Электроснабжение механического завода местной промышленности

Если S_уд более 0,3 кВА/м², то на ТП устанавливается трансформаторы 2500 кВА.

После предварительного выбора трансформатора в НР и ПАР, а там где есть необходимость с учетом отключения потребителей 3 категории.

Для примера определяется средняя нагрузка цеха №1. Коэффициент использования для цеха №1 К_И = 0,45оэффициент максимума определяется по формуле .

Средняя нагрузка за максимально нагруженную смену определяется по формулам :

кВт кВар

Определяем полную мощность .

кВА

Поскольку < 200250 кВА, то на этом объекте КТП не предусматривается, а ЭП будут запитаны с шин ТП ближайшего цеха по кабельной ЛЭП.

Результаты расчетов средних нагрузок за наиболее загруженную смену остальных цехов сведем в табл. 5.

Согласно [6] для компенсации реактивной мощности используются только низковольтные БСК (напряжением до

где Q_Э - реактивная мощность, 1000 В)

Q_a - мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6кВ

Следовательно будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в том узле нагрузки определяется по выражению (6.2.

где Q_М - реактивная нагрузка в i-том узле, кВар;

- сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Таблица 5.

№	РМ, кВт	QМ, кВар	КС	КИ	КМ	РСМ, кВт	QСМ, кВар	, кВА
1	106,85	151,993	0,5	0,45	1,11	96,1609	136,794	167,211
2	761,94	905,0594	0,4	0,3	1,33	571,456	678,795	887,313
3	959,49	691,151	0,85	0,8	1,06	903,052	650,495	1112,95
4	5083,1	2960,75	0,9	0,9	1	5083,1	2960,75	5882,51
5	1850,9	1578,422	0,6	0,5	1,2	1542,45	1315,35	2027,14
6	660,94	745,8774	0,5	0,45	1,11	594,845	671,29	896,922
7	679,41	541,7094	0,6	0,5	1,2	566,178	451,424	724,114
8	251,53	213,1886	0,6	0,5	1,2	209,611	177,657	274,77
9	472,49	670,1129	0,4	0,3	1,33	354,365	502,585	614,952
10	1080,3	777,4388	0,85	0,8	1,06	1016,73	731,707	1252,65
11	609,49	684,839	0,5	0,45	1,11	548,537	616,355	825,098
12	796,19	573,037	0,6	0,5	1,2	663,489	477,531	817,468
13	986,09	709,9906	0,85	0,8	1,06	928,084	668,226	1143,62
14	729,4	822,3929	0,5	0,45	1,11	656,457	740,154	989,325
15	266,81	191,3912	0,85	0,8	1,06	251,116	180,133	309,043
16	411,81	296,266	0,85	0,8	1,06	387,582	278,839	477,463
17	168,29	241,6747	0,4	0,3	1,33	126,214	181,256	220,87
18	255,77	251,17	0,7	0,65	1,08	237,5	233,229	332,87
19	464,76	670,2958	0,5	0,45	1,11	418,285	603,266	734,093
20	183,39	261,2078	0,4	0,3	1,33	137,54	195,906	239,366
21	834,61	1544,408	0,6	0,5	1,2	695,506	1287,01	1462,91
22	229	195,0858	0,6	0,5	1,2	190,834	162,572	250,693
23	160,8	135,3157	0,6	0,5	1,2	134,004	112,763	175,136
24	1235,4	1053,099	0,6	0,5	1,2	1029,48	877,583	1352,77
25	393,63	332,3206	0,7	0,65	1,08	365,512	308,583	478,354
26	499,55	358,1306	0,85	0,8	1,06	470,164	337,064	578,503

кВар; кВар

Затем полученные расчетным путем Q_Кi округляются до ближайшего стандартного значения БСК Q_i стандартные взятые из [3]. Результаты сведем в табл.6. Типы используемых стандартных БСК приводятся в табл.7.

Таблица 6.

№	Pсм	QСМ, кВар	QМ, кВар	QКi, кВар	Qi станд, кВар	, кВА	Число КТП, Число и мощность тр-ров	КМ	КМ
1	96,1609	136,794	151,993	52,207	-	167,211		1,11	0,55
2	571,456	678,795	905,0594	310,873	150	887,313	1КТП 2х250	1,33	0,66
3	903,052	650,495	691,151	237,399	200	1112,95	2КТП 2х630	1,06	0,53
4	5083,1	2960,75	2960,75	1016,97	250	5882,51	3КТП 2х2500	1	0,5
5	1542,45	1315,35	1578,422	542,161	250	2027,14	4КТП 2х630	1,2	0,6
6	594,845	671,29	745,8774	256,196	100	896,922	5КТП 2х250	1,11	0,55
7	566,178	451,424	541,7094	186,068	-	724,114	6КТП 2х250	1,2	0,6
8	209,611	177,657	213,1886	73,2267	-	274,77	7КТП 1х250	1,2	0,6
9	354,365	502,585	670,1129	230,172	240	614,952	8КТП 1х630	1,33	0,66
10	1016,73	731,707	777,4388	267,037		1252,65	9КТП 2х630	1,06	0,53
11	548,537	616,355	684,839	235,231	250	825,098	10КТП 2х250	1,11	0,55
12	663,489	477,531	573,037	302,061	150	817,468	11КТП 2х250	1,2	0,6
13	928,084	668,226	709,9906	374,252	150	1143,62	12КТП 2х630	1,06	0,53
14	656,457	740,154	822,3929	433,502	240	989,325	13КТП 2х250	1,11	0,55
15	251,116	180,133	191,3912	100,887	-	309,043	14КТП 2х160	1,06	0,53
16	387,582	278,839	296,266	156,169	-	477,463	15КТП2х160	1,06	0,53
17	126,214	181,256	241,6747	127,392	-	291,4	16КТП2х250	1,33	0,66
18	237,5	233,229	251,17	132,397	-	332,87	17КТП 2х160	1,08	0,54
19	418,285	603,266	670,2958	353,328	150	734,093	18КТП2х250	1,11	0,55
20	137,54	195,906	261,2078	137,7	-	315,8	19КТП2х250	1,33	0,66
21	695,506	1287,01	1544,408	814,092	250	1462,91	20КТП 2х630	1,2	0,6
22	190,834	162,572	195,0858	102,834		250,693	21КТП2х250	1,2	0,6
23	134,004	112,763	135,3157	71,328	-	175,136	-	1,2	0,6
24	1029,48	877,583	1053,099	555,112	100	1352,77	22КТП 2х630	1,2	0,6
25	365,512	308,583	332,3206	175,174	-	478,354	23КТП 2х160	1,08	0,54
26	470,164	337,064	358,1306	188,779	-	578,503	24КТП 2х250	1,06	0,53

Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем использовать только четыре типоразмера трансформаторов КТП.

Таблица 7. Стандартные БСК

№	Qi станд,	Тип БСК
2	2х150	2хУКБ-0,38-150 УЗ
3	1х200	1хУКБН-0,38-200 УЗ
4	4х250	4хУКБ-0,4-250-50 УЗ
5	2х250	2хУКБ-0,4-250 УЗ
6	2х100	2хУКБН-0,38-100- 50 УЗ
9	1х240	1хУКБ-0,415-240 УЗ
11	1х250	1хУКБ-0,4-250 - 50УЗ
12	2х150	2хУКБ-0,38-150 УЗ
13	2х150	2хУКБ-0,38-150УЗ
14	2х240	2хУКБ-0,415-240 УЗ
19	2х150	2хУКБ-0,38-150 УЗ
21	2х250	2хУКБ-0,4-250-50 УЗ
24	2х100	2хУКБ-0,38-100 - 50 УЗ

На предприятиях средней и малой мощности для разгрузки кабельных каналов от отходящих линий (от ПГВ до цеховых трансформаторных подстанций) предусматриваются РП.

В данном проекте ЭП на 6 кВ расположены в цехах вместе с ЭП ниже 1000 В, образуя, таким образом, энергоемкий объект, который имеет определенное количество подходящих питающих линий. Учитывая этот фактор, установлен РП на 6 кВ.

7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

Для проведения данного расчета в табл. 8 внесем каталожные данные трансформаторов КТП, которые взяты из [3].

Таблица 8.

Тип трансформатора	UК, %	РХХ, кВт	РКЗ, кВт	IХХ, %
ТМЗ-160	4,5	0,51	2,65	2,4
ТМЗ-250	4,5	0,74	3.7	2,3
ТМЗ-630	6.5	1.68	7.6	3.2
ТМЗ-1000	5,5	2.45	11.0	1,4
ТМЗ-1600	5,5	3,3	16.5	1,3

Расчет проводится в следующей последовательности:

- определяются реактивные потери холостого хода.

,

где I_ХХ - ток холостого хода, %

S_НОМ - номинальная мощность трансформатора , кВА.

Р_ХХ - активные потери холостого хода, кВт

- рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах

,

где n - число параллельно работающих трансформаторов, шт;

Р_КЗ - активные потери короткого замыкания, кВт;

- мощность, проходящая через трансформатор, кВА

- находится реактивные потери мощности в трансформаторах;

где U_КЗ% - напряжение короткого замыкания, %;

Расчет для КТП цеха №14

 кВар

кВА

кВт

кВар

кВар

Результаты расчета для остальных КТП сведем в табл. 9.

Таблица 9.

№ цеха	n x SТР	РМ, кВт	QM.рельн. кВар	SМ, кВА	РТР, кВт	QТР, кВт	Рmax, кВт	Qmax, кВар	Smax, кВА
1		103,444	151,993	183,83			103,44	152	183.8
2	2х1000	740,197	755,1	1169,2	11,6	70.1	751.8	825.2	1116.3
3	2х1000	937,437	491,15	1164,7	5,86	48.8	943.3	539.9	1086.9
4	4х1600	4972,6	2710	5786,9	23	185.2	4997.9	2895.2	5775.9
5	2х1600	1805,81	1328,42	2398,4	16,4	144.7	1822.2	1473.1	2343.1
6	2х630	642,598	645,88	984,51	8,6	52.2	728.6	698.1	1009.1
7	2х630	663,26	541,1	855,98	6,9	41.6	670.2	582.7	888.1
8	1х250	245,415	213,18	325,5	7	23.4	252.4	236.6	345.9
9	1х630	457,475	430	811,3	13,7	60	471	490	679.6
10	2х1000	1055,45	777,43	1310,8	6,7	45.2	1062.2	822.6	1343.5
11	2х630	592,612	434,83	905,6	7,5	45.5	600.1	480.3	768.6
12	2х630	777,89	423,1	966,2	8,4	50.6	786.3	473.7	917.9
13	2х1000	963,424	559,99	1196,77	9.5	128	972.9	688	1191.6
14	2х630	709,167	582,4	1085,9	10,2	61.6	719.4	644	965.5
15	2х250	260,686	191,3912	323,4	24	15.9	263.1	207.3	335
16	4х160	402,343	296,266	499,6	4,2	24.7	406.5	320.9	517.9
17	2х250	162,895	241,6747	291,4	5,6	18	168.4	259.7	317.5
18	2х250	249,147	251,17	353,8	2,6	15.9	251.7	267.1	367
19	2х630	449,833	520,29	807,2	6,3	37.9	456.1	558.2	720.8
20	2х250	177,544	261,2078	315,8	17	21,3	194.544	284,5	334.8
21	2х1000	802,603	1294,4	1740,5	9,8	73.7	812.4	1368.1	1591.1
22	2х250	223,419	195,0858	296,6	3,0	13,8	226,42	208,88	302.6
23		156,904	135,3157	207,2			156.9	135,31	207.2
24	2х1000	1205,26	953,1	1600,5	8,7	63.6	1213.9	1016.7	1583.4
25	4х160	384,069	332,3206	507,9	4,4	25.3	388.5	357.6	528
26	2х630	488,082	358,1306	605,4	4,2	25.1	492.3.	383.2	623.8

7.4 Выбор способа канализации электроэнергии

Так как передаваемое в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [5] с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течении 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 25% [5]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рис.8.

Кабель выбирается по следующим условиям:

1) По номинальному напряжению.

2) По току в номинальном режиме.

3) По экономическому сечению.

Кабель проверяется по следующим условиям:

1) По току в послеаварийном режиме.

2) По потерям напряжения.

3) На термическую стойкость к токам КЗ.

Выберем кабель от ПГВ до ТП1.

Максимальная активная мощность

кВт

Максимальная реактивная мощность

кВар

Полная мощность

кВА

Расчетный ток кабеля в нормальном режиме

А

Расчетный ток кабеля в послеаварийном режиме

А

Экономическое сечение:

мм²

где экономическая плотность тока j_Э для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год более 5000 (Т_max = 7662 ч) согласно [5] равны 1,3 А/мм².

Предварительно принимаем кабель марки ААШ в сечении 35 мм² с допустимым током I_доп = 125 А.

Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

где К₁ - поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [5] К₁ = 1,0.

К₂ - поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [5].

К₃ - поправочный коэффициент, учитывающий допустимую нагрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [5] К₃ = 1,3.

А

А

Перегрузка кабеля:

Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так кА не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.

Выбор остальных кабелей сведем в табл.10.

Таблица 10. Выбор кабелей

Наименова-ние КЛЭП	Smax, кВА	, А	, А	FЭК, мм2	К1	К2	К3	, А	, А	Количество, марка и сечение кабеля
ПГВ-РП1	6015,4	183,97	367,95	153,31	1	0,92	1,3	340	406,64	3хААШВ-6-3х185
РП1-ТП2	1086,9	49,862	99,725	41,552	1	0,84	1,3	155	169,26	2хААШв-6-3х50
РП1-ТП7	345,9	31,737	63,474	26,447	1	0,92	1,3	125	149,5	1хААШв-6-3х35
РП1-ТП5	1009,1	46,293	92,586	38,578	1	0,81	1,3	125	131,625	2хААШв-6-3х50
РП1-ТП4	2343,1	107,49	214,98	89,576	1	0,81	1,3	225	236,925	2хААШв-6-3х95
ТП4-СП1	183,8	16,864	33,728	14,053	1	1	1,3	80	104	1хААШв-0,4-16
ТП7-ТП8	679,6	62,354	124,71	51,962	1	1	1,3	155	201,5	1хААШв-6-3х50
ТП2-ТП17	367	16,836	33,673	14,03	1	0,92	1,3	80	95,68	2хААШв-6-3х16
РП1-СД1	3332	152,86	305,72	127,38	1	0,84	1,3	300	327,6	2хААШв-6-3х150
РП1-СД2	2880	132,12	264,24	110,1	1	0,84	1,3	260	283,92	2хААШв-6-3х120
ПГВ-ТП11	917,9	42,109	84,219	35,091	1	0,81	1,3	125	131,625	2хААШв-6-3х35
ПГВ-ТП12	1191,6	54,666	109,33	45,555	1	0,8	1,3	155	161,2	2хААШв-6-3х50
ПГВ-СД3	3166,25	145,25	290,51	121,05	1	0,8	1,3	300	312	2хААШв-6-3х150
ТП11-ТП9	1343,5	61,634	123,27	51,362	1	0,92	1,3	155	185,38	2хААШв-6-3х50
ПГВ-ТП10	768,6	35,26	70,52	29,383	1	0,79	1,3	125	128,375	2хААШв-6-3х35
ПГВ-ТП1	1116,6	51,225	102,45	42,687	1	0,79	1,3	155	159,185	2хААШв-6-3х50
ПГВ-ТП15	517,9	23,759	47,518	19,799	1	0,79	1,3	105	107,835	2хААШв-6-3х25
ПГВ-ТП18	720,8	33,067	66,135	27,556	1	0,79	1,3	105	107,835	2хААШв-6-3х25
ПГВ-СД4	1040	47,117	95,4	23,855	1	0,79	1,3	155	159,185	2хААШв-6-3х50
ПГВ-ТП3	2887,9	132,48	264,97	110,4	1	0,92	1,3	260	310,96	2хААШв-6-3х120
ПГВ-РП2	5488,4	167,86	335,71	139,88	1	0,92	1,3	300	358,8	3хААШв-6-3х150
РП2-ТП22	1583,4	72,64	145,28	60,533	1	0,75	1,3	190	185,25	2хААШв-6-3х70
РП2-СД5	1614	74,043	148,09	61,703	1	0,81	1,3	190	200,07	2хААШв-6-3х70
ТП22-СП2	207,2	19,011	38,022	15,842	1	0,92	1,3	80	95,68	1хААШв-0,43х16
РП2-ТП19	334,8	15,359	30,718	12,799	1	0,75	1,3	80	78	2хААШв-6-3х16
РП2-ТП3	2887,9	132,48	264,97	110,4	1	0,75	1,3	300	292,5	2хААШв-6-3х150
РП2-ТП21	302,6	13,882	27,764	11,568	1	0,8	1,3	80	83,2	2хААШв-6-3х16
РП2-СД6	1250	57,345	114,69	47,787	1	0,8	1,3	155	161,2	2хААШв-6-3х50
РП2-ТП16	317,5	29,131	58,262	24,276	1	0,75	1,3	105	102,375	1хААШв-6-3х25
РП2-ТП24	623,8	28,617	57,235	23,848	1	0,75	1,3	105	102,375	2хААШв-6-3х25
РП24-ТП23	528	24,222	48,445	20,185	1	0,92	1,3	105	125,58	2хААШв-6-3х25
РП1-ТП6	888,1	40,742	81,485	33,952	1	0,92	1,3	125	149,5	2хААШв-6-3х35
РП2-ТП20	1591,1	72,99	145,99	60,827	1	0,92	1,3	190	227,24	2хААШв-6-3х70

Выбор кабелей для потребителей напряжением 6 кВ рассмотрим на примере ЭД 6 кВ цеха №3. Принимаем, что в цехе установлены четыре ЭД, тогда мощность одного электродвигателя:

кВт

Из [7] выбираем стандартный ЭД:

СДН14-49-6-у3 со следующими параметрами: S_Н = 833 кВА; Р_Н = 800 кВт; U_Н = 6 кВ; =0,94. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД представленные в табл. 11.

Расчетный ток нормального режима:

А

Экономическое сечение:

мм²

Выбираем кабель марки ААШ с сечением 70 мм² с I_доп = 190 А.

В насосной (цех № 3) устанавливаем двигатели марки СДН14-49-6у3, в количестве четырех штук. Остальные цеха представлены в таблице 11.

Таблица 11.

№ цеха	Тип двигателя	SН, кВА	РН, кВт	UН, кВ	Н, %					nном, Об/мин	Кол-во, шт.
3	СДН14-49-6у3	833	800	6	94	2,2	7,5	1,5	1,2	1000	4
5	СДН16-41-12-у3	1440	630	6	93,6	2,3	6,0	0,8	1,4	500	2
13	СДН15-34-12-у3	633	630	6	93,6	2,3	5,6	1	1,1	375	5
19	СДН16-41-12-у3	1250	1250	6	94,6	2,2	6,0	0,8	1,4	500	1
22	СДН14-44-12-у3	520	500	6	93,2	2	5,3	0,7	1,4	375	2
24	СДН15-34-12-у3	807	630	6	93,6	2,3	5,6	1	1,1	375	2

8. Расчет токов короткого замыкания

Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчета токов КЗ представлена на рис.9, а схемы замещения на рис.10 для расчета токов КЗ выше 1000 В, на рис. 11 для расчетов КЗ ниже 1000 В.

Расчет токов КЗ в точке К-1 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-4 расчет будем проводить в именованных единицах без учета системы, так как система большой мощности и её можно считать источником питания с неизменной ЭДС и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку от электродвигателей.

Рис. 9. Исходная схема для расчетов токов КЗ

Рис. 10 Схема замещения для расчета токов КЗ выше 1000 В

Рис.11 Схема замещения для расчета токов КЗ ниже 1000 В

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей:

Активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r<(x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К.З.

При определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.

Базисные условия: S_б=950 МВА, U_б1=115 кВ, U_б2=6,3 кВ ; Xc=0,6;

Базисный ток определяем из выражения

кА.

кА.

Точка К-1.

Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям

;

Х₀-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км;

U_б- среднее напряжение;

Сопротивления системы до точки К-1

Х_К1=Х_с+Х_ВЛ=0,6+0,218=0,818;

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:

кА.

Принимаем значение ударного коэффициента k_уд=1,8, тогда значение ударного тока

кА.

Где К_уд- ударный коэффициент тока К.З. 2.45 [2]по таблице, кА.

I”_по(к-1)-начальное действующее значение периодической составляющей, кА.

Точка К-2

Точка К-2 расположена на шинах РУНН ПГВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ :

Трансформатор типа ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткойН.Н

.

,

.

К сопротивлениям до точки К-1 прибавляется сопротивление трансформатора.

Х_К-2=Х_К-1+Х_В +Х_Н1 =0,818+6,982+0,498=8,3.

Ток короткого замыкания от системы:

кА.

В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронных двигателей.

Определяется сопротивление подпитывающей цепочки.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 13 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P=630кВт СДН15-34-12-у3):

F=150; l=0,24 км; Х₀=0,074 Ом/км; r₀=0,206 Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №19 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P=1250 кВт СДН16-41-12у3):

F=50; l=0,209 км; Х₀=0,083Ом/км; r₀=0,62 Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП2.

l=0,256 км; Х₀=0,074 Ом/км; r₀=0,206 Ом/км.

;

;

.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №24 до РП2 (для двигателей мощностью P=630 кВт СДН15-34-12у3):

F=50; l=0,09 км; Х₀=0,083 Ом/км; r₀=0,62 Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 22 до шин РП2 (для двигателей мощностью P=500 кВт СДН-14-41-12у3):

F=50; l=0,17 км; Х₀=0,083 Ом/км; r₀=0,62 Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №3 до шин РП1 (для двигателей мощностью P=800 кВт СДН-14-49-6у3):

F=150; l=0,04 км; Х₀=0,074 Ом/км; r₀=0,206 Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП1.

l=0,213 км; Х₀=0,073 Ом/км; r₀=0,167 Ом/км.

;

;

.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №5 до РП1 (для двигателей мощностью P=630 кВт СДН15-34-12-у3):

F=120; l=0,114 км; Х₀=0,076 Ом/км;

r₀=0,258Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Производим дальнейшие преобразования:

Эквивалентное сопротивление двигателей и кабельных линий:

Эквивалентное сопротивление :

Ток подпитки от двигателей:

кА.

. тока:

Тогда значение ударного

кА.

Точка К-3

Определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К-3.

;

; ;

;

.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t=0 в точке К-3:

кА.

Ток подпитки от синхронного двигателя:

кА.

Полный ток короткого замыкания:

=9,67+9,39=19,1 кА;

Приняв ударный коэффициент k_уд=1,4, получаем ударный ток К.З.

кА.

Точка К-4.

Определяется ток К.З.в точке К-4.

Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП есть система с бесконечной мощностью(S_с=; х_с=0).. Расчет производится в именованных единицах для ТП-5

Сопротивление трансформаторов ТМЗ-630/6 таблица 2.50 [2]:

R_Т = 3,4 мОм; Х_Т = 13,5 мОм;



Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:

А.

где Ip-расчетный ток в аварийном режиме;

Выбираются шины прямоугольного сечения 100х6 I_доп=1425А, длина шины 10м.

Сопротивление шин(R₀=0,034 мОм/м Х₀=0,016 мОм/м):

R_шин=0,34 мОм; Х_шин=0,16мОм

Сопротивление автоматического выключателя включает в себя сопротивление токовых катушек расцепителей и переходных сопротивлений подвижных контактов(3): Тип ВА55-43 Iном=1600 А;

R_авт=0,14 мОм; Х_авт=0,08 мОм;

Трансформатор тока типа ТПОЛ-1500/5-одновитковый Хтт=0;Rтт=0;

Cопротивление дуги определяется расстоянием между фазами проводников в месте короткого замыкания .Для трансформатора ТМЗ 630/6 Rдуги=7 мОм;

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:

мОм.

Начальное значение тока короткого замыкания:

кА.

Ударный коэффициент :

кА.

Значение токов короткого замыкания по заводу.

Таблица 8

	К-1	К-2	К-3	К-4
I”по,кА	5,83	10,49	19,1	13
iуд, кА	14,8	39,4	42,92	20,08

9. Выбор электрических аппаратов

9.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Выберем выключатель 110 кВ

Условия выбора:

1. По номинальному напряжению

2. По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя.

1. Проверка на электродинамическую стойкость:

1.1. По удельному периодическому току КЗ

1.2. По ударному току КЗ

2. Проверка на включающую способность.

2.1. По удельному периодическому току КЗ

2.2. По ударному току КЗ

3. Проверка на отключающую способность

3.1. По номинальному периодическому току отключения

3.2. По номинальному апериодическому току отключения

4. Проверка на термическую стойкость.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток послеаварийного режима I_Р = 165 А был найден в пункте 5.3. по формуле (5.3.4)

Расчетное время

где t_РЗ - время срабатывания релейной защиты (обычно берется минимальное значение); в данном случае для первой ступени селективности t_РЗ = 0,01 с.

t_СВ - собственное время отключения выключателя (в данный момент пока не известно) действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ I_ПО = 5,83 кА было рассчитано в пункте 7.1.;

Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя I_П в следствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: I_П = I_ПО = кА;

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:

и будет определено позже;

расчетное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

расчетный импульс квадратичного тока КЗ

будет определено позже.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем выключатель ВВЭ-110Б-16/1000 со следующими каталожными данными:

U_НОМ = 110 кВ; I_НОМ = 1000 А; I_{Н откл} = 16 кА; = 25%; i_{пр СКВ} = 67 кА; I_{пр СКВ} = 26 кА; i_{Н вкл} = 67 кА; I_{Н вкл} = 26 кА; I_Т = 26 кА; t_Т = 3 с; t_СВ = 0,05 с.

Определяем оставшиеся характеристики:

Расчетное время по формуле :

с

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле :

кА

Расчетное выражение согласно формуле :

кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ по формуле :

кА²с

Расчетные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ

кА

Проверка по термической стойкости:

кА²с

Выбор и проверка выключателя представлен в табл. 13.

Выберем разъединитель 110 кВ

Условия выбора:

1. По номинальному напряжению.

2. По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного разъединителя:

1. Проверка на электродинамическую стойкость.

2. Проверка на термическую стойкость.

Для комплексной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [7] РНД3.2-110/1000 или РНД3-1б-110/1000.

Согласно условию выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем разъединитель РНД3.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными:

U_НОМ = 110 кВ; I_НОМ = 1000 А; i_{пр СКВ} = 80 кА; I_T = 31,5 кА; t_Т = 4 с.

Расчетные данные выбранного разъединителя термическая стойкость:

кА²с

Выбор и проверка разъединителя представлены в табл. 13

Таблица 13. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Условия выбора (проверки)	Данные сети	Выключатель	Разъединитель
Uсети UНОМ	110 кВ	110 кВ	110 кВ
IР IНОМ	116,9 А	1000 А	1000 А
IПО IПР СКВ	6,21 кА	26 кА	-
iуд iпр СКВ	15,81 кА	67 кА	-
IПО IН.вкл	6,21 кА	26 кА	-
iуд iН.вкл	15,81 кА	67 кА	80 кА
IП IН. откл	6,21 кА	26 кА	-
	11,43 кА	28,28 кА	-
	4,24 кА2с	2028 кА2с	3969 кА2с

9.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.

Так как РУНН принято внутреннего исполнения будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.

Расчетный ток с учетом расщепления вторичной обмотки трансформаторов ППЭ.

Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: U_НОМ = 6 кВ; I_НОМ = 1600 А; i_{пр СКВ} = 81 кА; I_{Н откл} = 31,5 кА; тип выключателя ВК-10.

Выберем вводные выключатели 6 кВ:

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР I_Р = 1046,75 А

Расчетное время = t_РЗ +t_СВ; = 0,01+0,05 = 0,06 с действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ I_ПО = 9,213 кА было рассчитано в пункте 7.2.

Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:

кА;

Расчетное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ:

кА²с

Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными данными:

U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 1600 А; I_{Н откл} = 31,5 кА; = 20%; i_{пр СКВ} = 80 кА; I_{пр СКВ} = 31,5 кА; i_{Н вкл} = 80 кА; I_{Н вкл} = 31,5 кА; t_Т = 4 с; t_СВ = 0,05 с

Расчетные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

кА

Проверка по термической стойкости:

кА²с

Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14

Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР:

А

Расчетное время = t_РЗ +t_СВ; = 0,01+0,05 = 0,06 с

Остальные величины имеют те же значения что и для выключения ввода.

Выбираем выключатель ВК-100-630-20У2 со следующими каталожными данными:

U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 630 А; I_{Н откл} = 20 кА; = 20%; i_{пр СКВ} = 52 кА; I_{пр СКВ} = 20 кА; i_{Н вкл} = 52 кА; I_{Н вкл} = 20 кА; I_Т = 20 кА; t_Т = 4 с; t_СВ = 0,05 с

Расчетные данные выбранного выключателя:

кА²с

Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14

Таблица 14. Выбор выключателей 6 кВ.

Условия выбора (проверки)	Данные сети для ввода	Выключатель ввода	Данные сети для отходящей линии	Выключатель отходящей линии
Uсети UНОМ	6 кВ	10 кВ	6 кВ	10 кВ
IР IНОМ	1046,75 А	1600 А	105,03 А	630 А
IПО IПР СКВ	9,213 кА	31,5 кА	9,213 кА	20 кА
iуд iпр СКВ	25,02 кА	80 кА	25,02 кА	52 кА
IПО IН.вкл	9,213 кА	31,5 кА	9,213 кА	20 кА
iуд iН.вкл	25,02 кА	80 кА	25,02 кА	52 кА
IП IН. откл	9,213 кА	31,5 кА	9,213 кА	20 кА
	20,93 кА	53,46 кА	20,93 кА	33,94 кА
	15,28 кА2с	3969 кА2с	1528 кА2с	1600 кА2с

Выберем трансформаторы тока.

Условия их выбора:

1. По номинальному напряжению.

2. По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранных трансформаторов:

1. Проверка на электродинамическую стойкость. (если требуется)

2. Проверка на термическую стойкость.

3. Проверка по нагрузке вторичных цепей.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток I_Р = 1046,75 А

Ударный ток КЗ i_уд = 25,02 кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ В_К = 15,28 кА²с

Согласно условиям выбора их [7] выбираем трансформаторы тока типа ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными:

U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 1500 А; r_2Н = 1,2 Ом; I_T = 35 кА; t_T = 3 с.

Расчетные данные выбранного трансформатора тока: так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется;

Проверка термической стойкости:

кА²с

Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала нормальной: r_2Н r₂. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведен в табл. 16, схема их соединения - на рис. 12.

Таблица. 15. Приборы вторичной цепи ТТ.

Наименование	Количество	Мощности фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр Э335	1	0,5	-	-
Ваттметр Д335	1	0,5	-	0,5
Варметр Д335	1	0,5	-	0,5
Счетчик активной мощности СА4У-И672 М	1	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673 М	2	2,5	-	2,5
Итого	6	9	-	8,5

Наиболее нагруженной является фаза А

Общее сопротивление приборов

где S_приб - мощность приборов, ВА

I_{2 НОМ} - вторичный ток трансформатора тока, А.

Ом

Допустимое сопротивление проводов:



Ом

Минимальное сечение приводов:

где = 0,0286 - удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;

l_расч = 50 - расчетная длина проводов согласно [3], м.

мм²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм², тогда:

Ом

Полное расчетное сопротивление:

Ом

Выбор и проверка ТТ представлены в табл.16

Таблица 16. Выбор трансформаторов тока

Условия выбора (проверки)	Данные сети для ввода	Каталожные данные
Uсети UНОМ	6 кВ	10 кВ
IР IНОМ	1046,75 А	1500 А
iуд iдин	25,02 кА	Не проверяется
	15,28 кА2с	3675 кА2с
Z2Y r2расч	1,03 Ом	1,2 Ом

Выберем трансформаторы напряжения

Условия их выбора:

1. По номинальному напряжению.

Условия проверки выбранных трансформаторов:

1. Проверка по нагрузке вторичных цепей.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66УЗ со следующими каталожными данными: U_НОМ = 6 кВ; I_НОМ = 1500 А; S_2Н = 150 ВА. Схема соединения приборов приведена на рис.13, перечень приборов в табл.17.

Рис.13 Схема соединения приборов

Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТН.

Наименование	Количество	Мощность катушки	Число катушек	Полная мощность
Амперметр Э335	4	2	1	8
Ваттметр Д335	1	1,5	2	3
Варметр Д335	1	1,5	2	3
Частотомер Э 337	1	3	1	3
Счетчик активной мощности СА4У-И672 М	6	8	2	96
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673 М	2	8	2	32

Номинальная мощность трансформатора напряжения НАМИ-6 S_2Н = 150 ВА. Расчетная мощность вторичной цепи S₂ = 145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности.

Выберем шины на ПГВ.

Условия их выбора:

1. По номинальному длительному току;

2. По экономическому сечению.

Условия проверки выбранных шин:

1. Проверка на термическую стойкость;

2. Проверка на электродинамическую стойкость.

Расчетный ток I_Р = 1046,75 А был определен ранее.

Так как это сборные шины, то согласно [5] по экономической плотности тока они не проверятся. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х10 с допустимым током I_доп = 1480 А.

Проверка на термическую стойкость:

В_К = 15,28 кА²с

Минимальное сечение шин:

где с = 95 - термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], Ас²/мм²

так как F_min = 41,15 мм² < F = 800 мм², то шины термически стойкие.

Проверим шины на механическую стойкость. Для этого определим длину максимального пролета между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:



где W - момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы, F, м³;

- сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трехфазном КЗ с учетом механического резонанса, Н/м;

_ДОП = 70 10 ⁶ - допустимое напряжение в материале для алюминиевых шин [5], Па

- коэффициент равный 10 для крайних пролетов и 12 для остальных пролетов.

Согласно [3] силы взаимодействия между фазами на 1 м длины при трехфазном КЗ с учетом механического резонанса определяется по формуле:

где а - 60 10^-3 - расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 6 кВ [3], м;

i_уд - ударный ток трехфазного КЗ, А.

По выражению (8.2.5.)

Н/м

Момент сопротивления поперечного сечения шины при растяжении их плашмя определяется по выражению:



где b = 10 10^-3 - высота шин, м;

h = 20 10^-3 - ширина шин, м.

м³

Длина пролета по формуле (9.2.4.)

м

Вследствие того, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них, принимаем длину пролета l = 0,75 м.

Максимальное расчетное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости, параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:

МПа

Так как _Ф = 17,96 МПа < _ДОП = 70 МПа, то шины механически стойкие.

Выберем опорные изоляторы на ПГВ

Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность.

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

где F_разр - разрушающее усилие на изгиб, Н.

Расчетное усилие на изгиб

где К_h - коэффициент учитывающий расположение шин на изоляторе.

При расположении шин плашмя К_h = 1 [3].

Н

Из [7] выбираем опорные изоляторы 40-6-3,75 УЗ со следующими каталожными данными: U_НОМ = 6 кВ; F_разр = 3750 Н.

Допустимая нагрузка:

F_доп = 0,6 F_разр;

F_доп = 0,6 3750 =2250 Н.

Так как F_доп = 2250 Н > F_расч = 1377,2 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем проходные изоляторы

Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на механическую прочность.

Расчетный ток I_Р = 1046,75 А

Расчетное усилие на изгиб:

 Н

Из [7] выбираем проходные изоляторы ИП-10/1600-1250 УХЛ1 со следующими каталожными данными: U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 1600 А; F_разр = 1250 Н.

Допустимая нагрузка:

F_доп = 0,6 F_разр;

F_доп = 0,6 1250 = 750 Н

Так как F_доп = 750 Н > F_расч = 688,6 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем выключатели нагрузки

Условия его выбора:

1. По номинальному напряжению.

2. По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:

1. Проверка на отключающую способность.

2. Проверка на электродинамическую стойкость.

По предельному периодическому току.

По ударному току КЗ.

3. Проверка на термическую стойкость (если требуется)

Согласно [5] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяется:

1. аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А - по электродинамической стойкости.

Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как имеется последовательно включенный предохранитель.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР I_Р = 116,9 А был определен ранее при выборе выключателя на отходящей линии;

Действующее значение периодической составляющей номинального тока КЗ I_ПО = 9,213 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;

Для КТП-630-81 тип коммутационного аппарата на стороне 6 (10) кВ согласно [7] - выключатель нагрузки типа ВНРу-10 или ВНРп-10.

Согласно условиям выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-103УЗ со следующими каталожными данными U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 400 А; I_{Н откл} = 400 А; i_{пр СКВ} = 25 кА; I_{пр СКВ} = 10 кА; I_Т = 10 кА; t_Т = 1 с.

I_ПО = 9,213 кА < I_{пр СКВ} = 10 кА

I_уд = 25,02 кА < i_{пр СКВ} = 25 кА

I_P = 116,9 А < I_{Н откл} = 400 А

Выберем предохранитель

Условия его выбора:

1. По номинальному напряжению.

2. По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя

1. Проверка на отключающую способность.

Расчетный ток I_Р = 105,03 А был определен ранее.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем предохранитель ПКТ 103-6-160-20УЗ со следующими каталожными данными U_НОМ = 6 кВ; I_НОМ = 160 А; I_{Н откл} = 20 кА;

I_ПО = 9,213 < I_{Н откл} = 20 кА предохранитель по отключающей способности проходит.

9.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

Выберем автоматический выключатель

Условия выбора:

1. По номинальному напряжению.

2. По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя

1. Проверка на отключающую способность.

Ранее в пункте 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Нс U_НОМ = 0,38 кВ; I_НОМ = 1000 А; I_{Н откл} = 20 кА.

Проверка на отключающую способность:

Выбранный автомат проходит по условию проверки.

10. Проверка КЛЭП на термическую стойкость

Согласно [3] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля.

Проверять будем кабели, отходящие от ПГВ, так как для остальных КЛЭП не известны токи КЗ.

Проверка проводится по условию:

где с = 0,92 - термический коэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [7], Ас²/мм²;

t_отк - время отключения КЗ, с;

_а - постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;

F - сечение КЛЭП, мм².

Рассмотрим расчет на примере КЛЭП ПГВ-ТП1

кА

Увеличим сечение до 95 мм², тогда

кА > I_КЗ = 9,213 кА,

что допустимо

Результаты проверки кабелей на термическую стойкость сведем в табл.18.

Таблица 18. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.

Наименование КЛЭП	F, мм2	Iтер, кА	IКЗ, кА
ПГВ-ТП1	70	7,2	9,213
ПГВ-ТП2	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП3	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП4	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП5	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП6	16	1,6	9,213
ПГВ-ТП7	70	7,2	9,213
ПГВ-ТП8	50	5,14	9,213
ПГВ-ТП10	70	7,2	9,213
ПГВ-ТП11	50	5,14	9,213
ПГВ-ТП12	25	2,57	9,213
ПГВ-ТП13	95	9,77	9,213
ПГВ-РП	240	24,69	9,213
РП-ТП9	50	5,14	9,213
РП-ТП14	70	7,2	9,213
РП-ТП15	10	1,3	9,213

По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

1. Проводники защищенные плавкими предохранителями не зависимо от их номинального тока и типа.

2. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:

- в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;

- повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;

- возможна замена проводника без значительных затруднений.

3. Проводники к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются не ответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2.2.

В остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.

Так как в нашем случае выполняются все выше изложенный условия в пунктах 1, 2 и 3 то сечение проводников увеличивать не будем.

Для проводников напряжением до 1 кВ приведенных в табл. 19 сечение увеличиваем до 95 мм².

11. Расчет самозапуска электродвигателей

Самозапуск заключается в том, что при восстановлении электроснабжения после кратковременного нарушения электродвигатели восстанавливают свой нормальный режим работы. Отличительные особенности самозапуска по сравнению с обычным пуском:

- Одновременно пускается группа двигателей;

- В момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть, или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;

- Самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск допустим как для самих механизмов так и для электродвигателей.

Если невозможно обеспечить самозапуск двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск для ответственных механизмов, отключение которых необходимо.

Расчет самозапуска синхронных двигателей:

В цехе № 15 установлены 6х500 СД. Из справочника выбираем двигатель марки СДН32-20-49-20 справочные данные последнего снесем в табл.19.

Таблица 19. Справочные данные СДН32-20-49-20.

SН, кВА	РН, кВт	UН, кВ	, %					jпот, тм2	n, об/мин	cos
540	500	6	94,3	5,5	0,9	2,1	1,1	1,038	315	0,91

1. Электромеханическая постоянная времени механизма и двигателя определяется:

где n₀ - синхронное число оборотов в минуту.

Р_Н - номинальная мощность двигателя, кВт.

с

Выбор определяется по формуле

где t_Н - время нарушения электроснабжения, с.

m_С - момент сопротивления механизма.

Цех питается от трансформатора ППЭ.

За базисную мощность принимаем мощность двигателя. Индуктивное сопротивление источника питания:

Расчетная пусковая мощность, индуктивное сопротивление двигателя и напряжения при самозапуске в начале самозапуска К' = 6.

кВА

При скольжении 0,1; К' = 3

кВА

Выходной момент при глухом подключении:

где М = 0,3 определено по номограмме [3].

Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.

Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.

Критическое скольжение:

Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения

Избыточный момент:

В начале самозапуска

При скольжении 0,05:

Время самозапуска



с

Дополнительный нагрев.

^оС

Из расчета следует, что самозапуск возможен как по условию необходимого избыточного момента, так и по условию допустимого дополнительного нагрева.

12. Расчет релейной защиты

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными и магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждения и аномальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. В месте с тем, особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприемников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим выключением резервного питания (АВР, автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчет релейной защиты трансформаторов ПГВ.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и маслонаполненных вводах трансформаторов.

12.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла

Тип защиты - газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключения отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используется газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствие с требованиями ПЭУ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнение раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для надежного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла - реле уровня в расширителе трансформатора.

12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних

повреждений трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленных на стоне низшего напряжения трансформатора.

Произведем расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

где S_НОМ - номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.

U_НОМ - номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:

 А

Для низшей стороны напряжения:

Принимаем трансформаторы тока с n_{Т ВН} = 150/5 и n_{Т НН} = 1500/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне , а на низшей стороне - Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

где К_СХ - коэффициент схемы включения реле защиты, которой согласно [3] для ВН равен , для НН-1.

Тогда с использованием выражения (11.2.2):

А

А

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [8] на трансформаторах с расщепленной обмоткой тормозная обмотка включается в сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленной обмоток.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

где К_отс = 1,5 - коэффициент отстройки.

А

Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН: