Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей

Реферат

Дипломный проект "Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей".

В проекте проведен анализ мощности, категорийности и места расположения потребителей электроэнергии. Выбран оптимальный вариант схемы подстанции, числа и мощности трансформаторов, обеспечивающих необходимую надежность электроснабжения. Предложенная схема подстанции (ПС) "Приморская" рассчитан на снижение затрат при монтаже без ущерба надежности.

Все выбранное оборудование проверено на устойчивость к током КЗ, а также для защиты силового оборудования и трансформаторов, рассчитана релейная защита с учетом токов в отходящих линиях. Дополнительно разработана защита оборудования от атмосферных перенапряжений с расчетом контура заземления.

В дипломном проекте -Электроснабжение судостроительного завода « Море «, произведена разработка системы управления коммутацией резервного трансформатора, при изменении технологического процесса и вводе спец.оборудования. Так при одинаковом сроке окупаемости капитальные затраты снижены на 220 тыс. грн.

Введение

Изменение экономических отношений в народном хозяйстве и промышленности повлияли на потребление электрической энергии. Часть крупных предприятий свернули производство или сократили мощности, что привело к необходимости перемещения питающего центра к развивающимся или более мощным потребителем с целью снижения потерь электроэнергии. Создание новой ПС в восточной части Феодосийского района электрических сетей должно повысить надежность электроснабжения потребителей.

Благоприятные природные условия и ландшафт позволяют создать резервные источники электроэнергии , что в свою очередь также должно повысить надежность.

Все изложенные выше задачи решаются в данном проекте.

1. Анализ производственно-хозяйственной деятельности и требования к электроснабжающим сетям

1.1 Географо-экономическое положение объекта

Требования научно-технического процесса диктуют необходимость совершенствования промышленной электротехники, создание экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, развитие электросетей и электрооборудования автоматизированного электропривода и систем управления. В настоящее время в процессе проектирования систем электроснабжения уделяют особое внимание энергосберегающим технологиям и нетрадиционным методам генерирования электроэнергии. Тенденции создания на Украине энергорынка также выдвинули на первое место прогнозирование, при проектировании систем электроснабжения, снижения на эксплуатацию и технологических потерь при передачи электроэнергии к потребителю.

Феодосийский район электрических сетей входят в состав ОАО Феодосийские Электрические Сети и расположен на восточном побережье Крымского полуострова. Восточное побережье Крыма относится к ІІІ району по толщине стенки гололеда и к IV району по скоростному напору ветра. Среднегодовая температура составляет для Феодосийского района +5.

Настоящий проект разработан с учетом изменения потребности в электроэнергии смещением центра нагрузки.

Проектирование ПС Приморская рассчитано на обеспечение надежного электроснабжения сельхозпотребителей, а также промышленных и бытовых потребителей с максимальным использованием уже существующих линий 110 и 10 кВ. Устройство подстанции в центре сформировавшихся нагрузок удовлетворит требованиям необходимой степени надежности питания электроприемников, снижение затрат на эксплуатацию и снижение потерь электроэнергии.

1.2 Анализ существующей схемы электроснабжения

Промышленные сети не могут быть экономично и надежно решены без учета источников электроэнергии - подстанций. Поэтому, все вопросы, связанные с проектированием подстанций входят в раздел электроснабжения. Без увязки требования сетей к электроснабжению правильно решить вопросы выбора мощности трансформаторов невозможно. Необходимо учитывать особенности и режимы работы той отрасли промышленности, для которой проектируются сети.

Таблица 1. - Характеристика ТП-10/0,4 кВ, которые питаются от подстанции 110/10 кВ "Приморская".

№ п/п	№ Т.П.	SнкВА	Потребитель	Коэф. загр.КН	Категория потр.
			Ф-305
1.	289	2х400	Цех	0,9	3
2.	312	2х400	Цех	0,7	3
3.	290	160	Цех	0,6	3
4.	278	160	Цех	0,6	3
5.	225	2х100	Цех	0,5	1
6.	24	2х400	Цех	0,85	3
7.	248	2х400	Цех	0,9	3
			Ф-305
8.	288	2х400	Цех	0,85	2
9.	287	2х400	Цех	0,85	3
10.	306	250	АКГ "Спутник"	0,7	3
11.	286	2х400	Цех	0,85	3
12.	285	2х400	Цех	0,8	2
13.	107	400	Цех	0,8	3
14.	46	400	Цех	0,85	3
15.	168	250	Цех	0,7	3
16.	45	2х400	Цех	0,8	1
17.	138	400	АТП-14375	0,6	3
18.	166	315/400	Цех	0,85	3
			Ф-306
19.	159	100	Цех	0,7	3
20.	149	250	Цех	0,7	3
21.	295	2х250	Цех	0,6	1
22.	85	250	Цех	0,80	3
23.	173	160	Цех	0,85	3
24.	86	250	Цех	0,8	3
25.	408	100	Цех	0,75	3
26.	37	250	Цех	0,75	2
27.	163	180	Цех	0,7	3
28.	151	180	Цех	0,8	3
29.	119	250	Цех	0,75	2
30.	63	400	Цех	0,65	3
31.	263	100/200	Цех	0,8	3

Так для большого завода, где характерно наличие значительного числа электроприемников 1 категории при трехшинном режиме работы без выходных и праздничных дней. Для ответственных 3-х шинных производств с электроприемниками 1 категории необходимо проектировать подстанции с таким расчетом, чтобы было обеспечено бесперебойное электроснабжение потребителей 1 категории. Для таких производств характерны двухтрансформаторные подстанции с загрузкой в нормальном режиме на 75 - 80 %.

Выбор проводников по нагреву и экономической плотности тока осуществляется согласно нормативам и коэффициентам установленных ПУЭ. Допустимые длительные нагрузки определяются исходя из следующих условий.

Допустимая длительная температура для алюминиевых проводников 70 оС, максимальная допустимая температур при токах К.З. 200 оС и расчетной температуры окружающей среды. Для шин прямоугольного сечения, расположенных горизонтально с шириной полос до 60 мм нормированные нагрузки должны быть уменьшены на 5 %, более 60 мм - на 8 %.

Проверка по экономической плотности тока подлежат все загрузочные сети с достаточно большим числом использования максимума нагрузки. При этом не следует учитывать повышения нагрузки в период ликвидации аварий или ремонтов.

Не подлежат проверке по экономической плотности тока сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах распределительных устройств всех напряжений.

За расчетный ток для выбора экономического сечения проводов принимается расчетный ток линии в час максимума энергосистемы. Нормативные данные таблицы 1 должны быть увеличены на 40 % при максимуме расчетной нагрузки преимущественно в ночное время 1.

Таблица 2. - Экономическая мощность тока

Проводники	Экономическая мощность тока А/мм2, при числе использования максимума нагрузки ч/год.
	1000·3000	3000·5000	Выше 5000
Неизолированные провода и шины алюминия	1,3	1,1	1,0
Кабели с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами	1,6	1,4	1,2

1.3 Определение расчетных нагрузок потребителей

Проектируемые электроснабжающие системы должны выполнятся в соответствии с действующими ПУЭ, строительными нормами и правилами, а также рекомендациям и указаниями инструкций, действующих эффективных документов, относящихся к проектированию сооружения и эксплуатации электроустановок. При проектировании подстанции следует ориентироваться на перспективы развития энергосети данного района. Основным показателем является расчет нагрузок с учетом перспективы роста потребления для различных видов потребителей. Для удобства расчета вычерчивается электрическая схема подключения потребителей и производится подробный расчет мощности потребительских ТП. Расчет дневного и вечернего максимумов выполняется с учетом коэффициентов, указывающих какая часть мощности используется в вечерний или дневной максимумы.

Расчетные нагрузки на отходящих линиях 10 кВ определяются суммированием нагрузок потребительских подстанций 10/0,4 кВ.

Суммирование дневных и вечерних максимумов выполняется методом надбавок, при котором к большей из нагрузок прибавляется надбавка от меньшей нагрузки.

За расчетную нагрузку дня выбора мощности трансформаторов на п. ст. Приморская берется большая величина дневной или вечерней расчетной нагрузки. Для их расчета используются коэффициенты дневного и вечернего максимума Кд и Кв. Для производственных потребителей они будут Кд=1, Кв=0,6. Для бытовых потребителей без электроники Кд=0,3…0,4, Кв=1,0, а с эл. шинами Кд=0,6, Кв=1,0, для смешанных потребителей Кд=Кв=1. Так же рассчитывается перспектива развития, которая отражается коэффициентом роста Кр, который изменяется от 1,0 (для новых подстанций) до 1.6 для существующих. Расчет дневного и вечернего максимума нагрузки потребителей ведется по формулам

Sрg=Sн Кн Кр Кg;

Spв=Sн Кн Кр Кв,

где Sн - номинальная полная мощность, Кн - коэффициент загрузки, Кр - коэффициент развития, Кд и Кв - коэффициенты дневного и вечернего максимума.

Активная мощность дневного и вечернего максимумов определяется по формуле:

Spg=Spg cosцg

Sрв=Sрв соsцв,

где cosцg и cosцв - коэф. мощности дневной и вечерний, выбирающийся по таблице и зависят от характера нагрузки.

Таблица 3. - Расчет нагрузок потребителей.

№ п.п	Sн кВА	Хар-ка нагр.	Кн	Коэф. участия	Коэф. рост Кр	S расчет.	Коэф. мощности	Р расчетная
				Кд	Кв		Spg КВА	Spв кВА	cosцg	cosцв	Ррg кВА	Ррв кВА
289 312 290 278 225 24 248	800 800 160 160 200 800 800	б б п п п б б	0,9 0,8 0,6 0,6 0,5 0,85 0,9	0,4 0,6 1,0 1,0 1,0 0,4 0,3	1,0 1,0 0,6 0,6 0,6 1,0 1,0	1,1 1,3 1,0 1,0 1,1 1,2 1,1	316,8 499,2 96 96 110,0 326,4 237,6	792,0 832,0 57,6 57,6 66,0 816,0 792,0	0,9 0,9 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9	0,92 0,92 0,75 0,75 0,75 0,92 0,92	285,12 449,28 67,2 67,2 77,0 293,76 213,84 1453,4	728,64 765,44 43,2 43,2 49,5 750,72 728,64 3109,34
	800 800 250 800 800 400 400 250 800 400 715	с б п б с б с с п п б	0,85 0,85 0,7 0,85 0,8 0,8 0,85 0,7 0,8 0,6 0,85	1,0 0,3 1,0 0,3 1,0 0,4 1,0 1,0 1,0 1,0 0,3	1,0 1,0 0,6 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,6 0,6 1,0	1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,1	Ф-305 816 224,4 192,5 224,4 704 140,8 374 192,5 704 288 200,56	816 746 115,5 748 704 352 374 192,5 422,4 172,8 668,5	0,8 0,9 0,7 0,9 0,8 0,9 0,8 0,8 0,7 0,7 0,9	0,83 0,92 0,75 0,92 0,83 0,92 0,83 0,83 0,75 0,75 0,92	652,8 201,96 134,75 201,96 563,2 126,72 299,2 154,0 492,8 201,6 180,5 3209,24	677,28 686,32 86,63 688,16 584,32 323,84 310,42 159,78 316,8 129,6 615,02 4578,17
159 149 295 85 173 86 408 37 163 151 119 63 263	100 250 500 250 160 250 100 250 180 180 250 400 300	б п п с б б б п п с п п б	0,7 0,7 0,7 0,8 0,85 0,8 0,75 0,75 0,7 0,8 0,75 0,65 0,8	0,3 1,0 1,0 1,0 0,3 0,3 0,31,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,3	1,0 0,6 0,6 1,0 1,0 1,0 1,0 0,6 0,6 1,0 0,6 0,6 1,0	1,1 1,1 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,2 1,1 1,2 1,1 1,1	Ф-306 23,1 192,5 420 220 44,88 66 24,75 225 151,2 158,4 300 286 79,2	77 115,5 252 220 149,6 220 82,5 135 90,72 158,4 180, 160,8 264	0,9 0,7 0,7 0,8 0,9 0,9 0,9 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,9	0,92 0,75 0,75 0,83 0,92 0,92 0,92 0,75 0,75 0,83 0,75 0,75 0,92	20,79 134,75 294 176 40,39 59,4 22,28 157,5 105,84 126,72 210 200,2 71,29 1619,16	70,84 86,63 189 182,6 137,6 202,4 75,9 101,25 68,04 131,47 235 120,6 242,88 1744,57

1.4 Определение нагрузок отходящих линий

Расчетные нагрузки на участках отходящих линий 10 кВ определяются добавлением нагрузок подстанций, включенных в линию. Для расчета нагрузок принимаются однолинейные схемы отходящих линий со всеми существующими подстанциями (Рис. 1., 2, 3) За исходные данные возьмем расчетные нагрузки на каждой отдельной подстанции 10/0,4 кВ с учетом коэффициента одновременности, а т.к. вечерняя нагрузка выше, то за основу возьмем расчетные нагрузки вечернего максимума. Учитывая большой разброс расчетных мощностей для определения суммарной нагрузки используем таблицу 3.10 [1].

Таблица 4. - Нагрузки на Ф-304

Уч-ток	Рmax кВт	Рmin кВт	ДРmin кВт	Р расч. кВт	cosц	Sрасч. кВА	Прим.
0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-ст	728,64 750,72 1320,72 1357,22 1385,62 1992,62 2605,62	- 728,64 49,5 43,2 765,44 728,64 43,2	- 570 36,5 28,4 610 610 32,4	728,64 1320,72 1357,22 1385,62 1995,62 2605,62 2638,02	0,92 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83	792 1435,57 1635,2 1669,42 2404,36 3139,3 3178,34	быт. быт. смеш. --""-- --""-- --""-- --""--

Таблица 5. - Нагрузки на Ф-305.

Уч-ток	Рmax кВт	Рmin кВт	ДРmin кВт	Р расч. кВт	cosц	S расч кВА	Прим.
0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 0-8 8-9 9-10 7-10 10-ст.	615,02 615,02 716,02 967,02 1090,02 1341,02 1592,02 86,63 686,32 753,32 2057,02 3150,02	- 129,6 316,8 159,78 310,42 323,84 584,32 - 86,63 677,28 1278,32 688,16	- 98 251 123 251 251 465 - 67,0 525 1093 570	615,02 716,02 967,02 1090,02 1341,02 1592,02 2057,02 86,63 753,32 1278,32 3150,02 3720,02	0,92 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0.83 0,83 0,83	668,5 778,5 1165,08 1313,28 1615,69 1918,1 2478,34 104,37 907,6 1540,14 3795,2 4481,95	быт. быт. смеш. --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""--



Рис. 1. Схема для расчета нагрузок Ф-304.

Рис. 5. Схема для расчета нагрузок Ф-305.

Рис. 6. Схема для расчета нагрузок Ф-306

Таблица 6. - Нагрузки на Ф-306.

Уч-ток	Рmax кВт	Рmin .кВт	ДРmin кВт	Р расч. кВт	cosц	S расч. кВА	Прим.
0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-cт.	242,88 242,88 332,88 430,88 482,88 557,38 616,88 722,88 877,88 983,88 1122,88 1296,88 1329,38	- 120,6 131,47 68,04 101,25 75,9 135 202,4 137,6 182,6 189 86,63 70,84	- 90 98 52,0 74,5 59,5 106 155 106 139 147 59,5 52,0	242,88 332,88 430,88 482,88 557,38 616,88 722,88 877,88 983,88 1122,88 1269,88 1329,38 1381,38	0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83	264 401,06 519,13 581,78 671,54 743,23 870,94 1057,69 1185,4 1352,87 1529,97 1601,66 1664,31	быт. смеш. ---""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""-- --""--

2. Электротехническая часть

2.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор установленной мощности двутрансформаторной подстанции проводится из условий их работы в нормальных условиях по экономическим интервалам нагрузки, выходящих из условий: Sэк.min?Sp/n?Sэк.max, где

Sэк.min и Sэк. max - соответственно минимальная и максимальная граница экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности. [2]

Sр - расчетная нагрузка подстанции (кВА)

n - число проектируемых трансформаторов.

Sр=9324,6 кВА (по данным расчетов нагрузок в таб. 3,4,5)

Число проектируемых трансформаторов n=2

Sэк min?4662,3?Sэк max

Выбираем трансформаторы мощностью на основании основного графика нагрузок подстанций 110/10 кВ (граф. 2.6; таб. 3.5) [2]

4021?4662,3?7520 (т.е. тр-р 6300 кВА) тр-р 10000 кВА 7521? ?12180

Выбранная мощность проверяется из условий их работы в нормальном режиме эксплуатации. В таком режиме работы подстанции наименьшая мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: , где Кс - коэффициент допустимой систематичной нагрузки трансформатора в зависимости от вида нагрузки, номинальной мощности трансформатора, для приведенных в таблице 63 [3] среднесуточных температур.

Среднесуточная температура воздуха tn определяется для района установки тр-ра по данным метеоцентра.

Если среднесуточная температура отличается от табличной то Кс необходимо пересчитать по формуле:

Кс=Кст - Ь(tn-tпт),

где, Ь - расчетный температурный градиент, 10с равен 0,83 10-2

Кст - табличная величина коэффициента допустимой системной нагрузки, соответствующей среднесуточной температуре расчетного района

Кс =1,25 - 1,18 10-2(29,8-20)=1,13

Проверим выбранный трансформатор при условии работы одного трансформатора с длительной систематической нагрузкой в летнее время.

9324,6/10000=0,93, что меньше 1,13 т.е. выбранный трансформатор удовлетворяет заданному условию.

К установке принимаем трансформатор ТДН - 10000/110 - ДУ1 1159х1,78%/11кВ Uкз = 10,5%

2.2 Электрический расчет сетей

Проверка выбранного сечения проводов выполняется по Sэкв. на каждом отдельном участке начиная от питающего центра. Sэкв. определяется по формуле:

Sэкв.=Smax Кд,

где Кд - коэф. динамики роста нагрузок ,(принимается Кд=0,7)

Smax - расчетная максимальная нагрузка на участке кВА.

Проверка выбранного сечения проводов осуществляется по потере напряжения на каждом участке. По методике изложенной в [2], считается, что минимум приведенных затрат на сооруженной менее 10 кВ и падение напряжения в конце линии не должен превышать ДU10?8%.

Проверка на потерю напряжения на і участке линии выполняется по формуле:

ДUi=вiSэкві li,

где ві - удельная потеря напряжения для данного материала и сечения проводов % (кВА км)

Sэкв і - эквивалентная мощность на і-м участке кВА.

li - длина і-го участка.

Результаты расчета сводятся в таблицу. Расчет ведется по вечернему максимуму.

Таблица 7. - Проверка сечения проводов лин. Ф-306.

Уч-ток	S p кВА	Sэкв. КВА	l, км.	F осн., мм2	в 10-2%	Потери на участ.	Потери на 1 уч. от РТП.
12-ст. 11-12 10-11 9-10 8-9 7-8 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1	1664,31 1601,66 1529,97 1352,87 1185,4 1057,69 870,94 743,23 671,51 581,78 519,13 401,06 264,0	1165,01 1121,16 1070,98 947,0 829,78 740,38 609,66 520,26 470,06 407,25 363,39 280,74 184,8	0,64 0,74 1,45 1,49 1,67 0,86 1,34 0,77 2,23 0,16 0,18 1,26 0,4	АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-50 АС-50 АС-50 АС-50	0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,074 0,074 0,074 0,074	0,45 0,5 0,93 0,85 0,83 0,38 0,49 0,24 0,63 0,05 0,07 0,26 0,055	0,45 0,95 1,88 2,73 3,56 3,94 4,43 4,67 5,3 5,35 5,43 5,69 5,75

Таблица 8. - Ф-305.

Уч-ток	Sр кВА	Sэкв. кВА	l, км	Fосн. мм2	в 10-2	Потери на участке	Потери на і уч-ке от РТП
10-ст. 9-10 8-9 0-8 10-7 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1	4481,36 1540,14 907,6 104,37 3795,2 2478,34 1918,1 1615,69 1313,28 1165,08 778,28 668,5	3137,36 1078,1 635,32 73,06 2656,64 1734,84 1342,67 1130,98 919,3 815,56 544,8 467,95	1,22 - 0,67 1,68 0,25 0,46 0,4 0,58 0,15 0,56 0,54 0,4	АС 120 - 185 185 240 240 185 АС 70 АС 70 240 240 185	0,089 - - - - - - 0,074 0,074 - - -	3,4 - 0,61 1,5 0,2 0,37 0,36 0,49 0,09 0,45 0,43 0,36	3,4 - 4,01 5,51 3,6 3,97 4,33 4,82 4,91 5,36 5,79 6,15

ДU% - в кабелях определялась по таб. П-4-12 [3]

Таблица 9. - Ф-304.

6-ст. 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1	3178,34 1435,57 1635,2 1669,42 2404,36 3139,3 792	2224,84 2197,51 1683,05 1168,6 1144,64 1004,9 554,4	1,34 0,5 0,35 0,1 0,93 0,89 0,47	АС-120 240 185 185 АС-70 АС-70 185	0,089 0,074 0,074	2,65 0,4 0,32 0,09 0,79 0,66 0,43	2,65 3,05 3,37 3,46 4,25 4,91 5,34

ДU% - в кабелях определялось по табл. П-4-12 [3].

2.3 Расчет токов КЗ

Расчет токов КЗ выполняется в относительных единицах. За базисные величины приняты Sб= 100 мВА, Uб1=115 кВ; Uб11=10,5 кВ. Базисные величины связаны между собой следующими выражениями:

, (Sб - выбрана произвольно)

Zб=

(110кВ) Iбi=Sб/(

(10 кВ) Iб11=Sб/(А

Место возможного КЗ необходимо выбрать таким, чтобы ток в проверяемом аппарате был небольшим. Эта величина принимается за расчетную.

Для сельскохозяйственных подстанций 110/10 кВ расчетными точками КЗ являются шины высшего напряжение (Ко), шины низшего напряжения (10 кВ) (К1) точка ближайшего КЗ (К2) и наиболее удаленная точка КЗ в сети 10 кВ (К3).

Для проверки чувствительности защиты необходимо знать минимальные значения тока КЗ в данных расчетных точках. Для каждой точки КЗ составляется эквивалентная схема замещения в которых элементы схемы заменяются напряжениями.

Рис. 4. Схема замещения Ф-304.

Рис. 5. Схема замещения Ф-305.



Рис. 6. Схема замещения Ф-306.

Sб=100 мВА Uф1=115 кВ, Uф11=10 кВ

Тр-ор п/ст. "Приморская" ТДН - 10000/110 - 8У1 115±9х1,78%/ 11кВ Uкз=10,5%

А (110 кВ)

Ток КЗ на шинах 110 кВ по данным РЗА ФПЭС

I(0)кз max=14900 А

I(0)кз для тр-ор с РПН зависит от положения переключателя.

(За базисное напряжение в относительных для каждой ступени принимают Uн*1,05, т.е.Uн=110>Uб=115; Uн=10>Uб=10,5)

Х*л(б)=Х0L;

r*(б)=r0L

т.к. 1 то для приведения к базисной величине можно принять Х*л(б)=Х0; r*б=r0; Z*б=Z0

Определяем сопротивление отдельных элементов системы в относительных единицах. Активное и полное сопротивление приводится к базисным условиям:

Базисное сопротивление короткозамкнутой цепи для тр-ра составит:

Z*бт=UкSб/(100S н.тр.)

где Uк - напр. КЗ тр-ра %

Sб - базисная мощность мВА.

Sнт - номинальная мощность тр-ра.

Z*б.тр.max=

Определяем ток КЗ на линиях 10 кВ

I"(3)=Iб/Z*тр

I"(3)min= 5499/1,23=4470 А

I"(3)max5499/0,87=6320 А

Ударный ток КЗ на шинах 10 кВ найдем по формуле:

При КЗ на шинах низкого напряжения подстанции с высшим напряжением не менее 110 кВ Ку=1,8 [2]



Для точки КЗ Z*рез.б. находится как сумма Z*б.тр. и Z*б.л. для участка линии от СТ-10 кВ подстанции " Приморская " до ст. 10 кВ Т.П.-159. Аналогично для точки К3 К4 только Z*бл. составляет сумма Z*б всех участков линии от ст 10 кВ п/ст "Приморская" до Т.П.-263. Токи КЗ в точках К3 и К4 определяются по формуле: I"(3)=Iб/Z* рез., где I"(3) - действующее значение периодической слагающей тока КЗ за первый период . Z рез - полное результирующее значение сопротивления до точки К3 (Ом).

Результаты расчетов сводятся в таблицу 10.

Таблица 10. - Точки КЗ Ф-306.

I(2)к	Точка КЗ	Zрез, Ом	I"(3), А	iy(3),А
1296 5498 3889 4471 3345 874 820	К1 К2 К3 К4	0,87 1,23 1,07 1,43 5,47 5,83	14900 max 6320 min 4470 max 5139 min 3845 max 1005 min 943	37929 16088 11379 13082 9788 2588 2400

Для линий Ф-305 и Ф304 расчет токов КЗ выполняется только для точек Кз и К4. Результаты расчетов сведены в табл. 11.

Таблица 11. - Токи КЗ Ф-305 Ф-304.

I(2)к	Точка КЗ	Z*рез Ом	I"(3) А	i(3)y, А
4310 2355 3393 2703 4196 3189 2702 2246	Ф-304 К3 К4 Ф-305 К3 К4	1,11 1,47 1,41 1,77 1,14 1,5 1,77 2,13	4954 3741 3900 3107 4823 3666 3106 2582	9928 7909 6619 5273 8185 6221 5271 4382

Действующее значение полного тока трехфазного КЗ за первый период определяют по формуле

(для шин 10 кВ)

При КЗ в электросетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени.

, где Int - действующее значение периодической слагающей тока КЗ через время t.

Величина тока КЗ двухфазного определяют из выражения

Результаты расчетов сводятся в таблицу 10 и таблицу 11.

2.4 Выбор высоковольтного оборудования и проверка его по режиму КЗ

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при правильном выборе по условиям работы как в длительном режиме, так ив режиме КЗ.

Для длительного режима аппаратура и проводники выбирают по номинальному напряжению, с учетом конструкции и рода установки (для внутренней или наружной установки, для комплектных подстанций и ячеек распредустройств) сравнивают номинальное напряжение Uан и номинальный ток аппарата с требуемыми параметрами.

Uан?U уст.н.; I а.н.?I раб.max,

где Uуст - напряжение установки, где используется рассматриваемая аппаратура

Iраб max - максимальный рабочий ток установки.

Для трансформаторов напряжения и разрядников должно быть Uан=Uуст.н.

Для предотвращения механических повреждений под действием усилий, возникающих в проводниках при протекании по ним токов КЗ, все элементы должны обладать достаточной эл. динамической устойчивостью.

Под эл. динамической устойчивостью понимают обычно способность аппарата или шинных конструкций противостоять кратковременным усилиям, возникающим при протекании тока КЗ без повреждений препятствующих их дальнейшей нормальной работе.

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийное значение тока КЗ при котором обеспечивается эл. динамическая устойчивость. При выборе аппаратов гарантированная заводом-изготовителем величина сравнивается с расчетным током КЗ. Должно быть выполнено условие Iдин?I3y

Электрическая устойчивость жестких шин (за исключением комплектных токопроводов и шин КРУ) определяется расчетом механических напряжений в материале проводника. Критерием устойчивости служит выполнение условия Gдоп?Gрасч, где Gдоп и Gрасч - соответственно допустимое и расчетное значение механических напряжений в материале проводника.

2.4.1 Выбор гибких шин.

Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности тока.

qэк=Iраб/jэк,

где jэк - экономическая плотность тока А/мм2 (для алюминиевых шин принимаем 1,1) [7] (табл. 4.1.).

Рабочий ток Iраб определим по формуле )

qэк=Iраб/jэк=46,8/1,1=42,5мм2

ближайшее по значению сечение 50 мм2.

Но т.к. длина гибких шин не велика (чуть более 30 мм), а питающие линии выполнены проводом АС 185, принимаем гибкие шины из провода АС 185. Это незначительно увеличит стоимость, но зато упростили монтаж при подключении к магистральной линии.

Проверку на длительно допустимый ток не выполняем т.к. провод взят со значительным превышением необходимого сечения.

Выполним проверку по допустимому термическому действию К3 кк доп или

В практических расчетах для определения минимальной величины сечения, допустимого по термической устойчивости, пользуются второй формулой, где С=880С - длительно допустимая температура для алюминиевых шин,

Вк=I"2(tотк+Та),

гдеI"2 - начальное значение периодической составляющей тока КЗ (для шин 110 кВ I"=577 А)

tоткл - время отключения КЗ.

tотк - согласно ПУЭ время отключения (время действия КЗ) tотк складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tов

t отк=tрз+tов

При этом можно принять tрз=0,1 с

С учетом характеристик выключателей (таб.4.16 7) получим время отключения КЗ в пределах: t=0,160,2с. (принимаем 0,18 с)

Та - 0,115 - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

Вк=(0,18+0,115)=65,5А2с106

qmin=

Выбранное сечение проходит с большим запасом.

Гибкие шины и токопроводы обычно крепятся на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами.

Для сборных шин 110 кВ - 3,0 м.

При таких расстояниях сила воздействия между фазами невелики, а поэтому расчет на динамическую устойчивость гибких шин не производят.

Проверку на коронирование в данном случае можно не проводить т.к. согласно ПУЭ минимальное допустимое сечение для воздушной линии 110кВ - АС70. Учитывая, что на ОРУ-110 кВ расстояние между фазами меньше, чем на воздушной линии проведем проверочный расчет для q=185мм2 (АС-185) d=19,1 Iдоп=510A, радиус провода r0=19,1/2=9,55мм?1 см. Расстояние между фазами Р=300 см, фазы расположены горизонтально. Рабочий ток принимаем по Iраб макс=2Iраб Iраб макс=93,6A

Провод не будет коронировать при условии, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е0. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде: 1,07Е?0,9Е0

Определим начальную критическую напряженность Е0

,

где m - коэффициент учитывающий поверхностную шероховатость провода (m=0,82 - для многопроводных проводов) [7], r0 - радиус провода в см.

Е0=30,3 0,82кВ/см

Определим напряженность вокруг провода (максимальное значение) Е;

где U=121 кВ, т.к. на линиях подстанции поддерживают напряжение 1,1Uн; (Рср=1,26Р при горизонт. расп. [7])

Е=кВ/см

Проверим по условию 1,07Е?0,9Е0

1,07 17,3=18,5<0,9 32,4=29,2

ТО Провод АС 185 проходит по условию коронирования.

2.4.2 Выбор силового оборудования 110 кВ

С целью снижения стоимости сооружения подстанции принимаем к установке отделители, разъединители и короткозамыкатели. Разъединители предназначены для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания видимого разрыва. В отдельных случаях разрешают отключать разъединители электрические цепи при протекании через них токов значение и характер которых регламентирован ПТЭ.

Короткозамыкатели предназначены для создания искусственного КЗ на стороне высшего напряжения подстанции, вследствие чего срабатывает защита и отключается выключатель головного участка питающей линии. В безтоковую паузу АПВ отделитель отключает трансформатор, создавая видимый разрыв в электрической цепи.

Исходя из ранее сказанного и зная рабочее напряжение U=110 кВ тепловой импульс тока Вк=65,5 кА2с и ток КЗ I"(3)=14,9 кА.

Выбираем оборудование с учетом открытой установки.

Таблица 12. - Разъединитель наружной установки РН8(3) - 2 - 110/630У1

Расчетные данные	Технические данные
Up=110кВ Ip=93,6A I(3)y=37,9 кА (I"(3)=14,9кА) Вк=65,5 кА2с	U=110 кВ Iн=630 А 80кА=iдин.н I2тtт=1450 кА2с

Тип привода ПРН-110М

Таблица 13. - Короткозамыкатель КЗ-110

Расчетные данные	Технические данные
Up=110кВ I(3)y=37,9 кА (I11(3)p=14,9 кА) Вк=65,5 кА2с	Uн=110 кВ iдин=42 кА I2кtк=648 кА2с tвкл=0,4 с.

Тип привода ШПКМ.

Таблица 14. - Отделитель ОД(3)-1-110/600У1

Расчетные данные	Технические данные
Up=110кВ Ip=93,6A (I''(3)=14,9кА)i(3)y=37,9кА Вк=65,5 кА2с	Uн=110кВ Iн=600А 80кА=iдин.н I2к=1440 кА2с tоткл=0,7-0,9с.

Тип привода ШПО.

Выбранное оборудование удовлетворяет условиям если даже принять одновременную работу двух трансформаторов в аварийном режиме с перегрузкой 1,4.

2.4.3 Выбор силового оборудования 10 кВ

Для установки на стороне 10 кВ принимаем комплексные распределительные устройства типа КРУ серия К-Х11.

Зная полные мощности на отходящих линиях найдем рабочие токи.

Ф-304

Ф-305

Ф-306

Таблица 15. - Вводные ячейки КРУ К-Х11

Расчетные данные	Технические данные
Up=10кВ Ipmax=861,3А Iуд(3)=16,1кА	Uн=10кВ Iн=1000А Iудн=52 кА Ввод шинный, кабельный.

Таблица 16. - Ячейки отходящие К-Х11.

Расчетные данные	Технические данные
Up=10кВ Ipmax=246,4А Iуд(3)=8,2кА	Uн=10кВ Iн=600А Iудн=52 кА Ввод шинный, кабельный.

Комплектные распределительные устройства укомплектованы масляными выключателями ВМП-10К. Т.к. основные технические показатели КРУ ориентированы на масляный выключатель, то проверяем выключатель только на термическую устойчивость. Из таб. 18.2.[2] масляный выключатель ВМП-10К выдерживаем ток в 20 кА до 5 с, 14кА до 10 с.

Электродинамическая устойчивость жестких шин для комплектных токопроводов и шин КРУ не выполняется. [7].

2.4.4 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, по минимальному току первичной цепи классу точности, номинальной мощности вторичной цепи и проверяют на эл. динамическую и термическую устойчивость при протекании сквозных токов КЗ. Если трансформаторы тока предназначены цепей релейной защиты, то их проверяют на 10 % погрешность.

При выборе трансформаторов тока по номинальным напряжению и току первичной цепи должны быть выполнены следующие условия: Uнтт?Uнуст; Iн1?Iраб ффс; где Uнтт - номинальное напряжение т.к. Iн1 - номинальный ток первичной обмотки.

По классу точности т. т. выбирают в зависимости от типа и класса точности присоединяемых к ним приборов. Для питания амперметров и токовых реле класс точности-3; для токовых реле встроенных в привод выключателей и оперативных цепей релейной защиты класс точности - 10.

Выбор трансформаторов тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности с расчетной вторичной нагрузкой, при этом должно быть выполнено условие Sн г?Sрасч, где Sн2=I2н2rн2 - номинальная мощность тр-ра тока ВА; Iн2- номинальный ток вторичной обмотки тр-ра тока А; rн2 - номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока. Ом.

,

где УSприб - полная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока ВА;

rпров - активное сопротивление проводов, Ом;

rк - активное сопротивление контактов (принимается 0,1 Ом)

Принимаем к установке: в водных и секционной ячейке ТОЛ-10-0,5/Р[2]

Таблица 17. - ТОЛ-10-0,5/Р.

Расчетные данные	Технические данные
Up=10кВ Ipmax=861,3A Iуд(3)=16,1 кА	Uн=10кВ Iн1=1000А Iдин=50кА Ктт 1000/5

Для обеспечения класса точности - 3, rн2=1,2 и Sн2=30ВА на отходящих фидерах ТПЛ 10-0,5/Р [2]

Таблица 18. - ТПЛ 10-0,5/Р

Расчетные данные	Технические данные
Ф-304 Uн=10кВ Ipmax=174,8А I(3)уд=8,4кА Вк=212кА2с Ф-305 Uн=10кВ Ipmax=246,4A Iуд(3)=8,1кА Вк=200кА2с	Uн=10кВ Iн1=200А I(3)уд=70,7кА Вк=324кА2с Uн=10кВ Iн=250А I(3)уд=88,3кА Вк=506кА2с

Проверку тр-ов тока на динамическую устойчивость выполняют по формуле:

где Кдин - кратность динамической устойчивости.

Проверку на термическую устойчивость по выражению:

,

где k1c - кратность односекундной динамической устойчивости.

Таблица 19. - ТПЛ 10-0,5/Р (Iн1=100А)

Расчетные данные	Техническая данные
Ф-306 U=10кВ Ipmax=91,5A I(3)уд=5,4кА Вк=87,4кА2с	Uн=10кВ Iн1=100А I(3)дин=35,3кA Вк=81кА2с

Необходимо выбрать другой тр-ор т.к. этот не проходит по термической устойчивости.

Таблица 20. - ТПЛ 10-0,5/Р (Iн1=150А)

Расчетные данные	Технические данные
Ip=91,5A I(3)уд=5,4кА Вк=87,4кА2с	Iн1=150А Iдин(3)53,3кА Вк=182,2кА2с

Для обеспечения класса точности - 3 необходимо rн2=1,2; Sн2=30ВА.

2.4.5 Выбор трансформатора напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузки.

При выборе трансформатора напряжения по номинальному напряжению должно быть выполнено условие:

где - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения.

По классу точности трансформаторы напряжения выбирают в зависимости от допустимой погрешности измерений присоединенных приборов. Т.к. от одного трансформатора напряжения могут питаться приборы с различными требуемыми к точности, то ориентируются на наивысший класс точности. Работа в принятом классе точности гарантируется при отклонении напряжения не превышающем 10% от номинального.

Трансформаторы напряжения по вторичной нагрузке проверяют по условию:

где - номинальная мощность трансформатора напряжения в принятом классе точности;

- вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

определяют по формуле:

где - суммарная мощность приборов, присоединенных к трансформатору тока; - суммарная реактивная мощность приборов.

Если в каталоге приведены нагрузки приборов, выраженные в Ом, то мощность приборов определяют по формуле:

На электродинамическую устойчивость трансформаторы напряжения не проверяют. На основании выше сказанного принимаем к установке трансформатора напряжения НТМИИ - 10 [2].

Таблица 21. - НТМИИ - 10.

Тип трансформатора	Номинальное напряжение, В	Номинальная мощность в классе точности, В·А	Максимальная мощность, В·А
	ВН	НН	0,5	1	3
НТМИ - 10	10000	100	50	80	200	400

2.5 Собственные нужды и оперативный ток на подстанции

На подстанциях затраты мощности на С.Н. сравнительно невелики и не зависят от мощности подстанции.

На районных понижающих подстанциях сельхозназначения устанавливается один трансформатор собственного назначения мощностью 25 - 63 кВ·А с вторичным напряжением 380/220 В. На двух трансформаторных подстанциях рекомендуется устанавливать два трансформатора СН.

Трансформатор СН присоединяется к шинам низшего напряжения. В конкретном случае можно применить ячейку КРУ серии К-ХII приспособленную для установки трансформатора СН мощностью до 60 кВ·А.

2.5.1 Выбор трансформатора СН

Расчет проводим для одного трансформатора.

Мощность трансформатора СН найдем из формулы:

где - коэффициент несовпадения максимумов силовой и осветительной нагрузки. Принимаем 0,9.

суммарная максимальная мощность силовой и осветительной нагрузки.

- коэффициент одновременной осветительной нагрузки.

- КПД сети освещения = 0,96.

- сумма мощностей собственных нужд, принимаем 50 кВт.

- установленная мощность освещения, = 15 кВт.

- суммарная максимальная реактивная мощность силовой нагрузки.

 кВт.

кВт.

кВт.

Принимаем к установке два трансформатора ТМ - 40/10.

2.5.2 Источники оперативного тока

На сельских подстанциях для питания сетей оперативного тока релейной защиты и автоматики в основном применяют переменный ток, в качестве источников которого используют трансформаторы тока, напряжения и собственных нужд электроустановок.

Трансформаторы тока используют как источники оперативного тока для релейных защит, реагирующих на увеличение тока в электрической цепи (защита от КЗ и перегрузок).

Трансформаторы напряжения и трансформаторы СН могут быть использованы для оперативных цепей релейной защиты, реагирующих на ненормальные режимы работы, не связанные с большим снижением напряжения (защита от перегрузок, повышения напряжения, замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и т.п.).

Для питания приборов, аппаратов защиты и автоматики, работающих на постоянном токе применяют подключенные к трансформаторам тока блоки типа БТП и к трансформаторам напряжения и СН - шина БПН, а также блок БК, энергию которых используют для питания отключающих электромагнитов.

Напряжения блоков питания типа БПН 100 и БПТ 101 - 24…48 В, длительная мощность 100 Вт, кратковременная 200 Вт, у БПТ - 1002 и БПН - 1002 напряжение 110 и 220 В мощность 800 и 1000 Вт соответственно.

2.6 Релейная защита

Релейной защитой называют автоматическое устройство, состоящее из одного или нескольких приборов реле, которые реагируют на изменение режима в каком-либо участке электрической цепи и подают импульс на отключение данного участка или на сигнализацию. В схемах автоматики при помощи реле осуществляют заранее предусмотренное автоматическое изменение режима работа электроустановки или поддержание его в заданных пределах.

Для того, чтобы релейная защита правильно своевременно выполняла свои функции, к ней предъявляют ряд требований.

Быстродействие. Это качество необходимо для ограничения размеров повреждения, вызванных токами КЗ, уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей.

Время , необходимое для отключения поврежденного участка состоит из времени - действия релейной защиты и времени - действия выключателя с приводом.

В схемах применяют устройства, обладающие наименьшим временем действия. Так для современных быстродействующих защит с, для быстродействующих воздушных выключателей с и для масляных выключателей с.

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности , который определяют: для максимальной токовой защиты:



где - максимальный ток КЗ в конце защищаемого участка, - ток срабатывания защиты.

Для защиты от понижения напряжения:

где - напряжение срабатывания защиты (наибольшее значение напряжения, при котором защита приходит в действие); - наибольшее напряжение в месте установки защиты при КЗ в пределах защищаемого участка.

Селективность (избирательность).

Под селективностью принимается способность защиты воздействовать на отключение только поврежденного участка.

Надежность. Необходимая надежность защиты достигается целесообразным выбором схемы защиты, качеством аппаратуры и ее монтажа, а также уровнем эксплуатации. При всех других равных условиях наиболее надежной будет схема защиты с наименьшим числом реле, соединительных проводов и контактных соединений.

В системах с изолированной нейтралью (6…35 кВ) основной схемой соединения трансформаторов тока и токовых реле является схема неполной звезды, которая реагирует на все виды межфазных КЗ и однофазные КЗ фаз, где установлены трансформаторы тока, питающие реле.



Рис. 7. Схема соединения Т.Т. и токовых обмоток реле (неполная звезда).

Трансформаторы тока для релейной защиты проверяют по кривым 10 %-ой погрешности. Эти кривые отражают зависимость кратности первичного тока по отношению к номинальному от сопротивления нагрузки трансформатора тока, при которой его погрешность не превышает 10 %.

2.6.1 Расчет релейной защиты отходящих линий

На вводе и в начале линий установлены реле РТВ.

Расчет начинаем с линии Ф.306 с наименьшим рабочим и током КЗ. По условию .

По требованиям динамической устойчивости в ячейке установлен т.т. ТПЛ-10-05/Р с ().

Определим ток срабатывания защиты ; по условию отстройки от тока нагрузки:

где - коэффициент надежности (для РТВ ) [Л.2]

- коэффициент самопуска электродвигателей (принимаем 1,1) [2]

- коэффициент возврата (для реле РТВ ) [2]

Принимаем ток срабатывания реле и определим ток срабатывания реле:

(для схемы неполная звезда )

Принимаем к установке реле РТВ - I с уставкой 7,5 А [6]

В этом случае ток срабатывания защиты будет:

Коэффициент чувствительности определяется как

Аналогично выполняется расчет для линий Ф.305 и Ф.304. Результаты расчетов сводятся в таблицу 20.

Чувствительность МТЗ считается достаточной, если при действии ее в основной зоне защиты.

Таблица 22. - Токи КЗ отходящих линий.

Линия			Т.Т	Реле	Уст., А
Ф.306	91,5	943	150/5	РТВ·I	7,5	225	4,2	187
Ф.305	246	2582	250/5	РТВ·II	12,5	625,0	10	503
Ф.304	175	3107	200/5	РТВ·I	10	400	7,7	357
СШ·10 кВ	861,3	4470	1000/5	РТВ·I	10	2000	2,2	1860

Рис. 7. Расчетная схема токов КЗ отходящих линий.

Расчет токовых отсечек для отходящих линий.

Селективность действия защиты достигается путем ограничения зоны действия защиты. Для этого ток срабатывания токовой отсечки мгновенного действия выбирают по условию:

При выполнении токовой отсечки для защиты распределительных линий 10 кВ она должна быть отстроена от бросков намагничивающих токов потребительских трансформаторов. Это условие будет выполнено, если:



где - сумма мощностей потребительских трансформаторов, подключенных к защищаемой линии.

А, что удовлетворяет условию.

Ток срабатывания реле отсечки:

А

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

, т. е. защита не чувствительна.

Аналогичные расчеты проведены по остальным линиям. Результаты расчета сводим в таблицу 21.

Таблица 23. - Расчетные данные токовых отсечек.

Участок				, А	, А
Ф. 304	3900	3720	200/5	136	5440	1,2
Ф.305	3106	6415	250/5	87	4348	1,1
Ф.306	1005	3520	150/5	47	1410	3,6
Трансформатор	5139	-	1000/5	36	7200	0,8

2.6.2 Расчет защиты ввода 10кВ

По условию отстройки от тока нагрузки

по условию согласования с предыдущей защитой (выбираем большую Ф.305 ).

где - коэффициент надежности срабатывания (для РТВ ) [2]

Ток срабатывания реле

Принимаем РТВ · I с током уставки

Определим коэффициент чувствительности:

.

Допустимое время протекания тока КЗ через трансформатор:

где - кратность термической устойчивости трансформатора.

с

Т.к. реле РТВ I при кратности тока 1,6…1,8 и более работает в независимой части характеристики, то принимая составляет с, что не допустит серьезных повреждений трансформатора.

2.6.3 Защита силовых трансформаторов

Для защиты трансформатора газовая защита является основной, она реагирует на все виды внутренних повреждений, в том числе и на витковые замыкания, при которых другие применяемые стандартные защиты могут не сработать. Значение тока при витковых замыканиях зависит от числа замкнутых витков. При малой доле витков, особенно при замыкании одного-двух витков, ток повреждения может быть номинального тока трансформатора. В то же время замыкания между витками могут приводить к таким же последствиям, что и многофазные КЗ, так как на самых короткозамкнутых витках будет выделяться много тепла, потому что по ним протекает весьма значительный ток. Газовое реагирует как на выделение паров масла, так и на утечку масла из трансформатора.

Максимально токовая защита трансформаторов собственных нужд осуществляется предохранителями типа ПКТ - 10. Из таблицы рекомендуемых значений предохранителей ПКТ - 10 для трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ, для трансформаторов ТМ 40/10 выбрали ПКТ 10 на номинальный ток вставки [1].

Расчет дифференциальной защиты.

Так как мощность выбранного трансформатора 10МВА, то рассчитывают для него дифференциальную защиту.

Выбираем начальный ток срабатывания по двум условиям.

По уставке от скачка тока намагничивания.

где - коэффициент уставки, равный при защите с реле РНТ и с реле ДЗТ.

- номинальный ток трансформатора для основной стороны (110 кВ) в крайнем начальном положении РПН.

А

А

По условию отстройки от расчетного тока небаланса Iнб при возникновении КЗ.

где = 1,3 - коэффициент надежности.

- относительное значение свободного диапазона регулирования напряжения обмоток.

- внешний расчетный ток КЗ приведенный к стороне с большим вторичным током.

А

Сначала проверим возможность использования реле РНТ-565 без торможения.

А

Коэффициент чувствительности

Т.к. продолжаем расчет с использованием реле РНТ 565. Причем с большим вторичным напряжением 10 кВ принимается за основу и подключается к рабочей обмотке. Ток срабатывания реле основной стороны.

А.

Расчет числа витков основной стороны находится:



Берем ближнее меньшее значение .

Трансформаторы тока 110 кВ подключаются к первой управляющей и к рабочей обмотке реле.

За начальное число витков неосновной обмотки:

Принимаем 20 витков.

Составляющая начального тока небаланса зависит от степени окружения числа витков неосновной стороны, важна для случайного повреждения на стороне 10 кВ.

Начальный ток разбаланса с учетом составляющей.

А.

Уточненное значение тока срабатывания защиты.

A.

Уточним минимальный коэффициент чувствительности.

Т.к. , то дифференциальная защита является чувствительной.

2.7 Характеристика объекта

Механический участок занимается ремонтом и изготовлением различных деталей и металлоконструкций, необходимых для основного производства. В состав цеха водят различные металлообрабатывающие станки, сварочное и грузоподъёмное оборудование, вентиляторы. Мощность электроприёмников цеха составляет от 5 до 105 кВт. Электроприёмники работают в длительном (металлообрабатывающий станки, вентиляторы) и в повторно кратковременном режимах (машины дуговой сварки, грузоподъёмное оборудование ). Электроприёмники цеха работают на переменном 3-х фазном токе (металлообрабатывающии станки, вентиляторы, грузоподъёмное оборудование ) и однофазном токе (машины дуговой сварки, освещение). Электроприёмники цеха относятся к третьей категории по требуемой степени надёжности электроснабжения. Окружающая среда в цехе нормальная, поэтому всё оборудование в цехе выполнено в нормальном исполнении. Площадь цеха составляет 1728м2

Таблица 1

Номер по плану	Наименование электроприемников	Кол-во	Рном, кВт	Uном, кВ
1	2	3	4	5
6	Металлорежущий станок	8	5	0,38
8	Металлорежущий станок	5	5	0,38
3	Карусельный станок с ЧПУ	3	105	0,38
4	Универсальный станок с ЧПУ	1	70	0,38
10	Вентилятор	4	11	0,38
11	Кран-балка, ПВ=25%	2	5	0,38
14	Машины дуговой сварки, ПВ=65%	4	2,52	0,22

2.8 Описание схемы электроснабжения

Электроснабжение механического участка осуществляется от 2х трансформаторной подстанции 6/0,4кВ с мощностью трансформаторов по 250 кВА каждый. В свою очередь ТП6/0,4 кВ питается по взаиморезервируемым кабельным линиям ААБ 3х35, проложенных в земле, от вышестоящей подстанции 35/6кВ с трансформатором мощностью 4000кВА, которая запитывается от энергосистемы по одноцепной воздушной линии АС-25. На стороне 6кВ ТП 6/0,4 в качестве защитного коммутационного оборудования установлены масляные выключатели и разъединители. На стороне 0,4 кВ в качестве аппаратов защиты от токов короткого замыкания установлены предохранители.

2.9 Конструкция силовой и осветительной сети

Для приема и распределения электроэнергии на механическом участке установлены распределительные щиты. Электроприемники запитываются от ШР проводом, проложенным в трубах. В качестве аппаратов защиты от токов короткого замыкания применены предохранители.

Освещение цеха выполнено 55-ю светильниками Гс с лампами накаливания мощностью 500Вт. Осветительные сети выполняются проводом АПВ-2,5ммІ проложенным в трубе.

Питание рабочего освещения производится от осветительного щитка ОЩВ-12, в котором в качестве аппаратов защиты от токов короткого замыкания и перегруза установлены автоматические выключатели.

3. Расчетная часть

3.1 Расчет освещения

Расчет освещения проводится по методу коэффициента использования

светового потока. В качестве источника света примем к установке лампы накаливания мощностью 500Вт.

Расчёт сводится к определению необходимого числа ламп в соответствии с нормированной освещённостью. Число ламп определяется по формуле:

N = E · Kз · Z · S / U · Фл, (1)

где E - нормированная освещенность, Е = 150лк [1, табл. П 15];

Z - коэффициент, учитывающий снижение светового потока при эксплуатации, Z = 1,1 [1, С. 344];

Kз - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения светового

потока по освещаемой поверхности, Kз = 1,3 [1, табл.19.1];

S - площадь помещения, мІ;

Фл - световой поток одной лампы, Фл = 8200лм, [2, табл.3.12];

U - коэффициент использования светового потока, определяется в зависимости от типа светильника, лампы, показателя помещения и коэффициентов отражения: рn - от потолка, рс - от стен, рр - от рабочей поверхности.

Показатель помещения й находим по формуле:

й = (А · В)/ Нр · (А + В), (2)

где А - длина помещения, м;

В - ширина помещения, м;

Нр - высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.

й = (36 · 48)/ 4 · (36 + 48) = 5,14

Для светильника Гс при: рn - 50?, рс - 30?, рр -10?, й=5,14 U=82% [2,прил.5,табл.3], определяем по формуле (2) число ламп:

N =150 · 1,3 · 1,1 · 1728/0,82 · 8200 = 55 шт

Примем к установке 55 светильников типа Гс с лампой накаливания Г220-500, которые установим в пять рядов по 11 светильников.

Находим число ламп аварийного освещения ( 25? от рабочего ).

55 · 0,25 = 14 шт

3.2 Расчет электрических нагрузок

Расчет силовых электрических нагрузок ведётся по узлу нагрузки ( шкаф распределительный, шинопровод, трансформаторная подстанция). Все приёмники данного узла нагрузки делятся на характерные технологические группы.

Для каждой группы по [3, табл. 4.1] находят коэффицент использования Ки, коэффициент активной мощности cos ц и коэффициент реактивной мощности tg ц.

Находят установленную мощность для каждой группы электроприёмников по формуле:

Руст=N * Рном , (3)

где N - число электроприёмников;

Рном - номинальная мощность одного электроприёмника, кВт.

Для каждой технологической группы находят среднесменную активную Рсм и среднесменную реактивную Qсм мощности по формулам:

Рсм = Ки * Руст , (4)

Qсм = Рсм * tg ц, (5)

По узлу нагрузки находят суммарную установленную мощность ?Pуст, активную суммарную среднесменную мощность ?Pсм и сумарную среднесменную реактивную мощность ?Qсм:

?Pуст = ?Pуст i , (6)

?Pсм = ?Pсм i , (7)

?Qсм = ?Qсм i , (8)

где ?Pуст i - суммарная установленная мощность i-ой технологической группы электроприёмников, кВт;

?Pсм I - активная суммарная среднесменная мощность i-ой технологической группы электроприёмников, кВт;

?Qсм I - суммарная среднесменная реактивная мощность i-ой технологической группы электроприёмников, кВт.

Определяют групповой коэффициент использования по формуле:

Ки.гр = ?Pсм / ?Pуст , (9)

Определим модуль нагрузки:

m = Рном. max/Рном. min, (10)

где Рном. max - наибольшая активная номинальная мощность приёмника в группе, кВт;

Рном. min - наименьшая активная номинальная мощность приёмника в группе, кВт.

Определяют эффективное число приёмников.

При m ? 3, nэ = N.

Далее определяем в зависимости от группового коэффициента использования и эффективного числа электроприёмников коэффициент максимума Км [4, табл 2-7]

Определяют расчётную максимальную активную Рм и реактивную Qм мощности по формулам:

Рм = Км • ?Рсм, (11)

Qм = Lм • ?Qсм, (12)

где Lм - коэффициент максимума реактивной мощности.

Определяют полную максимальную мощность Sм и максимальный расчётный ток Iр:

Sм = vРм2 + Qм2 , (13)

Iр = S/v3 • Uном, (14)

Для остальных распределительных шкафов расчёт аналогичен, результаты сведены в табл. 2

Таблица 2

Номер по плану	Кол-во	Руст, кВт	Ки	Мощность среднесменная	Cos ц tg ц	nэ	m	Км	Расчётная мощность	Iр А
				Рсм кВт	Qсм кВАр					Р кВт	Q кВАр	S кВА
10/1	1	11	0,65	7,15	5,2	0,8 0,73	8	2,2	1,7	17,8	14	22,6	34,4
11/1 11/2	2	5	0,05	0,25	0,43	0,5 1,73
6/1 6/2 6/3 6/4 6/5	5	25	0,12	3	7,05	0,4 2,35
На шинах ШР-1	8	41	0,25	10,4	12,68
10/2	1	11	0,65	7,15	5,2	0,8 0,73	8	2,2	1,7	19,5	16,6	25,6	39
6/6 6/7 6/8 8/1 8/2 8/3 8/4	7	35	0,12	4,2	9,87	0,4 2,35
На шинах ШР-2	8	46	0,25	11,4	15,07
10/3	1	11	0,65	7,15	5,2	0,8 0,73	2,5	2,8		87	106,8	138	212,3
8/5	1	5	0,12	0,6	1,41	0,4 2,35
14/1 14/2 14/3 14/4	4	10,2	0,3	3	7,9	0,35 2,58
4	1	70	0,17	11,9	13,7	0,65 1,15
На шинах ШР-3	7	96,1	0,24	22,7	28,1
10/4	1	11	0,65	7,15	5,2	0,8 0,73
3/1 3/2 3/3	3	315	0,17	53,6	61,6	0,65 1,15
Освещение ОЩВ-12	55	27,5
На шинах ШР-4							9,5			293,4	325	438	674
На шинах ТП										439,7	462	638	982

3.3 Компенсация реактивной мощности

Чтобы уменьшить потери мощности необходимо компенсировать реактивную нагрузку. Найдем необходимую мощность компенсирующего устройства:

Qку = б · PрУ · (tg ц ср.вз. - tgцс ) , (15)

где б - коэффициент, учитывающий возможность снижения реактивной

мощности естественными способами, принимается равным 0,9 [4];

PрУ - суммарная активная нагрузка на шинах 0,38кВТП;

tg ц ср.вз - средневзвешенное значение реактивного коэфициента мощности;

tgцс - реактивный коэфициент мощности, который необходимо достич после компенсации tgцс = 0,15 по заданию;

Qку = 0,9 · 439,7· ( 1,05 - 0,15 ) = 356,2 кВАр

tg ц ср.вз. = Q рУ/PрУ , (16)

tg ц ср.вз. = 462 / 439,7 = 1,05,

где РрУ - суммарная расчётная активная нагрузка на шинах 0,38кВ ТП;

QрУ - суммарная расчётная реактивная нагрузка на шинах 0,38кВ ТП.

По [5, табл. 10.11] выбираем комплектное компенсирующие устройство

УК - 0,38 - 150НУ3 и УК - 0,38 - 220НУ3. Мощность компенсирующего устройства 370 кВАр. Находим уточнённую расчётную нагрузку на шинах 0,38кВ ТП:

Sр = v Рр?2 + (Q рУ - Qку)І (17)