кВт

квар

Для остальных цехов расчёт приведён в таблице № 2.

Полная нагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки:

(2.1.3)

Для цеха №1 кВт,

квар.

Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён в таблице № 2.

Таблица №2

Осветительная нагрузка территории

Площадь территории Fтер=130430м²,

удельная плотность освещения ?_тер=1 Вт/м²,

коэффициент спроса осветительной нагрузки К_{со тер}=1[3]

Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В

Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В

.

Полная суммарная мощность напряжением до1000В

.

При определении суммарной нагрузки по фабрики в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов К_рм, значение которого равно 0,925,а также потери в силовых трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому эти потери учитываются приближенно по ниже следующим выражениям.

Приближенные потери в трансформаторах цеховых подстанций:

Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В:

Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В:

Активная мощность предприятия:

Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации:

Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы максимальных нагрузок:

,

где 0,3-нормативный tg?_эк для Западной Сибири и U=110кВ.

Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в системе электроснабжения предприятия:

Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма электроэнергии (ППЭ):

Суточный график электрических нагрузок.

3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён на рисунке 3.

Рисунок 3. Суточный график электрических нагрузок

Для построения годового графика используется суточный график для рабочих и выходных дней, принимаем, что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней. Годовой график электрических нагрузок показан на рис.4.

Рисунок 4. Годовой график электрических нагрузок

Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:

, (3.1)

T_MAX= ч.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины территориального расположения мощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов, а радиус определяется по выражению:

, (4.1)

где m - выбранный масштаб, кВт/мм.

Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчет радиусов сведён в таблицу 5.

Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по выражению

, (4.2)

Расчёт этих углов представлен в таблице 5.

Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше 1000 В.

Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом определяются по выражению:

, (4.3),

где Р_мi - активная нагрузка i-того цеха;

X_i, Y_i - координаты ЦЭН i-того цеха;

n -- число цехов предприятия.

Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используется следующий алгоритм:

1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником;

2. по генплану определяются ЦЭН этих частей X_i,j, Y_i,j и их площади F_i,j;

3. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха ;

4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Р_{м i,j};

5. с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом.

Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной методике, определяются ЦЭН цеха №5, цеха №6 , цеха №11, цеха №12, цеха №16, цеха №20, цеха №21 и цеха №22.

Рассмотрим расчёт для цеха №5:

1. разбиваем цех на три прямоугольные части;

2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X_5.1=97; Y_5.1=202; X_5.2=95; Y_5.2=186; F_5.1=400 м²; F_5.2=1200 м²

3. удельная активная мощность цеха №5 кВт/м²;

4. кВт;

кВт;

5.

.

Координаты ЦЭН цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.

Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок

Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):

; .

Центры электрических нагрузок приведены на рисунке 5

Рисунок 5. Центры электрических нагрузок

5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ

В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110 кВ. В качестве ППЭ используем унифицируемую комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.

5.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до фабрики (3 км) можно рассмотреть следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):

1. блок «линия-трансформатор»;

2. выключатель.

В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подается на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.

Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подается на выключатель, который и отключает поврежденный трансформатор.

Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6. Выбираем УВН второго варианта (выключатель) так как этот вариант обладает большей надежностью и имеет меньшее время восстановления питания.

Рисунок 6. Варианты УВН

5.2 Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и II категории, то на ПГВ устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.

Так как среднеквадратичная мощность Pср.кв. =13752,85 кВт (согласно пункту 2.2), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН - 10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатора проверять не будем, т.к. Sср.кв.< 2*Sтр.

Проверим их на послеаварийную перегрузку:

Коэффициент максимума:

^.

Средневзвешенный cos?:

.

Коэффициент послеаварийной перегрузки:

(5.2.1),

где P_i - мощность, превышающая мощность P_TP, кВт;

?t_i - время перегрузки, ч.

.

Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ.

Так как =1,552 > 0,9·K_max =0.9·1,721 = 1,549, то тогда коэффициент перегрузки К₂==1,552.

Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 24 часа и среднегодовой температуры региона +8,4?С из [8] К_2ДОП=1,6.

К_2ДОП=1,6 > К₂=1,552 следовательно, трансформаторы ТДН-10000/110 удовлетворяют условиям выбора.

5.3 Выбор ВЛЭП

Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6], питание фабрики осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.

Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчетный ток послеаварийного режима:

, (5.3.1) А.

Принимаем провод сечением F=16 мм² с допустимым током I_ДОП=111 А.

Экономическое сечение провода:

, (5.3.2),

где I_р -- расчётный ток послеаварийного режима, А;

j_э -- экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока j_э для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_max=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1.

мм².

Принимаем провод сечением 95 мм² с допустимым током I_ДОП=330 А.

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:

, (5.3.3),

где d - расчётный диаметр витого провода, см;

D_cp - среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.

Если U_кр > U_н, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого ранее сечения 95 мм² согласно [7] d=13,5мм=1,35см; D_cp=5м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

кВ.

U_кp=147,2 кВ > U_н =110кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением F_p=95мм².

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения V_H110=-5% от номинального, верхняя граница V_B110=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонении напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d₁₁₀= V_B110- V_H110=12%-(-5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП

, (5.3.4)

где Р, Q -- расчётные нагрузки на провода, МВт, Мвар;

г, х -- активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;

1 -- длина проводов, км;

?U% -- расчётные потери напряжения, %.

.

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 95 мм² с допустимым током I_доп=330 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.

6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].

6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения

Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) проектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять U_paц=6 кВ. В интервале 20-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:

, (6.1.1),

где S_M -полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

- полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА.

С использованием данных пункта 2. 1 получим, что

кВА.

Тогда .

Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем U_paц=10 кВ.

6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам:

, (6.2.1),

, (6.2.2),

, (6.2.3),

, (6.2.4).

Пример расчета для цеха №1:

коэффициент максимума: ;

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:

кВ;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

квар;

средняя полная нагрузка этого цеха:

кВА.

Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7.

Таблица 7. Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену

ТП в цехе предусматриваются, если S_cp > 200 кВА.

6.3 Размещение БСК в электрической сети предприятия

Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия: Q_э+Q_сд>Q_a, (6.3.1),

где Q_э - реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар;

Q_сд -- реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями, квар;

Q_a -- мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.

Q_э+Q_сд= 4577,74+(-998,4)=3579,34 квар > Q_a=(-998,4)квар.

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 150 квар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:

, (6.3.2),

где Q_мi - реактивная нагрузка в i-том узле, квар;

Q_м - сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

Q_ку=5327,09 квар; Q_м =9863,36 квар.

Затем полученные расчётным путём Q_кi округляются до ближайших стандартных значений БСК Q_{бi станд}, взятых из [3]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблице 9.

В заключении делаем следующую проверку:

, (6.3.3),

Условие (6.3.3) выполняется.

6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Выбор проводится в следующее и последовательности:

1. Определяется тип КТП. Для цехов I и П категории применяются двухтрансформаторные КПТ. Если в цехе имеются ЭП только ПТ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.

2. Определяются средние нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учетом БСК:

(6.4.1).

3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если S_cpi< 1500 кВА, то S_{max тp}=2500 кВА. Если S_cpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: , кВА/м². Если 0,3>_i>0,2 кВА/м², то S_{max тр}=1600 кВА, если же _i>0,3 кВА/м² то S_{max тр}=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов S_T при условии, что в цехе установлена одна КТП: , где =0,7 при N=2 и =0,95 при N=1.

5. Определяется число КТП N_ктп и стандартные мощности их транформато -ров S_т.ст. Если S_тi<S_{max трi}, то N_ктп=1, S_{т ст}?S_тi, иначе,

6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме и в послеаварийном режиме . При этом не должен превышать 1,5.

Рассмотрим расчёт для цеха №3:

1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;

2. кВА;

3. кВА/м², следовательно, S_{max тр3}=1600 кВА;

4. кВА;

5. так как S_т3=1328,38 кВА < S_{max тр3}=1600 кВА, то N_ктп=1, S_{т ст}?S_т3, S_{т ст}=1600 кВА;

6.;.

Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8

Таблица 8. Выбор числа мощности БСК и КТП.

Таблица 9. Стандартные БСК

Генеральный план со схемой разводки кабелей представлен на рисунке 8.

Рисунок 8 Схема разводки кабелей

6.5 Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП

Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10.

Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов КТП

Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:

(6.5.1)

где - ток холостого хода, %;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- активные потери холостого хода, кВт;

рассчитываются активные потери мощности трансформаторах:

(6.5.2),

где n - число параллельно работающих трансформаторов. шт.;

- активные потери короткого замыкания, кВт;

- мощность, проходящая через трансформатор, кВА; находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:

(6.5.3),

где -- напряжение короткого замыкания, %.

Расчет для КТП цеха №3

квар;

кВА;

кВт;

квар;

квар.

Результаты расчета для остальных КТП представлены в таблицу 11.

Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП

6.6 Выбор способа канализации электроэнергии

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

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом 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 течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7.

Кабель выбирается по следующим условиям:

1)по номинальному напряжению;

2)по току номинального режима;

3)по экономическому сечению.

Кабель проверяется по следующим условиям:

1)по току после аварийного режима;

2)по потерям напряжения;

3)на термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Выберем кабель от ПГВ до ТП 3.

Максимальная активная мощность:

кВт

Максимальная реактивная мощность:

квар.

Полная мощность:

кВА.

Расчетный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:

А.

Расчётный ток послеаварийного режима: 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 от 3000 до 5000 (Т_max=3972,08 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм².

Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 95 мм с допустимым током I_доп=205 А.

Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

(6.6.1)

где к₁ -- поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] к₁=l,О;

к₂ -- поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2];

к₃ -- поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку 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 [2] к₃=1,3.

А.

А > А.

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

Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.

Таблица 12. Выбор КЛЭП U=10 кВ

Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000-5000 проверке по экономической плотности тока не подлежат.

Выбор кабелей для потребителей напряжением 6 кВ рассмотрим на примере ЭД 6кВ цеха №13:

Из [8] выберем стандартный ЭД: СДН-2-16-56-10У3 со следующими параметрами Р_н=1000 кВт, S_н=1170 кВА, U_н=6кВ, ?_н =95,3%.

Для остальных цехов выбраныестандартные ЭД представлены в таблице 13.

Расчетный ток нормального режима:

А.

Экономическое сечение:

А.

Выберем кабель марки ААШв сечением 95 мм² с I_доп=225 А.

Таблица 13. Каталожные данные ЭД 6 кВ

7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

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

Расчёт токов КЗ в точке К-1 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-3 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности и её можно считать источником питания с неизменной э.д.с. и нулевым внутренним сопоставлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку от электродвигателей.

Рис. 11

7.1 Расчёт тока. КЗ в точке К-1

За базисную мощность примем мощность системы: S_б=S_с=1000 MBA. Базисное напряжение: U_б1=l 15 кВ.

Базисный ток: кА

Параметры схемы замещения:

Х_с=0,6 о.е. согласно исходных данных:

о.е.,

где Х₀=0,42 -- удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;

l - длина ВЛЭП, км.

Сопротивление петли КЗ в точке К-1:

о.е.

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:

кА.

Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:

кА.

Постоянная времени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент к_уд=1,8 [3], Ударный ток в точке К-1 :

кА.

7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2

Базисное напряжение. U_б2=10,5 кВ.

Базисный ток: кА;

Сопротивление трансформатора ТДН-10000/110:

о.е.

Сопротивление петли КЗ в точке К-2:

о.е.

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ от системы в точке К-2:

кА.

Двухфазный ток КЗ в точке К-2:

кА.

Постоянная времени цепи КЗ Т_а=0,12 с, ударный коэффициент к_уд=1,92 [3].

Ударный ток в точке К-2:

кА.

7.3 Расчёт тока КЗ в точке К-3

Расчёт ТКЗ в точке К-3 проведём в именованных единицах.

Определим параметры схемы замещения. Сопротивления трансформатора ТМЗ-630: R_Т=3,4 мОм; Х_Т =13, 5 мОм[3].

Расчётный ток

А (7.3.1),

где - загрузка трансформатора в послеаварийном режиме.

Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП-10 УЗ с n_т=1000/5 Сопротивления трансформаторов тока: R_ТА=0,05 мОм; Х_ТА=0,07 мОм [3].

По условиям выбора U_H ? U_сети=0,38 кВ; А выбираем автомат типа АВМ10Н, U_H=0,38 кВ; I_н=1000 А; I_{н откл}=20 кА [8]. Сопротивление автомата R_А=0,25 мОм; Х_А=0,1 мОм [3]. Переходное сопротивление автомата R_к=0,08 мОм [3].

Сопротивления алюминиевых шин 80x6 с I_ДОП=1150 А, 1=3 м, а_ср=60 мм: мОм; мОм.

мОм;

мОм.

Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги:

Согласно [3] сопротивление дуги R_Д месте КЗ принимается активным и рекомендуется определять отношением падения напряжения на дуге U_Д током КЗ I_к0 в месте повреждения, рассчитанным без учёта дуги.

, (7.3.2),

где U_Д=Е_д·1_д,

где Е_д - напряжённость в стволе дуги, В/мм;

1_Д -- длина дуги, мм;

I_к0 -- ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА.

При I_к0>1000 А Е_д=1,6 В/мм.

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния, а между фазами проводников в месте КЗ:

I_к0=

Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 630 кВА а=60 мм.

 кА >1000 A, следовательно Е_Д=1,6 В/мм.

Тогда сопротивление дуги

мОм.

мОм.

Полное сопротивление цепи КЗ:

мОм.

Тогда периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-3:

кА.

с.

; кА.

Результаты расчёта токов КЗ сведены в таблицу 13.

Таблица 13 -Результаты расчёта токов КЗ

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Выберем выключатель ПО кВ.

Условия его выбора:

1 . по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя:

1 . проверка на электродинамическую стойкость:

1.1. по предельному периодическому току;

1.2. по ударному току КЗ;

2. проверка на включающую способность:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3. проверка на отключающую способность:

3.1. номинальному периодическому току отключения;

3.2. номинальному апериодическому току отключения;

4. проверка на термическую стойкость.

Расчётные данные сети::

-расчётный ток послеаварийного режима I_Р=164,86 А был найден в пункте 5.3. по формуле (5-3.1);

-расчётное время:

(8.1.1),

где t_рз -- время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); в данном случае для первой ступени селективности 1рз=0,01, с;

t_св -- собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно);

-действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания I_по=8,43 кА было рассчитано в пункте 7.1.;

-периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя I_п вследствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: I_по= I_п=7,22кА;

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

(8.1.2)

и будет определено позже;

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

, (8.1.3)

-расчётный импульс квадратичного тока КЗ:

(8.1.4)

будет также определён позже.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: U_HOM=110 кВ; I_HOM=1000 A; I_{н откл}=20 кА; =25%; 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=3 с; t_св=0,05 с.

Определим оставшиеся характеристики сети:

Расчётное время по формуле (8.1.1): с;

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле (8.1.2): кА;

Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): кА;

Расчётный импульс квадратичного тока. КЗ по формуле (8.1.4): кА²·с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

-проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

(8.1.5)кА.

Х проверка по термической стойкости:

(8.1.6) кА²·с.

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 14.

Выберем разъединитель 110 кВ.

Условия его 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 комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [8] -- РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: U_ном=110 кВ; I_ном=1000 А; I_{пр скв}=80кА; I_т=31,5кА; t_т=4с.

Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость: B_K=I_T²·t_T=31,52·4=3969 кА²·с.

Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 14.

Таблица 14. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

8.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ

Выберем ячейки распределительного устройства 10 кВ.

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

А.

Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: U_ном=10 кВ, I_ном=630А, I_{н откл} =31,5 кА; i_{пр скв}=81 кА; тип выключателя ВК-10.

Выберем вводные выключатели 10 кВ.

Расчётные данные сети:

расчётный ток послеаварийного режима I_Р= 437,56 А;

расчётное время с;

действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ I_п0=8,45кА было рассчитано в пункте 7.2.;

периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя I_а=I_п0=8,45 кА;

апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя кА;

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

кА;а

расчётный импульс квадратичного тока КЗ:

кА²·с.

Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными данными:

U_ном=10 кВ; I_ном=630А; I_{н откл}=25 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=4 с; t_св=0,05 с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

кА;

проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

проверка по термической^ стойкости: кА²·с.

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.

Выберем выключатель на отходящей линии 10кВ.

Расчётные данные сети:

расчётный ток послеаварийного режима А;

расчётное время с;

остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.

Выбираем выключатель U_ном=10 кВ; I_ном=630А; I_{н откл}=25 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=4 с; t_св=0,05 с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

кА;

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.

Таблица 15. Выбор выключателей 10 кВ.

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.

Расчётные данные сети:

расчётный ток I_р=437,56 А;

ударный ток КЗ I_уд=19,87 кА;

расчётный импульс квадратичного тока КЗ В_к=12,85кА²·с.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа ТПЛК-10 со следующими каталожными данными: U_ном=10 кВ; I_ном=600А; z_2н=1,2 Ом; I_Т=28,3 кА; t_T=3 с.

Расчётные данные выбранного трансформатора тока:

так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической стойкости: кА²·с.

Рисунок 12. Схема соединения приборов

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 номинальной: z_2н?z₂. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведён в таблице 16, схема их соединения -- на рисунке 12.

Таблица 16. Приборы вторичной цепи ТТ

Наиболее нагруженной является фаза А.

Общее сопротивление приборов:

(8.2.1)

где - мощность приборов, В А; - вторичный ток трансформатора тока, А

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

Ом;

Минимальное сечение проводов:

(8.2.2)

где=0,286 - 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