Разработка системы электроснабжения завода по производству металлообрабатывающих станков

- отчисления на текущие ремонты и обслуживание, руб.;

- стоимость годовых потерь электроэнергии, руб.

Амортизационные отчисления

. (6.11)

Годовые расходы на текущие ремонты и обслуживание электрооборудования

, (6.12)

где - норма эксплуатационных расходов для i-го оборудования, %.

Согласно ([11], стр. 548, табл. 10.2) для силового электрооборудования и распределительных устройств напряжением до 150 кВ ; для кабельных линий напряжением до 10 кВ с алюминиевой оболочкой .

Стоимость потерь электроэнергии

, (6.13)

где - стоимость 1 кВт•ч потерь электроэнергии;

- суммарные потери электроэнергии для рассматриваемого варианта схемы электроснабжения, кВт•ч.

Стоимость 1 кВт•ч потерь электроэнергии оценивается по среднему тарифу на электроэнергию:

, (6.14)

где - годовое время использования максимума нагрузки потребителя, ч.

Суммарные потери электроэнергии

, (6.15)

где - годовые потери электроэнергии в i-ом трансформаторе, кВт•ч;

- годовые потери электроэнергии в j-ой кабельной линии, кВт•ч;

- годовые потери электроэнергии в БНК предприятия, кВт•ч;

n, m - соответственно количество трансформаторов и кабельных линий.

Величину суммарных годовых потерь активной электроэнергии в ТП с числом трансформаторов NT в общем случае можно определить по выражению

, (6.16)

где - время максимальных потерь;

- число часов работы трансформаторов в году, ч.

Время максимальных потерь можно определить по эмпирической формуле В. В. Кезевича:

. (6.17)

При ч / год время максимальных потерь

ч.

Годовые потери активной электроэнергии в линии электропередачи

, (6.18)

где ro - удельное активное сопротивление линии, Ом / км;

l - длина линии, км.

Годовые потери электроэнергии в установках БНК

, (6.19)

где - удельные потери активной мощности в БНК, кВт / квар;

- число часов работы КУ в год, ч ([4], стр. 53, табл. 3.3).

Воспользовавшись укрупненными показателями стоимости элементов систем электроснабжения, приведенными в [11], находим капитальные вложения в оборудование КТП предприятия для обоих вариантов схем электроснабжения. Результаты сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Капитальные вложения в оборудование КТП предприятия

№ цеха	Название	Марка установленных трансформаторов	Кол-во тр-ров	, млн. руб.
Вариант 1
1	Металообрабатываю-щий цех	ТМГ12-1250/10-У1	1	750,0
2	Сборочный цех	ТМГ12-1250/10-У1	1	313,2
3	Сварочный цех	ТМГ12-1250/10-У1	2	171,3
4	Окрасочный цех	ТМГ12-1250/10-У1	2	171,3
5	Компрессорная	ТМГ12-1250/10-У1	2	171,3
6	Ремонтно-механический цех	ТМГ12-1000/10-У1	2	626,3
Суммарное значение	10	3172,1
Вариант 2
1	Литейный цех	ТМГ11-2500/10-У1	2	687,6
2	Кузнечно-прессовый цех	ТМГ11-1000/10-У1	2	313,2
3	Механический цех	ТМГ11-630/10-У1	2	229,2
4	Цех металлоконструкций	ТМГ11-630/10-У1	2	229,2
5	Инструментальный цех	ТМГ11-1000/10-У1	1	171,3
6	Термический цех	ТМГ11-1000/10-У1	4	626,3
7	Сборочный цех	ТМГ11-1000/10-У1	2	313,2
8	Блок вспомогательных цехов	ТМГ11-630/10-У1	2	229,2
9	Модельный цех	ТМГ11-1000/10-У1	1	171,3
10	Компрессорная	ТМГ11-1000/10-У1	2	313,2
Суммарное значение	20	3283,4

Капитальные вложения в кабельные линии зависят от величин их расчетных нагрузок. Для кабелей 10 кВ, питающих цеховые ТП, значение постоянной времени нагрева T0 принимается равным 30 мин. При этом коэффициент расчетной нагрузки . Тогда расчетные активные и реактивные нагрузки кабельных линий будут определяться следующими выражениями:

; (6.20)

(6.21)

где N - количество однородных групп электроприемников, запитанных через цеховую ТП от рассматриваемой кабельной линии.

На основании данных, для двух вариантов схем электроснабжения, представленных на рисунке 6.2, определяем согласно (6.20) и (6.21) значения расчетных нагрузок кабельных линий, питающих цеховые ТП. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 - Расчетные нагрузки кабельных линий в нормальном режиме

Линия	Длина, км	Ррл, кВт	Qрл, квар	Sрл, кВ•А
Вариант 1
Л1	1,2	3006,7	2101,9	2010,0
Л2	1,2	1591,1	732,2	829,0
Л3	0,29	2080,6	1128,5	829,0
Л4	0,12	2745,7	1211,1	1677,2
Л5	0,12	2214,2	1390,9	2010,0
Л6	0,01	984,0	648,0	1040,1
Л7	0,29	795,6	366,1	3120,8
Л8	0,3	1730,1	794,5	2606,5
Л9	0,01	1150,3	679,2	1138,8
Л10	0,13	1086,2	833,1	1040,1
Л11	0,28	930,7	553,0	2010,0
Л12	0,3	714,6	378,0	829,0
Вариант 2
Л1	1,2	2022,3	781,9	1190,0
Л2	1,2	2545,5	1332,3	1190,0
Л3	0,13	1803,4	1197,4	1040,1
Л4	0,13	2136,8	1198,1	2220,5
Л5	0,29	2598,7	1427,2	1040,1
Л6	0,23	1615,3	908,9	829,0
Л7	0,29	1668,6	1003,9	3354,8
Л8	0,29	1236,9	857,0	2606,5
Л9	0,23	1341,2	837,1	1138,8
Л10	0,19	930,4	511,3	1190,0
Л11	0,8	1036,9	701,2	1190,0
Л12	0,8	714,4	352,3	1040,1

Определив значения расчетных нагрузок кабельных линий в нормальном режиме работы, выбираем по экономической плотности тока сечения кабелей и находим капиталовложения в линии в соответствии с выражением (6.9). Согласно ([4], табл. 3.1) при числе часов использования максимума нагрузки в год Tmax = 4400 ч для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке экономическая плотность тока jэ = 1,4 А / мм2. Результаты определения капиталовложений в кабельные линии сводим в таблицу 6.7.

Таблица 6.7 - Капитальные вложения в кабельные линии

Линия	Sрл, кВ•А	Iрл, А	Fрл, мм2	Длина, км	Марка и сечение кабеля	, млн. руб. / км	, млн. руб.
Вариант 1
Л1	2010,0	116,1	236,7	1,2	2хААБл 3x150-10	154,0	184,7695
Л2	829,0	47,9	236,7	1,2	2хААБл 3x150-10	154,0	184,7695
Л3	829,0	47,9	82,9	0,29	ААШвУ 3x120-10	60,1	17,43109
Л4	1677,2	96,8	34,2	0,12	ААШвУ 3x95-10	52,1	6,25674
Л5	2010,0	116,1	34,2	0,12	ААШвУ 3x95-10	52,1	6,25674
Л6	1040,1	60,1	69,2	0,01	ААШвУ 3x120-10	60,1	0,601072
Л7	3120,8	180,2	82,9	0,29	ААШвУ 3x120-10	60,1	17,43109
Л8	2606,5	150,5	42,9	0,3	ААШвУ 3x120-10	60,1	18,03216
Л9	1138,8	65,7	128,7	0,01	2хААШвУ 3x150-10	153,9	3,077804
Л10	1040,1	60,1	107,5	0,13	ААШвУ 3x240-10	99,6	12,95193
Л11	2010,0	116,1	47,0	0,28	ААШвУ 3x95-100	52,1	14,59906
Л12	829,0	47,9	42,9	0,3	ААШвУ 3x120-10	60,1	18,03216
Суммарное значение	484,2089
Вариант 2
Л1	1075,8	68,7	236,7	1,2	2хААБл 3x150-10	153,9746	184,7695
Л2	1075,8	68,7	236,7	1,2	2хААБл 3x150-10	153,9746	184,7695
Л3	915,1	60,1	49,1	0,13	ААШвУ 3x120-10	60,1072	7,813936
Л4	2055,2	128,2	49,1	0,13	ААШвУ 3x120-10	60,1072	7,813936
Л5	915,1	60,1	42,9	0,29	ААШвУ 3x120-10	60,1072	17,43109
Л6	771,8	60,1	91,6	0,23	ААШвУ 3x150-10	70,2334	16,15368
Л7	1752,0	193,7	42,9	0,29	ААШвУ 3x120-10	60,1072	17,43109
Л8	980,2	150,5	40,25	0,01	ААШвУ 3x150-10	60,1072	0,601072
Л9	1023,2	65,7	138,4	0,23	2хААШвУ 3x95-10	104,279	23,98417
Л10	1075,8	68,7	107,5	0,19	2хААШвУ 3x95-10	104,279	19,81301
Л11	1075,8	68,7	47,0	0,8	ААШвУ 3x70-10	44,9874	35,98992
Л12	915,1	60,1	63,0	0,01	ААШвУ 3x75-10	44,9874	0,449874
Суммарное значение	517,02

Капитальные вложения в ячейки РП для обоих вариантов будут одинаковыми. Следовательно, капиталовложения в проектируемый объект согласно (6.5) для рассматриваемых вариантов схем составят:

млн. руб.;

млн. руб.

Для определения стоимости потерь электроэнергии необходимо найти годовые потери активной энергии кабельных линиях предприятия.

Суммарные потери активной электроэнергии согласно (6.15) для сравниваемых вариантов схем электроснабжения будут следующими:

кВт•ч;

кВт•ч.

Средний тариф на электроэнергии в соответствии с (6.14)

руб. / кВт•ч.

Тогда стоимость годовых потерь электроэнергии по (6.13)

млн. руб.;

млн. руб.

Таким образом, годовые эксплуатационные расходы рассматриваемых вариантов схем электроснабжения в соответствии с (6.10) составят:

млн. руб.;

млн. руб.

Определим значения приведенных затрат с учетом инфляции для каждого из вариантов по формуле (6.3), приняв продолжительность расчетного периода T = 25 лет:

млн. руб.;

млн. руб.

Таким образом, расчеты показывают, сравниваемые варианты схем электроснабжения можно считать равноценными.. Следовательно, для дальнейших расчетов принимаем первый вариант схемы электроснабжения, представленный на листе 3 графической части дипломного проекта.

7. Выбор схемы сетей до 1 кв, связующих ТП

Обеспечение бесперебойной работы промышленного предприятия, имеющего в своем составе ответственные электроприемники и потребители - основная задача автоматизации СЭС [4]. Надежность электроснабжения обеспечивается применением двух независимых источников питания.

Резервирование питания электроприемников необходимо осуществлять с минимальными затратами средств и электрооборудования. При определении объема резервирования не следует учитывать возможность совпадения планового ремонта элементов электрооборудования и аварии в системе электроснабжения. Особое внимание уделяется полному использованию перегрузочной способности трансформаторов, кабелей и другого электрооборудования в послеаварийных режимах.

В окрасочном, ремонтно-механическом, сборочном цехе и на компрессорной приняты к установке двухтрансформаторные подстанции, для питаний которых применены схемы двойных сквозных магистралей. При этом мощность каждого трансформатора достаточна для питания электроприемников I и II категорий перечисленных цехов с учетом их перегрузочной способности, а секции шин низшего напряжения оборудованы устройством АВР. При отключении одного из трансформаторов питание электроприемников автоматически переводится на оставшийся в работе трансформатор с помощью устройства АВР.

В металлообрабатывающем и сварочном цехе будут установлены однотрансформаторные подстанции, питание которых осуществляется одиночными сквозными магистралями. Нагрузка ответственных электроприемников указанных цехов составляет около 15-20% номинальных мощностей трансформаторов. Резервирование электроснабжения в данном случае выполняется по перемычкам напряжением до 1000 В от других магистралей [12]. Схема сетей до 1 кВ, связующих ТП представлена на листе 4 графической части дипломного проекта.

Выбор сечений кабельных линий до 1 кВ, связующих ТП, осуществляется по допустимому нагреву длительным расчетным током:

, (7.3)

где - поправочный коэффициент на фактические условия прокладки; согласно [1] принимаем .

Выбранные по нагреву сечения проверяем на термическую стойкость при коротких замыканиях (КЗ). В инженерных расчетах минимально допустимое сечение проводника по данному условию определяется по выражению

, (7.4)

где - тепловой импульс от тока КЗ, А2•с; расчет подробно изложен в пункте 8 пояснительной записки;

С - расчетный коэффициент, значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ, материала проводника и его изоляции. Для кабелей с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией С = 74 А•с-0,5 / мм2.

Рассмотрим выбор сечения резервной линии РЛ1. Расчетную нагрузку линии принимаем равной 20% от номинальной мощности трансформатора (ТП5). Тогда расчетный ток линии по (7.2)

А.

Выбираем по ([4], табл. П21) 2 кабеля с алюминиевыми жилами площадью сечения 95 мм2 марки АВВГ 5Ч95-1 с допустимым длительным током А.

Тепловой импульс тока КЗ в начале линии, отходящей от шин низшего напряжения подстанции ТП9, от которой осуществляется резервирование электроснабжения, А2•с (таблица 8.4). Следовательно, минимально допустимое сечение по условию (7.4)

мм2.

Таким образом, выбранный по нагреву кабель термически стоек.

Выбор сечений остальных кабельных линий выполняется аналогичным образом. Результаты выбора сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты выбора кабельных линий, связующих ТП

Начало линии	Конец линии	, А	, мм2	Марка и сечение кабеля	, А
ТП11 (Т2)	ТП2	360,8	56,0	2хАВВГ 5Ч95-1	408
ТП5 (Т1)	ТП3	451,1	58,6	2хАВВГ 5Ч120-1	480
ТП2	Цех №1	451,1	58,4	2хАВВГ 5Ч120-1	480
ТП6 (Т1)	Цех №7	451,1	58,4	2хАВВГ 5Ч120-1	480
ТП11 (Т1)	Цех №9	360,8	56,0	2хАВВГ 5Ч95-1	408
ТП5 (Т2)	Цех №8	451,1	58,6	2хАВВГ 5Ч120-1	480
ТП4 (Т1)	Цех №10	451,1	58,4	2хАВВГ 5Ч120-1	480
ТП6 (Т2)	Цех №7	360,8	56,0	2хАВВГ 5Ч120-1	480

Подключение резервных линий к РУ ТП осуществляется через автоматические выключатели серии ВА 51-37. Выбор автоматических выключателей производится по следующим условиям:

; (7.5)

, (7.6)

, (7.7)

где - номинальный ток выключателя; для ВА 52-37 А;

- номинальный ток расцепителя, А;

- пиковый ток защищаемой линии, А;

- кратность тока отсечки по отношению к , А.

Выключатель серии ВА 51-37 имеет большую кратность тока отсечки: , поэтому ток срабатывания электромагнитного расцепителя будет во много раз превышать значение пикового тока линии. Следовательно, условие (7.7) будет выполняться.

Далее выбранные выключатели проверяются на возможность отключения тока КЗ:

, (7.8)

где - предельная коммутационная способность; предельный ток, который может отключить выключатель, кА;

- величина тока КЗ в начале защищаемой линии, кА; расчет токов КЗ подробно изложен в пункте 8 пояснительной записки.

Произведем выбор автоматических выключателей для линии РЛ1. В соответствии с условием (7.6) А. Принимаем номинальный ток расцепителя .

Предельная коммутационная способность выключателя ВА 51-37 кА. Следовательно, условие (7.8) выполняется: 25 кА > 12,5 кА.

Выбор выключателей остальных линий аналогичен. Результаты выбора сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Результаты выбора автоматических выключателей РЛ

Линия	, А	, кА	Тип выключателя	, А	, А	, кА
РЛ1	360,8	12,5	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ2	451,1	13,1	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ3	451,1	13,0	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ4	451,1	13,0	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ5	360,8	12,5	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ3	451,1	13,1	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ4	451,1	13,0	ВА 51-37	400	4000	25
РЛ5	360,8	12,5	ВА 51-37	400	4000	25

8. Расчет токов короткого замыкания

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т. к. это наиболее тяжелый вид КЗ, при котором имеют место большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном.

Для вычисления токов КЗ составляется расчетная схема, включающая все элементы, по которым протекают токи к выбранным расчетным точкам (сборные шины подстанции системы, шины РП, шины ТП). На схеме приводятся основные параметры оборудования, которые потребуются для дальнейшего расчета. Расчетная схема и основные параметры оборудования показаны на рисунке 7.2.

Рисунок 7.1 - Схема питания завода

Завод получает питание от электростанций, представленных: ТЭЦ-460 на напряжении 110 кВ, расположенной на расстоянии 65 км, на которой установлены 3 генератора по 160 МВт и 3 трансформатора по 200 МВА, а также ТЭС 900 с 3 генераторами по 300 МВт и 3 трансформаторов по 400 МВА, расположенной на расстоянии 45 км. Питание завод получает от ПС 110/10, расположенной на расстоянии 1,2 км от РП завода. На основании приведенных данных производим расчет токов короткого замыкания в двух точках на сборных шинах подстанции (точка К1), и заводского РП (точка К2).

На подстанции установлены два трансформатора мощностью по 63 МВ•А каждый со следующими параметрами: ТРДН 63000/110, Sн=63 МВ•А, Uвн=115кВ, Uнн=10,5 кВ, ДРкз=260 кВт, ДРхх=59 кВт, Uк=10,5 %, Iх=0,6%.

Принимаем, что ТЭЦ выполнена по блочному принципу с генераторами ТВВ-160-2УЗ, Pн=160 МВт, ''=1,13 (Xd''=0,192) и повышающими трансформаторами ТДЦ-200000/110, Sн=200МВ•А, Uн=121 кВ, Uнн=10,5 кВ, ДРкз=400 кВт, ДРхх=120 кВт, Uк=10,5 %, Iх=0,55%.

По расчетной схеме составляем схему замещения (рисунок 7.3), в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями, линию питающую РП заменяем полным сопротивлением.

Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах, при котором все расчетные данные приводим к базисным напряжению и мощности.

Принимаем базисные величины = 1000 МВА, = 10,5 кВ, тогда ток, кА:

; (8.1)

.

Подставляем данные от генераторах, трансформаторах и линиях [6,стр.76] в расчетную схему рисунок (7.2).

Рисунок 7.2 - Расчетная схема

Для турбогенераторов мощностью от 100 МВт до 1000 МВт принимаем по [6,стр.80] =1,13.

Рассчитаем сопротивления всех элементов в относительных единицах.

Сопротивления генераторов находится как:

. (7.2)

где Рн - номинальная активная мощность генератора, МВт,

- сверхпереходное сопротивление генератора, о.е.,

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

. (7.3)

где - номинальная полная мощность трансформатора, МВ•А,

- напряжение короткого замыкания, %.

Для трансформатора с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей, сопротивления которых:

(7.4)

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

, (7.5)

, (7.6)

, (7.7)

где - удельное индуктивное сопротивление, Ом/км;

- длина линии, км;

r0 - удельное активное сопротивление, Ом/км.



Рисунок 7.3 - Расчетная схема

Выполним расчет для точки К1. По формуле (7.3) сопротивления:

генераторов ТЭЦ-460 и ГРЭС-900:

;

По формуле (7.3) сопротивления блочных трансформаторов ТДЦ-200000/110 и ТДЦ-400000/110 :

;

Сопротивления воздушных линий, питающих ПС по формуле (7.5):

;

;

.

Сопротивление трансформатора ПС 110/10 ТРДН-63000/110 по формуле (7.4):

Все сопротивления наносим на схему замещения (рисунок 7.4):

Рисунок 7.4 - Схема замещения

Преобразуем схему замещения. Последовательно складываем сопротивления генератора и трансформатора и затем складываем их параллельно, получаем:

Преобразуем треугольник сопротивлений,, в звезду с сопротивлениями ,,, преобразование треугольника сопротивлений в эквивалентную звезду покажем на схеме замещения, рисунок 7.6.

Преобразуем схему замещения к виду рисунка 7.5:

Рисунок 7.5 - Преобразование схемы замещения

Рисунок 7.6 - Преобразование треугольника сопротивлений в эквивалентную звезду

; (7.8)

; (7.9)

. (7.10)

Согласно формулам (8.8-8.10) сопротивления элементов преобразованной схемы равны:

;

;

.

Преобразуем схему замещения к виду рисунка 7.7:

Рисунок 7.7 - Преобразование схемы замещения

По рисунку 7.7 преобразовываем схему далее:

;

;

.

;

;

.



Рисунок 7.8 - Преобразование схемы замещения

Для дальнейшего преобразования схемы, сложим параллельно соединенные сопротивления и :

;

;

;

;

;

;

Преобразуем схему замещения для расчета тока КЗ в точке К1 к виду рисунка 7.9:



Рисунок 7.9 - Схема замещения для расчета тока короткого замыкания в точке К1

Периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания:

(7.11)

Ударный ток КЗ определяется по формуле:

, (7.12)

где - ударный коэффициент ( для шин ПС = 1,82, для шин РП завода = 1,369).

Sк=. (7.13)

где Sк - мощность короткого замыкания, МВ·А;

- ток установившегося короткого замыкания, кА;

- номинальное среднее напряжение в точке короткого замыкания, на шинах РП, шинах ПС и шинах ВН трансформаторных подстанций =10,5 кВ;

Определяем действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1, на шинах 10 кВ:

;

Ударный ток на шинах 10 кВ: ;

Мощность короткого замыкания на шинах РП завода:

.

Для выбора коммутационных и защитных аппаратов, а также для расчета схемы сетей, связующих цеховые ТП, необходимо знать значения токов КЗ на шинах до 1 кВ.

Найдем величину тока КЗ на шинах до 1 кВ ТП1, а также в начале отходящей от шин кабельной линии. С этой целью составим расчетную схему и схемы замещения для определения активного и индуктивного сопротивлений цепи КЗ, представленные на рисунках 8.4 и 8.5 соответственно.

Рисунок 7.12 - Расчетная схема участка сети электроснабжения

Рисунок 7.13 - Схемы замещения цепи КЗ

Сопротивление системы в мОм до понижающего трансформатора

, (8.15)

где - среднее номинальное напряжение сети высшего напряжения, кВ;

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ на выводах высшего напряжения трансформатора, кА

мОм.

Сопротивление приводится к ступени низшего напряжения:

, (8.16)

где - среднее номинальное напряжение сети, в которой рассчитывается ток КЗ, кВ.

мОм.

Активное сопротивление трансформатора ТМГ12-1250/10 в мОм

; (8.17)

мОм.

Индуктивное сопротивление трансформатора ТМГ11-1250/10

; (8.18)

мОм.

Сопротивления катушек максимального тока автоматических выключателе принимаем по ([6], табл. П6.4): мОм, мОм, мОм, мОм.

Сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока принимаем по ([6], табл. П6.3): мОм, мОм. Сопротивления и согласно можно не учитывать, поскольку трансформаторы тока ТА1 рассчитаны на токи более 500 А.

Переходное сопротивление контактов при отсутствии достоверных данных учитывается совокупно. Согласно [6] при КЗ на щите ТП можно принять мОм.

Определим ток КЗ в точке К1 (рисунок 7.12). Суммарное сопротивление цепи КЗ

мОм;

мОм.

Ток трехфазного КЗ в точке К1

; (8.19)

кА.

Поскольку расчет тока КЗ проводился с учетом переходного сопротивления контактов, то при вычислении ударного тока по выражению (8.14) можно принять значение ударного коэффициента . Тогда

кА.

Согласно выражению (8.13) тепловой импульс от тока КЗ

А2 • с.

Расчет токов КЗ на стороне до 1 кВ для остальных ТП выполняется аналогичным образом.

Таблица 8.4 - Результаты расчета токов КЗ на отходящих линиях 0,4 кВ

№ТП	, кА	, кА	•106, А2•с
ТП1	12,5	17,7	17,2
ТП2	13,1	18,5	18,8
ТП3	13,0	18,4	18,7
ТП4	13,0	18,4	18,7
ТП5	12,5	17,7	17,2
ТП6	13,1	18,5	18,8
ТП7	13,0	18,4	18,7

Определив значения токов КЗ, можно перейти к выбору сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов СЭС предприятия.

9. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов РП и ТП

электроснабжение трансформатор замыкание напряжение

Сечения токоведущих элементов и электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального и утяжеленного режимов с последующей проверкой работоспособности в аварийных режимах. При этом расчетные величины не должны превышать номинальных (каталожных) параметров.

9.1 Выбор сечений кабелей

Сечения жил кабелей выбираются с учетом технических и экономических факторов: экономической плотности тока, допустимого нагрева максимальным расчетным током, допустимого нагрева расчетным током в послеаварийном и ремонтном режимах, нагрева током КЗ.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают согласно условию:

, (9.1)

где Iрл - расчетный ток линии в нормальном режиме работы, А;

jэ - экономическая плотность тока, принимаемая в зависимости от материала проводника, изоляции и числа часов использования максимума нагрузки в год, А / мм2.

Сечения жил кабелей в соответствии с условием (9.1) были выбраны при разработке схемы электроснабжения завода в пункте 6 пояснительной записки. Результаты представлены в таблице 6.7.

Затем выбранное сечение кабеля проверяется по допустимому нагреву максимальным расчетным током или током послеаварийного режима.

Кабели, питающие цеховые трансформаторы, проверяются по нагреву максимальным расчетным током, который определяется по формуле:

(9.2)

где - номинальная мощность i-го трансформатора;

NТ - число трансформаторов, питающихся по кабелю в нормальном режиме.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных условий прокладки был не менее расчетного максимального тока, то есть:

(9.3)

где - коэффициент, учитывающий условия прокладки, при нормальных условиях прокладки ;

- коэффициент допустимой перегрузки кабелей в послеаварийном режиме; для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией при прокладке в воздухе и при прокладке в земле.

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой (например, питающие линии и двойные сквозные магистрали), выбираются по условию:

 (9.4)

где - расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме, .

Далее сечение жил кабеля проверяется на термическую стойкость. В инженерных расчетах минимально допустимое сечение проводника по данному условию

, (9.5)

где - тепловой импульс от тока КЗ, А2•с; значения определены при расчете токов КЗ в пункте 8 пояснительной записки и представлены в таблицах 8.2 и 8.3;

С - расчетный коэффициент, значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ, материала проводника и его изоляции; для кабелей 10 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией С = 100 А•с-0,5 / мм2 ([6], табл. П4.7).

Из трех найденных по перечисленным выше условиям сечений жил кабелей окончательно принимается наибольшее.

В качестве примера рассмотрим порядок выбора кабельных линий, питающих РП. Расчетный ток одной линии в нормальном режиме на основании таблицы 6.5

А.

Согласно ([4], стр. 41, табл. 3.1) при числе часов использования максимума нагрузки в год Tmax = 4400 ч для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке экономическая плотность тока jэ = 1,4 А / мм2. Тогда по (9.1) экономически целесообразная площадь сечения жил кабеля питающей линии

мм2.

Принимаем два кабеля марки ААБл-3Ч150-10, проложенные параллельно, с суммарным сечением жил 300 мм2 и допустимым длительным током А при прокладке в земле.

Проверим выбранные кабели по нагреву в послеаварийном и ремонтном режимах. Расчетный ток аварийного режима

А.

При двух проложенных рядом кабелях с расстоянием между ними в свету 200 мм поправочный коэффициент, учитывающий условия прокладки, ([4], табл. П24). Тогда по условию (9.4)

А.

Условие выполняется (550 > 395,8).

Проверяем выбранные кабели на термическую стойкость. Согласно [1] проверка на нагрев токами КЗ для пучка из двух и более кабелей осуществляется по сквозному току КЗ. Тепловой импульс от тока КЗ на шинах 10 кВ РП А2•с (таблица 8.2). Минимально допустимое сечение проводника по условию (9.5)

мм2.

Таким образом, выбранные по условию нагрева расчетным током в послеаварийном и ремонтном режимах кабели термически стойки к воздействию токов КЗ (550 > 126,1).

Выбор сечений жил кабельных линий, питающих цеховые ТП, производится аналогичным образом. Полученные результаты сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Выбор сечений жил кабелей, питающих цеховые ТП

Линия	Iрл, А	Iра (Iрmax ), А	Сечение жил кабеля, мм2	Марка и сечение принятого кабеля
			по экономи-ческой плотности тока	по расчет-ному току	по терми-ческой стойкости
Л1	276,1	230,9	240,0	2х120	2х150	2хААБл 3Ч150-10
Л2	276,1	230,9	240,0	2х120	2х150	2хААБл 3Ч150-10
Л3	116,1	185,7	70,0	120,0	120,0	ААШвУ 3Ч120-10
Л4	47,9	76,6	35,0	35,0	95,0	ААШвУ 3Ч95-10
Л5	47,9	76,6	35,0	35,0	95,0	ААШвУ 3Ч95-10
Л6	96,8	154,9	70,0	95,0	120,0	ААШвУ 3Ч120-10
Л7	116,1	185,7	70,0	120,0	120,0	ААШвУ 3Ч120-10
Л8	60,1	96,1	50,0	50,0	120,0	ААШвУ 3Ч120-10
Л9	180,2	288,3	300,0	2*150	150,0	2хААШвУ 3Ч150-10
Л10	150,5	240,8	120,0	240,0	95,0	ААШвУ 3Ч240-10
Л11	65,7	105,2	50,0	50,0	95,0	ААШвУ 3Ч95-10
Л12	60,1	96,1	50,0	50,0	120,0	ААШвУ 3Ч120-10

Из таблицы 9.1 видно, что определяющим критерием при выборе сечений жил кабелей является термическая стойкость при КЗ.

9.2 Выбор шин РП

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбирается, поэтому выбор сечения шин на заводском РП 10 кВ производится по допустимому току. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы.

Условие выбора:

. (9.6)

Расчетный длительный ток, протекающий по шинам в нормальном режиме, А (на основании таблицы 4.9 пояснительной записки). В аварийном режиме ток будет в два раза больше: А.

Согласно условию (9.6) необходимо выбрать шин с А. По ([13], табл. П3.4) принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения однополосные марки АДО-50х6 с А. При установке шин плашмя допустимый ток следует уменьшить на 5% для полос шириной до 60 мм и на 8% для полос большей ширины. Следовательно, А.

Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимально допустимого сечения

, (9.7)

где - коэффициент, принимаемый в зависимости от материала шин; для алюминиевых шин А•с1/2/мм2 ([13], стр. 192, табл. 3.14);

Тепловой импульс от тока КЗ на шинах РП А2•с. Тогда минимально допустимое сечение шин по условию термической стойкости

мм2.

Поскольку 50 Ч 6 = 300 > 147,4, выбранные шины термически стойки.

Проверка шин на электродинамическую стойкость выполняется путем сравнения механического напряжения в материале шины с допустимым значением :

. (9.8)

Механическое напряжение, возникающее в материале шины под действием изгибающего момента, вызванного током КЗ, определяется по формуле:

, (9.9)

где - ударный ток КЗ на шинах РП, кА (из таблицы 8.2);

- расстояние между соседними опорными изоляторами, принимаем м;

- расстояние между осями шин смежных фаз, примем м;

- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3, который при расположении шин плашмя вычисляется по формуле:

, (9.10)

где и - соответственно меньший и больший размеры сторон поперечного сечения шины, см, а см.

см3.

Механическое напряжение в материале шины по формуле (.9):

МПа.

Для алюминиевых шин марки АДО допустимое значение механического напряжения МПа ([13], стр. 224, табл. 4.2). Поскольку МПа > МПа, выбранные шины механически прочны.

9.3 Выбор электрических аппаратов РП и ТП

Электрические аппараты в условиях эксплуатации работают в трех основных режимах: длительном, перегрузки и режиме короткого замыкания [6].

В длительном режиме надежная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и номинальному току.

В режиме перегрузки - ограничением величины и длительности повышения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа за счет запаса прочности.

При коротких замыканиях надежная работа аппаратов обеспечивается их термической и электродинамической стойкостью.

С учетом изложенного, можно записать следующие условия выбора электрических аппаратов:

; (9.11)

; (9.12)

; (9.13)

; (9.14)

; (9.15)

, (9.16)

где , - номинальные напряжение и ток аппарата;

, - напряжение и ток сети, в которой установлен аппарат;

- ток электродинамической стойкости аппарата;

- ударный ток короткого замыкания;

- тепловой импульс аппарата, нормированный заводом-изготовителем, А2•с, где и - ток термической стойкости и допустимое время его действия;

- расчетный тепловой импульс стока КЗ, А2•с, где и - установившийся ток КЗ и время его действия;

- номинальная мощность отключения, ;

- расчетная мощность отключения, .

Таким образом, выбор электрических аппаратов основывается на сравнении расчетных величин с каталожными данными, при этом расчетные величины не должны превышать каталожных для данного аппарата. Необходимые для выбора аппаратов расчетные величины берем из пункта 8 пояснительной записки.

Выбор панелей КСО на РП 10 кВ.

Принимаем панели типа КСО-298. Вводные панели выбираем по расчетному току завода с учетом передачи всей мощности по одной секции (аварийный режим), секционную - по расчетному току одной из питающих линий, линейные - по наибольшему току присоединения. Результаты выбора сведены в таблицы 9.2, 9.3 и 9.4.

Таблица 9.2 - Выбор вводных панелей КСО-298

Условие выбора	Расчетные величины	Каталожные данные
		выключатель ВВ/TEL-10-20/630 У3	разъединители РВЗ-10/630 У3
	Uраб=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
	Iраб=552,23 А	Iном=630 А	Iном=630 А
	Iуд=20,46 кА	Iдин=52 кА	Iдн=52 кА
	Iк =10,569 кА	Iоткл=20 кА	-
	Bk=10,5692•1,1= 122,87 кА2с	Bт=•3=1200 кА2с	Bт=•3=1200 кА2с

Таблица 9.3 - Выбор секционной панели КСО-298

Условие выбора	Расчетные величины	Каталожные данные
		выключатель ВВ/TEL-10-20/630 У3	разъединители РВЗ-10/630 У3
	Uраб=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
	Iраб=276,12 А	Iном=630 А	Iном=630 А
	Iуд=20,46 кА	Iдин=52 кА	Iдн=52 кА
	Iк =10,569 кА	Iоткл=20 кА	-
	Bk=10,5692•1,1= 122,87 кА2с	Bт=•3=1200 кА2с	Bт=•3=1200 кА2с

Таблица 9.4 - Выбор линейных панелей КСО-298

Условие выбора	Расчетные величины	Каталожные данные
		выключатель ВВ/TEL-10-12,5/630 У3	разъединители РВЗ-10/630 У3
	Uраб=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
	Iраб=150,48 А	Iном=630 А	Iном=630 А
	Iуд=20,18 кА	Iдин=52 кА	Iдн=52 кА
	Iк =10,42кА	Iоткл=20 кА	-
	Bk=•1,1=119, кА2с	Bт=•3=1200 кА2с	Bт=•3=1200 кА2с

В камерах КСО-298 устанавливаются разъединители серии РВЗ, трансформаторы тока типов ТОЛ, ТПОЛ, ТЛК, ТЗЛМ и трансформаторы напряжения типов НОЛ, ЗНОЛ с предохранителями ПКН.

Выбор выключателей нагрузки.

При магистральных схемах силовые трансформаторы подключаются к распределительным линиям 10 кВ через выключатели нагрузки.

Выключатели нагрузки выбираются по напряжению и максимальному току нагрузки и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Для аппаратов в цепях силовых трансформаторов и секционных выключателей максимальный ток нагрузки

, (9.17)

где - номинальная мощность трансформатора, кВ•А.

Для трансформаторов типа ТМГ12-1250/10

А.

Наибольшие значения ударного тока и теплового импульса на стороне ВН цеховых ТП: 20,18 кА, А2•с (из таблицы 8.3 для ТП4).

Выбираем выключатели нагрузки типа ВНРп-10/400-10зпУ3 ([11], стр. 252, табл. 5.3). Выполним проверку выбранных выключателей, результаты которой сводим в таблицу 9.5.

Таблица 9.5 - Выбор выключателей нагрузки

Условия выбора	Расчетные величины	Каталожные данные ВНРп-10/400-10зпУ3
	кВ	кВ
	101,0 А	А
	20,18 кА	кА
	А2•с	А2с

Из таблицы 9.5 видно, что выключатели нагрузки ВНРп-10/400-10зпУ3 удовлетворяют всем условиям выбора. Данные выключатели нагрузки снабжены встроенными предохранителями соответствующей отключающей способности типа ПКТ, чтобы разорвать цепь в случае возникновения КЗ, и заземляющими ножами, расположенными за предохранителями.

Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, требуемых для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются:

1. По напряжению установки

, (9.18)

где - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора тока;

- номинальное напряжение силовой сети.

2. По току нормального режима

, (9.19)

где - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

3. По току послеаварийного режима или максимальному расчетному току:

; (9.20)

, (9.21)

где - коэффициент перегрузки; для трансформаторов тока .

4. По конструкции и классу точности. Класс точности всех трансформаторов тока принимаем 0,5S.

5. По электродинамической стойкости:

, (9.22)

где - кратность тока электродинамической стойкости, взятая по каталогу;

- ударный ток КЗ.

6. По термической стойкости:

; (9.23)

, (9.24)

где - кратность тока термической стойкости по каталогу;

- длительность протекания тока КЗ.

7. По вторичной нагрузке трансформатора:

, (9.25)

где - номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока;

- расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме.

Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока находится по формуле:

, (9.26)

где - полное допустимое сопротивление внешней цепи, подключаемой ко вторичной обмотке трансформатора тока (сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов, реле, проводов и контактов), Ом;

- номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А.

Расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме

, (9.27)

где - полная мощность, потребляемая приборами, В•А.

Принимаем, что счетчик трехфазный типа ЦЭ6850М имеет мощность, потребляемую каждой цепью тока, не более 0,1 В•А; амперметр типа Э377 - не более 0,1 В•А ([11], стр. 386, табл. 6.26);

- сопротивление контактов, принимаем Ом;

- сопротивление проводников цепи измерения.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, сопротивление соединительных проводов не должно превышать значения

. (9.28)

При установке двух трансформаторов тока (на отходящих линиях и между секциями РП) они соединяются по схеме неполной звезды, а при установке трех трансформаторов тока (на вводе и на низшей стороне ТП) они соединяются по схеме полной звезды. Сечение жил соединительных проводников при схеме неполной звезды:

; (9.29)

при схеме полной звезды:

, (9.30)

где - длина соединительных проводников. Принимаем м;

- удельная проводимость материала соединительных проводников.

Для алюминия м / (Ом•мм2).

Жилы контрольных кабелей для присоединения под винт к зажимам панелей и аппаратов по условию механической прочности должны иметь сечения не менее 1,5 мм2 для меди и 2,5 мм2 для алюминия; для токовых цепей - 2,5 мм2 для меди и 4 мм2 для алюминия.

Принимается ближайшее большее стандартное сечение и выбирается контрольно-измерительный кабель.

Нагрузки трансформаторов тока на РП и на стороне 0,4 кВ трансформаторных подстанций представлены в таблицах 9.6 и 9.7.

Таблица 9.6 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока на РП

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, В•А
		А	В	С
Амперметр	Э-377	-	0,1	-
Счетчик активной и реактивной энергии	ЦЭ6850М	0,1	0,1	0,1
Итого:		0,1	0,2	0,1

Таблица 9.7 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока на ТП

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, В•А
		А	В	С
Амперметр	Э-377	0,1	0,1	0,1
Счетчик активной и реактивной энергии	ЦЭ6850М	0,1	0,1	0,1
Итого:		0,2	0,2	0,2

Вторичная нагрузка межсекционного трансформатора тока указана в таблице 9.8.

Таблица 9.8 - Вторичная нагрузка межсекционного трансформатора тока

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, В•А
		А	В	С
Амперметр	Э-377	0,1	-	-
Итого:		0,1	-	-

Произведем выбор трансформаторов тока и контрольно-измерительных кабелей для РП и для стороны низшего напряжения ТП. Результаты сведем в таблицы 9.9, 9.10, 9.11 и 9.12.

Таблица 9.9 - Выбор трансформаторов тока для РП (КСО)

Условие выбора	Место установки / тип трансформатор тока
	КСО ввод / ТОЛ-10-600/5-0,5/10Р У3	КСО секц. / ТОЛ-10-300/5-0,5/10Р У3	КСО Л10 / ТЛК-10-300/5-0,5/10Р У3
	10 кВ = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ
	600 А > 276,11 А	300 А > 276,11 А	300 А > 211,8 А
	720 А > 552,23 А	720 А > 276,11 А	360 А > 240,78 А
	100 кА > 20,46 кА	100 кА > 20,46 кА	52 кА > 20,18 кА
	31,52•3 = 2976,8 кА2•с > 122,87 кА2•с	202•3 = 1200 кА2•с > 122,87 кА2•с	162•3 = 768 кА2•с > 119,43 кА2•с

Таблица 9.10 - Выбор контрольно-измерительных кабелей для РП (КСО)

Место установки	,А	, ,А	Трансформатор тока	Марка кабеля
Ввод КСО	600>276,11	720>552,23	ТОЛ-10-600/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Секционная ячейка КСО	300>276,11	360>26,11	ТЛК-10-300/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л3	200>116,05	240>232,10	ТЛК-10-200/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л4	150>47,86	180>95,72	ТЛК-10-150/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л5	150>47,86	180>95,72	ТЛК-10-150/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л6	200>90,78	240>181,56	ТЛК-10-200/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л7	200>116,05	240>232,10	ТЛК-10-200/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л8	150>60,05	180>120,10	ТЛК-10-150/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л9	150>61,36	180>122,72	ТЛК-10-150/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л10	300>150,48	360>240,78	ТЛК-10-300/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л11	150>65,75	180>105,19	ТЛК-10-150/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66
Линейная ячейка КСО - Л12	150>60,05	180>120,10	ТЛК-10-150/5-0,5/10Р У3	КВВГ- 4Ч1,5-0,66

Таблица 9.11 - Выбор трансформаторов тока для ТП (0,4 кВ)

№ ТП	Sт, кВ·А	IрасчТТ , А	Тип тр-тора	Iномтт, А
ТП2	1250	1879,395408	ТНШЛ-2000-0,66У3	2000
ТП3	1250	1879,395408	ТНШЛ-2000-0,66У4	2000
ТП4	2x1250	2104,922856	ТНШЛ-3000-0,66У5	3000
ТП5	2x1250	2104,922856	ТНШЛ-3000-0,66У6	3000
ТП6	2x1250	2104,922856	ТНШЛ-3000-0,66У7	3000
ТП11	2x1000	1683,938285	ТНШЛ-2000-0,66У8	2000

Трансформаторы тока в нейтрале трансформаторов выбираются в зависимости от мощности и количества трансформаторов, результаты выбора сведены в таблицу 9.12. Приведем пример расчета трансформатора тока для ТП10. При расчете тока двухтрансформаторной подстанции, дополнительно умножаем мощность трансформатора на коэффициент 1,4. Т.к. допустимое значение тока небаланса в нулевом проводе для трансформатора с соединением обмоток Д/Y- не более 0,75 от номинального тока трансформатора, тогда:

А.

Принимаем трансформатор тока ТНШЛ-2000/5 с Iтт=2000А.

Таблица 9.12- Выбор трансформаторов тока в нейтрале трансформаторов

№ ТП	Sт, кВ·А	Тип тр-тора	Iномтт, А
ТП2	1250	ТНШЛ-1500-0,66У3	1800
ТП3	1250	ТНШЛ-1500-0,66У3	1800
ТП4	2x1250	ТНШЛ-1500-0,66У3	1800
ТП5	2x1250	ТНШЛ-1500-0,66У3	1800
ТП6	2x1250	ТНШЛ-1500-0,66У3	1800
ТП11	2x1000	ТНШЛ-1000-0,66У3	1200

В качестве трансформатора тока земляной защиты на кабелях 10 кВ принят трансформатор тока ТЗЛМ-У3.

Выбор трансформаторов напряжения.

Выбор трансформаторов напряжения производится:

1. По номинальному напряжению:

. (9.31)

2. По конструкции и схеме соединения обмоток.

Трансформаторы напряжения на шинах РП принимаем типа ЗНОЛ.06-10У3 со встроенными предохранителями типа ПКН001-10У3.

3. По классу точности.

Класс точности всех трансформаторов напряжения принимаем 0,5.

4. По мощности нагрузки вторичной обмотки:

, (9.32)

где и - суммарные активная и реактивная мощности подключенных к трансформатору напряжения приборов:

; (9.33)

, (9.34)

Счетчик ЦЭ6850М имеет нагрузку каждой цепи напряжения S = 4 В•А и . Вольтметр Э377 имеет катушку напряжения мощностью S = 2 В•А и ([11], стр. 387, табл. 6.26). Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения представлена в таблице 9.14.

Таблица 9.14 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения шин РП

Прибор	Тип	S одной обмотки, В•А	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-377	2	1	1	-	4	8	-
Счетчик активной и реактивной энергии	ЦЭ6850М	1,33	3	0,38	0,925	1	1,5	3,7
Суммарная нагрузка	-	-	-	-	-	-	9,5	3,7

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

В•А.

Выбранные трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3 имеют номинальную мощность 75 В•А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков ([11], стр. 326, табл. 5.13).

В•А,

следовательно, трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

Подключение приборов к трансформаторам напряжения осуществляется контрольными кабелями марки АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условию механической прочности.

Выбор автоматических выключателей.

Выбор автоматических выключателей производится по следующим условиям:

; (9.35)

, (9.36)

, (9.37)

где - номинальный ток выключателя, А;

- номинальный ток расцепителя, А;

- пиковый ток защищаемой линии, А;

- кратность тока отсечки по отношению к , А.

Далее выбранные выключатели проверяются на возможность отключения тока КЗ:

, (9.38)

- величина тока КЗ в начале защищаемой линии, кА; расчет токов КЗ подробно изложен в пункте 8 пояснительной записки.

Для установки в цепях трансформаторов цеховых ТП принимаем автоматические выключатели серий ВА 55 и ВА 75. Данные выключатели комплектуются электронными расцепителями с возможностью оперативной регулировки срабатывания по току перегрузки, короткому замыканию и времени срабатывания для создания селективной защиты.

Выберем автоматические выключатели трансформаторных цепей подстанции ТП1. На подстанции установлены трансформаторы типа ТМГ11-1250/10. Расчетный ток, с учетом допустимой перегрузки,

; (9.39)

А.

В соответствии с условиями (9.35) и (9.36) по ([4], табл. П14) принимаем автоматические выключатели типа ВА 75-47:

А > А;

А > А.

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя ВА 75-47 равен 120% наибольшей уставки отсечки полупроводникового расцепителя.

Предельная коммутационная способность выключателя ВА 75-47 кА. Ток трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ подстанции ТП1 кА (из таблицы 8.3). Следовательно, условие (9.38) выполняется: 70 кА > 13,07 кА.

Для однотрансформаторных подстанций

. (9.40)

Выбор вводных автоматических выключателей щитов НН для остальных ТП выполняется аналогичным образом. Результаты выбора сведены в таблицу 9.15.

Таблица 9.15 - Выбор вводных автоматических выключателей щитов НН ТП

Подстанция	, кВ•А	, А	, кА	Тип выключателя	, А	, А	, кА
ТП2	1250	2255,274489	9,11	ВА 75-45	2500	2500	60
ТП3	1250	2255,274489	10,42	ВА 75-45	2500	2500	60
ТП4	2x1250	2489,823036	11,54	ВА 75-45	2500	2500	60
ТП5	2x1250	2489,823036	10,57	ВА 75-45	2500	2500	60
ТП6	2x1250	2489,823036	9,73	ВА 75-45	2500	2500	60
ТП11	2x1000	1991,858429	9,56	ВА 75-45	2500	2500	60

Номинальные токи межсекционных выключателей выбираются на ступень ниже номинальных токов вводных автоматов. Результаты выбора сведены в таблицу 9.16.

Таблица 9.16 - Выбор межсекционных автоматических выключателей

Подстанция	Тип выключателя	, А	, А	, кА
ТП2, ТП3, ТП4, ТП5	ВА 55-43	1600	1600	80

Конденсаторные установки должны иметь защиту от токов КЗ, действующую на отключение без выдержки времени. Поэтому для защиты БНК принимаем автоматические выключатели серии ВА 53 - токоограничивающие неселективные с полупроводниковыми и электромагнитными расцепителями.

Номинальный ток БНК

, (9.41)

где - номинальная мощность батареи, квар;

- номинальное напряжение, кВ.

Для БНК типа АКУ 0,4-240-25У3, которые установлены на ТП4, получаем

А.

При защите БНК с помощью автоматических выключателей уставку тока выбирают исходя из допустимой перегрузочной способности силовых конденсаторов:

. (9.42)

Тогда для БНК ТП4

А.

Принимаем автомат типа ВА 53-39 с номинальным током аппарата А и номинальным током уставки максимального расцепителя А. Предельная коммутационная способность выключателя ВА53-39 кА. Следовательно, условие (9.38) выполняется: 55 кА > 13,07 кА.

Аналогично производим выбор автоматических выключателей для остальных БНК. Результаты расчета сводим в таблицу 9.17.

Таблица 9.17 - Автоматические выключатели для БНК

№ ТП	Тип батарей на один трансформатор	, А	, А	Тип выключателя	, А	, А	, кА
ТП2	2xАКУ 0,4-275-25У3	396,928	516,006	ВА53-39	630	630	55
ТП3	2xАКУ 0,4-325-20У3	469,097	609,826	ВА53-39	630	630	55
ТП4	АКУ 0,4-240-20У3	346,410	450,333	ВА53-39	630	630	55
ТП5	2xАКУ 0,4-380-20У3	548,482	713,027	ВА 53-41	1000	800	135
ТП6	АКУ 0,4-200-20У3	288,675	375,277	ВА53-39	630	630	55
ТП11	АКУ 0,4-100-25У3	144,337	187,638	ВА53-39	630	630	55

10. Релейная защита и автоматика элемента системы электроснабжения

Какой бы надежной ни была система электроснабжения, в ней неизбежно возникают повреждения и ненормальные режимы, которые, в свою очередь, могут приводить к возникновению аварий [14].

Подавляющее большинство повреждений в электрических системах сопровождаются повышением тока, поэтому именно ток целесообразно использовать в качестве входного сигнала для средств релейной защиты. Защиты, которые оценивают состояние защищаемого объекта по току, называют токовыми.

Токовые защиты должны устанавливаться на защищаемом участке электрической сети со стороны источника питания. Если электрическая сеть включает в себя несколько источников, то защиты на контролируемом объекте следует устанавливать со стороны каждого источника питания.

На кабельных линиях, питающих РП предприятия, устанавливаем максимальную токовую защиту (МТЗ), токовую отсечку (ТО) без выдержки времени, автоматическое повторное включение (АПВ). К установке на секционном выключателе (ВВ/TEL-10-20/630 У3) РП 10 кВ предприятия предусматриваем МТЗ и автоматический ввод резерва (АВР). Для защиты магистралей, отходящих от РП к цеховым ТП, принимаем МТЗ, ТО без выдержки времени, защиту от замыканий на землю, токовую защиту нулевой последовательности от однофазных КЗ на землю в сети 0,4кВ. Защита секций и АВР на стороне 0,4кВ цеховых ТП осуществляется автоматическими выключателями, выбор которых изложен в пункте 9 пояснительной записки. В качестве аппаратов защиты электроприемников и элементов сети 0,4 кВ предприятия используются плавкие предохранители и автоматические выключатели.

Поскольку объемом дипломного проекта не предусматривается выбор всех перечисленных элементов релейной защиты и автоматики, в качестве примера ограничимся расчетом параметров защиты секционного выключателя на РП 10 кВ предприятия.

Рассчитаем уставку МТЗ секционного выключателя. Ток срабатывания защиты:

, (10.1)

где - коэффициент отстройки реле;

- коэффициент, учитывающий самозапуск электродвигателей;

- коэффициент возврата реле.

Ток срабатывания реле МТЗ

, (10.2)

где - коэффициент схемы, для неполной звезды .

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Для трансформаторов тока типа ТОЛ-10-300/5-0,5/10Р У3, которые установлены в камере секционного выключателя, .

Можно принять

, (10.3)

где - номинальный рабочий ток.

Номинальный рабочий ток

, (10.4)

где - суммарная номинальная мощность, подключенных к секции трансформаторов, кВ•А;

- номинальное напряжение, кВ.

А.

Тогда ток срабатывания защиты по (10.3)

А.

Следовательно, ток срабатывания реле в соответствии с (10.2)

А.

Минимальный ток в реле при двухфазном КЗ

, (10.5)

где - ток трехфазного КЗ на шинах РП, кА (из таблицы 8.2).

А.

Коэффициент чувствительности защиты при двухфазном КЗ

; (10.6)

. (10.7)

,

следовательно, МТЗ будет успешно срабатывать.

Выдержка времени защиты отходящих от РП линий с. Выдержка времени МТЗ на секционном выключателе должна быть на ступень больше выдержки времени защиты отходящих линий:

; (10.8)

с.

Время действия АВР выбирается исходя из следующих условий:

1) условия отстройки от времени срабатывания защит, в зоне действия которых КЗ могут вызвать снижение напряжения:

; (10.9)

где - наибольшее время срабатывания защит присоединений;

- ступень селективности; для реле типа PEJ 525 с.

2) по условию согласования с другими видами устройств противоаварийной автоматики.

Принимаем время срабатывания АВР по (10.9)

с.

На листе 6 графической части показана принципиальная схема релейной защиты секционного выключателя на РП 10 кВ. Коротко опишем работу схемы защиты.

При пропадании напряжения на одной из секций срабатывает защита минимального напряжения этой секции. Реле КТ1 соответствующей секции теряет питание и с выдержкой времени отключает вводной выключатель. Блок-контакт отключаемого выключателя замыкается и запускает цепь включения от АВР секционного выключателя. Однократность действия АВР достигается за счет последовательного включения блок-контактов вводных выключателей.

Для вывода АВР из работы используется переключатель SA 1. Ручное управление секционным выключателем осуществляется с помощью ключа управления SA 2.

В схеме предусмотрена блокировка от выключения секционного выключателя при замкнутых ножах заземлителя какой-либо из секций.

11. Электрические измерения, учет и экономия электроэнергии

В системе электроснабжения промышленного предприятия измеряются текущие значения величин тока, напряжения и мощности, а также осуществлять учет потребляемой электроэнергии.

На вводах в РП, перемычке между секциями сборных шин, отходящих линиях и цеховых подстанциях необходим контроль тока, следовательно, в перечисленных цепях предусмотрена установка амперметров. Как правило, измеряется ток одной фазы. Измерение тока каждой фазы выполняется при неравномерной нагрузке фаз (цеховые ТП).

Напряжение измеряется на каждой секции сборных шин РП и ТП. На цеховых ТП производится измерение одного междуфазного напряжения. В сети 10 кВ предприятия вольтметры используются также для контроля состояния изоляции. С этой целью на каждой секции сборных шин РП установлены трехфазные трансформаторные группы с измерительными трансформаторами напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3 с подключенными вольтметрами, измеряющим фазные напряжения.

Измерительные приборы и места их установки указаны в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Контрольно-измерительные приборы и места их установки

Место установки	Устанавливаемые приборы
Кабельные линии 10 кВ, питающие РП завода	Амперметр, расчетный счетчик активной и реактивной энергии
Кабельные линии 10 кВ, питающие ТП цехов	Амперметр, счетчик активной и реактивной энергии
Шины РП 10 кВ	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, три вольтметра для измерения фазных напряжения
Секционная перемычка	Амперметр
Цеховые ТП (сторона 0,4/0,23 кВ)	Амперметр в каждой фазе, вольтметр для измерения междуфазного напряжения, счетчик активной и реактивной энергии

В дипломном проекте использованы следующие типы контрольно-измерительных приборов: амперметры Э377, вольтметры Э377, счетчики активной и реактивной энергии ЦЭ6850М.000

Схема расстановки контрольно-измерительных приборов представлена на рисунке 11.1.

Рисунок 11.1 - Схема расстановки контрольно-измерительных приборов

На предприятии различают расчетный (коммерческий) и технический (контрольный) учет электроэнергии. Расчетный учет электроэнергии предназначен для осуществления денежных расчетов за потребленную электроэнергию. Технический учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия.

Организация контроля потребления электроэнергии является первым и важнейшим шагом к ее рациональному использованию путем: