Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1 Характеристика объекта

1.1 Общие сведения

1.2 Категории электроприемников по надежности электроснабжения

1.3 Краткая характеристика потребителей

1.4 Источник питания

2 Мероприятия по повышению надежности работы объекта. Постановка задачи на проектирование

3 Расчет электрических нагрузок

4 Определение центра электрических нагрузок

5 Выбор ТП и компенсирующих устройств

6 Выбор кабелей

7 Расчет токов короткого замыкания

7.1 Общие сведения

7.2 Выбор системы относительных единиц

7.3 Определение значений токов КЗ

8 Выбор и проверка электрических аппаратов и токопроводов

8.1 Выключатели 10 кВ

8.2 Проверка кабелей 10 кВ

8.3 Трансформаторы тока

8.4 Трансформаторы напряжения

8.5 Выбор КРУ

9 Расчет показателей качества электроэнергии

10 Релейная защита и автоматика

10.1 Выбор видов РЗ

10.2 Расчет релейной защиты АД

11 Специальная часть. Технологии SMART POWER GRID и перспективы их применения

11.1 Что такое технология SMART

11.2 Технологии SMART в электроэнергетике

11.3 «Умный» счетчик (Smart meters) для автоматизированного учета и контроля качества электроэнергии

11.4 Автоматизация управления оборудованием сетей 35-110 кВ

11.5 Управление и диагностика сетей 0,4-35 кВ

11.6 Внедрение технологии SMART в России и за рубежом

12 Организационно-экономическая часть

12.1 Капитальные вложения

12.2 Расчет объема строительных и монтажных работ

12.3 Расчет численности рабочих

12.4 Расчет стоимости строительных материалов

12.5 Расчет стоимости строительно-монтажных работ

12.6 Расчет объема работ по обслуживанию электрохозяйства

12.7 Расчет численности работников электротехнического хозяйства

12.8 Расчет фонда оплаты труда работников

12.9 Расчет стоимости материальных ресурсов

12.10 Расчет производственных затрат и показателей работы электротехнической службы

12.11 Определение экономической эффективности организации обслуживания электрохозяйства

13 Безопасность и экологичность проекта

13.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

13.2 Меры по снижению воздействия опасных и вредных факторов

13.3 Пожарная безопасность

13.4 Анализ уровня травматизма на насосной станции

13.5 Экологичность проекта

Заключение

Список литературы

Введение

Между энергосистемой и многочисленными потребителями электрической энергии существуют сложные взаимоотношения. Они определяются особенностями электроэнергетического производства. Электростанции и электроустановки потребителей связаны электрическими сетями в единую динамичную систему и взаимно влияют на надежность и экономичность работы этой системы. Поэтому требуется согласование режимов работы электростанций и сетей энергосистемы и электроустановок потребителей при всех возможных условиях работы энергосистемы и регламентация оперативного управления указанными режимами.

Для выполнения указанного требования уже на стадии проектирования необходимо учитывать ряд особенностей работы электроустановок потребителей и энергосистемы. Для чего необходимо правильно производить расчеты токов нагрузок и коротких замыканий, уставок срабатывания защит и автоматики, обеспечивая при этом требования надежности и электробезопасности на территории электроустановок и промышленных площадок.

Целью настоящего дипломного проекта является разработка вопросов повышения надежности работы насосной станции, предназначенной для противоаварийного и технического водоснабжения Нововоронежской АЭС-2.

1. Характеристика объекта

1.1 Общие сведения

Насосная станция представлена двумя зданиями и, соответственно, состоит из двух частей: № 1 и № 2. Рассматриваемая насосная станция предназначена для противоаварийного и технического водоснабжения потребителей Нововоронежской АЭС-2 (НВО АЭС-2).

По характеру окружающей среды помещения насосных станций являются помещениями с повышенной влажностью, возможны аварийные затопления насосной станции (в этом случае включаются в работу дренажные насосы).

Помещения насосных станций пожаро- и взрывобезопасны, так как в них отсутствуют пажаро- и взрывоопасные вещества или смеси газов.

1.2 Категории электроприемников по надежности электроснабжения

Перерыв в электроснабжении насосов недопустим, так как это может повлечь за собой нарушение технологического процесса, а также привести к размораживанию трубопроводов в зимнее время. Поэтому по бесперебойности питания насосные агрегаты должны быть отнесены к потребителям первой категории [2].

Освещение насосной станции и электрические задвижки также являются электроприемниками первой категории. Все остальные электроприемники относятся ко второй категории.

1.3 Краткая характеристика потребителей

В качестве привода насосных установок могут использоваться различные электродвигатели постоянного и переменного тока. Наиболее часто используются асинхронные электродвигатели [1].

Электродвигатели насосной станции работают в продолжительном режиме, а также кратковременном и повторно-кратковременном режимах с неизменной нагрузкой в зависимости от назначения насосов. Питание электродвигателей насосов производится на переменном токе частотой 50 Гц и напряжением 10000 В.

Электрические светильники представляют собой однофазную нагрузку. Характер нагрузки равномерный, без толчков, но ее значение изменяется в зависимости от времени суток и года.

Электросварочные установки характеризуются частыми перемещениями в питающей сети. Режим работы повторно-кратковременный. Напряжение питания 380 В, частота 50 Гц.

Приводом электрозадвижек являются трехфазные асинхронные двигатели. Режим работы кратковременный. Напряжение питания 380 В, частота 50 Гц.

1.4 Источник питания

Источником электроэнергии для питания потребителей насосной станции являются шины - ГРУ 10 кВ АЭС, расположенной на расстоянии 1000 м от зданий насосных станций. Мощность короткого замыкания в режиме максимальных нагрузок на шинах питающей системы, отнесенная к шинам 10 кВ, составляет - 3500 МВА. Реактивное сопротивление в режиме максимальных нагрузок ХС = 0,45 Ом. В минимальном режиме мощность короткого замыкания составляет 2900 МВА. Реактивное сопротивление системы в режиме наименьших нагрузок составляет 0,64 Ом.

2. Мероприятия по повышению надежности работы объекта. Постановка задачи на проектирование

Основным технологическим оборудованием насосных станций являются насосные установки. Наибольшее применение в качестве насосных установок получили центробежные насосы и сравнительно малое - поршневые, в которых ввиду возвратно-поступательного движения поршня создаются неравномерный ход и знакопеременные нагрузки, усложняющие выбор электропривода.

Центробежные насосы в большинстве случаев выполняются быстроходными, что позволяет непосредственно соединять их с электродвигателями. Они допускают пуск при закрытой задвижке или в холостую при пусковом моменте двигателя, равном 0,2?0,3 от номинального момента. Если в период работы трубопровод будет закрыт, то это не создаст опасного напора, так как мощность при этом составит около 40% от номинальной.

При малых мощностях насосов на них обычно устанавливают асинхронные короткозамкнутые двигатели, при больших мощностях устанавливаются как асинхронные, так и синхронные двигатели.

В качестве электропривода насосов на насосных станциях № 2 и № 3, ввиду их невысоких мощностей, целесообразно в качестве приводных использовать короткозамкнутые асинхронные электродвигатели, характеризующиеся простотой конструкции и невысокой стоимостью.

В настоящее время на насосных станциях эксплуатируются насосные установки 14-Д-6 с асинхронными электродвигателями напряжением 6 кВ и производительностью 1250 м3/ч, с расчетной высотой подъема H=125 м, с частотой вращения ротора n=1480 об/мин. КПД насоса составляет =70 % .

В исходном проекте на рассматриваемую насосную станцию предусмотрено использование насосов серии 14-Д. Однако в последнее время разработаны и предлагаются в продаже более надежные и простые по конструкции насосы - насосы серии 16-Д.

Применение насосов серии 16-Д позволит сделать водоснабжение более надежным, а также снизить затраты на эксплуатацию и ремонт водонасосного оборудования.

Таким образом, в настоящей выпускной квалификационной работе ставится задача разработки проекта электроснабжения насосной станции с использованием насосов серии 16-Д. Кроме того, в процессе проектирования необходимо пересмотреть вопросы выбора электрооборудования в исходной документации на объект, а при необходимости заменить электрооборудование на более надежное и современное.

В качестве примера произведем выбор двигателя на один из типоразмеров насосов, применяемых на рассматриваемой насосной станции.

Мощность электродвигателя для насоса определяется по формуле:

, (2.1)

где пер - КПД передачи от двигателя к насосу;

g - ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2.

кВт.

Выбираем АД с короткозамкнутым ротором типа А12-52-4У4 с номинальными данными: Pном=630 кВт, Uном=6 кВ, n=1480 об/мин, cosном=0,89.

Так как в проекте будет рассмотрена возможность электроснабжения насосных на напряжении 10 кВ, то в качестве привода насосных установок будем рассматривать аналогичные электродвигатели номинальным напряжением 10кВ. Помимо вышеназванных насосов и соответствующих асинхронных двигателей на насосной станции применяются и другие насосы, для которых по аналогичной методике выбираются асинхронные двигатели.

3. Расчет электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, это методы расчета по [7]:

- установленной мощности и коэффициенту спроса;

- средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);

- средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм);

- средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок.

- удельному расходу электроэнергии на единицу выпускаемой продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;

- удельной нагрузке на единицу производственной площади и др.

В данном проекте для расчета электрических нагрузок напряжением 10 кВ воспользуемся методом коэффициента спроса. Для этого необходимо знать установленную мощность Pном электроприемников, номинальные коэффициенты мощности cos и характерные коэффициенты спроса КС данной группы, определяемые по справочным материалам.

Расчетную нагрузку электроприемников определяем по формулам:

(3.1)

; (3.2)

(3.3)

где - находится из значения данного электроприемника;

- расчетная активная мощность;

- расчетная реактивная мощность;

кр.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп электроприемников (кр.м. можно приближенно принять равным 0,9).

Расчетную нагрузку напряжением до 1000 В определяем методом упорядоченных диаграмм.

; (3.4)

, (3.5)

где Рсм, Qсм - мощности за наиболее загруженную смену, Км - коэффициент максимума.

Расчетная нагрузка освещения:

, (3.7)

где - коэффициент спроса для осветительных установок;

, - площади освещаемой территории;

- удельная нагрузка освещения.

.

Принимаем светильники с газоразрядными лампами и устройствами компенсации реактивной мощности. Коэффициент мощности таких светильников составляет 0,92. Тогда расчетная реактивная мощность освещения

.

Потери мощности в трансформаторах ТП до их выбора можно учесть приблизительно равными:

, кВт; (3.8)

, кВт. (3.9)

Расчетная активная и реактивная мощность, отнесенная к шинам 10 кВ РП с учетом разновременности максимумов электрических нагрузок определяется следующим образом:

, (3.10)

где включает в себя потери в трансформаторах ТП.

Исходные данные для расчета нагрузок напряжением 0,4 кВ и результаты расчетов приведены в таблицу 3.1. В таблице 3.2 приведены данные для расчета нагрузок напряжением 10 кВ и результаты расчетов.

Таблица 3.1 - Расчетная нагрузка 0,4 кВ (силовая и осветительная)

№пп	Наименование электроприемников	Количество	Установленная мощность, кВт			Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену		Эффективное число электроприемников, nЭФ	Расчетные нагрузки
			Одного	Общая			,кВт	кВАр			,кВт	,кВАр	,кВА
Насосная станция № 1
1	Вентиляторы	2	4,4	8,8	0,8 0,75	0,7	6,16	4,62	1,1	78	797	583	987
2	Насосы	2	55	110	0,8 0,75	0,8	88	66
3	Электрозадвижки	15	1,3-7,5	54	0,6 1,3	0,2	10,8	14,0
4	Кран-балка	2	25	50	0,6 1,3	0,2	10,0	13,0
5	Сварочный аппарат	1	15	15	0,6 1,3	0,02	0,3	0,4
6	Батареи отопления	12	8	96	0,9 0,48	1,0	96	46,1
7	Сторонняя нагрузка			780	0,85 0,75	0,75	585	439
Насосная станция № 2
1	Вентиляторы	4	5	20	0,8 0,75	0,7	14	10,5	1,5	80	253	161	300
2	Насосы	2	55	110	0,8 0,75	0,8	88	66
3	Электрозадвижки	15	1,3-7,5	54	0,6 1,3	0,2	10,8	14,0
4	Кран-балка	2	25	50	0,6 1,3	0,2	10,0	13,0
5	Сварочный аппарат	1	15	15	0,6 1,3	0,02	0,3	0,4
6	Батареи отопления	10	12	96	0,9 0,48	1,0	120	57,6
Осветительная нагрузка по насосным № 1 и № 2	24,2	10,2	26,3
ИТОГО:	1050	744	1313

Таблица 3.2 - Расчетные нагрузки 10 кВ

Nп.п.	Наименование электроприемников	Кол-во	Номинальные данные	Кс		Расчетные данные
			РН, кВт	QН, кВАр	SН, кВ·А			РР, кВт	QР, кВАр	SР, кВ·А
Насосная станция № 1
1.	М1, М2 М3, М4, М5	5	630	390,6	741,3	0,9	0,85 0,62	2835	1758	3335,7
2.	М6, М7	2	800	496	941,3	0,9	0,85 0,62	1440	893	1695
3.	М12, М13, М14	3	500	375	625	0,8	0,8 0,75	1200	900	1500
4.	М8, М9, М10, М11	4	320	240	400	0,8	0,8 0,75	1024	768	1280
	Итого:							6499	4319	7803
Насосная станция № 2
1.	М15, М16	2	630	391	741	0,85	0,85 0,62	1071	664	1260
2.	М17, М18	2	500	375	625	0,9	0,8 0,75	900	675	1125
3.	М19, М20	2	320	240	400	0,8	0,8 0,75	1024	768	1280
	Итого:							2995	2107	3662
	Суммарная мощность по насосным № 1 и № 2							9494	6426	11464

4. Определение центра электрических нагрузок

Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генеральному плану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.

При проектировании систем электроснабжения одной из первых задач является рациональное размещение источников питания на территории промышленных предприятия, для этого необходимо определить координаты условного центра электрических нагрузок (ЦЭН). ЦЭН предприятия в целом определяется с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок.

Картограмма электрических нагрузок позволяет достаточно наглядно представить распределение нагрузок по территории предприятия.

Картограмма нагрузок строится на основании результатов расчета нагрузок, исходя из условия, что площади кругов картограммы равны расчетным нагрузкам в выбранном масштабе.

Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значении нагрузок, но и об их структуре.

Главную понизительную подстанцию следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение ближе к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительных сетей напряжением 10 кВ и 0,4 кВ и снизить потери в них. Центры окружностей принимаем в геометрических центрах тяжести плоских фигур, образующих здания насосных станций на плане.

(4.1)

где Рi - расчетная нагрузка i-го электроприемника, кВт;

xi, yi - координаты i-го электроприемника;

x, y - координаты ЦЭН предприятия.

Координаты потребителей электроэнергии

;

.

Мощности и координаты всех потребителей насосных станций сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Координаты потребителей электроэнергии

Наименование потребителей	Р, кВт		,		,
1	2	3	4	5	6
М1	630	9,6	6048	12,2	7686
М2	630	10	6300	12,5	7875
М3	630	10,5	6615	13	8190
М4	630	10,8	6804	13,3	8379
М5	630	9	5670	13	8190
М6	800	9,3	7440	13,4	10720
М7	800	9,7	7760	13,8	11040
М8	320	10,7	3424	14,3	4576
М9	320	11	3520	15	4800
М10	320	11,5	3680	15,4	4928
М11	320	11,8	3776	15,8	5056
М12	500	10,1	5050	14,2	7100
М13	500	11,3	650	13,7	6850
М14	500	11,5	5750	14	7000
М15	630	3,2	2016	2,4	1512
М16	630	3,7	2331	2,7	1701
М17	500	2,3	1150	3	1500
М18	500	2,6	1300	3,3	1650
М19	320	3,1	992	4	1280
М20	320	3,7	1184	4,3	1376
	10430		81460		111409

Центр электрических нагрузок располагается в точке с координатами
(10,68; 7,8).

Радиусы окружностей находим из выражения:

, (4.2)

где - расчетная активная нагрузка i-го потребителя, кВт;

m - масштаб для определения площади круга (m=50 кВт/мм2 - для 10 кВ и m=20 кВт/мм2 - для нагрузки 0,4 кВ).

Силовые нагрузки напряжением до и выше 1000 В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга силовой нагрузки 0,4 кВ.

. (4.3)

Результаты расчета сведем в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Данные для построения картограммы электрических нагрузок

Наименование электроприемника	Рр.10 кВ, кВт	Рр.0,4кВ,кВт	Рр.осв.,кВт	ri, см	б, град
				10 кВ	0,4 кВ
Насосная ст. № 1	7803	797	9,7	7,04	3,56	4,38
Насосная ст. № 2	3662	253	14,74	4,8	2,0	20,9
Всего	11465	1050	24,4	8,5	4,1	8,3

5. Выбор ТП и компенсирующих устройств

Одним из основных вопросов при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности от энергосистемы к потребителям нерациональна из-за возникновения дополнительных потерь активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения и потерь напряжения в питающих линиях.

Суммарную реактивную мощность низковольтных батарей конденсаторов (НБК), МВАр, определим по формуле [11]:

, (5.1)

где - расчетная мощность батарей конденсаторов, МВАр;

- дополнительная мощность батарей конденсаторов в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах.

Суммарная мощность НБК распределяется между отдельными трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам.

Мощность НБК, МВАр, для рассматриваемой трансформаторной подстанции:

(5.2)

где - наибольшая реактивная мощность, МВАр, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением 0,4 кВ;

- расчетная реактивная нагрузка сети 0,4 кВ предприятия (см. ранее).

, (5.3)

где - количество трансформаторов;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

- номинальная мощность трансформаторов;

- расчетная активная нагрузка 0,4 кВ.

Дополнительная суммарная мощность НБК для рассматриваемой трансформаторной подстанции в целях оптимального снижения потерь определяется по формуле

, (5.4)

где г - расчетный коэффициент определяемый в зависимости от К1 и К2.

Для насосных в качестве экономически целесообразной номинальной мощности цеховых трансформаторов рекомендуется мощность, равная 630кВА. Для четырех трансформаторов ТМ-630 кВА:

.

.

Расчетная мощность батарей конденсаторов получилась отрицательной, что указывает на то, что необходимости в установке батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения трансформаторов (0,4 кВ) нет.

Суммарную расчетную мощность высоковольтных батарей конденсаторов определяют из условия баланса реактивной мощности.

• , (5.5)
• где - расчетная потребляемая реактивная мощность на шинах 10 кВ;
• - располагаемая мощность СД,;
• - экономически целесообразная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 10 кВ по условиям сохранения устойчивой работы генераторов электростанций.
• , так как синхронных электродвигателей на насосных станциях нет.
• С точки зрения устойчивости системы определяется как:
• (5.6)
• где - суммарная расчетная потребляемая активная мощность на шинах 10 кВ;
• - коэффициент мощности турбогенераторов АЭС, требуемый для их устойчивой работы.
• .
• Тогда мощность высоковольтных батарей конденсаторов
• .
• Выбираем 6 высоковольтных конденсаторных установок типа КЭК2-10,5-300-2У1, с номинальной мощностью 300 кВАр.
• Мощность высоковольтных батарей конденсаторов распределяется равномерно по двум секциям РП-10 кВ.

6. Выбор кабелей

Выбор сечения проводов и жил кабелей зависит от технических и экономических факторов.

К техническим факторам, влияющим на выбор сечений, относят [8]:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

- нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

- потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушных линий от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

- механическая прочность;

- коронирование - фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Данные факторы по-разному влияют на выбор воздушных и кабельных линий. В таблице 6.1 приведены особенности, присущие выбору кабельных линий.

Таблица 6.1 - Факторы, влияющие на выбор сечений кабельных линий

Фактор	Особенности выбора сечения кабельных линий
Нагрев рабочим (расчетным) током	Температура нагрева, а, следовательно, и ток ограничиваются допустимой температурой для изоляции и зависят от материала изоляции жил кабеля. Сечение выбирают по таблицам ПУЭ, которые учитывают температуру жилы кабеля.
Нагрев от кратковременного действия тока КЗ	Температура нагрева определяется как значение тока, так и временем его прохождения. Расчет ведут по количеству тепла, выделяемого за определенный промежуток времени и вызывающего нагрев жилы кабеля. Сечение выбирают ближайшее меньшее по сравнению с расчетным.
Потери напряжения в жилах кабеля или проводах ЛЭП	Имеют одинаковое сечение как для кабельных, так и для воздушных линий и различаются только разными значениями их индуктивного и емкостного сопротивлений
Механическая прочность	Механическая прочность жил кабеля определяется механической нагрузкой на жилы и оболочку кабеля от полной собственной массы кабеля при его прокладке, протяжке и подвеске. Нагрузку учитывают при проектировании прокладки кабеля; она определяет минимально допустимое сечение жил кабеля для изготовления его на каждом напряжении
Коронирование	Коронный разряд происходит в резко неоднородном поле и начинается у электрода с малым радиусом кривизны (жилы кабеля или провода) при напряженности поля, равной критической. Увеличение радиуса кривизны приводит к снижению напряженности поля и предотвращению разряда. Существование коронного разряда в изоляции кабелей недопустимо, поскольку оно приводит к разложению изоляции и в дальнейшем к ее пробою. Поэтому сечение жил кабеля выбирают для случая полного отсутствия коронирования. По этой причине в одинаковых условиях минимально допустимое к применению сечение жил кабеля будет выше, чем у воздушных линий.
Экономическая целесообразность	Сечение должно выбираться по годовым затратам в соответствии с расчетом. При выборе сечения принимают ближайшее меньшее стандартное по отношению к расчетному.

При выборе сечения провода или жилы кабеля по техническим условиям приняты следующие условные обозначения:

- минимально допустимое сечение по нагреву;

- минимально допустимое сечение по термической стойкости к току КЗ;

- минимально допустимое сечение по механической прочности;

- минимально допустимое сечение по условиям коронирования;

- минимально допустимое сечение по потерям напряжения.

Из этих сечений только сечения и для кабелей выбирают без расчетов, как стандартные сечения. Остальные сечения - расчетные, по которым выбирают стандартные. При выборе стандартного сечения исходят из следующего:

- выбирая сечения по термической стойкости принимают ближайшее меньшее сечение. Основанием для этого является повышенный процент ошибки, заложенный в самом методе расчета, в сторону превышения сечений;

- выбор сечения по механической прочности для кабельных линий решается просто. Кабели выпускают с условием того, что самое малое (начальное в таблице) сечение является механически стойким. Для воздушных линий выбирают ближайшее большее стандартное сечение;

- при выборе сечения по условиям короны для проводов воздушных линий выбирают ближайшее большее сечение. Однако в некоторых случаях, когда расчетное близко к стандартному, можно принять и меньшее. Например, полученное расчетное сечение равно 36,5 мм2, можно принять сечение 35 мм2. это решение принято на основании конкретных данных о достоверности электрических нагрузок, положенных в основу расчета;

- при выборе сечения по нагреву выбирают ближайшее большее сечение. Во всех случаях не следует стремиться повышать сечение без достаточных на то оснований;

- после того, как определено минимально допустимое сечение провода по техническим условиям , его сравнивают с экономически целесообразным сечением.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производят по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки в соответствии с выражением

, (6.1)

где - расчетный ток;

- экономическая плотность тока. Этот выбор экономического сечения не соответствует другим утвержденным положениям об экономических соображениях при решении всех электротехнических вопросов, нуждающихся в экономической оценке. Последнее определяется выражением:

 (6.2)

По номинальному току и экономической плотности тока, равной 1,1А/мм2, произведем выбор сечений кабельных линий к отдельным электроприемникам. Проверку осуществим по пусковому току электродвигателей или току допустимой перегрузки трансформаторов.

К прокладке принимаем трехжильные кабели компании «АББ Москабель» с круглой алюминиевой жилой, изоляцией из сшитого полиэтилена, полупроводящих слоев по жиле и изоляции, в полиэтиленовой оболочке.

Данный вид кабелей обладает рядом преимуществ по сравнению с кабелями с бумажной изоляцией:

- допустимые токи на 20-30 %;

- при размещении одножильного кабеля в плоскости его нагрузочная способность возрастает еще на 5-10 %;

- высокий ток термической устойчивости;

- низкий вес;

- меньший диаметр и, соответственно, диаметр изгиба;

- использование полимерных материалов для изоляции и оболочки позволяет вести прокладку кабеля при температуре до -20 ?С без предварительного подогрева;

- повреждаемость кабеля в 3-50 раз ниже. Учитывая то, что основным видом повреждений на кабелях являются однофазные замыкания на землю, затраты на ремонт одножильных кабелей значительно сокращаются;

- наличие твердой изоляции дает огромные преимущества при прокладке кабеля на местности с большими наклонами, возвышенностями, т.е. на трассах с большой разницей в уровнях прокладки;

- отсутствие жидких компонентов (масел) для усиления диэлектрических свойств изоляции упрощает использование монтажных средств, сокращает время прокладки и стоимость монтажных работ.

Номинальный ток электродвигателей определяется по формуле

(6.3)

где - номинальная активная мощность электродвигателя, А;

- номинальное напряжение, кВ;

- номинальный КПД двигателя, о.е.;

- номинальный коэффициент полезного действия, о.е.

Расчетный ток нагрузки насосных с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле

(6.4)

Здесь значения коэффициента мощности определены с учетом компенсации реактивной мощности.

Проверку по потере напряжения в нормальном режиме выбранных кабельных линий к отдельным электроприемникам произведем аналогично проверке КЛ.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Выбор сечений кабельных линий

Наименование оборудования	,.	A	,	Марка и сечение кабеля,	A	, Ом/км	, км	, Ом
РП	2	357,7 715,4	335	2АПвВнг3х185	2х365	0,090	1,0	0,0450
М1 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,035	0,0040
М2 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,040	0,0041
М3 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,045	0,0046
М4 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,050	0,0052
М5 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,035	0,0040
М6 (800)	4,2	56,67 238	51,52	АПвВнг3х95	242	0,099	0,050	0,0050
М7 (800)	4,2	56,67 238	51,52	АПвВнг3х95	242	0,099	0,045	0,0045
М8 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,060	0,0062
М9 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,065	0,0067
М10 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,070	0,0072
М11 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,075	0,0077
М12 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,050	0,0052
М13 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,055	0,0057
М14 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,215	0,0221
М15 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,200	0,0206
М16 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,205	0,0211
М17 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,210	0,0216
М18 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,180	0,0185
М19 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,175	0,0180
М20 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,150	0,0154
ТП-1 (630)	1,4	36,42 50,98	33,1	АПвВнг3х50	160	0,110	0,055	0,0061
ТП-2 (630)	1,4	36,42 50,98	33,1	АПвВнг3х50	160	0,110	0,125	0,0137

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Общие сведения

Коротким замыканием (КЗ) является всякое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленными нейтралями - также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод) [3].

В системах с незаземленными нейтралями, заземленными через компенсирующие устройства, замыкание одной из фаз на землю называется «простым замыканием».

В зависимости от места возникновения короткого замыкания общее сопротивление электрической системы уменьшается, что приводит к увеличению токов в ее ветвях по сравнению с токами нормального режима. Одновременно уменьшаются напряжения отдельных точек системы, причем особенно значительно вблизи места КЗ.

Обычно в месте КЗ образуется некоторое переходное сопротивление, состоящее из сопротивления возникшей электрической дуги и сопротивлений прочих элементов пути тока КЗ от одной фазы к другой или от фазы на землю.

Точный учет переходного сопротивления практически невозможен, прежде всего из-за ненадежной оценки сопротивления дуги, которое является функцией тока и длины дуги и изменяется в весьма широком диапазоне.

В других случаях переходные сопротивления могут быть столь малы, что практически ими можно пренебречь. Такие короткие замыкания называют «металлическими».

При прочих равных условиях ток при металлическом КЗ больше, чем при наличии переходного сопротивления. Поэтому, когда требуется найти возможные наибольшие токи КЗ, следует исходить из худших условий, считая, что в месте КЗ отсутствуют какие-либо переходные сопротивления. В дальнейшем рассматриваются лишь металлические КЗ.

Простейшим видом КЗ является трехфазное КЗ, то есть одновременное замыкание всех фаз в одной точке. Оно является симметричным, поскольку при нем все фазы остаются в одинаковых условиях, как и в нормальном режиме, лишь токи возрастают, а напряжения уменьшаются.

Какой из видов КЗ является наиболее опасным, однозначно установить нельзя.

Это, прежде всего, зависит от того, применительно к решению какого вопроса рассматривается возможный в данной системе режим КЗ.

На основании расчетов переходных процессов решаются вопросы проектирования, сооружения и эксплуатации СЭС:

- обоснование экономически целесообразных систем передачи, распределения и потребления электрической энергии;

- обеспечение устойчивости перехода системы от одного режима работы к другому;

- выбор электрических аппаратов электроустановок по условиям термической и динамической устойчивости и обеспечение надежной работы коммутационных элементов схемы электроснабжения;

- проектирования заземляющих устройств и т.д.

При решении большинства практических задач, связанных с расчетами токов КЗ, принимают ряд допущений, не вносящих существенных погрешностей в точность расчетов, а именно:

- пренебрегают насыщением магнитных систем всех элементов цепи КЗ (при насыщении магнитных систем генераторов, трансформаторов и электродвигателей изменяются их многие расчетные параметры, например, сопротивления);

- все нагрузки представляют постоянными индуктивными сопротивлениями;

- пренебрегают активными сопротивлениями элементов схемы, если отношение результирующих сопротивлений от источника до точки КЗ (активные сопротивления учитывают только при определении степени затухания апериодических составляющих токов КЗ);

- пренебрегают емкостными проводимостями на землю ВЛ напряжением до 220 кВ (для КЛ напряжением 110 кВ и выше емкостные проводимости необходимо учитывать);

- не учитывают сдвиг по фазе ЭДС источников энергии, входящих в расчетную схему;

- считают, что все элементы СЭС симметричны, а нарушение симметрии происходит только в месте КЗ (при несимметричных КЗ);

- пренебрегают различием значений сверхпереходных индуктивных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;

- пренебрегают токами намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов и т.д.

7.2 Выбор системы относительных единиц

При расчете в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность и базисное напряжение . За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000МВ·А [5].

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ: 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ.

Сопротивления элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям.

При расчете КЗ предполагают, что предприятие получает питание от системы неограниченной мощности.

Источник бесконечной мощности характеризуется тем, что его собственное сопротивление равно нулю и его напряжение при коротком замыкании изменяется с постоянными частотой и амплитудой (другими словами: изменение внешних условий не влияет на работу самого источника). Практически это имеет место, например, при коротких замыканиях в маломощных и удаленных электроустановках, или при использовании чувствительного и быстродействующего автоматического регулирования возбуждения генераторов.

Сопротивление системы в относительных единицах, если задана мощность короткого замыкания на шинах источника питания, определяют по формуле

(7.1)

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов, если задано напряжение короткого замыкания, :

(7.2)

Сопротивление линии электропередачи, если задано удельное сопротивление, , и длина линии, :

(7.3)

Сопротивление синхронных и асинхронных электродвигателей, если заданы сверхпереходное сопротивление двигателей и номинальная полная мощность

(7.4)

Расчет производим в относительных единицах.

7.3 Определение значений токов КЗ

Для расчета токов КЗ выбирают наиболее неблагоприятный режим работы системы электроснабжения предприятия, т.е. когда один из трансформаторов отключен. Расчет токов КЗ производим в следующих точках схемы замещения:

- на шинах РП;

- на шинах низшего напряжения трансформаторов ТП.

Для расчета релейной защиты определяем наибольшие и наименьшие значения периодической слагающей тока КЗ.

Мощность короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы энергосистемы, как указывалось ранее, составляет , .

Принимаем: Sб=1000 МВА - базисная мощность системы; Uб=10,5 кВ базисное напряжение.

Следовательно, базисный ток

Расчет токов КЗ в точке К1 производим после составления схемы замещения и определения параметров элементов схемы

Составим схему замещения (рисунок 7.1) и определим значения сопротивлений всех элементов.



Рисунок 7.1 - Схема замещения для расчетов токов КЗ в точке К1

Сопротивления системы

Сопротивление кабельной линии электропередачи

.

Сопротивление реактора типа РБУ-10-400-0,45УЗ с индуктивным сопротивлением, равным 0,45 Ом

Результирующее сопротивление до точки К1

.

.

Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке К1

(7.5)

(7.6)

Мощность КЗ в точке К1

(7.7)

 (7.8)

Так как мощность короткого замыкания системы превышает 500 МВА, то принимаем установившийся ток КЗ равным трехфазному КЗ, т.е.

или .

Ток двухфазного КЗ в точке К1

(7.9)

(7.10)

Ударный ток КЗ в точке К1 найдем, исходя из условия, что наибольшее значение тока наступает через полпериода (0,01 с) с момента возникновения КЗ, а постоянная времени Та=0,05 с. При этом ky=1+exp(-0,01/0,05)=1,818.

Тогда

(7.11)



(7.12)

При расчете токов КЗ в точке К1 необходимо учитывать подпитку от высоковольтных электродвигателей, металлически связанных с местом КЗ, так как после момента возникновения КЗ роторы двигателей не затормаживаются мгновенно, а продолжают по инерции вращаться и подпитывают место КЗ благодаря запасенному магнитному полю машины.

Подпитку ударных токов КЗ принято учитывать от синхронных и асинхронных электродвигателей, а подпитку токов КЗ через время t = 0,2 с - только от синхронных.

Ток подпитки от электродвигателей в случае, если значения известны, определяют по формулам

, (7.13)

где , - соответственно ЭДС синхронного и асинхронного двигателей, причем принимается , .

(7.14)

здесь - коэффициент пуска электродвигателей, определяемый отношением величины пускового тока к номинальному, о. е.;

Так как электродвигатели подключены к шинам РП через кабельные линии различной длины, то при расчете токов подпитки необходимо учитывать их сопротивления.

Длины кабельных линий, питающих электродвигатели, трансформаторы ТП, приведены в таблице 7.2.

Их сопротивления , приведенные к базисным условиям, определяются по формуле

(7.15)

При учете тока подпитки целесообразно упростить схему замещения путем эквивалентирования отдельных ветвей. Например, анализ схемы замещения (рисунок 7.1) показывает, что к шинам 10 кВ РП подключены:

М1, М2, М3, М4, М5 - АД 630 кВт (длина линии - 35-45 м);

М6, М7 - АД 800 кВт (длина линии - 43-47 м);

М8, М9, М10, М11 - АД 320 кВт (длина линии - 66-82 м);

М12, М13 - АД 500 кВт (длина линии - 49-54 м);

М17, М18 - АД 500 кВт (длина линии - 178 м);

М15, М16 - АД 630 кВт (длина линии - 206-211 м);

М19, М20 - АД 320 кВт (длина линии - 165-192 м);

Таким образом, ветви с одинаковыми электродвигателями и примерно одинаковыми длинами кабельных линий можно заменить одной, эквивалентной ветвью с ЭДС, равной ЭДС одного из двигателей и результирующим сопротивлением, равным параллельному сложению сопротивлений всех эквивалентируемых ветвей, состоящих из сопротивления двигателя и, соответственно, сопротивления кабельной линии .

Эквивалентная ЭДС нескольких параллельных ветвей схемы замещения определяется по формуле

(7.16)

где

(7.17)

Результаты расчета сопротивлений двигателей по (7.14) и (7.15) и сопротивлений эквивалентных ветвей согласно (7.16) и (7.17) представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Результаты расчета сопротивлений эквивалентных ветвей

Наименование оборудования	Марка и сечение кабеля,	, Ом	, о.е.	, о.е	Обозначение результирующего сопротивления	Его величина, о.е.
1	2	3	4	5	6	7
РП	2АПвВнг 3х185	0,0450	0,408	0,408		0,408
М1 (630)	АПвВнг3х70	0,0040	0,036	321,2		64,2
М2 (630)	АПвВнг3х70	0,0041	0,037	321,2
М3 (630)	АПвВнг3х70	0,0046	0,042	321,2
М4 (630)	АПвВнг3х70	0,0052	0,047	321,2
М5 (630)	АПвВнг3х70	0,0040	0,036	321,2
М6 (800)	АПвВнг3х95	0,0050	0,045	252,9		126,5
М7 (800)	АПвВнг3х95	0,0045	0,0441	252,9
М8 (320)	АПвВнг3х70	0,0062	0,056	482,9		120,7
М9 (320)	АПвВнг3х70	0,0067	0,061	482,9
М10 (320)	АПвВнг3х70	0,0072	0,065	482,9
М11 (320)	АПвВнг3х70	0,0077	0,070	482,9
М12 (500)	АПвВнг3х70	0,0052	0,047	361,7		180,9
М13 (500)	АПвВнг3х70	0,0057	0,052	361,7
М14 (500)	АПвВнг3х70	0,0221	0,200	361,7		361,7
М15 (630)	АПвВнг3х70	0,0206	0,187	321,2		160,7
М16 (630)	АПвВнг3х70	0,0211	0,191	321,2
М17 (500)	АПвВнг3х70	0,0216	0,196	361,7		180,9
М18 (500)	АПвВнг3х70	0,0185	0,168	361,7
М19 (320)	АПвВнг3х70	0,0180	0,163	482,9		241,5
М20 (320)	АПвВнг3х70	0,0154	0,139	482,9

Тогда схема на рисунке 7.1 упростится до вида, представленного на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 - Упрощенная схема замещения

Токи подпитки от эквивалентных ветвей определяем по формуле (7.13):

;

;

;

;

;

;

;

.

Суммарный ток подпитки

.

Ударный ток подпитки от электродвигателей в точке К1 найдем, исходя также из условия, что ky=1,818. Тогда

.

Результирующий ток КЗ в точке К1

,

Результирующий ударный ток КЗ (от системы и двигателей)

,

Мощность короткого замыкания с учетом тока подпитки электродвигателей



При выборе коммутационной аппаратуры необходимо знать токи трехфазного КЗ для моментов времени . В практических расчетах рекомендуется определять периодическую составляющую тока по расчетным кривым.

Расчетные кривые представляют собой зависимость от времени периодической составляющей тока КЗ от генератора, отнесенной к начальному току КЗ , при разных удаленностях точки КЗ, построенные для моментов времени до 0,5 с.

Удаленность точки КЗ характеризуется отношением тока к номинальному току генератора , приведенному к ступени напряжения, на которой находится точка КЗ, и определяемому по формуле

(7.18)

где - номинальная мощность генератора, МВт;

- номинальный коэффициент мощности генератора.

Определение периодической составляющей тока в месте КЗ от генератора (или группы генераторов) сводится к вычислению тока КЗ в начальный момент времени , вычислению отношения полученного тока к номинальному току генератора и нахождению по полученному значению относительного тока для момента времени t. По найденным значениям и определяют ток КЗ в момент времени t:

(7.19)

Асинхронные двигатели не обладают достаточным магнитным полем для оказания существенной подпитки через момент времени, равный 0,2 с. В данном проекте синхронных электродвигателей нет, поэтому подпитку тока КЗ в момент времени, равный 0,2 с не учитываем.

Допускаем, что питание нагрузки предприятия осуществляется от источника неограниченной мощности, следовательно, периодическая составляющая тока КЗ от системы остается неизменной в течение всего процесса КЗ, т. е. .

В таком случае, ток КЗ в точке К1 в момент времени t = 0,2 с:

,

.

Величина двухфазного тока КЗ в точке К1

Расчет токов КЗ в точке К2 производим согласно схеме замещения на рисунке 9.3. Расчет токов КЗ на шинах НН цеховой трансформаторной подстанции производим для определения уставок срабатывания средств релейной защиты, устанавливаемых на стороне ВН трансформаторов.

Поэтому ток КЗ в этой точке рассчитан приведенным к ступени высшего напряжения.

Рисунок 7.3 - Схема замещения к расчету токов КЗ в точке К2.

Сопротивление трансформатора ТП

Результирующее сопротивление до точки К2 от системы

Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ от системы в точке К2 в максимальном и минимальном режимах работы

.

.

Мощность КЗ в точке К2 при токе КЗ от системы

,

Ударный ток КЗ от системы в точке К2 найдем, исходя из условия, что наибольшее значение тока наступает через полпериода (0,01 с) с момента возникновения КЗ, а постоянная времени Та=0,05 с. При этом ky=1+exp(-0,01/0,05)=1,818.

Тогда

,

.

Результаты расчетов токов КЗ и мощностей КЗ в различных точках схемы замещения представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчетов токов КЗ

Режим	Точка КЗ	, кА	, кА	, кА	, кА	, МВА
max	К1	11,50	36,22	12,34	11,50	259,2
min		11,37	35,88	12,23	11,37	256,8
max	К2	0,597	1,530	0,516	0,597	10,86
min		0,596	1,527	0,515	0,596	10,85

8. Выбор и проверка электрических аппаратов и токопроводов

8.1 Выключатели 10 кВ

Выключатели выбираем по номинальному току, номинальному напряжению, типу, роду установки и проверяем по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности в режиме КЗ.

Количество теплоты (тепловой импульс), выделяющееся в аппарате за время КЗ, кА2·с, определяется по формуле [8]

(8.1)

где суммарное время отключения выключателя приводом определяется собственным временем отключения аппарата и временем действия средств релейной защиты ;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, зависящая от реактивного и активного сопротивлений короткозамкнутой цепи.

.

В практических расчетах значение можно принимать из специально разработанных таблиц или графиков.

Согласно (8.1)

,

где суммарное время отключения выключателя с, ( - собственное время отключения выключателя приводом, - время срабатывания релейной защиты).

При выборе выключателя необходимо соблюдать следующее условие

(8.2)

где - предельный номинальный ток термической стойкости, который данный аппарат выдерживает без повреждения в течение предельного времени термической стойкости .

К установке в распределительных устройствах 10 кВ намечаем вакуумные выключатели, в которых гашение дуги при коммутациях электрической цепи осуществляется в вакуумной дугогасительной камере (ВДК).

Вакуумные выключатели типа ВВЭ-10 используются в серийных КРУ общепромышленного назначения типа КМ-1, КМ-1Ф, К-104. Основными достоинствами вакуумных выключателей являются:

- высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Число отключений номинальных токов вакуумным выключателем без замены ВДК составляет 10-20 тысяч отключений, число отключений номинального тока отключения - 20-200, что в 10-20 раз превышает соответствующие параметры маломасляных выключателей;

- резкое снижение эксплуатационных затрат по сравнению с маломасляными выключателями. Обслуживание вакуумных выключателей сводится к смазке механизма и привода, проверке износа контактов по меткам один раз в пять лет или через 5-10 тысяч циклов включения-отключения;

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

- широкий диапазон температур окружающей среды, в котором возможна работа ВДК;

- повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

- произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств, в том числе и шкафы с несколькими выключателями при двух-трехярусном их расположении;

- бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием выброса масла, газов при отключении токов КЗ;

- отсутствие загрязнения окружающей среды;

- высокая надежность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж;

К недостаткам вакуумных выключателей следует отнести повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что в ряде случаев вызывает необходимость принятия определенных мер по защите оборудования.

Намечаем к установке в ЗРУ-10 кВ ГПП вакуумные выключатели типа ВВЭ-10 с электромагнитным приводом.

Произведем сравнение технических параметров выключателей для установки их в качестве вводных, секционных, на отходящих линиях к трансформаторам цеховых ТП, отдельным электродвигателям.

Для использования в качестве вводного выключателя рассмотрим выключатель ВВЭ-10-20/1000 УЗ (таблица 8.1).

Данные таблицы 8.1 показывают, что выключатели ВВЭ-10-20/1000 УЗ удовлетворяют требованиям электродинамической устойчивости и мощности отключения КЗ при установке их на секциях 10 кВ РП. Кроме того, начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ схемы замещения предприятия меньше аналогичного параметра выключателя.

Таблица 8.1 - Условия выбора вводных выключателей ВВЭ-10-20/1000 УЗ

Параметр	Условия выбора	Величина
		номинальная	расчетная
Uном, кВ	Uном ? Uуст.	10	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Umax. раб	12	10
Номинальный ток, А	Iном ? Iрасч.	1000	715,4
Ток электродинамической стойкости, кА	Iдин ? Iу	50	36,22
Ток термической стойкости и допустимое время его действия, А/c	I2тер.номtтер.ном ? Вк	20/3	11,5/0,07
Начальное действующее значение периодической составляющей, кА	Iп0? Iп.0.ном	20	11,5
Ток отключения, кА		20	11,5
Мощность отключения, кВ·А		363,3	259,2

Токи короткого замыкания были определены без учета активного сопротивления элементов схемы замещения, а, следовательно, их расчетная величина несколько завышена. Принимая во внимание и то предположение, что на момент возникновения короткого замыкания не все электродвигатели окажутся включенными, можно рекомендовать к установке на вводе 10 кВ РП выключатели типа ВВЭ-10-20/1000 УЗ.

Для секционного выключателя РП выбираем выключатель типа ВВЭ-10-20/630 УЗ.

Расчетный ток данного выключателя определяется из условия, что через секционный выключатель может протекать лишь ток одной из секций РП-10 кВ насосных станций.

Величина токов короткого замыкания на секциях 10 кВ РП, приведенная в таблице 10.3, определялась при включенном секционном выключателе с учетом подпитки от всех высоковольтных электродвигателей.

Через секционный выключатель максимально может протекать лишь ток КЗ от системы и подпитка от всех электродвигателей одной секции РП, поэтому тем более можем принять к установке в качестве секционного выключателя выключатель типа ВВЭ-10-20/630 УЗ, так как ток подпитки для него в любом случае будет меньше, чем для любого выключателя отходящей линии.

Таблица 8.2

Условия выбора секционного выключателя ВВЭ-10-20/630 УЗ

Параметр	Условия выбора	Величина
		номинальная	расчетная
Uном, кВ	Uном ? Uуст.	10	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Umax. раб	12	10
Номинальный ток, А	Iном ? Iрасч.	630	357,7
Ток электродинамической стойкости, кА	Iдин ? Iу	52	36,22
Ток термической стойкости и допустимое время его действия, кА/c	I2тер.номtтер.ном ? Вк	20/3	11,5/0,07
Начальное действующее значение периодической составляющей, кА	Iп0? Iп.0.ном	20	11,5
Ток отключения, кА		20	11,5
Мощность отключения, МВ·А		572,2	259,2

В качестве выключателей в ячейках отходящих линий, питающих асинхронные двигатели мощностью 800-320 кВт (номинальный ток - 54,64 - 22,14А), принимаем выключатели типа ВВЭ-10-20/630 УЗ, так как выключателей с меньшим номинальным током на такую отключающую способность нет.

Для подключения к шинам 10 кВ РП трансформаторов мощностью 630кВА используем также выключатели типа ВВЭ-10-20/630 УЗ.

8.2 Проверка кабелей 10 кВ

После определения токов короткого замыкания и выбора выключателей 10 кВ можно произвести проверку сечений жил кабелей по термической стойкости к токам КЗ.

Термически стойкое к токам КЗ сечение определяют по формуле

, мм2 (8.3)

где - установившееся значение тока КЗ, кА;

- приведенное время КЗ;

, А·с1/2/мм2 - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля.

Приведенное время определяют по справочным кривым в зависимости от и действительного времени КЗ , где - длительность действия защиты, с; - длительность действия выключателя, с.

Для вакуумных выключателей , длительность основной защиты можно принять равной 0,06 - 0,1 с. - для кабельных линий, питающихся от шин ГПП.

- для кабелей с алюминиевыми жилами и полиэтиленовой изоляцией для напряжения 10 кВ.

Тогда для кабельных линий, питающихся от шин РП,

то есть сечения кабельных линий, принятых ранее для питания трансформаторных подстанций и ряда электродвигателей не удовлетворяют требованиям термической устойчивости.

В техническом описании кабелей фирмы АББ указываются предельно допустимые односекундные токи КЗ по жиле и экрану в зависимости от сечения жил. Так, для алюминиевых жил сечением 35 мм2 предельно допустимый односекундный ток КЗ составляет 3,3 кА, для 50 мм2 - 4,7 кА, для сечения 70 мм2 - 6,6 кА, для сечения 95 мм2 - 8,9 кА.