Анализ роботи підстанції Південна з дослідженням надежности

РефератДопомога в написанніДізнатися вартістьмоєї роботи

3. Вибір трансформаторів напруги. Трансформатор напруги призначений для зниження високої напруги до стандартного значення 100 У чи 100/ У й у відділення ланцюгів вимірювання, і релейного захисту від первинних ланцюгів високої напруги. Існують трансформатори напруги різного класу точності. Похибка залежить від конструкції магнитопровода, магнітної проникності сталі та від co (вторинної… Читати ще >

Анализ роботи підстанції Південна з дослідженням надежности (реферат, курсова, диплом, контрольна)

МИНИСТЕРСТВООБЩЕГО І ПРОФЕСИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ.

РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦИИ.

ЛИПЕЦКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНИВЕРСИТЕТ.

Кафедра электрооборудования.

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА.

до дипломному проекту за фахом 18.13.00. — «Внутрішньозаводське електрообладнання» на тему:

____________________________________________________________________ ____________________________________________________________________ ____________________________________________________________________ Студент ____________________________________________________________.

(прізвище, ім'я, по батькові повністю) група ______________________________________________________________.

(підпис студента) Керівник дипломного проекту _____________________________________ ____________________________________________________________________.

(звання, ступінь, прізвище, ім'я, по батькові, підпис) Консультанти: по _______________________________________________________________.

(найменування розділу, звання, ступінь, прізвище, ім'я, по батькові, підпис) ____________________________________________________________________ по _________________________________________________________________.

(найменування розділу, звання, ступінь, прізвище, ім'я, по батькові, підпис) ____________________________________________________________________ Рецензент ___________________________________________________________.

(звання, ступінь, прізвище, ім'я, по батькові, підпис) ____________________________________________________________________ Дипломний проект розглянутий спеціалісти кафедри і допущений до захисту в ДАК ___ ____________________________________________________________________ Завідувач кафедри _______________________________________________ ____________________________________________________________________.

(звання, ступінь, прізвище, ім'я, по батькові, подпись).

ЗАДАНИЕ РЕФЕРАТ.

Діяльність розглянуті питання перевірочного розрахунку об'єкта електропостачання і порівняння отриманих результатів з реально існуючої підстанцією «Правобережна». У штатівській спеціальній частини розглянуті питання ефективності застосування пристроїв релейного захисту та автоматики.

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ.

Нині електрична енергія є найбільш широко використовуваної формою енергії. Це пов’язано з відносної легкістю її отримання, перетворення, передачі на велике відстань і розподілу між приймачами. Величезну роль системах електропостачання грають електричні підстанції — електроустановки, призначені для перетворення і розподілу електричної енергії. У Росії її, як та інших західні країни, для і розподілу електричної енергії використовують трифазний перемінний струм частотою 50 гц. Застосування трифазного струму частотою 50 гц зумовлено більшої экономичностью мереж, і установок трифазного струму проти мережами однофазного змінного струму, і навіть можливістю застосування як електропривода найнадійніших, і дешевих асинхронних электродвигателей.

Як об'єкти дослідження обрано підстанція «Правобережна». Ця підстанція входить до складу ВАТ «Липецкэнерго — ЛЭС» і лежить у південно-західній частині міста Липецька. Підстанція, як об'єкт електропостачання, було спроектовано і побудована для постачання електричної енергією певного кількості приймачів. За час відбулася зміна кількості приймачів, отже, і підвищення рівня навантажень. Тому устаткування застаріло морально і технічно. На ВАТ «Липецкэнерго — ЛЭС» розглядає питання модернізації даної підстанції шляхом заміни застарілого устаткування більш нове та досконале, а також установки нової автоматизованої системи релейного захисту, автоматизації та управління. І тому необхідний повторний розрахунок підстанції з урахуванням інтересів усіх що сталися останнім часом изменений.

Задля більшої надійної і безперебійної роботи, як підстанції, і енергосистеми, велике значення мають устрою релейного захисту та автоматики. Тому, за проектуванні, виготовленні і експлуатації пристроїв релейного захисту та автоматики приділяється велика увагу забезпечення надійного роботи даних пристроїв. Висока надійність системи релейного захисту та автоматики характеризується поєднанні високої надійності окремих елементів з належним технічним обслуговуванням. Основну частина пристроїв релейного захисту та автоматики у Росії становлять аналогові електромеханічні устрою. У цьому надійність систем релейного захисту та автоматики сягає 99,5%. Це досягається з допомогою оптимальної структури систем релейного захисту та автоматики і високих трудовитрат персоналу України на технічне обслуговування. Відповідно до «Зведеному річного звіту на роботу пристроїв релейного захисту та автоматики» ВАТ «Липецкэнерго» кількість пристроїв релейного захисту та автоматики, які працювали 25 років і більше, становить близько 29% від загальної кількості пристроїв релейного захисту та автоматики. У результаті морального та фізичного зносу пристроїв релейного захисту та автоматики збільшилися трудовитрати персоналу, спрямованих для підтримки надійність цих пристроїв належному уровне.

Нині у країнах стала вельми поширеною отримали мікропроцесорні системи захисту, контролю та управління, які мають рівні чи найкращі фінансові показники надійності і менші трудовитрати з технічного обслуговування проти системами на аналогових пристроях. Тому необхідно впровадження мікропроцесорних систем релейного захисту та автоматики.

Метою згаданої роботи є підставою перевірочний розрахунок об'єкта електропостачання і порівняння отриманих результатів з реально існуючої підстанцією, розгляд наявної системи релейного захисту та автоматики й визначення її эффективности.

1. ПЕРЕВІРОЧНИЙ РОЗРАХУНОК ОБ'ЄКТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.

1.1. Вплив довкілля працювати підстанції «Правобережная».

У цьому проекті як об'єкт електропостачання розглядаємо підстанцію «Правобережна». Вона у системі з іншими підстанціями цього ж самого класу. Праця у такому режимі дозволяє здійснювати додаткове резервування споживачів і підвищує надійність їх електропостачання. Підстанція «Правобережна» отримує енергію як трифазного струму частотою 50 гц лінією напругою 220 кВ довжиною 11,9 кілометрів від підстанції «Борино — 500». Потім енергія перетвориться на напруги 110 кВ, 35 кВ і десяти кВ і розподіляється відповідним электроприемникам.

Підстанція «Правобережна» перебуває у південно-західній частині міста Липецька. Липецкая область розташований у середньої смузі з умерено — континентальним кліматом. Коливання температури протягом року дуже значні і вони становлять 20 — 300С. У цьому середньорічний рівень опадів на області становить 550 — 600 мм, а кількість грозових днів на рік — 40 — 60. Тиск вітру у середньому не перевищує 35 Н/м. Товщина крижаного покриву при обледенении дротів та інших відкритих конструкцій становить 3 мм. Надійність роботи основного електроустаткування залежить та умовами довкілля. На роботу різних електротехнічних пристроїв впливають різноманітні чинники: удари, вібрація, перевантаження, перепади температури, електричні і магнітні поля, вологість, пісок, викликають корозію рідини і гази, сонячна радіація. У місті розташований великий металургійний комбінат АТ «НЛМК». Робота комбінату супроводжується підвищеним змістом пилу, зважених твердих частинок і хімічних домішок. З хімічних домішок найбільшу концентрацію мають окисли сірки й азоту. Це спричиняє необхідності використання подвійний ізоляції та інших заходів для забезпечення необхідного рівня ізоляції. Обслуговуючому персоналу необхідно ухвалити низку заходів для забезпечення нормальної роботи устаткування. До них належать: протирання керамічних ізоляторів, профілактика та інші операції. Тому, за виборі основного електроустаткування необхідно ухвалити до уваги те, що підстанція працює у безпосередній близькості до великого металургійного комбината.

1.2. Вибір месторасположения.

Підстанція «Правобережна», як будь-який інший підстанція, є важливим ланкою системи електропостачання. Отже, вибір оптимального розташування підстанції одна із важливих етапів проектування будь-який системи електропостачання. У на самому початку розрахунку складається список на всі об'єкти, які отримують енергію від даної підстанції, та був наноситься на план їхню прихильність. З іншого боку, треба зазначити графіки активної наукової та реактивної навантажень всіх приймачів електричної енергії. При раціональному розміщення підстанції на місцевості техніко-економічні показники системи електропостачання близькі до оптимальним. Це дозволяє знизити витрати при експлуатації, бо за передачі втрати електричної енергії мінімальні. Для визначення розташування підстанції при проектуванні системи електропостачання будується картограмма нагрузок.

1.3. Картограмма нагрузок.

Картограмма навантажень є розміщені на плані місцевості окружності, причому площі, обмежені цими окружностями, в обраному масштабі рівні розрахунковим навантажень об'єктів електропостачання. До кожного приймача електричної енергії будується своя окружність, центр якої збігаються з центром об'єкта. Кожен коло то, можливо розділений на сектори, відповідні освітлювальної, силовий, низьковольтної, високовольтної навантажень. І тут картограмма навантажень дає чітке уявлення як величину навантажень, а й їхні структурі. Центр навантаження об'єкта електропостачання символічний центром споживання електричної енергії. Картограмма навантажень дозволяє досить наочно уявити розподіл навантажень територією. Тоді, відповідно до [1]:

[pic],.

(1.1).

де Pi — навантаження об'єкта електропостачання, кВт; ri — радіус окружності, км; т — масштаб визначення площі кола, кВт/км2.

З формули (1.1) можна легко визначити радіус окружности:

[pic].

(1.2).

Підстанція «Правобережна» отримує харчування по двухцепной лінії 220 кВ «Правобережна» довжиною 11,9 км. На лінії 220 кВ «Правобережна» використовуються дроти марки АСО — 300. Провід обраний за умовою забезпечення механічної міцності, і навіть наявністю в атмосфері шкідливі речовини. На підстанції здійснюється перетворення електричної енергії з напруги 220 кВ до напруг 110, 35 і десяти кВ. Перетворена електрична енергія передається відповідним приймачам по повітряним і кабельним лініях. Потужність, передана по повітряним і кабельним лініях, а також відстані до приймачів наведені у табл. 1.1.

Таблиця 1.1.

Потужність приймачів електричної енергії і відстані до них.

|Напруга, кВ |Приймач |Потужність, кВ (А |Відстань, км | |110 |Дон |1898 + j339 |70,2 | | |Лебедянь |156 + j220 |72,0 | | |Суха Лубна |613 + j284 |30,0 | | |Центроліт |55 + j18 |6,9 | | |Московська |92 + j37 |9,7 | | |Пагорб |339 + j119 |5,0 | | |Вербилово |587 + j0 |32,5 | |35 |Цегельний завод |5 + j4 |1,0 | | |ЛОЭЗ |88 + j80 |5,2 | | |Борино |202 + j94 |15,3 | | |М'ясокомбінат |202 + j133 |3,0 | |10 |КТП — 307 |275 + j222 |0,8 | | |МСУ — 14 |100 + j88 |1,4 | | |РП — 17 |530 + j327 |1,9 | | |Брикетна |47 + j45 |1,0 | | |База ПСМК |204 + j170 |1,1 | | |Телецентр |33 + j5 |0,5 | | |Сырское |15 + j15 |1,2 | | |ГРС |86 + j17 |0,9 | | |Підгірне |16 + j15 |1,6 | | |Радгосп 50 років |28 + j29 |1,2 | | |Жовтня | | |.

Дані потужності приймачів електричної енергії взято на АТ «Липецкэнерго — ЛЭС» за результатами контрольних вимірів від 16 червня 1999 року. Визначимо радіус окружностей, характеризуючих потужність приймачів електричної енергії, за такою формулою (1.2):

[pic], км;

[pic], км.

Для інших приймачів розрахунок проводиться аналогічно. Результати розрахунку зведені в табл. 1.2.

Таблиця 1.2.

Радіуси окружностей, характеризуючих активні і реактивні потужності приймачів |Приймач |rа, км. |rр, км. | |Лебедянь |3,151 |3,742 | |Суха Лубна |6,247 |4,252 | |Центроліт |1,871 |1,070 | |Московська |2,420 |1,535 | |Пагорб |4,646 |2,752 | |Вербилово |6,113 |0 | |Цегельний завод |0,101 |0,505 | |ЛОЭЗ |2,367 |2,257 | |Борино |3,586 |2,446 | |М'ясокомбінат |3,586 |2,910 | |КТП — 307 |4,184 |3,759 | |МСУ — 14 |2,523 |2,367 | |РП — 17 |5,809 |4,563 | |Брикетна |1,730 |1,693 | |База ПСМК |3,604 |3,290 | |Телецентр |1,449 |0,564 | |Сырское |0,997 |0,997 | |ГРС |2,340 |1,040 | |Підгірне |1,009 |0,977 | |Радгосп 50 років Жовтня |1,335 |1,359 |.

Тепер визначимо умовний центр електричних навантажень. Він необхідний вибору найоптимальнішого розташування об'єкта електропостачання. Під час проведення розрахунку вважатимемо, що електричні навантаження розподілені рівномірно у всій площі приймача, тоді центр електричних навантажень збігаються з центром тяжкості даної системи мас. Координати умовного центру активних і реактивних навантажень, відповідно до [1], визначаються за такими загальним формулам:

[pic];

(1.3).

[pic].

(1.4).

Визначаємо умовний центр активних електричних нагрузок:

[pic].

[pic];

[pic].

Розрахунок умовного центру реактивних навантажень проводиться аналогічно. Тоді умовний центр реактивних навантажень перебуває у точці з координатами х0, р. (8,3 і у0, р. (15. Як очевидно з розрахунку центр електричних навантажень на картограмме представлено вигляді стабільної точки. Реально приймачі працюють із навантаженням, котру змінюють з часом. Отож не можна казати про центрі електричних навантажень, як і справу деякою стабільної крапки над генеральному плані. Насправді можна казати про зоні розсіювання центру електричних навантажень, як «про зоні, у якій із певною ймовірністю повинен перебуває об'єкт электроснабжения.

Визначимо питому (зважену) активну і реактивну потужність кожного приемника:

[pic].

[pic];

[pic].

Для інших приймачів розрахунок проводиться аналогічно. Результати розрахунку представлені у табл. 1.3.

Таблиця 1.3.

Питома (зважена) активна і реактивна потужність кожного приймача |Приймач |Р' |Q' | |1 |2 |3 | |Лебедянь |0,028 |0,097 | |Суха Лубна |0,110 |0,126 | |Центроліт |0,010 |0,008 | |Московська |0,017 |0,016 | |Пагорб |0,061 |0,053 | |Вербилово |0,105 |0 | |Цегельний завод |0,001 |0,002 | |ЛОЭЗ |0,016 |0,035 | |Борино |0,036 |0,042 |.

Закінчення табл. 1.3 |1 |2 |3 | |М'ясокомбінат |0,036 |0,059 | |КТП — 307 |0,049 |0,098 | |МСУ — 14 |0,018 |0,039 | |РП — 17 |0,095 |0,145 | |Брикетна |0,008 |0,020 | |База ПСМК |0,037 |0,075 | |Телецентр |0,006 |0,002 | |Сырское |0,003 |0,007 | |ГРС |0,015 |0,008 | |Підгірне |0,003 |0,007 | |Радгосп 50 років Жовтня |0,005 |0,013 |.

Тепер визначимо параметри нормального закону розподілу координат центру активних електричних нагрузок:

[pic].

[pic];

[pic].

[pic];

[pic].

Після перебування закону розподілу координат центру активних електричних навантажень визначимо зону розсіювання. І тому необхідно визначити радіуси еліпса зони розсіювання. У цьому приймемо, що вищу точку з координатами x і в потрапить у цей еліпс з ймовірністю Р (() = 0,95. Тогда:

[pic];

[pic].

Зона розсіювання центру активних електричних навантажень є еліпс. Картограмма активних навантажень представлена на рис. 1.1. Розрахунок зони розсіювання центру реактивних електричних навантажень проводиться аналогічно. Результати розрахунку зведені в табл. 1.4.

Таблиця 1.4.

Параметри нормального закону розподілу координат центру реактивних електричних навантажень |[pic] |[pic] |[pic] |[pic] |[pic] |[pic] | |5,185 |32,119 |0,311 |0,125 |5,569 |13,856 |.

Зона розсіювання центру реактивних електричних навантажень, також як і зона розсіювання центру активних електричних навантажень, є еліпс. Картограмма реактивних навантажень представлена на рис. 1.2.

1.4. Вибір типу, числа і трансформаторов.

Силові трансформатори, які на підстанціях, призначені для перетворення електричної енергії з однієї напруги інше. Найбільшого торгівлі поширення набули трифазні трансформатори, оскільки втрати у них як на 12 — 15% нижче, а витрата активних матеріалів і вартість на 20 — 25% менше, ніж групи трьох однофазних трансформаторів той самий сумарною потужності [3]. При розрахунках рекомендується вибирати трифазні трансформатори. Там, коли це пояснити неможливо, тобто не можна виготовити трифазний трансформатор дуже великі потужності або є обмеження при транспортуванні, допускається застосування груп товарів із двох трифазних чи трьох однофазних трансформаторів. Вибір трансформаторів залежить від визначенні їх числа, типу, і потужності. До основними параметрами трансформатора ставляться номінальні потужність, напруга, струм; напруга короткого замикання; струм холостого ходу; втрати холостого ходу і короткого замыкания.

Визначення типу, і потужності трансформаторів необхідно провести з урахуванням техніко-економічних розрахунків. Вибір трансформаторів на.

підстанції «Правобережна» проведемо з урахуванням порівняння двох варіантів. Розрахунок розділимо на два етапу. У першому етапі проведемо технічний розрахунок, другою — економічний. Економічний розрахунок проведемо у розділі .

На початку розрахунку необхідно визначити категорію электроприемников, яких необхідно підбивати напруга від підстанції. Підстанція «Правобережна» здійснює електропостачання споживачів I і II категорії. Як відомо, перебої в електропостачанні приймачів I і II категорії можуть призвести до важким аварій з до людських жертв, виходу з експлуатації устаткування, порушення технологічного циклу як наслідок економічні збитки, тому такі перебої неприпустимі. Тому, за виборі типу, і числа трансформаторів необхідно враховувати надійність електропостачання і можливість резервування коли устаткування з експлуатації. Виходячи з цього, необхідно розглядати схему двухтрансформаторной підстанції, оскільки він відповідає вимогам за надійністю електропостачання. На підстанції «Правобережна» замість силових трансформаторів встановлено автотрансформаторы. У порівняні з силовими трансформаторами тієї ж потужності автотрансформаторы мають ряд преимуществ:

— менший витрата міді, стали, ізоляційних материалов;

— менша маса, отже, менші габарити, що дозволяє створювати автотрансформаторы великих номінальних потужностей, ніж трансформаторы;

— менші втрата часу та більший коефіцієнт корисної действия;

— легші умови охлаждения.

На підстанції встановлено три автотрансформатора потужністю 125 МВ (А кожен. Перевіримо правильність вибору. У цьому будемо вважати, що роботи перебувають два автотрансформатора, а третій перебуває у резерві і використовується для плавки ожеледиці. Для правильного вибору автотрансформаторов необхідно визначити максимальну повну розрахункову потужність. Цю потужність визначимо методом упорядкованих діаграм. Він в справжнє час найширше що використовуються під час розрахунків систем електропостачання. Для визначення максимальної повної розрахункової потужності необхідно визначити номінальну потужність приймачів, які отримують електричну енергію з шин 110 кВ, 35 кВ і десяти кВ підстанції «Правобережна». Під час проведення розрахунку думати враховувати втрати енергії в лініях електропередачі. Номінальна потужність всіх приймачів електричної енергії равна:

[pic].

[pic], кВт.

Для визначення максимальної повної розрахункової потужності треба зазначити коефіцієнт максимуму і коефіцієнт використання. Відповідно до [1], приймемо коефіцієнт використання рівним 0,5. Коефіцієнт максимуму визначимо з графіка, що був на рис. 1.5.

[pic].

Тоді максимальна активна розрахункова навантаження равна:

[pic], кВт.

Середня активна і реактивна навантаження за найбільш завантажену зміну равна:

[pic], кВт;

[pic], кВ (Ар.

Максимальна реактивна розрахункова навантаження равна:

[pic], кВ (Ар.

Тепер, знаючи максимальну розрахункову активну і реактивну навантаження, визначаємо максимальну повну розрахункову нагрузку:

[pic], кВ (А.

Середня розрахункова навантаження за найбільш завантажену зміну равна:

[pic], кВ (А.

При виборі типу, числа і автотрансформаторов будемо розглядати два варіанта. У перший варіант передбачимо установку двох автотрансформаторов, тоді як у другому — трьох. Ці дві варіанта розглядатимемо одночасно. Тоді номінальна потужність, відповідно до [1], автотрансформатора визначається по формуле:

[pic],.

де Sн.т.п. — номінальна паспортна потужність автотрансформатора, кВ (А;

(ц.р. — середньорічна температура, 0С.

Середньорічна температура у місті Липецьку дорівнює 50С. отже, номінальна потужність автотрансформатора дорівнює номінальною паспортної потужності. Оскільки підстанція «Правобережна» постачає електричної енергією споживачів I і II категорії, а також коли врахувати необхідність 100%-ного резервування, номінальна потужність одного автотрансформатора обох варіантів равна:

[pic], кВ (А;

[pic], кВ (А,.

де n — кількість аналізованих автотрансформаторов.

Ця номінальна потужність відповідає сьогоднішньому розподілу навантажень. Насправді підстанція розрахована на перетворення і розподіл більшої потужності. Вибір типу, числа і автотрансформаторов проведемо за сьогоднішніми даним. По довіднику [2] вибираємо на першому варіанта два автотрансформатора типу АТДЦТН — 125 000/220/110, а другого варіанта — три АТДЦТН — 63 000/220/110. Потужність автотрансформаторов необхідно визначати з урахуванням її перевантажувальної здібності. Систематична перевантаження характеризується коефіцієнтом заповнення графика:

[pic].

Припустима навантаження автотрансформатора у години максимуму для двох варіантів відповідно равны:

[pic], кВ (А;

[pic], кВ (А.

Тоді коефіцієнт завантаження равен:

[pic];

[pic].

Визначаємо коефіцієнт припустимою перевантаження автотрансформатора зимой:

[pic];

[pic].

Оскільки перевантаження має перевищувати 15%, то тут для всіх варіантів примем:

[pic].

Сумарний коефіцієнт кратності припустимою перевантаження равен:

[pic];

[pic].

Припустима перевантаження на автотрансформаторы з урахуванням припустимою систематичної перевантаження в номінальному режимі равна:

[pic], кВ (А;

[pic], кВ (А.

З наведеного розрахунку слід, що обидва варіанти задовольняють поставленим умовам. У цій технічному розрахунку вибираємо варіант, який передбачає установку двох автотрансформаторов типу АТДЦТН — 125 000/220/110. Установка трьох автотрансформаторов типу АТДЦТН — 63 000/220/110 технічно недоцільна, так вимагає додаткових витрат транспортування і монтаж. Остаточний висновок за вибором автотрансформаторов потрібно зробити після проведення економічного расчета.

1.5. Визначення струмів короткого замыкания.

Визначення струмів короткого замикання виробляється для вибору та електричного устаткування підстанції, і навіть для проектування пристроїв релейного захисту та автоматики. У електричних установках можуть бути різні види коротких замикань, супроводжуваних різким збільшенням струму. Усі електрообладнання, яке встановлюється на об'єкті електропостачання, має постійним до струмів короткого замикання і вибиратися з урахуванням цих струмів. Відповідно до [3], розрізняють такі види коротких замыканий:

— трехфазное, чи симетричний, коли три фази з'єднуються між собой;

— двухфазное — дві фази з'єднуються між собой;

— однофазное — одна фаза сполучається з нейтралью джерела через землю;

— подвійне замикання на грішну землю — дві фази з'єднуються між собою й землей.

Короткі замикання у мережі виникають сумніви з наступним основним причинам:

— ушкодження ізоляції окремих частин электроустановок;

— неправильні дії обслуговуючого персонала;

— перекриття токоведущих частин установок.

Розрахунок струмів короткого замикання з урахуванням дійсних характеристик і дійсного режиму всіх елементів об'єкта електропостачання дуже складний. Аби вирішити завдань, які у цій роботі, введемо ряд допущень, що значно спростять розрахунки і внесуть істотних похибок. До таких допущенням можна отнести:

— приймаємо, що фази ЭДС всіх генераторів не змінюються в протягом всього процесу короткого замыкания;

— не враховуємо насичення магнітних систем, що дозволяє вважати постійними і залежними від струму індуктивні опору всіх элементов;

— нехтуємо струмом намагничивания силових трансформаторов;

— не враховуємо ємнісні провідності елементів короткозамкнутой ланцюга на землю;

— вважаємо, що трифазна система є симметричной;

— вплив навантаження на струм короткого замикання враховуємо приближенно.

Зазначені припущення призводять до незначного перебільшення струмів короткого замикання (похибка вбирається у 10%, що припустимо). Обраний за цими значенням устаткування, матиме певний запас по току короткого замикання. При розрахунку приймаємо, що систему має необмеженої потужністю. Це дозволяє прийняти припущення, представлені вище. Розрахункова схема об'єкта електропостачання представлена на рис. 1.6. Підстанція «Правобережна» отримує электрическую.

Рис. 1.6. Розрахункова схема об'єкта електропостачання енергію напругою 220 кВ лінією «Правобережна» довжиною 11,9 км. З розрахунку думати враховувати що відходять лінії напругою 110 кВ, 35 кВ і десяти кВ. Розрахунок проведемо в відносних одиницях. Вибираємо базисну потужність рівну Sб = 100 МВ (А. Весь розрахунок вестимемо щодо цієї базисної потужності. При розрахунку необхідно враховувати, що лінію напругою 220 кВ є двухцепной. Відповідно до досвідченим даним погонное індуктивне опір лінії 220 кВ одно 0,4 Ом/км. Тоді відносне базисне опір лінії равно:

[pic].

Для визначення індуктивного опору автотрансформаторов необхідно визначити напруги короткого замикання кожної обмотки. Для автотрансформатора № 1 цих значень равны:

[pic];

[pic].

Так проводимо розрахунок інших автотрансформаторов. Результати розрахунку представлені у табл. 1.4.

Таблиця 1.4.

Результати розрахунку інших автотрансформаторов.

| |Автотрансформатор № 2 |Автотрансформатор № 3 | |ик, в |8,06 |16,25 | |ик, с |0,36 |-5,05 | |ик, н |40,14 |26,25 |.

Тепер визначимо відносне опір автотрансформаторов. Відповідно до [4] для трансформаторів і автотрансформаторов відносне базисне опір равно:

[pic];

[pic].

Так визначаються відносні базисні опору інших автотрансформаторов і трансформаторів. Результати зведені в табл. 1.5.

Таблиця 1.5.

Відносні базисні опору автотрансформаторов і трансформаторів |Автотрансформатор № 2 |Автотрансформатор № 3 |х*5 |х*6 |х*7 | |х*3,в |х*3,с |х*3,н |х*4,в |х*4,с |х*4,н | | | | |0,064 |0,003 |0,321 |0,13 |0 |0,21 |0,056 |0,062 |0,058 |.

Тепер, знаючи відносні базисні опору всіх елементів, можна визначити струми короткого замикання в відповідних точках. Схема заміщення до розрахунку струмів короткого замикання представлена на рис. 1.7. Тогда:

[pic].

Базисний струм Iб при базисному напрузі Uб = 230 кВ равен:

Рис. 1.7. Схема заміщення до розрахунку струмів короткого замикання [pic], кА.

Тоді струм короткого замикання у точці (к-1):

[pic], кА;

[pic], МВ (А.

Для розрахунку струму короткого замикання у точці (к-2) приймаємо за базисне напруга Uб = 10,5 кВ. Усі відносні базисні опору, необхідних розрахунку, варто навести до цього базисному напрузі. Тоді результуюче відносне опір ліній електропередач напругою 220 кВ равно:

[pic].

Відносне базисне опір обмотки вищого напруги автотрансформатора також потрібен призвести до базисному напрузі 37 кВ. Тогда:

[pic].

Тепер, коли всі необхідні відносні базисні опору наведено до розрахунковому опору, визначаємо відносне результуюче сопротивление:

[pic].

Базисний струм Iб при базисному напрузі 37 кВ равно:

[pic], кА.

Струм короткого замикання у точці (к-2) равен:

[pic], кА;

[pic], МВ (А.

У більшості інших точках струм короткого замикання визначається аналогічно. Розрахунок приведено у Додатку 1, а результати зведені в табл. 1.6.

Таблиця 1.6.

Результати розрахунку струму короткого замыкания.

|к-1 |Iп (к-1) |кА |62,75 | | |Iу (к-1) |кА |159,735 | | |S (к-1) |МВ (А |24 998 | |к-2 |Iп (к-2) |кА |10,0 | | |Iу (к-2) |кА |25,46 | | |S (к-2) |МВ (А |641 |.

Закінчення табл. 1.6 |к-3 |Iп (к-3) |кА |45,64 | | |Iу (к-3) |кА |116,18 | | |S (к-3) |МВ (А |9091 | |к-4 |Iп (к-4) |кА |12,19 | | |Iу (к-4) |кА |31,03 | | |S (к-4) |МВ (А |781 | |к-5 |Iп (к-5) |кА |18,15 | | |Iу (к-5) |кА |46,20 | | |S (к-5) |МВ (А |330 |.

1.6. Вибір і перевірка електричних аппаратов.

1.6.1. Перевірка електричних апаратів по номінальному току і току короткого замикання. Надійна робота будь-якого об'єкта електропостачання забезпечено лише тоді, коли кожний обраний апарат відповідає як умовам номінального режиму, і умов праці при коротких замиканнях. Тому електрообладнання спочатку вибираємо по номінальним параметрами, та був здійснюємо перевірку на дію струмів короткого замыкания.

1.6.1.1. Вибір і перевірка вимикачів високої напруги. На підстанції «Правобережна» застосовуються вимикачі типу У — 220 — 10, МКП — 110 — 5, МКП — 35, ВМГ — 133 і ВМП — 10. Вимикач є основним апаратом на підстанції, вона є для включення і відключення ланцюзі у будь-яких режимах: тривала навантаження, перевантаження, коротке замикання, холостий хід, несинхронная робота. Найбільш важкої операцією є відключення трифазного короткого замикання і включення на існуюче коротке замикання. До вимикачам пред’являються такі требования:

— надійне відключення будь-яких токов;

— швидкість дії, тобто найкоротший термін отключения;

— придатність для швидкодіючого автоматичного повторного включения;

— можливість пофазного (пополюсного) управления;

— легкість ревізії і огляду контактов;

— взрывоі пожаробезопасность;

— зручність транспортування і эксплуатации.

Вимикачі високої напруги вибираються по номінальному напрузі, току, номінальному току відключення, по ударному току, по термічної стійкості. Параметри вибору вимикачів представлені у табл. 1.7.

Таблиця 1.7.

Параметри вибору вимикачів високого напряжения.

|Тип |Розрахунковий |Каталожні |Умова вибору | | |параметр |дані | | | |електричної |устаткування | | | |ланцюга | | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |У — 220 — 10 |Uном, з, |220 |Uном, кВ |220 |Uном, з (Uном | | |кВ | | | | | | |Iном, з, А|1000 |Iном, А |2000 |Iном, з (Iном | | |Iкз, р, кА|62,75 |Iп, кА |26,3 |Iкз, р (Iп | | |Iу, р, кА |159,73|Iу, кА |82 |Iу, р (Iу | | | |5 | | | | | |Sкз, МВ (А |24 998 |Sотк, МВ (А|10 000 |Sкз (Sотк | |МКП — 110 — 5 |Uном, з, |110 |Uном, кВ |110 |Uном, з (Uном | | |кВ | | | | | | |Iном, з, А|1000 |Iном, А |1000 |Iном, з (Iном | | |Iкз, р, кА|45,64 |Iп, кА |18,4 |Iкз, р (Iп | | |Iу, кА |116,18|Iу, кА |52 |Iу, р (Iу | | |Sкз, МВ (А |9091 |Sоткл, |3500 |Sкз (Sотк | | | | |МВ (А | | | |МКП — 35 |Uном, з, |35 |Uном, кВ |35 |Uном, з (Uном | | |кВ | | | | | | |Iном, з, А|300 |Iном, А |600 |Iном, з (Iном | | |Iкз, р, кА|12,19 |Iп, кА |12,5 |Iкз, р (Iп | | |Iу, кА |31,03 |Iу, кА |30 |Iу, р (Iу | | |Sкз, МВ (А |781 |Sоткл, |350 |Sкз (Sотк | | | | |МВ (А | | | |ВМГ — 133 |Uном, з, |10 |Uном, кВ |10 |Uном, з (Uном | | |кВ | | | | | | |Iном, з, А|200 |Iном, А |600 |Iном, з (Iном | | |Iкз, р, кА|18,15 |Iп, кА |20,0 |Iкз, р (Iп | | |Iу, кА |46,20 |Iу, кА |52 |Iу, р (Iу | | |Sкз, МВ (А |330 |Sоткл, |100 |Sкз (Sотк | | | | |МВ (А | | |.

Закінчення табл. 1.7 |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |ВМП — 10 |Uном, з, |10 |Uном, кВ |10 |Uном, з (Uном | | |кВ | | | | | | |Iном, з, А|200 |Iном, А |600 |Iном, з (Iном | | |Iкз, р, кА|18,15 |Iп, кА |19,3 |Iкз, р (Iп | | |Iу, кА |46,20 |Iу, кА |52 |Iу, р (Iу | | |Sкз, МВ (А |330 |Sоткл, |200 |Sкз (Sотк | | | | |МВ (А | | |.

З порівняння результатів, які у табл. 1.7, з параметрами справді наявного нині електроустаткування підстанції «Правобережна» видно, що коли частина устаткування не підходить за низкою параметрів. Тому мені пропоную, виходячи з [1], замінити вимикачі У — 220 — 10 на вимикачі серії З — 220 — 25 чи ВМТ — 220Б, вимикачі МКП — 110 — 5 — на вимикачі У — 110 — 2000 — 50.

1.6.1.2. Вибір і перевірка роз'єднувачів і отделителей. Роз'єднувач — це контактний комутаційний апарат, призначений для відключення і включення електричної ланцюга без струму чи з незначним струмом, який забезпечення безпеки має між контактами в від'єднаному становищі ізоляційний проміжок. Елімінатор зовні не відрізняється від разъединителя, та в нього для відключення є пружинний привід. Недоліком існуючих конструкцій отделителей є досить велику час відключення (0,4 — 0,5 з). Перевірка, встановлений на підстанції роз'єднувачів і отделителей, представленій у табл. 1.8.

Таблиця 1.8.

Параметри вибору роз'єднувачів і отделителей |Тип |Розрахунковий параметр |Каталожні дані |Умови | | |електричної ланцюга |устаткування |вибору | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |РЛНД — 1 — |Uном, з, кВ|220 |Uном, кВ |220 |Uном, з (| |220/2000, | | | | |Uном | |РЛНД — 2 — | | | | | | |220/2000 | | | | | | | |Iном, з, А |1000 |Iном, А |1000 |Iном, з (| | | | | | |Iном | | |Iкз, р, кА |62,75 |Iп, кА |31 |Iкз, з (Iп | | |Вк, кА (с |108,9 |Iтер, кА |15 |Вк (I2тер (| | | | | | |tтер | | | | |tтер, з |10 | |.

Закінчення табл. 1.8 |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |РЛНД — 1 — |Uном, з, кВ|110 |Uном, кВ |110 |Uном, з (| |110/1000, | | | | |Uном | |РЛНД — 2 — | | | | | | |110/1000 | | | | | | | |Iном, з, А |1000 |Iном, А |1000 |Iном, з (| | | | | | |Iном | | |Iкз, р, кА |45,64 |Iп, кА |31 |Iкз, з (Iп | | |Вк, кА (с |52,2 |Iтер, кА |15 |Вк (I2тер (| | | | | | |tтер | | | | |tтер, з |10 | | |РЛНД — 1 — |Uном, з, кВ|35 |Uном, кВ |35 |Uном, з (| |35/600, | | | | |Uном | |РЛНД — 2 — | | | | | | |35/600 | | | | | | | |Iном, з, А |300 |Iном, А |600 |Iном, з (| | | | | | |Iном | | |Iкз, р, кА |12,19 |Iп, кА |31 |Iкз, з (Iп | | |Вк, кА (с |28,8 |Iтер, кА |12 |Вк (I2тер (| | | | | | |tтер | | | | |tтер, з |10 | | |ОД — |Uном, з, кВ|220 |Uном, кВ |220 |Uном, з (| |220/1000 | | | | |Uном | | |Iном, з, А |1000 |Iном, А |1000 |Iном, з (| | | | | | |Iном | | |Iкз, р, кА |62,75 |Iп, кА |31 |Iкз, з (Iп | | |Вк, кА (с |108,9 |Iтер, кА |15 |Вк (I2тер (| | | | | | |tтер | | | | |tтер, з |10 | |.

З табл. 1.8 видно, що встановлений устаткування повністю підходить в умовах эксплуатации.

1.6.1.3. Вибір трансформаторів напруги. Трансформатор напруги призначений для зниження високої напруги до стандартного значення 100 У чи 100/[pic] У й у відділення ланцюгів вимірювання, і релейного захисту від первинних ланцюгів високої напруги. Існують трансформатори напруги різного класу точності. Похибка залежить від конструкції магнитопровода, магнітної проникності сталі та від co (вторинної навантаження. На підстанції «Правобережна» встановлено трансформатори напруги НКФ — 220, НКФ — 110 і 3НОМ — 35. Трансформатор напруги НКФ — 110 має двухстержневой магнитопровод, кожному стрижні якого розташована обмотка ВН, розрахована наполовину фазного напруги UФ/2. Так як загальна точка обмотки ВН з'єднана з магнитопроводом, він по відношення до землі перебуває під потенціалом Uф/2. Трансформатори напруги НКФ — 220 складаються з цих двох блоків, встановлених один над іншим, тобто мають два магнитопровода і чотири щаблі каскадної обмотки ВН з ізоляцією на Uф/4. Проведемо вибір, і перевірку трансформаторів напруги. Результати вибору зведемо в табл. 1.9.

Таблиця 1.9.

1.6.1.4. Вибір перерізу дротів повітряних ліній. Повітряні лінії призначені передачі і розподілу електричної енергії дротами на свіжому повітрі. Проводу з допомогою ізоляторів і арматури прикріплюються до опорам чи кронштейнам на будинках і спорудах. При виборі перерізу дротів необхідно враховувати ряд технічних і ступінь економічних факторов:

— нагрівання від тривалого виділення тепла робочим телом;

— нагрівання від короткочасного виділення тепла струмом короткого замыкания;

— падіння напруги в проводах повітряної лінії від проходження струму в нормальних і аварійних режимах;

— механічна міцність — опірність механічної навантаженні (власний вагу, ожеледь, ветер);

— «коронирование» — чинник, залежить від величини застосовуваного напруги, перерізу дроту й навколишня среда.

На підстанції «Правобережна» переважно застосовуються двухцепные лінії. Це у тому, щоб знизити індуктивне опір лінії. Зменшення індуктивного опору лінії приводить до зменшення втрат потужності при передачі електричної енергії, що покращує економічні характеристики. Для захисту ліній електропередач від прямих ударів блискавки використовуються грозозащитные троси перерізом 70 мм² для ліній 220 кВ і 50 мм² для ліній 110 кВ.

Вибір перерізу дротів ліній електропередач проходить за економічної щільності струму. Тоді, відповідно до [5]:

[pic],.

(1.5).

де Iрасч — максимальний розрахунковий струм в лінії, А; jэк — економічна щільність струму, А/мм2.

Відповідно до [5], економічна щільність струму jэк для алюмінієвих дротів дорівнює 1,0 А/мм2. Для вибору необхідно перевірити провід по припустимою втрати напряжения:

[pic],.

(1.6).

де [pic] - активна потужність, кВт;

[pic] - реактивна потужність, кВ (Ар;

[pic] - активне опір лінії, Ом;

[pic] - індуктивне опір лінії, Ом; l — довжина лінії, км;

U — напруга мережі, кВ.

Перевіримо правильність вибору дротів, використовуваних на повітряних лініях, відведених від підстанції «Правобережна». Марки використовуваних на підхожих і відведених повітряних лініях представлені у табл. 1.10.

Таблиця 1.10.

Марки використовуваних дротів на відповідних лініях |Право|Донск|Сухая|Центр|Моско|Бугор|Лебед|Верби|Кирпи|ЛОЭЗ |Мясок|Борин| |береж|ая |Лубна|олит |вская| |янь |лово |чный | |омбин|о | |ная | | | | | | | |завод| |ат | | |АСО -|АС — |АС — |АС — |АС — |АС — |АС — |АС — |АС — |АС — |АС — |АС — | |300 |185 |185 |185 |185 |185 |185 |185 |95 |95 |95 |95 |.

Тоді, відповідно до формулі (1.6), втрата напруги для лінії «Правобережна» напругою 220 кВ равна:

[pic], В.

Тепер визначимо допустиму втрату напруги в лінії. Допускається втрата напруги в лінії трохи більше 5%. Те есть:

[pic], В.

З розрахунку видно, що втрата напруги в лінії менше допустимих величин (U ((Uдоп, отже даний провід підходить. Для інших ліній розрахунок проводиться аналогічно. Результати розрахунку представлені у табл. 1.11.

Таблиця 1.11.

Втрати напруги в повітряні лінії |Донск|Сухая|Центр|Моско|Бугор|Лебед|Верби|Кирпи|ЛОЭЗ |Мясок|Борин| |а |Лубна|олит |вская| |янь |лово |чный | |омбин|о | | | | | | | | |завод| |ат | | |4278 |2980 |420 |591 |305 |7153 |1980 |31,3 |163 |93,9 |479 |.

Тепер визначимо допустимі втрати напруги в лініях напругою 110 кВ і 35 кВ. У цьому допускається втрата напруги не більш 5%:

[pic], В;

[pic], В.

З розрахунку видно, що обрана марка дроти усім повітряних лініях, крім лінії «Лебедянь», оскільки падіння напруги менше припустимого значення. Для лінії «Лебедянь» необхідно вибрати провід більшого перерізу, або зменшити протекающий дротами номінальний ток.

Згідно з умовами механічної міцності на лініях електропередачі напругою понад тисячу У застосовуються многопроволочные дроти. Необхідно виконання условия:

[pic].

(1.7).

проте перевірка за умовою (1.7) для ліній електропередач напругою вище 1000 У зазвичай немає, позаяк у вона найчастіше значення Fмин.мех. виявляються менше необхідних на інших умовам перетинів. Умовою, визначальним допустимість використання тієї чи іншої перерізу дротів ліній електропередач з погляду економічно рівня втрат потужності і електроенергії на «корону», є обмеження максимальної напруженості електричного поля лежить на поверхні дротів. У [5] наведено мінімальні перерізу дротів на виконання цієї умови. Обрані вище дроти для повітряних ліній напругою 220 кВ, 110 кВ і 35 кВ перевершують мінімальні допустимі значення. Отже дані дроти подходят.

1.7. Оцінка рівня надійності підстанції «Правобережная».

Оцінка рівня надійності електроенергетичних об'єктів є основним комплексно пред’явлених до них вимог. У деяких енергетичних системах число аварій сягає кілька десятків на рік, а річний недоотпуск електричної енергії внаслідок аварій — кілька мільярдів кіловат-годин. Під час такої високої аварійності оцінка надійності окремих видів устаткування й установок і вишукування можливих шляхів підвищення надійності стають першочерговими завданнями. З іншого боку, оцінивши збитки, завданий споживачам перервою електропостачання, збитки, викликані аварійним ремонтом, і навіть витрати, пов’язані на підвищення надійності, можна порушувати питання оптимальному рівні надійності електроенергетичних установок. З упровадженням нової техніки проблема надійності основного устаткування стає одним із главных.

Усі электроприемники, які отримують електроенергію з шин 110 кВ, 35 кВ і десяти кВ підстанції «Правобережна», за надійністю електропостачання ставляться до I і II категорії. Тому необхідно забезпечити якісне і надійне електропостачання всіх приймачів. Для якісного і найнадійнішого електропостачання необхідна безвідмовна робота всіх елементів, встановлених на підстанції. Для спрощення оцінки зробимо таке припущення: одночасне поява відмов двох, а, тим паче, кількох елементів послідовного їх сполуки, щодо надійності вважається невозможным;

Схема заміщення підстанції «Правобережна» з метою оцінки надійності представлена на рис. 1.8. Оцінка надійності проводитимемо виходячи з класичного методу розрахунку надійності. Він обраний виходячи з те, що є простою й доступне проведення розрахунку. Показники надійності окремих елементів отримані виходячи з розрахунків, які у [6], і навіть підставі даних отриманих на підприємстві. Показники надійності окремих елементів представлені у табл. 1.12 і табл. 1.13.

Таблиця 1.12.

Показники надійності трансформатора і олійного вимикача |Тра|Внезапные отказы|[pic], год. |27 097,5 | |нсф| | | | |орз| | | | |ато| | | | |р | | | | | | |[pic] |[pic] | | |Поступові |[pic], год. |45 845 | | |відмови | | | | | |[pic] |[pic] | | |Можливість |[pic] |[pic] | | |безвідмовною | | | | |роботи | | | | |Відновлення |[pic], год. |0,05 | | | |[pic] |[pic] | |Вык|Внезапные отказы|[pic], год. |7903,6 | |люч| | | | |ато| | | | |ль | | | | | | |[pic] |[pic] | | |Поступові |[pic], год. |167 598 | | |відмови | | | | | |[pic] |[pic] | | |Можливість |[pic] |[pic] | | |безвідмовною | | | | |роботи | | | | |Відновлення |[pic], год. |0,04 | | | |[pic] |[pic] |.

Рис. 1.8. Схема заміщення підстанції «Правобережна» щодо надежности.

де 1 — лінія электропередачи;

2 — разъединитель;

3 — шины;

4 — масляний выключатель;

5 — отделитель;

6 — короткозамыкатель;

7 — трансформатор.

Таблиця 1.13 Показники надійності разъединителя, отделителя, короткозамыкателя і шин |Разъ|Отказ |[pic], год. |42 434,8 | |єдиний| | | | |ител| | | | |т | | | | | | |[pic] |[pic] | | |Відновлення |[pic], 1/ч.|0,1 | | | |[pic] |[pic] | |Отде|Отказ |[pic], год. |6821,8 | |лиття| | | | |ль | | | | | | |[pic] |[pic] | | |Відновлення |[pic], 1/ч.|0,33 | | | |[pic] |[pic] | |Коро|Отказ |[pic], год. |5141,6 | |ткоз| | | | |амык| | | | |ател| | | | |и | | | | | | |[pic] |[pic] | | |Відновлення |[pic], 1/ч.|0,18 | | | |[pic] |[pic] | |Сбор|Отказ |[pic], год. |12 269,4 | |ные | | | | |шини| | | | | | |[pic] |[pic] | | |Відновлення |[pic], 1/ч.|0,3 | | | |[pic] |[pic] |.

Оскільки від підстанції «Правобережна» споживачі отримують електричну енергію напругою 110 кВ, 35 кВ і десяти кВ, то необхідно визначити надійність їх електропостачання. Розрахунок проводиться виходячи з показників надійності, наведених вище. Оскільки розрахунок для приймачів різного напруги проводиться аналогічно, то розглянемо лише схему електропостачання приймачів напругою 35. Визначимо сумарну інтенсивність відмов цепи:

[pic], 1/ч.

Так знаходимо сумарну інтенсивність відмов інших ланцюгів. Результати розрахунку представлені у табл. 1.14.

Таблиця 1.14.

Інтенсивність відмов ланцюгів схеми заміщення |(э2, 1/ч. |(э3, 1/ч. |(э4, 1/ч. |(э5, 1/ч. |(э6, 1/ч. | |2,01(10 -5 |1,79(10 -6 |2,90(10 -6 |2,90(10 -6 |3,51(10 -6 |.

Еквівалентна схема заміщення системи електропостачання приймачів напругою 35 кВ представлена на рис. 1.9. Тепер визначимо сумарну інтенсивність відмов схеми електропостачання споживачів напругою 35 кВ:

[pic].

[pic], 1/ч.

Середнє час безвідмовної роботи системи електропостачання споживачів напругою 35 кВ:

[pic], ч.

Середнє часів відновленої системи електропостачання споживачів напругою 35 кВ равно:

[pic].

Рис. 1.9. Еквівалентна схема заміщення системи електропостачання приймачів напругою 35 кВ [pic].

[pic], ч.

Коефіцієнт готовності системи електропостачання споживачів напругою 35 кВ:

[pic].

Можливість безвідмовної роботи системи на інтервалі часу від 0 до t0:

[pic].

Оскільки приймачі, отримують електричну енергію напругою 35 кВ від підстанції «Правобережна», ставляться до I і II категорії за надійністю, необхідно забезпечити резервування. Тому електрична енергія на шини 35 кВ надходить із двох автотрансформаторов. Визначимо надійність системи електропостачання з урахуванням резервування. Система може у чотирьох станах: три працездатні родовищ і одне — отказ.

— обидва елемента работоспособны;

— перший елемент відмовив, другий работоспособен;

— перший працездатний, а другий отказал;

— обидва елемента отказали.

При розрахунку вважатимемо, що систему і двох паралельних гілок. З розрахунку, що був вище, известно:

[pic], 1/ч;

[pic], ч.;

[pic], ч.

Тогда:

[pic].

[pic];

[pic].

[pic];

[pic].

[pic];

[pic].

Тоді коефіцієнт готовності системы:

[pic].

Коефіцієнт простою системы:

[pic].

Тепер визначимо інтенсивність відмов системи з цих резервированных элементов:

[pic].

[pic], 1/ч.

Середнє час безвідмовною работы:

[pic], ч.

З розрахунку видно, що з резервування середнє час безвідмовної роботи системи сягає 9248 років, значно перевищує термін їхньої служби будь-якого устаткування. 2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАХИСТ У СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.

2.1. Загальні сведения.

2.1.1. Призначення релейного захисту. У енергетичних системах можуть бути ушкодження і ненормальні режими роботи електроустаткування електростанцій і підстанцій, їх розподільних пристроїв, ліній електропередач і електроустановок споживачів електричної енергії. Ушкодження здебільшого супроводжуються значним збільшенням струму і дуже зниженням напруги в елементах енергосистеми. Підвищений струм виділяє дуже багато тепла, що викликає руйнації на місці ушкодження небезпечний нагрівання неушкоджених ліній і устаткування, якими цей струм проходить. Зниження напруги порушує нормальну роботу споживачів електроенергії та стійкість паралельної роботи генераторів і енергосистеми загалом. Ненормальні режими зазвичай призводять до відхилення величин напруги, струму і частоти від допустимих значень. При зниженні частоти і напруження створюється небезпека порушення нормальної роботи споживачів і стійкості енергосистеми, а підвищення напруження і струму загрожує ушкодженням устаткування й ліній електропередач. Отже, ушкодження порушують роботу енергосистеми і споживачів електроенергії, а ненормальні режими створюють можливість виникнення ушкоджень чи розладу роботи энергосистемы.

Задля більшої нормальної роботи енергетичної системи та споживачів електроенергії необхідно вирішувати якомога швидше виявляти і відокремлювати місце ушкодження від неушкодженої мережі, відновлюючи таким шляхом ненормальні працюють і припиняючи руйнації на місці ушкодження. Тому не виникає потреба у створенні та застосуванні автоматичних пристроїв, виконують зазначені операції, і захищають систему і його елементи від небезпечних наслідків ушкоджень кісткової та ненормальних режимов.

Спочатку ролі як і захисту застосовувалися плавкі запобіжники. Потім було створено захисні устрою, що їх при допомоги спеціальних автоматів — реле, що отримали назву релейного защиты.

Релейная захист є основними видами електричної автоматики, без якої неможлива нормальна і надійна робота сучасних енергетичних систем. Вона здійснює безперервний контролю над станом і режимом всіх елементів енергосистеми реагує виникнення ушкоджень кісткової та ненормальних режимів. У разі ушкоджень захист виявляє і відключає не від системи ушкоджений ділянку, впливаючи на спеціальні силові вимикачі, призначені для розмикання струмів ушкодження. У разі ненормальних режимів захист виявляє їх і залежно від характеру порушення виробляє операції, необхідних відновлення нормального режиму, чи подає сигнал черговому персоналу.

2.1.2. Вимоги, які пред’являються релейного захисту. Ці вимоги діляться на великі группы:

— вимоги до захисту від коротких замыканий;

— вимоги до захисту від ненормальних режимов.

Вимоги до захисту від коротких замыканий:

— селективность;

— быстродействие;

— чувствительность;

— надежность.

Селективність — це здатність захисту відключати при коротких замиканнях лише ушкоджений ділянку мережі. Отже, селективне відключення ушкодження є основним передумовою забезпечення надійного електропостачання потребителей.

Швидкодія — це здатність захисту відключати ушкодження з можливо більшої швидкістю обмеження розмірів руйнації устаткування, підвищення ефективності автоматичного повторного включення ліній і збірних шин, зменшення тривалості зниження напруги в споживачів в споживачів і збереження стійкості паралельної роботи генераторів, електростанцій і енергосистеми в целом.

Чутливість — це здатність захисту реагувати на ушкодження в мінімальних режимах системи електропостачання, коли зміна воздействующей величини, тобто величини, яку реагує захист, буде мінімальної. Чутливість захисту оцінюється коефіцієнтом чутливості. Коефіцієнт чутливості є ставлення між значенням воздействующей величини при ушкодженні защищаемой зони і встановленим на захисту параметром її спрацьовування. Для захистів, реагують на ток:

[pic],.

де Iкз. min — мінімальний струм короткого замыкания;

Iс.з. — струм спрацьовування защиты.

Надійність — це здатність захисту виконувати задані функції, зберігаючи свої експлуатаційні показники у заданих межах протягом певного проміжку времени.

Захисту від ненормальних режимів, як і та від коротких замикань, повинні мати селективностью, чутливість і надійністю. Швидкодія з посади цих захистів, зазвичай, непотрібен. Часто ненормальні режими носять короткочасний характері і самоликвидируются, наприклад короткочасна перевантаження під час пуску асинхронного електродвигуна. У групі тих випадках, коли усунення ненормальних режимів може оцінити черговий персонал, захист від ненормальних режимів може виконуватися з дією лише з сигнал.

2.2. Види релейного защиты.

2.2.1. Токовая захист. Захист, на яку воздействующей величиною є струм, називається токовой захистом. Цей вид захисту у системах електропостачання отримав найбільшого поширення. Першими токовыми захистами були плавкі запобіжники. Суть захисту плавким запобіжником у тому, що з протікання великого струму плавкая вставка руйнується і ланцюг розривається. У токовых захистах застосовуються електромагнітні реле максимального і мінімального струму. Реле максимального струму діє при перевищенні воздействующей величини струму спрацьовування реле, а реле мінімального струму — за незначного зниження воздействующей величини менш струму спрацьовування реле. Токовые захисту діляться на максимальні токовые захисту та токовые відсічення. Токовая відсічення — то є захист, яка спрацьовує мгновенно.

2.2.2. Захист за напругою. Для цього виду захисту воздействующей величиною є напруга. Захист за напругою, як і токовая захист, виконується на електромагнітних реле максимального і мінімального напряжения.

2.2.3. Токовая спрямована захист. Спрямованої називається захист, що діє за певного напрямі потужності короткого замикання. Цей вид захисту застосовується у мережах із двостороннім харчуванням. Захист у тих мережах повинна як реагувати на поява струму короткого замикання, але для забезпечення селективності повинна також ураховувати напрям потужності короткого замикання в защищаемой лінії чи, інакше кажучи, фазу струму в лінії щодо напруги на шинах. Напрям потужності короткого замикання, що проходить лінії, характеризує, де виникло ушкодження: на защищаемой лінії чи інших присоединениях, відведених від шин даної підстанції. Це обставина використовують у токовой спрямованої захисту, котра, за знаку потужності визначає, якою приєднання виникло ушкодження, і діють лише при короткому замиканні на защищаемом участке.

2.2.4. Дистанційна захист. Цей вид захисту застосовується у мережах складної конфігурації, наприклад, кільцева мережу з двостороннім харчуванням. Витяг часу дистанційної захисту залежить від відстані між місцем установлення захисту та точкою короткого замикання. У цьому найближча доречно ушкодження дистанційна захист має меншу витримку часу, що більш віддалені захисту, таким чином автоматично забезпечується селективне відключення пошкодженої ділянки. Основним елементом дистанційної захисту є дистанційний орган, визначальний віддаленість короткого замикання від місця установки захисту. Як дистанційного органу використовуються реле опору, безпосередньо чи опосередковано реагують на повне, активне чи реактивне опір линии.

2.2.5. Диференційна захист. Принцип дії диференціальної захисту грунтується на порівнянні розміру й фази струмів на початку й кінці защищаемого ділянки. Ця захист забезпечує миттєве відключення короткого замикання у будь-якій точці защищаемого дільниці і має селективностью при короткому замиканні поза защищаемой зони. Диференціальні захисту поділяються на подовжні і поперечні. Перші служать за захистом як одинарних, і паралельних ліній, другі — лише паралельних линий.

2.2.6. Високочастотна захист. Високочастотні захисту є быстродействующими і призначаються для ліній середньої та великої довжини. Вони застосовують у тому випадку, коли за умовами стійкості або іншими причин потрібно швидке двостороннє відключення короткого замикання у будь-якій точці защищаемого ділянки. Задовольняють цьому ж вимозі подовжні диференційна захист непридатна для довгих ліній внаслідок високу вартість з'єднувального кабелю і неприпустимого збільшення його опору. За принципом дії високочастотна захист не реагує на короткі замикання поза защищаемого дільниці і тому, як і і диференціальні захисту, немає витримки часу. Існує два виду високочастотних защит:

— спрямована захист з високочастотної блокуванням, тобто із блокуванням струмами високої частоти, джерело якої в порівнянні напрямів потужності короткого замикання по кінців защищаемой линии;

— дифференциально-фазные високочастотна захист, джерело якої в порівнянні фаз струмів по кінців линии.

2.3. Елементи релейного защиты.

Устрою релейного захисту, відповідно до [8], складаються з кількох реле, з'єднаних друг з одним за схемою. Реле є автоматичне пристрій, яке в дію за певного значенні воздействующей нею вхідний величини. У релейного захисту застосовуються реле з контактами — електромеханічні, безконтактні — на напівпровідниках чи ферромагнитных елементах. Перші при спрацьовуванні замикаються чи розмикаються контакти, в тих — за певного значенні вхідний величини x стрибкоподібно змінюється вихідна величина у.

Кожен комплект релейного захисту підрозділяється на дві части:

— реагирующая;

— логическая.

Реагуюча частина є головним, вона з основних реле, які постійно отримують інформацію про стан защищаемого елемента і реагують на ушкодження чи ненормальні режими, подаючи відповідні команди на логічний частина защиты.

Логічний частина є допоміжної, вона сприймає команди реагувати частини й, якщо їх значення, послідовність поєднання відповідають заданої програмі, відбувається заздалегідь передбачені операції, і подає управляючий імпульс відключення вимикачів. Логічний частина може виконуватися з допомогою електромеханічних реле чи схем з допомогою напівпровідникових приладів. Відповідно до цим розподілом захисних пристроїв реле також діляться на дві группы:

— основні, реагують на повреждения;

— допоміжні, діючі за командою перші місця і використовувані у логічній частини схемы.

Як реагують реле применяют:

— токовые реле, реагують на величину тока;

— реле напруги, реагують на величину напряжения;

— реле опору, реагують зміну сопротивления.

Крім того, широкого розповсюдження набули реле потужності, реагують на величину і напрям потужності короткого замикання, проходить тим місцем установки захисту. Для захистів від ненормальних режимів, як і й у захистів від короткі замикання, використовуються реле струму і напруження. Перші служать як реле, реагують на перевантаження, а другі — на небезпечне підвищення чи зниження напруги у мережі. З іншого боку, застосовується ряд спеціальних реле, наприклад, реле частоти, чинне при неприпустимому зниженні чи підвищенні частоти; теплові реле, реагують збільшення тепла, що виділяється струмом при перегрузках.

До допоміжних реле относятся:

— реле часу, службовці для уповільнення дії защиты;

— реле вказівні, службовці для сигналізації і фіксації дії защиты;

— реле проміжні, передають основних реле на відключення вимикачів і службовці реалізації взаємної зв’язку між елементами защиты.

Нині у різних пристроях релейного захисту набули поширення інтегральні транзисторно-транзисторные логічні схеми [9]. Для пристроїв релейного захисту та автоматики широко застосовуються елементи інтегральної высокопороговой транзисторнотранзисторної логіки серії К155 і К511, виділені на роботи за умов підвищених електромагнітних помех.

Практика застосування логічних елементів показує, що найбільш раціональним є використання у пристроях релейного захисту уніфікованих логічних елементів, що реалізують послідовно дві логічні операції «АБО — НЕ» і «І - НЕ». Вони утворюють функціонально повну групу [10], цебто в основі елементів одного з цих типів можливо побудувати будь-яку задану логічний схему. Однотипність логічних елементів полегшує проектування, виготовлення і експлуатацію пристроїв релейного захисту. Ще однією перевагою уніфікованих логічних елементів, які включають у собі інвертори, є у їх схемою активного усилительного елемента, що складається з однієї чи кількох транзисторів. Це виключає можливості загасання рівня сигналу в ланцюжку з кількох послідовно з'єднаних элементов.

Під час проектування схем з інтегральними логічними елементами типу К155 і К511 необхідно враховувати особливість режиму роботи вихідних каскадів цих елементів під час переходу вихідного сигналу від 1 до 0 і навпаки. У час переходу може бути короткочасний режим, коли відкриті обидва транзистора вихідного каскаду, що різко збільшує споживаний елементом струм. Такі кидки струму можуть викликати різким коливанням напруги харчування елементів і внаслідок цього збої у роботі вузлів схеми. Щоб не допустити таких збоїв безпосередньо на висновках харчування мікросхем встановлюються конденсатори, з малої власної индуктивностью, наприклад типу КМ і КЛС.

3. ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ ПРИСТРОЇВ РЕЛЕЙНОГО ЗАХИСТУ І АВТОМАТИКИ.

3.1. Причини аварій у энергосистеме.

Аналіз аварійності в енергосистемі є основним завданням розслідування технологічних порушень. У цьому під аварійністю усвідомимо стан системи, що характеризується числом порушень сну і їх наслідками за певного періоду. При експлуатації електроустаткування щомісяця складаються інформацію про числі порушень за період. З цього звіту визначаються абсолютні і відносні зміни проти попереднім періодом эксплуатации.

Використання методів надійності для аналізу аварійності електроустаткування в енергосистемі пов’язаний з певними труднощами. Дані методи спрямовані оцінку надійності і ефективності серійного устаткування. При відомих параметрах надійності окремих елементів системи ці методи дозволяють оцінити надійність перетинів поміж вузлами системи. Проте, причинами порушень не є лише неполадки в устаткуванні, а й небезпечні зовнішні на елементи системи та помилки людини в управлінні технологічними процесами в енергосистемі. Тому необхідно враховувати поведінка чоловіки й вплив зовнішнього середовища істотно обмежують застосування теорії надійності з метою аналізу аварійності в енергосистемі. Функціональна модель виникнення аварій у енергосистемі представлена на рис. 3.1. Якісний ———————————;

Аналіз роботи електроустаткування підстанції «Правобережна» з оценкой.

ефективності пристроїв релейного захисту та автоматики ЭО — 95.

доцент, кандидата технічних наук Шпиганович Алла Александровна экономике і виробництва — доцент, кандидат технических наук Шпиганович Алла Александровна профессор, доктора технічних наук Шпиганович Олександр Николаевич по охорони праці —.

по нормоконтролю —.

[pic].

37 кВ.

[pic].

230 кВ.

[pic].

115 кВ.

37 кВ.

10,5 кВ.

[pic].

Показати весь текст

Заповнити форму поточною роботою