Электрооборудование и электрохозяйство строительного треста

Размещено на http://www.allbest.ru/

4

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Электрооборудование и электрохозяйство строительного треста



Аннотация

В данной выпускной квалификационной работе выбрано электрооборудование и электрохозяйство строительного треста.

Содержание выпускной квалификационной работы включает в себя следующие вопросы: расчет электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения, определение центра электрических нагрузок, расчет токов короткого замыкания и выбор и проверка электрооборудования, разработка схемы электроснабжения, расчет релейной защиты, компенсация реактивной мощности. Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности.



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Определение расчётных нагрузок строительного треста

1.1 Метод коэффициента спроса

1.2 График нагрузок и определение средних мощностей

2. Определение центра электрических нагрузок

3. Выбор системы питания

3.1 Выбор ЛЭП

3.2 Выбор трансформаторов ППЭ

3.3 Выбор устройства высокого напряжения

4. Выбор системы распределения

4.1 Выбор напряжения распределения

4.2 Выбор устройства низкого напряжения

4.3 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

4.4 Выбор кабельных линий

5. Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор коммутационных аппаратов и измерительных устройств

6.1 Выбор высоковольтных выключателей (ячеек)

6.2 Выбор разъединителей и выключателей

6.3 Выбор измерительных трансформаторов

6.4 Выбор выключателей нагрузки, предохранителей и автоматических

выключателей

6.5 Проверка КЛЭП по условию термической стойкости

7. Релейная защита и автоматика

7.1 Дифференциальная защита трансформатора ТДН-16000/110

7.1.1 Расчёт дифференциальной защиты с реле типа РНТ-565

7.1.2 Расчёт дифференциальной защиты с реле типа ДЗТ-11

7.2 Описание релейной защиты и автоматики остальных участков сети

Заключение

Список использованных источников

мощность электропотребление трансформатор подстанция



ВВЕДЕНИЕ

Промышленные предприятия являются основными потребителями электрической энергии. Современные промышленные предприятия, помимо различия технологического порядка, отличаются друг от друга также размером занимаемой территории и величинами установленной электрической мощности. Различны и схемы электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие научно-технического прогресса требует совершенствования промышленной электротехники: создание экономичных надёжных схем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и техническими процессами, внедрения микропроцессорной техники, новых комплектных преобразовательных устройств.

Главной задачей проектирования является наиболее рациональное построение системы электроснабжения и выполнение всех её основных принципов проектирования на должном техническом уровне принимаемых решений.

Так же должна предусматриваться гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия баз существенного усложнения и удорожания первоначального варианта, при этом должны по возможности приниматься решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

Большое внимание уделено вопросам создания необходимой надёжности электроснабжения, обеспечения качества электроэнергии и электромагнитной совместимости устройств в сетях промышленных предприятий, быстродействия и селективности релейной защиты и оперативной автоматики, автоматизации измерений и учёта электроэнергии.

Электроснабжение предприятия должно быть достаточно надёжным, т.к. небольшие сбои в электроснабжении могут повлечь за собой серьёзные нарушения в технологическом процессе. Это отрицательно сказывается на производстве и отпуске дорого и необходимого оборудования.

Район, в котором находится проектируемое предприятие - Западная Сибирь. Этот район характеризуется большим перепадом летних и зимних температур. Основные цеха предприятия - это электроприёмники второй категории, но также имеются и первой. Питание проектируемого предприятия производится от энергосистемы через понизительную подстанцию.

При проектировании электроснабжения промышленного предприятия следует руководствоваться действующими нормативными материалами по технологическому проектированию, нормами и правилами строительного проектирования, санитарными и противопожарными нормами, а также нормативными, руководящими и методическими материалами по проектированию, издаваемыми проектными институтами, на которые возложена разработка и выпуск такого рода материалов.



1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНЫХ НУГРУЗОКстроительного треста

1.1 Расчет методом коэффициента спроса

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и выбора защиты.

Определяя максимальную нагрузку производства необходимо определить нагрузки электроприемников цехов, участков, предполагая отсутствие источников реактивной мощности в системе электроснабжения.

Расчет электрических нагрузок цехов является главным этапом при проектировании промышленной электрической сети. Существует много методов определения расчетных нагрузок, но в данном проекте рассматриваются два метода:

метод коэффициента спроса;

статистический метод.

Полученные результаты сравниваются, и в качестве расчётной принимается меньшая нагрузка.

1. Метод коэффициента спроса

- активная мощность освещения цехов:

, (1.1)

где - площадь цеха;

- плотность освещения;

- коэффициент спроса освещения цехов;

- реактивная мощность освещения цехов:

; (1.2)

где - коэффициент мощности.

- максимальная мощность с учетом освещения цехов:

; ; ; , (1.3)

где - установленная мощность цеха;

- коэффициент спроса;

- коэффициент мощности;

- активная мощность освещения территории:

, (1.3)

где -площадь освещаемой территории, которая определяется по формуле:

; (1.4)

- плотность освещения для территории предприятия;

- коэффициент спроса освещения территории.

Тогда

;(1.5)



- реактивная мощность освещения территории:

,

где - коэффициент мощности.

Тогда

.(1.6)

Расчёт произведён при помощи программы Microsoft EXCEL, результаты расчёта сведены в табл. 1.

Нагрузки на напряжение ниже 1000 В:

(1.7)

(1.8)

(1.9)

Нагрузки на напряжение выше 1000 В:

;(1.10)

. (1.11)

При определении максимальной нагрузки по предприятию в целом, необходимо учесть потери в силовых трансформаторах цехов. Но эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в цеховых трансформаторных подстанциях Р_т и Q_т учитываются приблизительно, по суммарным значениям нагрузок до 1000 В:

; (1.12)

. (1.13)

Расчётные нагрузки по предприятию с учётом потерь в цеховых трансформаторных подстанциях и с учётом коэффициента разновременности максимумов k_рm:

(1.14)

(1.15)

Таблица 1Мощность предприятия

№ цеха	Pн, кВт	kс	cos / / tg	Рm, кВт	Qm, кВар	Р'm, кВт	Q'm, кВар	, Вт/м2	Ро, кВт	Qо, кВар	F ц, м2
Нагрузки 0,4 кВ
1.	30	0,6	0,65/1,17	15,00	17,54	26,34	22,98	14	11,34	5,44	900
2.	120	0,7	0,85/0,62	96,00	59,50	124,35	73,10	20	28,35	13,61	1575
3.	250	0,3	0,6/1,33	100,00	133,33	140,50	152,77	20	40,50	19,44	2250
4.	30	0,3	0,6/1,33	12,00	16,00	30,23	24,75	18	18,23	8,75	1125
5.	80	0,3	0,6/1,33	32,00	42,67	50,23	51,41	18	18,23	8,75	1125
6.	50	0,7	0,6/1,33	40,00	53,33	50,94	58,58	18	10,94	5,25	675
7.	3200	0,7	0,7/1,02	2240,00	2285,26	2361,91	2343,77	14	121,91	58,51	9675
8.	4200	0,7	0,7/1,02	2940,00	2999,40	3098,76	3075,60	14	158,76	76,20	12600
9.	3600	0,7	0,7/1,02	2520,00	2570,91	2690,10	2652,56	14	170,10	81,65	13500
10.	2300	0,6	0,75/0,88	1380,00	1217,05	1416,45	1234,54	10	36,45	17,50	4050
11.	990	0,7	0,8/0,75	693,00	519,75	725,40	535,30	10	32,40	15,55	3600
12.	180	0,5	0,65/1,17	90,00	105,22	102,15	111,05	10	12,15	5,83	1350
13.	1400	0,7	0,8/0,75	980,00	735,00	1020,50	754,44	10	40,50	19,44	4500
14.	60	0,7	0,8/0,75	42,00	31,50	80,28	49,87	18	38,28	18,37	2363
15.	230	0,4	0,6/1,33	92,00	122,67	109,01	130,83	8	17,01	8,17	2363
16.	530	0,3	0,6/1,33	159,00	212,00	183,30	223,66	10	24,30	11,66	2700
17.	1700	0,7	0,8/0,75	1190,00	892,50	1226,45	910,00	10	36,45	17,50	4050
18.	220	0,8	0,8/0,75	176,00	132,00	183,29	135,50	18	7,29	3,50	450
19.	280	0,7	0,8/0,75	196,00	147,00	206,94	152,25	18	10,94	5,25	675
20.	110	0,5	0,7/1,02	55,00	56,11	59,05	58,06	10	4,05	1,94	450
21.	90	0,5	0,65/1,17	45,00	52,61	51,08	55,53	10	6,08	2,92	675
22.	800	0,3	0,65/1,17	240,00	280,59	251,34	286,03	14	11,34	5,44	900
23.	260	0,5	0,65/1,17	130,00	151,99	138,51	156,07	14	8,51	4,08	675
24.	70	0,5	0,65/1,17	35,00	40,92	47,15	46,75	10	12,15	5,83	1350

Всего	-	-	14374,23	13295,43	-	876,23	420,59	73576
Нагрузки 6 кВ
7.	2600	0,7	0,7/1,02	-	-	1820,00	1856,8	-	-	-	-
13.	5600	0,7	0,8/0,75	-	-	3920,00	2940,0	-	-	-	-
17.	800	0,8	0,8/0,75	-	-	1040,00	780,0	-	-	-	-
18.	1880	0,8	-0,7/-1,02	-	-	1520,00	-1550,7	-	-	-	-
Всего	-	-	8300,00	4026,06	-	-	-	-
ИТОГО по предприятию	-	-	22674,22	17321,49	-	876,23	420,59	73576

При определении расчетной нагрузки предприятия необходимо учесть компенсацию реактивной мощности. Энергосистема задает экономическую величину реактивной мощности в часы максимума нагрузок системы, передаваемую в сеть потребителей:

(1.16)

(1.17)

Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87 "Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения". В области электроэнергетики всегда существует задача снижения потерь электроэнергии в сетях и повышения её качества в точках потребления. Наиболее эффективным способом снижения потерь является установка в сетях компенсирующих устройств. Все параметры режима работы сети зависят от активной и реактивной мощности. Однако если для изменения активной мощности требуется изменить технологический режим работы потребителей электроэнергии, то изменение реактивной мощности достигается более просто - с помощью установки компенсирующих устройств (КУ), наиболее распространенными являются батареи синхронных конденсаторов (БСК). Мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в цехе, рассчитывается по формуле:

,

где - мощность компенсирующих устройств, которую нужно установить; - имеющаяся реактивная нагрузка в i-том цехе;

- суммарная реактивная нагрузка всех цехов, где устанавливаются компенсирующие устройства.

Мощность компенсирующих устройств:

(1.18)

Результаты расчёта сведены в табл. 2.

Таблица 2 Мощность компенсирующих устройств

№ ТП	№ цеха	Q'm кВар	QБ кВар	Тип КУ	Кол-во шт.	Qку кВар	Q'm ку кВар
2	7	2343,77	2216,54	УКБН-0,38-200-50УЗ	11	2200	143,77
3,4	8	3075,60	2908,65	УКБ-0,38-240-УЗ	12	2880	195,60
9,10	9	2652,56	2508,57	УКБН-0,38-200-50УЗ	13	2600	52,56
6	10	1234,54	1167,53	УКБН-0,38-200-50УЗ	6	1200	34,54
5	11	535,30	506,24	УКБ-0,38-240-УЗ	2	480	55,30
7	13	754,44	713,49	УКБ-0,38-240-УЗ	3	720	34,44
12	16	223,66	211,52	УКБН-0,38-200-50УЗ	1	200	23,66
11	17	910,00	860,60	УКБН-0,38-200-50УЗ	4	800	110,00
15	22	286,03	270,51	УКБ-0,38-240-УЗ	1	240	46,03
Всего	12015,92	11363,65		51	11320	695,92

Полная мощность предприятия, приведённая к шинам ППЭ:

. (1.19)

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов СЭС мощности трансформаторов подстанции, питающие и распределительные сети энергосистемы, заводские трансформаторные подстанции и их сети.

1.2 График нагрузок и определения средних мощностей

Для нахождения P_ср и P_ср.кв. рассматривается типовой суточный график предприятия. Суточный график нагрузок предприятия приведён на рис.1, а численные значения сведены в табл.3.

Расчёт средней и среднеквадратичной активной мощности:

и (1.20)

Таблица 3Суточный график нагрузок предприятия

t, ч	Pi, МВт	Qi, МВар	t, ч	Pi, МВт	Qi, МВар	t, ч	Pi, МВт	Qi, МВар
0-1	15,75	5,67	8-9	16,80	5,98	16-17	16,27	5,83
1-2	15,75	5,67	9-10	16,27	5,67	17-18	18,90	6,14
2-3	14,70	5,35	10-11	19,95	6,30	18-19	19,95	6,30
3-4	16,27	5,67	11-12	18,90	6,14	19-20	20,47	6,30
4-5	17,85	5,98	12-13	20,99	6,30	20-21	15,75	5,35
5-6	16,80	5,67	13-14	18,90	6,14	21-22	20,99	5,98
6-7	17,85	5,98	14-15	20,99	6,30	22-23	18,90	5,83
7-8	18,90	6,30	15-16	20,99	6,30	23-24	18,90	5,83

(1.21)

(1.22)

Рисунок 1-Суточный график электрических нагрузок предприятия



2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Так как взаимное расположение трансформаторной подстанции и электроприёмников играет значительную роль при расчете экономической эффективности системы электроснабжения, то необходимо найти оптимальное расположение ППЭ. Расположение ППЭ будет оптимальным, если он будет находиться в центре электрических нагрузок (ЦЭН) электроприемников. При определении ЦЕН предприятия нет необходимости производить расчёт с большой точностью. При реальном проектировании для нахождения ЦЭН возможно использование нескольких методов. Для учебного проектирования принимается, что ЦЭН электрических нагрузок цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха. Поэтому теоретически находят ЦЭН предприятия, что необходимо для определения ориентировочного места расположения ППЭ.

Для наглядности строится картограмма из условия, что площади окружностей в выбранном масштабе являются расчётными активными нагрузками цехов. Осветительная нагрузка указывается секторами, отдельными окружностями наносится высоковольтная нагрузка.

Для построения картограммы нагрузок цехов нужно найти радиус окружности по формуле(4.1)

,(2.1)

где - масштаб.

Сектор, характеризующий долю осветительной нагрузки в общей нагрузке до 1000 В, определяется по формуле:



, (2.2)

где - осветительная нагрузка i - ого цеха;

- осветительная нагрузка всех цехов.

Для более полного определения места расположения ППЭ находится ЦЭН предприятия с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок.

На плане предприятия условно наносятся оси координат.

Координаты центра электрических нагрузок предприятия находятся по формулам:

(2.3)

. (2.4)

Результаты расчётов сведены в табл.4.

Таблица 4 Координаты центра электрических нагрузок предприятия

№ цеха	P'm	Pо	X	Y	r	i О	X0	Y0
	кВА	кВА	мм	мм	мм	град	мм	мм
1.	26,34	11,34	125	215	2,9	5	64,1	107,9
2.	124,35	28,35	85	220	6,3	12
3.	140,50	40,50	45	220	6,7	17
4.	30,23	18,23	85	188	3,1	7
5.	50,23	18,23	45	188	4,0	7
6.	50,94	10,94	130	188	4,0	4
7.	1361,91	121,91	45	155	27,4	50
8.	3098,76	158,76	105	155	31,4	65
9.	2390,10	170,10	120	105	29,3	70
10.	1416,45	36,45	78	123	21,2	15
11.	735,40	32,40	25	123	15,2	13
12.	122,15	12,15	65	95	5,7	5
13.	1020,50	40,50	25	95	18,0	17
14.	80,28	38,28	113	50	5,1	16
15.	109,01	17,01	95	50	5,9	7
16.	182,30	24,30	70	55	7,6	10
17.	1226,45	36,45	32	58	19,8	15
18.	183,29	7,29	53	100	7,6	3
19.	206,94	10,94	130	63	8,1	4
20.	59,05	4,05	130	40	4,3	2
21.	51,08	6,08	140	21	4,0	2
22.	251,34	11,34	100	15	8,9	5
23.	138,51	8,51	43	20	6,6	3
24.	47,15	12,15	60	20	3,9	5
Всего	14374,23	876,23	-	-	-	-
6 кВ
7.	1820,00	-	45	155	28,8	-
13.	3920,00	-	25	95	39,5	-
17.	1040,00	-	25	58	20,3	-
18.	1520,00	-	100	7,64	26,3	-
Всего	8300,00	-	-	-	-	-
ИТОГО	21674,23	876,23	-	-	-	-

Картограмма и центр электрических нагрузок изображены на рис.2.

Рисунок 2-Картограмма электрических нагрузок



3 ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ

3.1 Выбор ЛЭП

Так как на предприятия имеются электроприёмники I категории, то из условия бесперебойности питания электроснабжение обеспечивается от двух независимых взаимно резервирующих друг друга источников питания - по двум одноцепным воздушным ЛЭП, на железобетонных опорах типа ПБ-110-1 и на металлических типа У-110-1.

Номинальный ток в линии составляет:

. (3.1)

Ток в послеаварийном режиме увеличивается вдвое:

.(3.2)

Выбор проводов осуществляется по следующим условиям:

1) по экономической плотности тока;

2) по условию образования короны;

3) по длительно-допустимому току;

4) по потерям напряжения.

По экономической плотности тока. Число часов использования максимума нагрузки для предприятия составляет 5640 ч/год.

.(3.3)

Согласно табл. 1.3.36. [1] j_ЭК= 1,1 при Т_М = 5640 часов.

По условию образования короны.Согласно табл. 4.10. [3] минимальное сечение проводов по условию образования короны для ВЛ напряжением 110 кВ должно приниматься не менее 70 мм². Предварительно принимаем провод марки АС-70/11.

По длительно-допустимому току. Расчет сводится к следующему. Проводим проверку по длительно-допустимому току в послеаварийном режиме:

;

(табл. 1.3.29 [1]);

.

Выбранное сечение провода проходит по длительно-допустимому току.

По потерям напряжения. Потери напряжения в ЛЭП находятся по формуле:

, (3.4)

где - активное сопротивление линии;

- индуктивное сопротивление линии.

;(3.24)

,(3.5)

Где D_ср - среднее расстояние между фазными проводами;



r_пр - радиус провода;

n - количество проводов в фазе.

;(3.6)

, (3.7)

гдеl - длина ВЛ;

n - количество параллельно работающих линий.

.(3.8)

В послеаварийном режиме потери напряжения увеличатся вдвое:

.(3.8)

Выбранная ЛЭП проходит по потерям напряжений, т.к. они меньше допустимых.

Окончательно принимаем к подвеске провод марки АС-70/11 (алюминиевый провод со стальным сердечником).

3.2 Выбор трансформаторов ППЭ

На подстанциях промышленных предприятий устанавливают, как правило, два трансформатора. Установка одного трансформатора допускается, если обеспечивается требуемая степень надёжности электроснабжения потребителей. Установка более двух трансформаторов должна быть подтверждена соответствующим технико-экономическим обоснованием.

Для электроснабжения предприятия принимается подстанция глубокого ввода (ППЭ) с двумя трансформаторами, т.к. на предприятии имеются электроприёмники I и II категорий. Выбор трансформаторов ППЭ производится по расчётному максимуму нагрузки S_m. После чего, намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную и послеаварийную перегрузку. В соответствии с тем, что S_m = 21919,26 кВА, предварительно намечаем силовой трансформатор марки ТДН-16000/110.

Необходимо определить среднеквадратичную полную мощность предприятия:

.3.9)

По суточному графику активной мощности определяем среднеквадратичную активную мощность:

. (3.10)

Средневзвешенный коэффициент мощности предприятия определяем по формуле (3.22)

;(3.11)

. (3.12)



Проверка нормального режима:

1) коэффициент загрузки в нормальном режиме:

.(3.13)

Т.к. k_з< 1, то проверять трансформатор на эксплуатационную перегрузку в нормальном режиме нет необходимости.

Проверка послеаварийного режима:

1) коэффициент максимальной перегрузки:

,. (3.14)

где S_тр - мощность трансформатора.

2) коэффициент перегрузки, исходя из того, что перегрузка идет все 24 часа в сутки:

.(3.15)

Поскольку , то ,следовательно, принимаем k₂' = k_m= 1,37.

Если коэффициент начальной загрузки не больше 0,93, то трансформаторы допускают в течение не более 5 суток перегрузку на 40 % сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч/сут.

Трансформатор проходит по длительно допустимой перегрузке:



k₂ = 1,37 < k_{2 доп}= 1,4.

Основные данные силового трансформатора представлены в табл.5.

Таблица 5Данные силового трансформатора

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования, %	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк %	?Pк, кВт	?Pхх, кВт	Iхх, %	Цена, руб.
ТДН-16000/110	16		115	6,6; 11	11	88	21	0,8	42000

3.4 Выбор устройства высокого напряжения

Схему электрических соединений подстанции выбирают на основании общей схемы электроснабжения предприятия и схемы развития энергосистемы. При этом она должна удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции в соответствии с категориями электроприёмников;

учитывать перспективу развития подстанции;

допускать возможность поэтапного расширения;

обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений;

обеспечивать наглядность, простоту, экономичность и автоматичность, т.е. возможность восстановления питания потребителей в послеаварийном режиме средствами автоматики.

Наиболее часто применяются два варианта схем.

Вариант 1. Схема с отделителями и короткозамыкателями на линиях. При срабатывании релейной защиты подаётся сигнал на включение короткозамыкателя, срабатывает защита в начале питающей линии на отключение и во время бестоковой паузы отключается отделитель, и таким образом обесточивается трансформатор. Схема изображена на рис.3-а.

Вариант 2. Схема с выключателями в цепи линий. Эта схема обладает большей надёжностью и имеет меньшее время восстановления питания. Схема изображена на рис.3-б.

Рисунок 3-Схемы устройства высокого напряжения

По условию окупаемости схема 1 более экономична и выгодна.



4 ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

4.1 Выбор напряжения распределения

В систему распределения СЭС предприятия входят:

- РУ низкого напряжения ППЭ;

- цеховые комплектные трансформаторные подстанции (КТП);

- РП 6, 10 кВ и ЛЭП (КЛЭП и токопроводы).

Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность питания потребителей электрической энергии, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение линий, расход проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными.

Внутризаводское распределение электрической энергии выполняются по радиальным или магистральным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузки, их значений, требуемой степени надежности питания и других особенностей объекта. Радиальные схемы целесообразны для питания мощных РП и наиболее ответственных электроприёмников. Магистральные схемы целесообразны при упорядоченном (близком к линейному) расположении КТП на территории предприятия, благоприятствующие возможно более прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителя энергии без обратных потоков энергии и длинных обходов.

Число трансформаторов, присоединённых к одной магистрали, зависит от их мощности и надежности питаемого объекта. При большом числе трансформаторов слишком загрубляется МТЗ на головном участке магистрали, и она может оказаться не чувствительной при коротком замыкании в трансформаторе.

Первое, что необходимо сделать - это выбрать рациональное напряжение системы распределения, то есть 6 или 10 кВ.

Рациональное напряжение распределения электроэнергии в основном зависит от наличия и значения мощности электроприёмников напряжением 6 и 10 кВ, наличие собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения. Для определения рационального напряжения необходимо произвести технико-экономический расчёт. Технико-экономический расчёт не проводится в случаях, если:

суммарная мощность электроприемников 6 кВ равна или превышает 40% общей мощности предприятия, тогда напряжение распределения принимается 6 кВ;

суммарная мощность электроприемников 6 кВ не превышает 15% общей мощности предприятия, тогда напряжение распределения принимается 10 кВ.

Суммарная мощность 6 кВ:

;(4.1)

.(4.2)

Принимаем напряжение распределения U_р= 6 кВ без технико-экономического расчёта.

4.2 Выбор устройства низкого напряжения

Количество ячеек, присоединённых к секции шин, должно быть выбрано исходя из следующих потребностей:

по одной ячейке на каждое проектируемое присоединение 10 (6) кВ;

по одной резервной ячейке на каждой секции шин;

ячейка с межсекционным выключателем;

ячейка с измерительным трансформатором напряжения на каждой секции шин;

ячейка с вводным выключателем на каждой секции шин;

ячейка с трансформатором собственных нужд на каждой секции шин.

Найдём максимальный ток на стороне 6 кВ:

Для устройства низкого напряжения выбираем схему "Одиночная секционированная система шин, из двух полусекций".

Схема представлена на рис. 4.

Рисунок 4 -Схема распределительного устройства низкого напряжения

При токе выше 1000А принимаем к установке комплектное распределительное устройство типа К-104(табл. 9.5 стр. 512) [2]. Основные параметры приведены в табл. 6.

В последние годы широкое распространение получили вакуумные коммутационные аппараты. В них гашение дуги при коммутации электрической цепи осуществляется в вакуумной дугогасящей камере.



Таблица 6Параметры комплектного распределительного устройство типа К-104

Серия	Uн, кВ	Iн, А	Iн.откл., кА	Iдин., кА	Iт / t, кА/с	Габариты: ширина глубина высота	Тип выключателя
К-104	10	3200	31,5	81	31,5/3	750 1200 2100	вакуумный

К основным достоинствам вакуумных выключателей относится:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения (10 - 20 тыс. отключений номинальных токов, 20 - 200 отключений тока отключения);

снижение эксплуатационных затрат;

полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

малые габариты;

бесшумность, чистота и удобство обслуживания.

В качестве коммутационных аппаратов во вводных и секционной ячейках 6 кВ выбраны вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-31,5/3150У3, а в ячейках отходящих линий - вакуумные выключатели типа ВВ/TEL-10-16/800. Основные параметры выключателей приведены в табл. 7.

Таблица 7Параметры выключателей

Тип выключателя	Uн, кВ	Iн, А	Iн.откл., кА	Iпред.скв., кА	Iн. вкл., кА	Iт / t, кА/с	tоткл. с	tот.соб. с
				пик	перио-дич.	пик	перио-дич.
ВВЭ-10- -31,5/3150У3	10	3150	31,5	80	31,5	80	31,5	31,5/3	0,075	0,055
ВВ/TEL-10-16/800	10	800	16	32	16	32	16	16/3	0,025	0,01



4.3 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

Определяя число трансформаторов в ТП необходимо учесть условие, предъявляемое к электроснабжению электроприемников первой и второй категории, которое указывает, что для их питания должно быть два независимых источника питания, т.е. в ТП устанавливается по два трансформатора.

При выборе числа трансформаторов в цехе рекомендуется выполнить следующие условия:

если удельная нагрузка цеха менее 0,2 кВА/м², то устанавливаются трансформаторы мощностью не более 1000 кВА;

если удельная нагрузка цеха составляет 0,2 - 0,3 кВА/м², то устанавливаются трансформаторы мощностью 1000 - 1600 кВА;

если удельная нагрузка цеха более 0,3 кВА/м², то устанавливаются трансформаторы мощностью не менее 2500 кВА.

По условию окружающей среды во всех цехах трансформаторные подстанции пристроенные.

Цеховые трансформаторные подстанции выполняются с трансформаторами мощностью до 2500 кВА включительно без сборных шин на стороне высокого напряжения, как при радиальной, так и при магистральной схемах подключения.

Число трансформаторов определяется по формуле(4.3)

(4.3)

Для электроприёмниковI и II категорий надёжности .

Мощность трансформаторов выбираем по полной мощности цехов:



,(4.4)

где - активная мощность i-того цеха;

- реактивная мощность i-того цеха с учётом компенсации.

Выбранные трансформаторные подстанции проверяются по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах.

В соответствии с [1] коэффициенты загрузки:

в нормальном режиме 0,75,

в послеаварийном режиме 1,5.

Результаты расчетов сведены в табл.8.

Таблица 8 Результаты расчетовтрансформаторных подстанции

№ ТП	Тип тр-ра	P'm, кВт	Q'm ку, кВар	S'm ку, кВА	Sн.тр, кВА	Nтр, шт.	kз.нр	kз.пар
1	ТМ-630/6	422,58	383,60	570,72	630	1	0,91	0,91
2	ТМ-1600/6	2361,91	143,77	2366,28	1600	2	0,74	1,48
3	ТМ-1600/6	1549,38	97,80	1552,46	1600	2	0,49	0,97
4	ТМ-1600/6	1549,38	97,80	1552,46	1600	2	0,49	0,97
5	ТМ-630/6	725,40	55,30	727,50	630	2	0,58	1,15
6	ТМ-1000/6	1416,45	34,54	1416,87	1000	2	0,71	1,42
7	ТМ-1000/6	1020,50	34,44	1021,08	1000	2	0,51	1,02
8	ТМ-630/6	183,29	135,50	227,94	160	2	0,71	1,42
9	ТМ-1000/6	1345,05	26,28	1345,31	1000	2	0,67	1,35
10	ТМ-1000/6	1345,05	26,28	1345,31	1000	2	0,67	1,35
11	ТМ-1000/6	1226,45	110,00	1231,37	1000	2	0,62	1,23
12	ТМ-250/6	285,45	134,72	315,64	400	1	0,79	0,79
13	ТМ-400/6	189,29	180,71	261,70	400	1	0,65	0,65
14	ТМ-400/6	185,66	202,82	274,96	400	1	0,69	0,69
15	ТМ-400/6	361,47	159,62	395,14	400	2	0,49	0,99
16	ТМ-250/6	206,94	152,25	256,91	250	2	0,51	1,03

Каталожные данные трансформаторов приведены в табл.9.

Таблица 9 Каталожные данные трансформаторов

№№ ТП	Количество тип трансформатора	, кВА	Напряжения обмоток, кВ	, кВт	, кВт	, %	, %
			ВН	НН
8.	ТМ-160/6	160	6	0,4	0,51	2,65	4,50	2,40
16.	ТМ-250/6	250	6	0,4	0,74	3,70	6,50	2,30
12,13,14,15.	ТМ-400/6	400	6	0,4	0,95	5,50	4,50	2,10
1,5.	ТМ-630/6	630	6	0,4	1,31	7,60	5,50	2,00
6,7,9,10,11.	ТМ-1000/6	1000	6	0,4	2,45	12,20	5,50	1,40
2,3,4.	ТМ-1600/6	1600	6	0,4	3,30	18,00	5,50	1,30

4.4 Выбор кабельных линий

Распределение энергии на территории предприятия осуществляем кабельными линиями.

По территории предприятия кабельные линии прокладываются в земле. При прокладке кабелей в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.

Кабели на всём протяжении должны быть защищены от механических повреждений путём покрытия плитами или кирпичом в один слой поперёк трассы.

Рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 метра. Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий.

Выбор сечения кабельных линий производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети. Допускается для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ перегрузка на период ликвидации аварии в течение 5 суток в пределах указанных в табл. 1.3.2 [1]. Кабельные линии выбирают по следующим условиям:

по току нормального режима ;

по номинальному напряжению ;

по экономичному сечению , где [1].

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по формуле(4.5)

, мм(4.5)

где - поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от температуры среды (табл. 1.3.3 [1]);

- поправочный коэффициент снижения нагрузки при совместной прокладке (табл. 1.3.26 [1]);

- поправочный коэффициент допустимой перегрузки на период ликвидации аварии (табл. 1.3.2 [1]).

- допустимый табличный длительный ток (табл. 1.3.16. [1]).

Расчетный ток кабеля находится по формуле:

, (4.6)



где n - число параллельно работающих кабелей в нормальном режиме.

Схема разводки кабелей по предприятию приведена на рис. 5.

Рисунок 5-Схема разводки кабелей по предприятию

При определении мощности, передаваемой кабелем, необходимо учитывать потери мощности в ТП и компенсацию реактивной мощности.

Потери в трансформаторе:

, (4.7)



где

; (4.8)

(4.9)

Потери холостого хода:

. (4.10)

Потери короткого замыкания:

. (4.11)

Результаты расчётов потерь в трансформаторах приведены в табл.10.

Таблица 10 Результаты расчётов потерь в трансформаторах

№ ТП	Тип тр-ра	о.е.	Qхх кВар	QкзкВар	Pт кВар	Qт кВт	Sт кВа	Smку кВа	Sр кВа
1	ТМ -630/6	0,91	12,60	34,65	7,55	41,04	41,72	570,72	612,44
2	ТМ-1600/6	0,74	20,80	88,00	11,52	65,66	66,66	2366,28	2432,94
3	ТМ-1600/6	0,49	20,80	88,00	8,72	51,96	52,68	1552,46	1605,15
4	ТМ-1600/6	0,49	20,80	88,00	8,72	51,96	52,68	1552,46	1605,15
5	ТМ -630/6	0,58	12,60	34,65	3,89	30,98	31,22	727,50	758,72
6	ТМ-1000/6	0,71	14,00	55,00	7,96	41,80	42,55	1416,87	1459,42
7	ТМ-1000/6	0,51	14,00	55,00	6,49	35,17	35,76	1021,08	1056,84
8	ТМ-160/10	0,71	3,84	7,20	1,69	9,51	9,66	227,94	237,59
9	ТМ-1000/6	0,67	14,00	55,00	7,66	40,44	41,16	1345,31	1386,47
10	ТМ-1000/6	0,67	14,00	55,00	7,66	40,44	41,16	1345,31	1386,47
11	ТМ-1000/6	0,62	14,00	55,00	7,21	38,42	39,10	1231,37	1270,47
12	ТМ-400/6	0,79	8,40	18,00	4,37	19,61	20,09	315,64	335,73
13	ТМ-400/6	0,65	8,40	18,00	3,30	16,10	16,44	261,70	278,14
14	ТМ-400/6	0,69	8,40	18,00	3,55	16,91	17,27	274,96	292,24
15	ТМ-400/6	0,49	8,40	18,00	2,57	19,00	19,17	395,14	414,31
16	ТМ-250/6	0,51	5,75	16,25	1,97	13,65	13,79	256,91	270,69

Результаты расчета и выбора кабелей сведены в табл.11.

Таблица11 Результаты расчета и выбора кабелей

Назначение	n	Sр, кВА	I, А	Iдоп.т., А	Поправочные к-ты, k1/k2 /k3	Iдоп, А	Fэк мм2	Марка кабеля
			НР	ПАР
ППЭ - ТП1	1	612	59	-	60	1/1/-	60	42	ААШвУ 3х50
ППЭ - ТП2	2	2433	117	234	225	1/0,9/1,3	263	84	ААШвУ 3х95
ППЭ - ТП3	2	3210	154	309	300	1/0,9/1,3	351	110	ААШвУ 3х120
ТП3 - ТП4	2	1605	77	154	155	1/0,9/1,3	181	55	ААШвУ 3х75
ППЭ - ТП5	2	1816	87	175	155	1/0,9/1,3	181	62	ААШвУ 3х75
ТП5 - ТП7	2	1057	51	102	105	1/0,9/1,3	123	36	ААШвУ 3х50
ППЭ - ТП6	2	1459	70	140	125	1/0,9/1,3	146	50	ААШвУ 3х50
ТП6 - ТП8	2	238	11	23	60	1/0,9/1,3	70	8	ААШвУ 3х10
ППЭ - ТП9	2	2773	133	267	260	1/0,9/1,3	304	95	ААШвУ 3х120
ТП9 - ТП10	2	1386	67	133	125	1/0,9/1,3	146	48	ААШвУ 3х50
ТП2 - ТП11	2	1270	61	122	105	1/0,9/1,3	123	44	ААШвУ 3х50
ТП2 - ТП12	1	614	59	-	60	1/1/-	60	42	ААШвУ 3х50
ТП12 - ТП13	1	278	27	-	60	1/1/-	60	19	ААШвУ 3х25
РП1 - ТП14	1	292	28	-	60	1/1/-	60	20	ААШвУ 3х25
РП1 - ТП15	2	414	20	40	60	1/0,9/1,3	78	14	ААШвУ 3х25
РП1 - ТП16	2	271	13	26	60	1/0,9/1,3	78	9	ААШвУ 3х10
ППЭ - РП1	2	2382	115	229	190	1/0,9/1,3	247	82	ААШвУ 3х90
ППЭ - РП2	2	2600	125	250	225	1/0,9/1,3	263	89	ААШвУ 3х90
ППЭ - РП3	4	4900	236	472	450	1/0,9/1,3	222	84	ААШвУ 3х90
РП1 - РП4	2	1300	63	125	125	1/0,9/1,3	146	45	ААШвУ 3х50
ППЭ - РП5	2	1520	73	146	125	1/0,9/1,3	146	52	ААШвУ 3х75
ТП1 - СП1	1	144	208	-	240	1/1/-	240	149	ААШвУ 3х150
ТП1 - СП2	1	72	104	-	115	1/1/-	115	74	ААШвУ 3х75
ТП1 - СП3	1	151	218	-	240	1/1/-	240	156	ААШвУ 3х175
СП3 - СП4	1	112	162	-	165	1/1/-	165	116	ААШвУ 3х120
СП4 - СП5	1	35	50	-	65	1/1/-	65	36	ААШвУ 3х50
ТП12 - СП6	1	151	218	-	240	1/1/-	240	156	ААШвУ 3х175
ТП14 - СП7	1	66	96	-	115	1/1/-	115	68	ААШвУ 3х75
ТП13 - СП8	1	95	136	-	165	1/1/-	165	97	ААШвУ 3х120
ТП15 - СП9	1	83	120	-	135	1/1/-	135	85	ААШвУ 3х90
ТП15 - СП10	1	75	109	-	115	1/1/-	115	78	ААШвУ 3х90



5 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети. Для снижения ущерба, обусловленного выходам из строя электрооборудования при протекании токов короткого замыкания, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения, необходимо правильно определить токи короткого замыкания и после чего выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов короткого замыкания. При возникновении токов короткого замыкания имеет место увеличение токов в фазах системы по сравнению с их значениями в нормальном режиме работы.

Определение токов КЗ зависит от требований к точности результатов, от исходных данных и назначения расчета. В общем случае токи КЗ определяются переходными процессами в электрических цепях, изучаемых теоретическими основами электротехники. Расчет токов КЗ в электрических сетях промышленных предприятий несколько отличается от расчетов, осуществляемых в электрических сетях и системах. Это объясняется возможностью не выделять (не учитывать) турбо- и гидрогенераторы электростанций, подпитку от нескольких источников питания, работу разветвленных сложных кольцевых схем, свойства дальних ЛЭП, действительные коэффициенты трансформации.

Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети

Расчётным видом для выбора или проверки электрооборудования обычно является трёхфазное короткое замыкания. Для решения большинства технических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

трёхфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются ёмкостные токи в ВЛ и КЛ;

не учитывается насыщение магнитных систем;

не учитываются токи намагничивания трансформатора.

Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают:

при единичной мощности электродвигателей до 100 кВт;

если электродвигатели отдалены от места КЗ ступенью трансформации.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых площадей сечений и стальными проводами, а также для протяжённых кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

В электроустановках напряжением до 1 кВ учитывают индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи. При этом следует отметить, что влияние сопротивления энергосистемы на результаты расчета токов КЗ на стороне до 1 кВ невелико. Поэтому в практических расчётах сопротивлением на стороне 6 - 10 кВ часто пренебрегают, считая его равным нулю. В случае питания электрических сетей напряжением до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному значению.

Требования к расчёту токов КЗ для релейной защиты и системной автоматики несколько отличаются от требований к расчёту для выбора аппаратов и проводников.

Требования к точности расчётов токов КЗ для выбора заземляющих устройств невысоки из-за низкой точности методов определения других параметров, входящих в расчёт заземляющих устройств (например, удельного сопротивления грунта). Поэтому для выбора заземляющих устройств допускается определять значения токов КЗ приближенным способом.

Расчётная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены элементы оказывающие влияние на ток КЗ, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ. Расчётная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка.

По расчётной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими.

Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники энергии - сопротивлениями и ЭДС.

Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Расчётная схема и схема замещения представлена на рис.6.



Рисунок 6 - Расчётная схема и схема замещения

Определим базисные условия:

S_б= 100 МВА, U_б1 = 115 кВ, U_б2 = 6,3 кВ. (5.1)

Базисные токи определяем из выражений:

; (5.2)

.(5.3)

Сопротивление системы приведено к базисным условиям:

.(5.4)

Расчёт производится в относительных единицах.



Точка К1

Сопротивления воздушной линии, приведенные к базисным условиям

; (5.5)

. (5.6)

Полное сопротивление до точки К1:

.(5.7)

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К1:

.(5.8)

Постоянная времени определяется из выражения:

, (5.9)

где ударный коэффициент:

. (5.10)

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:



.(5.11)

Точка К2

Точка К2 расположена за трансформатором 110/6 кВ на шинах низкого напряжения.

Сопротивление трансформатора:

. (5.12)

Для дальнейшего расчёта активное сопротивление можно не учитывать.

Полное сопротивление до точки К2:

(5.13)

Начальное значение периодической составляющей тока от системы в точке К2:

.(5.14)

Постоянная времени определяется из выражения:

. (5.15)



Ударный коэффициент:

(5.16)

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:

.(5.17)

В точке К2 необходимо учесть подпитку от трёх двигателей, запитанных с РУНН ГПП (3СДН-2-17-26-20У3 в компрессорной станции).

Сопротивление двигателя, приведенное к базисным условиям:

, (5.18)

где - индуктивное сопротивление двигателя;

-номинальная мощность двигателя.Определяется по формуле:

.(5.19)

Так как на секции установлено три электродвигателя то, эквивалентное сопротивление будет в три раза меньше:

(5.20).



Определим сопротивления кабельных линий (F = 35 мм², L = 300 м):

; (5.21)

. (5.22)

Полное сопротивление цепи от двигателей до точки К2:

(5.23)

Подпитка от двигателей:

. (5.24)

Постоянная времени определяется из выражения:

.(5.25)

Ударный коэффициент:

.(5.26)



Тогда значение ударного тока короткого замыкания:

. (5.27)

Полное значение периодической составляющей тока в точке К2:

. (5.28)

Полное значение ударного тока в точке К2:

. (5.29)

Точка К3

Точка короткого замыкания находится на шинах РУ РП1.

Сопротивления кабельной линии(F = 70 мм², L = 400 м.):

; (5.30)

(5.31)

Сопротивления системы до точки К3:

(5.32)



Начальное значение периодической составляющей тока в точке К3:

. (5.33)

Постоянная времени определяется из выражения:

. (5.34)

Ударный коэффициент:

(5.35)

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:

. (5.36)

В этом случае необходимо учесть подпитку от синхронных двигателей, установленных в компрессорной станции:

; .

Полное значение периодической составляющей тока в точке К2:

.(5.37)



Полное значение ударного тока в точке К2:

.(5.38)

Точка К4

Расчёт тока короткого замыкания производим в именованных единицах, за самым мощным трансформатором ТМ-1600/6. Участок сети от шин системы до трансформатора принимаем системой бесконечной мощности (S_с= ; х_с= 0).

При расчёте токов короткого замыкания в электроустановках напряжением до 1 кВ в общем случае необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи.

Значения сопротивлений приведены в табл. 12.

Таблица 12Значения сопротивлений

Наименование	R, мОм	X, мОм
Трансформатор ТМ-1600/6	1,1	5,4
Трансформатор тока	0,02	0,02
Автоматический выключатель	0,10	0,05
Шины	0,015	-
Дуга	15,0	-

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К4:

(5.40)

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К4:



(5.41)

Постоянная времени определяется из выражения:

. (5.42)

Ударный коэффициент:

(5.45)

Ударный ток:

. (5.46)

Результаты расчёта токов короткого замыкания сведены в табл. 13.

Таблица 13 Результаты расчёта токов короткого замыкания

Точка КЗ	, кА	Та с	kуд	iуд, кА
К1	5,340	0,07	1,87	14,122
К2	12,275	0,05	1,82	31,643
К3	7,93	0,005	1,14	16,570
К4	12,806	0,001	1,00	18,110



6 ВЫБОР КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

6.1 Выбор высоковольтных выключателей (ячеек)

Аппараты должны удовлетворять условиям длительной номинальной работы, режиму перегрузки (форсированный режим) и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны соответствовать условиям окружающей среды (открытая или закрытая установка, температура, запыленность, влажность и другие показатели окружающей среды). Как правило, все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях.

Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется определенный запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении 10-15% выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонения напряжения на практике обычно не превышают этих величин. Поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие:

,

где U_ном.а. - номинальное напряжение аппарата;

U_ном - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат.

Повышению высоты установки аппарата над уровнем моря соответствует снижение применяемого напряжения. При высоте установки аппарата до 1000 м допускаются максимальные рабочие напряжения на аппарате.

При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без недопустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата.

Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах короткого замыкания, на отключающую способность. Измерительные трансформаторы, кроме того, проверяются на соответствие их работы требуемому классу точности.

Все высоковольтные потребители подстанций (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсаторов), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Принимаем к установке ячейки КРУ. Такое решение позволяет существенно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки комплектного распределительного устройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата.

Выбор высоковольтных выключателей производится:

- по напряжению электроустановки

,

где U_ном.а - номинальное напряжение аппарата;

U_ном - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат.

Как видим .



- по длительному току

,

где I_ном - номинальный ток выключателя, кА;

I_рабmax- наибольший ток утяжеленного режима, кА.

Для вводных и межсекционных выключателей:

.

Для выключателей отходящих линий:

.

- по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания

,

,

где I_п0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА,

I_дин, I_{m дин} - действующее значение периодической составляющей и амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, кА;

i_уд - ударный ток короткого замыкания, кА.

Для вводных и межсекционных выключателей:

;



.

Для выключателей отходящих линий:

;

.

Выключатель, выбранный по номинальному напряжению, номинальному току и электродинамической стойкости, должен быть проверен по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока:

,

где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя, кА;

I_{откл.ном} - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Для вводных и межсекционных выключателей: .

Для выключателей отходящих линий: .

Расчётное время отключения выключателя определяется в соответствии с выражением:

,

Где t_р.з.min - минимальное время срабатывания релейной защиты, с;

t_{с.в.откл} - собственное время отключения выключателя, с.

Время действия релейной защиты может быть принято:

- при расчете кабелей и выключателей тупиковых присоединений (высоковольтные двигатели, цеховые трансформаторы)t= 0,01 с;

- для вводных выключателей РУ 6 кВt= 1 с;

- для коммутационных аппаратов t= 1,2 - 2 с.

На отключение полного тока короткого замыкания с учётом апериодической составляющей выключатель проверяется по выражению:

, (6.1)

где i_а - апериодическая составляющая тока в момент расхождения контактов, кА,

_н - нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания, %.

Для вводных и межсекционных выключателей:

(6.2)

;(6.3)

;(6.4)

.

Для выключателей отходящих линий:

(6.5)

; (6.6)

; (6.7)



.

По термической стойкости проверка осуществляется по расчётному импульсу квадратичного тока короткого замыкания и найденными в каталоге значениями I_тер и t_тер:

,

где B_k - расчётный импульс квадратичного тока короткого замыкания, кА²с; I_тер - ток термической стойкости выключателя, кА;

t_тер - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Для вводных и межсекционных выключателей:

; (6.8)

; (6.9)

(6.10)

Для выключателей отходящих линий:

; (6.11)

(6.12)

. (6.13)

6.2 Выбор разъединителей и выключателей

Разъединители применяются для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовыми выключателе- ми разъединителем должны предусматриваться механическая и электромагнитная блокировки, не допускающие отключения разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки.

Разъединители могут также применяться для следующих операций на подстанции:

- заземления и разъединения нейтралей силовых трансформаторов;

- отключения и включения дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

- отключения и включения измерительных трансформаторов напряжения;

- отключения и включения обходных выключателей в схемах РУ с обходной секцией шин, если шунтируемый разъединителем выключатель включен.

Разъединители выпускаются также с одним и двумя заземляющими ножами.

При проектировании необходимо учесть возможность увеличения отключающей способности разъединителей применением дутьевых приставок. Это позволяет повысить предельный ток отключения до 80, 60 и 100А соответственно.

Разъединители, отделители выбирают по напряжению U_ном, номинальному длительному току I_ном, а в режиме короткого замыкания проверяют на термическую и электродинамическую стойкость. Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется. Разъединители, отделители и короткозамыкатели должны выбираться также по роду установки и конструктивному исполнению.

Предварительно принимаем к установке:разъединитель типа РНДЗ-2-110Б/1000.

Тепловой импульс короткого замыкания:



(6.14)

Условия выбора и выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей приведены, соответственно, в табл.14.

Таблица 14 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1.
2.
3.
4.

6.3 Выбор измерительных трансформаторов

Для контроля над режимом работы электроприемников, а также для производства денежного расчёта с энергоснабжающей организацией применяются контрольно-измерительные приборы на подстанциях, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Трансформаторы тока выбираются по:

- номинальному напряжению;

- номинальному первичному току;

- классу точности;

- электродинамической и термической стойкости.

Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока, предназначенные для присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны иметь класс точности 0,5.

Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов - не ниже 3, для релейной защиты - класса 10(Р). Чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузкаZ, не должна превышать номинальнуюZ_2р, задаваемую в каталогах.