--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--Основной проверяемой величиной является вторичная нагрузка, условие проверки:S2ном³S2p.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2= r2.
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов.
Примем длину проводников в пределах РУ — 6 кВ l= 6 м.
Трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому расчетная длина будет равна 10,4м.
Примем к установке следующие приборы:
1. Амперметр Э351, класс точности 1,5 потребляемая мощность 0,5 ВА.
2. Вольтметр Э351, класс точности 1,5, потребляемая мощность 3 ВА.
3. Счетчик СЭТ3а-01П26(Г), класс точности 0,5, потребляемая мощность катушки тока 0,05 ВА, напряжения — 10ВА.
Определим сопротивление приборов:
1. В цепь отходящей линии включен амперметр:
;
Допустимое сопротивление проводов:
Ом
Сечение проводников составит:
мм 2.
Принимаем кабель АКВБбШв с жилами 4 мм2.
2. В цепь линии присоединены амперметр и счетчик активной энергии (в одну фазу)
;
Ом
;
Принимаем кабель АКВБбШв с жилами 4 мм2.
Во втором случае получим rсумм= 0,12 + 0,05 + 0,074 = 0,244 Ом
Таким образом, 0,4 Ом (Z2ном) > 0,244 Ом (Z2p)(в первом случае вторичная нагрузка будет меньше, поэтому проверку не производим). Следовательно, трансформаторы тока проходятвсе проверки. Выбираем трансформаторы тока
ТПОЛ10-0,5/10Р-600/5 и ТПОЛ10-0,5/10Р-400/5 (класс точности 0,5, вторичный ток 5 А).
Проведем выбор и проверку трансформаторов напряжения.
По напряжению выбираем 3НОЛ.06 — 6 кВ.
Определим нагрузку цепей напряжения при подключении перетокового счетчика и вольтметра:
Принимаем cosφ= 1 — для вольтметра и cosφ= 0,38 — для счетчика.
Определим общую потребляемую мощность:
Три трансформатора, соединенных в звезду имеют мощность 150 ВА в классе точности 0,5. Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности, так как 31,221
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКВБбШв с сечением жил 2,5 мм 2по условиям механической прочности.
Выбор и проверка трансформаторов тока на подстанции №2 проводится аналогично. Выбираем трансформаторы тока ТЛМ — 10-0,5/10Р-600/5. (ударный ток 100 кА > 23,32 кА, ток термической стойкости 23 кА > 8500Ĥ(1,25/3)1/2, номинальная нагрузка 0,4 Ом, принимаем к установке амперметр Э351 и счетчик активной энергии СЭТ3а — выбор см. выше).
Проведем выбор и проверку аппаратов, установленных в шкафу ввода трансформаторных подстанций. Расчетной точкой короткого замыкания в этом случае будет ввод силового трансформатора.
Ввод ВН в трансформаторные подстанции может осуществляться от радиальных или магистральных линий. В первом случае в конце линий не требуется коммутационных аппаратов, и линия может наглухо соединиться с зажимами ВН трансформатора. Для удобства проведения ремонтных и профилактических работ предусматриваются разъединители с заземляющими ножами.
Шкафы ввода КТП ( г.Чирчик, Узбекистан) комплектуются выключателями нагрузки для отключения токов холостого хода и токов нагрузки силового трансформатора (нормальный режим). Учтем тот факт, что данные выключатели нагрузки не предназначены для отключения токов короткого замыкания, так как не оборудованы предохранителями. Установка предохранителей необходима при применении магистральных схем питания. В нашем случае выключатель нагрузки является эффективнойзаменой разъединителя.
В качестве выключателей нагрузки примем выключатель нагрузки
ВНРу-10/400-10з У3 без предохранителейсогласно схемам завода-изготовителя КТП. Проведем проверку:
1. (10 кВ > 6кВ);
2. (400 А> 215,5 А; 400А>222,9 А; 400А> 203,5 А);
3. (25 кА >14,2 A (max));
4.
5.
Расчет производился для самого тяжелого режима работы выключателя.
Использовать выключатель ВНП -10/630 в данном случае нецелесообразно ввиду его завышенных показателей.
Расчет разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на стороне 110 кВ по условиям задания на проектирование не выполняем (точки короткого замыкания даны на шинах подстанции). Поэтому проверку и выбор элементов проведем в общем виде:
Разъединитель:
1. ;
2. ;
3. ;
4.
Для отделителя условия выбора и проверки аналогичны выбору и проверке разъединителя.
Выбор и проверка короткозамыкателя:
1. ;
2.
3.
Иногда при проверке на термическую стойкость пользуются формулой
, где Ta-постоянная времени затухания апериодической составляющей тока коротко замыкания.
1.9. Расчет заземления
Согласно ГОСТ Р 50 571 (МЭК 364) заземление открытых проводящих частей электроустановок следует выполнять:
1. при номинальном напряжении выше 50 В переменного тока, и более 120 В постоянного тока — во всех электроустановках;
2. при номинальных напряжениях выше 25 В переменного тока или выше 60 В постоянного тока — в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и наружных электроустановках.
Заземляющее устройство электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к напряжению прикосновения (ГОСТ 12.1.038-82), либо с соблюдением требований к его сопротивлению и конструктивному выполнению.
Заземляющее устройство, выполняемое с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 2, 4, 8Ом с учетом при напряжениях 660, 380, 220 В соответственно — для установок напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью без компенсации емкостных токов, если заземляющее устройство используется одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ.
Предполагается сооружение заземлителя с расположением вертикальных электродов (угловая сталь 63•63•6 мм, длина 3 м) по контуру. В качестве горизонтальных заземлителей используются стальные полосы.
Таким образом, принимаем Rи=Rз = 4Ом (без учета естественных заземлителей).
Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
, где коэффициенты повышения для вертикальных и горизонтальных электродов приняты по табл.10-2 ().
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:
продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Электрические нагрузки
Pпасп, кВт
Кс
ПВ
Cos φ
tg φ
Ррасч, кВт
Qрасч, кВА
Корпус 3
530,90
—
—
—
—
191,40
184,00
Корпус 4
1960,00
—
—
—
—
543,40
593,00
Корпус 5
2975,00
—
—
—
—
1470,00
827,40
Корпус 6
1003,00
—
—
—
—
549,00
341,00
Вспомогательные
КНС
152,00
0,75
1,00
0,80
0,75
114,00
85,50
очистные
272,00
0,90
1,00
0,80
0,75
244,80
183,60
склад ГСМ
94,00
0,75
1,00
1,00
0,00
70,50
0,00
компрессорная
1103,00
0,75
1,00
0,80
0,75
827,25
620,44
вентиляция
120,00
0,75
1,00
0,80
0,75
90,00
67,50
гараж
128,00
0,90
1,00
0,65
1,17
115,20
134,68
станочное
70,50
0,20
0,25
0,50
1,73
7,05
12,21
Сторонние
300,00
0,70
1,00
0,74
0,91
210,00
190,87
Категории:
История
Культура
Математика
Психология
Философия
Экология
Экономика
ЕГЭ
ЗНО
Разместите кнопку на своём сайте:
/>/>
--PAGE_BREAK--Корпус 1.Участки корпуса содержат приемники небольшой мощности. Приемники питаются от сети 380 В. Например, термический участок может содержать различные шкафы управления электронагревательными элементами в функции температуры. Потребители обычно 3-х фазные, напряжение силовых цепей 380 В, цепей управления —220 В.
Сварочный участок может содержать оборудование для различных типов сварки. Например, ультразвуковые машины для шовной сварки мягких термопластичных материалов типа УЗСМ1-0,4/44(УЗОР), применяемые в различных отраслях промышленности (в том числе и машиностроительной), питаются от сети 380 В.
Шлифовальный, заточный, станочный участки могут содержать станки, в приводах которых могут использоваться различные асинхронные двигатели, напряжение которых 220/380 В (двигатели асинхронные трехфазные с короткозамкнутым ротором серии RА71 и А71, АИР71, АИС80, АИРМ63, АИСМ71 и т.д. и т.п.).
Вентиляционный участок также может содержать вентиляторы, осевые и радиальные, с различными сериями асинхронных двигателей (4А132S4, 4А180М2, АИР100S4, АИР112МА6), которые также питаются от 3-х фазной сети 380 В.
Корпус 2. Выбор оборудования проводится аналогично. Основным напряжением будем считать также 380 В.
В качестве осветительной нагрузки примем люминесцентные лампы, напряжение которых должно быть не выше 220 В. Электроснабжение рабочего освещения выполняется самостоятельными линиями от щитов подстанции. При этом электроэнергия от подстанции передается питающими линиями на осветительные магистральные пункты или щитки, а от них—групповым осветительным щиткам.
Вспомогательные и сторонние. Ввиду небольшой мощности приемников примем за основное напряжение 380 В.
Таким образом, основным напряжением данного машиностроительного предприятия будет считаться напряжение 0,4 кВ. Соответственно для преобразования высокого напряжения 6 кВ потребуются трансформаторные подстанции.
Характерной особенностью предприятия является отсутствие приемников с резкими ударными нагрузками.
Режимы работы (ПР, ДР, ПКР) указаны в задании на проектирование.
1.2 Выбор питающих напряжений
Выбор напряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой предприятием, его удаленности от источника питания, напряжения источника питания (особенно для небольших и средних предприятий), количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи, преобразователи и др.).
напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности не более 10 МВ • А. Его применение целесообразно, например, для удаленных насосных станций водозаборных сооружений промышленных предприятий. Это же напряжение может применяться и для распределения электроэнергии на предприятиях указанной мощности при помощи глубоких вводов в виде магистралей, к которым присоединяются трансформаторы 35/0,4-0,66 или 35/6 -10 кВ, а также для питания мощных электроприемников (сталеплавильные электропечи) на предприятиях большей мощности;
напряжение 110 кВ целесообразно применять при потребляемой промышленным предприятием мощности 10-150 МВ • А даже при необходимости соответствующей трансформации на РПС.
Значение первичного напряжения существенно не влияет на экономические показатели, важнее значение напряжения, на которое производится трансформация.
При мощностях, превышающих 120 -150 МВ • А, для электроснабжения промышленных предприятий возможно применение напряжения 220 кВ при наличии свободной мощности на РПС на этом напряжении;
напряжения 10 и 6 кВ применяются в питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий при применении глубоких вводов
Задание на проектирование включает в себя реконструкцию существующего распределительного устройства. Напряжение КСО -272 6 кВ, кроме этого предприятие получает питание от собственной подстанции 6 кВ. Следовательно, номинальным напряжением будет являться 6 кВ. При отсутсвии этих условий целесообразным был бы переход на напряжение 10 кВ.Таблица 1.1 включает в себя характеристику приемников.
Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 1
№
Наименование
Категория потребителей
Напряжение электроприемников
Суммарная расчетная мощность,кВА
Примечание
1
Корпус 1
-термический уч-к
-шлифовки
-заточной
-сварочный
-вентиляция
-освещение
Абразивный участок
2+3
380/220
500,31
Напряжение 220в относится к цепям управления и освещению.
Подключение к 2-х трансформаторной подстанции.
2
Корпус 2
-токарный
-шлифовальный
термопласт-автоматы
-сборочный
-сортировочный
-мойка
-шаровый
-галтовки
-термический
-вентиляция
-освещение
-АБК корпуса 2
-столовая
2
380/220
1581,46
Подключение к 2-х трансформаторной подстанции
3
Корпус 3
2+3
380/220
265,5
То же
4
Корпус 4
2+3
380/220
804,32
То же
5
Корпус 5
2+3
380/220
1686,86
То же
6
Корпус 6
2+3
380/220
646,28
То же
7
Вспомогательные
-КНС
-очистные
-склад ГСМ
-компрессорная
-станочное
-вентиляция
-Гараж
+ сторонние
2+3
380/220
1837,4
+283,78
То же
Итак, потребители данного машиностроительного предприятия относятся к 3,2 категориям, напряжение 380/220 В.
Расчет нагрузок, приведенный в приложении, таким образом, носит ориентировочный характер. Нагрузка, рассчитанная методом коэффициента спроса, относится к 3 уровню, то есть она определена для шин НН цеховых ТП.
Учтем тот факт, что при расчете нагрузки на 3 уровне не вводится коэффициент разновременности максимумов. Следовательно, расчетные нагрузки будут равны:
Pрасч= 6088,36 кВт; Qрасч= 4501,161кВАр;Smax= 7551,99 кВА.
Следует отметить то, что реактивная мощность (и полная мощность) дана без учета компенсации реактивной мощности.
В теории выбор мощности цеховых трансформаторов производится по средней мощности за наиболее загруженную смену на 3 уровне. Лишь в исключительных случаях выбор осуществляется по максимальной нагрузке. Будем считать наш случай исключительным, так как расчет производился не методом упорядоченных диаграмм.
1.3 Выбор мощности и числа цеховых трансформаторов
продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--Потери реактивные
Аналогично, для других комплектных трансформаторных подстанций:
Таким образом, суммарная нагрузка на шинах РУ-6 кВ:
Pрасч= 6088 + 77,9 = 6166 кВт;
Qрасч= 4501,54 + 456,628 = 4958 кВАр.
С учетом коэффициента разновременности:
Pрасч= 5549 кВт; Qрасч= 4462 кВАр.
Определяем коэффициент мощности предприятия:
Определяем расчетную мощность КУ:
Выбираем компенсирующую установку 4ģУКМ58-0,4-402-67-У3 с 6 ступенями регулирования по 67 кВАр и 2ģУКМ58-0,4-536-67-У3с 8 ступенями регулирования по 67 кВАр (промышленный каталог «Информэлектро» 04.10.03 — 00 взамен 04.10.03 — 94).
Тогда фактическое значение
Предварительно примем вариант подключения к шинам ТП:
2ģУКМ58-0,4-402-67-У3 к ТП 1;
2ģУКМ58-0,4-402-67-У3 к ТП 3;
2ģУКМ58-0,4-536-67-У3 к ТП 2.
Определим коэффициенты загрузки трансформаторов после компенсации:
- для КТП 1;
— для КТП 2;
— для КТП 3.
.
Результаты удовлетворительны.Все трансформаторы удвлетворяют условиям аварийной перегрузки.
Таким образом, был произведен выбор экономически оптимального числа цеховых трансформаторов. Действительно, значения коэффициентов загрузки после компенсации реактивной мощности приблизились к значениям 0,7.
Таким образом, выбор экономически оптимального числа и мощности цеховых трансформаторов показал, что необходимо установить 6 трансформаторов, мощность каждого из которых составляет 1600 кВА с учетом компенсации.
Итогом становится принятие трех 2-х трансформаторных комплектных подстанций с трансформаторами ТМЗ-1600/6 (г.Чирчик,Узбекистан).
Учитывая достаточно большую мощность компенсирующих устройств
(402 кВАр и 536 кВАр) оптимальным вариантом станет подключение этих КУ к шинам подстанций. При этом необходимо предусмотреть симметричность установки, КУ 536 кВАр установлены на КТП 2 ввиду относительно большого коэффициента мощности. Принимаем тип УКМ58-0,4-402-67-У3 и УКМ58-0,4-536-67-У3 (г. Серпухов, Россия, АО «Электроинтер»). Суммарная мощность конденсаторных установок составила 2680 кВАр (причем половина этой мощности была найдена как экономически целесообразная).
1.5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов питающей подстанции
Наиболее часто ГПП (ПГВ) промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Однотрансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резкопеременные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
В нашем случае питание производится от 2-х подстанций, причем нет точных данных о подстанции №1. Поэтому первоначально выбор силовых трансформаторов будем производить на подстанции №2.
Для этого необходимо определить нагрузки на пятом уровне т.е. на шинах НН подстации.
В задании указан рост нагрузки 8500 кВт. Следовательно,
Причем необходимо учитывать нагрузку, которая была на подстанции до подключения нашего предприятия и роста нагрузки.
Так как на подстанции установлены два трансформатора, то общая нагрузка может быть найдена:
;
Таким образом, общая нагрузка подстанции с учетом предприятия и роста нагрузок:
Учтем тот факт, что эта нагрузка дана для аварийного режима, когда отключен ввод №1, и вся нагрузка приходится на ПС №2.
В нормальном режиме при условии равномерного распределения нагрузки на шинах РУ — 6 кВ (см. схему):
Тогда мощность трансформатора:
— нормальный режим
Очевидно, что приходится переходить на следующую ступень мощности, так как трансформатор мощностью 25 МВА не проходит условия аварийной перегрузки 25∙1,4(35000)0,8(38000). При этом принимаем количество потребителей 3 категории 20%.
Шаг 1,6, следовательно, трансформатор следующей мощности будет 40 МВА.
В настоящее время, трансформаторы мощностью 32000 кВА практически не применяются. Следовательно, уже на данном этапе можно сделать выбор трансформатора подстанции в сторону40000 кВА, однако в силу учебного характера проекта примем к рассмотрению два варианта 40 МВА и 32 МВА, (трансформатор мощностью 63 МВА будет иметь низкий коэффициент загрузки).
продолжение
--PAGE_BREAK--Находим коэффициенты загрузки:
— 1-ый вариант;
— 2-ой вариант;
— 3-ий вариант;
3-ий вариант неудовлетворителен
Принимаем к рассмотрению трансформаторы
ТДН — 32000/110 и ТДН -40000/110, сведем данные трансформаторов в таблицу2:
Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 2
Тип
Номинальная
мощность
Номинальное
напряжение
Потери, кВ
Напряжение
К.З
Ток
хх
Схема
И
Группа соединения
оюбмоток
Стоимость, тыс. руб
ВН
НН
хх
Кз
Строит.
работы
Монтаж
Обор
Общ
ТДН-32000/110
31500
115
6,6
57
195
11,6
4
Ун/Д
96,54
31
301,1
428,64
ТДН-40000/110
40000
115
6,6
80
215
10,5
4
Ун/Д
96,54
31
326,4
453,94
Стоимость оборудования согласно УПСС (Москва, 1986), Технические данныетрансформаторов согласно (14).
Произведем пересчет с учетом нынешних цен:
Общие капиталовложения (замена трансформаторов) состоят из монтажных работ и стоимости оборудоания:
(для 2-х трансформаторов)
(для 2-х трансформаторов)
Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе одного из них из строя и выходе из строя ввода №1:
1,4Ĥ40000 (56000) > 47730
1.4Ĥ31500 (44100) :
47730Ĥ0,8 = 38160
Определим экономически целесообразный режим работы трансформаторов на основании технико-экономических данных, приведенных в таблице 2. В расчетах принимаем Ки.п.= 0,07 кВт/кВАр.
Потери мощности в трансформаторах составят:
Найдем нагрузку, при которой целесообразно переходить на параллельную работу трансформаторов:
1 вариант:
2 вариант:
При некруглосуточной работе завода с нагрузкой потери энергии в обоих трансформаторах составят
1вариант:
Определим время максимальных потерь:
2 вариант:
Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов.
Первый вариант:
К1=4504 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)
Амортизационные отчисления:
Cа1= 0,063ĤК1= 283,75тыс. руб.
Стоимость годовых потерь электроэнергии при С0п= 0,65 руб./(кВтч):
∆Сп1= 0,65Ĥ4,104Ĥ106=2668тыс. руб.
Суммарные эксплуатационные расходы:
Сэ1= 283,75 + 2668 = 2952тыс. руб.
Второй вариант:
К2=4251 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)
Амортизационные отчисления:
Cа2= 0,063ĤК1= 267,81 тыс. руб.
Стоимость годовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):
∆Сп2= 0,65Ĥ3,619Ĥ106=2352тыс. руб.
Суммарные эксплуатационные расходы:
Сэ2= 267,81 + 2352 = 2620тыс. руб.
Определения срока окупаемости в данном случае не требуется и экономически выгодным становится применение трансформаторов мощностью 32000 (31500) кВА, так как капитальные и эксплуатационные затраты оказались во втором случае меньше. Однако по техническим условиям вариант с трансформаторами 40000 кВА более целесообразен, так как трансформаторы мощностью 32000 кВА на сегодняшний день практически не применяются и сняты с производства; авторы многих книг и справочников по проектированию не рекомендуют применять такие трансформаторы. Ответ на вопрос о шкале номинальных мощностей трансформаторов неоднозначен. Наш расчет показал экономическую целесообразность использования трансформатора мощностью 32000 кВА. В книге (3) демонстрируются преимущества старой шкалы 1,35 в отличие от 1,6 (введена в 1961 г.).
При наличии соответствующей информации завода-изготовителя можно принять к рассмотрению трансформаторы мощностью 32 МВА.
Устанавливаем на подстанции два трансформатора:
ТДН — 32000/110.
Для подстанции №1 (при условии роста 8500 кВт) можно установить трансформаторы такого же типа.
В настоящее время на практике редко встречаются случаи применения двухобмоточных трансформаторов, основное применение находят трехобмоточные трансформаторы или трансформаторы с расщепленной обмоткой.
Поэтому примем к рассмотрению вариант с установкой трансформаторов с расщепленной обмоткой типов:
Тип
Номинальная
мощность
Номинальное
напряжение
Потери, кВ
Напряжение
К.З
Ток
хх
Стоимость, тыс. руб
ВН
НН
хх
Кз
Строит.
работы
Монтаж
Обор
Общ
ТРДН-32000/110
32000
115
6,3-6,3
32
145
ВН-НН 10,5
НН — НН 15
0,7
96,54
31
391,43
—
ТРДН -40000/110
40000
115
6,3-6,3
42
175
ВН-НН 20
НН — НН 30
0,65
96,54
31
424,32
—
Стоимость оборудования увеличивается пропорционально данным стоимости трансформаторов, коэффициент роста равен примерно 1,3.
Определим потери мощности
1 вариант
2 вариант
1 вариант
2 вариант
продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--На рассматриваемом предприятии потребители в основном относятся ко 2-3 категории, с преимущественным преобладанием второй.
Следовательно, схема питания по одиночной магистрали нецелесообразна.
Поэтому выбор осуществлялся между радиальной и схемой с двумя сквозными магистралями.
В силу того, что неизвестно точное расположение корпусов, а также количество заданных потребителей относительно небольшое, решающее преимущество получила радиальная схема.
В практике проектирования и эксплуатации редко применяют схемы внутризаводского распределения электроэнергии, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Сочетание преимуществ тех и иных схем позволяет создать систему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.
Для РУ 6, 10 и 35 кВ широко используют схему с одной секционированной системой шин.Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы внутризаводского распределения электроэнергии.
В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат (разъединитель или выключатель) отключен.
Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности.
Для устройства РУ 6-10 кВ используют комплектные распределительные устройства (КРУ) двух исполнений: выкатные и стационарные (типов КСО и др.). КРУ состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными, защитными приборами и вспомогательными устройствами.
Шкафы КРУ изготовляют на заводах, и с полностью собранным и готовым к работе оборудованием они поступают на место монтажа. Здесь шкафы устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели.
Выкатные КРУ рекомендуется применять для наиболее ответственных электроустановок с большим числом камер (15-20), где требуется быстрая замена выключателя. Для ремонта и ревизии выключателя его выкатывают с помощью тележки, на которой он установлен, и заменяют другим.
Для открытой установки вне помещения выпускают комплектные распределительные устройства серии КРУН. Шкафы этих устройств имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнений, однако они не предназначены для работы в среде, опасной в отношении пожара и взрыва, а также в среде с химически активными газами, токопроводящей пылью и влажностью воздуха более 80 %. КРУН выполняют со стационарной установкой выключателя или с выключателем выкатного исполнения. Так же, как КРУ, они разработаны для схемы с одной системой шин.
Простое исполнение и невысокая стоимость камер КСО создают им преимущества по сравнению с более дорогими камерами серии КРУ. Поэтому их целесообразно применять на подстанциях небольшой и средней мощности.
В задание на проектирование входит реконструкция распредустройства КСО, следовательно, работа будет вестись в направлении замены камер КСО.
Магистральная схема питания в нашем случае невыгодна по соображениям надежности. Двойные сквозные магистрали использовать в данном случае также нецелесообразно, так как при отключении головного выключателя вторая магистраль теряет питание, приходится переходить на работу с одной магистралью. Учитывая большую мощность трансформаторов, данный переход может привести к аварийной ситуации (к одной магистрали можно подключить 2-3 трансформатора мощностью 1600 кВА).
Итак, окончательный выбор сводится к использованию радиальной схемы с3 КТП и РУ-6 кВ с камерами КСО.
Фактически при выборе трансформаторов пришлось руководствоваться удельной нагрузкой предприятия, но в данных условиях это является наиболее целесообразным шагом. Поэтому выбор мощности трансформаторов КТП 1600 кВА является на этапе учебного проектирования оптимальным вариантом.
1.7.Выбор токоведущих частей и расчет токов короткого замыкания
Выбор кабелей от ЗРУ подстанции до проектируемого распределительного устройства 6 кВ.
Выбираем кабель для прокладки в земле марки ААПл — кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим) составом, бронированный круглыми стальными оцинкованными проволоками (защитный покров типа Пл)
Расчетная мощность проектируемого распредустройства с учетом коэффициента разновременности составляет:
Pрасч= 5549 кВт; Qрасч= 4462 кВАр.
С учетом компенсации:
В задании на проектирование указаны максимальный и минимальный токи короткого замыкания. По максимальному току производится проверка электротехнического оборудования на электродинамическое и термическое действие, по минимальному — работоспособность релейной защиты и автоматики.
Так как расчет релейной защиты и автоматики не входит в задание, расчетный ток короткого замыкания на шинах распредустройства подстанции примем 8,5 кА. Будем считать ЭДС источника постоянной. Тогда действующее значение сверхпереходного тока короткого замыкания будет равно действующему значению установившегося тока короткого замыкания, то есть:
Определим приведенное время короткого замыкания, для этого примем время действиязащиты 1,2 с (линия от ПС до РУ -6 кВ).
1. Определим сечение линии по нагреву:
продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--x*расч= 0,6 (по таблицам справочников).
Учитывая тот факт, что сверхпереходные значения токов короткого замыкания для двух источников одинаковы, следовательно, и мощности питающих систем одинаковы. Очевидно, что источники работают параллельно при отключенных секционных разъединителях[1], следовательно, будем рассматривать работу двух источников раздельно.
Определим ток короткого замыкания в точке К1:
Определяем сопротивление системы:
За значение базисной мощности в электроустановках напряжением выше 1 кВ рекомендуется принимать Sб= 10000 МВА.
Uб= 6,3 кВ.
Определяем базисный ток:
Кабельная линия от ЗРУ подстанции до проектируемого распредустройства:
Определим сопротивление системы:
Действительно, если проверить кабель(от ПС до РУ) на термическую стойкость по данному значению то минимальное сечение будет несколько меньше, чем рассчитанное выше.
Определим постоянную времени:
Ку= 1,351
Определим ток короткого замыкания в точке К2(для КТП №1).
Предварительно по нагреву был выбран кабель марки ААШВсечением 150 мм
Для этого кабеля определим (по таблицам справочников или из технических данных) удельные активные и реактивные сопротивления:
Rуд150= 0,206 Ом/км; Xуд150= 0,074 Ом/км.
Определим ток короткого замыкания на выводах высшего напряжения трансформатора:
Определим суммарное сопротивление до точки К2:
Активные сопротивления учитывались в обоих случаях, так как не выполнялось условие: R*X*/3.
Ток короткого замыкания в точке К2:
Постоянная времени:
Ударный коэффициент:
Ударный ток короткого замыкания:
Время действия защиты для РУ -6 кВ (ступень селективности) примем равным 0,5с.
Собственное время отключения выключателя примем 0,015с (для выключателя ВВ/TEL).
Действительное время К.З составит:
Приведенное время для апериодической составляющей составит приблизительно 0,05 с.
Для систем с источниками питания, ЭДС которых неизменна во времени, можно считать, что tп.п= tд.
Таким образом, приведенное время К.З:
.
Минимальное сечение по условию нагрева током короткого замыкания:
Ближайшее меньшее стандартное сечение: 50 мм2.
По экономической плотности тока:
Стандартное ближайшее сечение 150 мм2.
По потере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины.
Таким образом, выбираем кабель ААШв3ģ150 — 6.
Кабель работающий параллельно к двухтрансформаторной КТП №1 выбирается аналогично.
Произведем выбор кабелей к КТП №2 и КТП №3.
Определим расчетные токи для кабелей в случае выхода из строя одного из трансформаторов:
Для КТП №2:
Для КТП №3:
Отметим, что расчетные мощности для КТП даны с учетом потерь в трансформаторах, причем в аварийном режиме потери возрастают пропорционально квадрату коэффициента загрузки. Учет потерь не вносит в расчет и выбор токоведущих частей каких — либо значительных изменений, поэтому на этапе курсового проектирования их можно было и не учитывать.Итак, выбираем кабель ААШв3ģ150 — 6.
Определим токи короткого замыкания в точках К3.
Постоянная времени:
Ударный коэффициент:
Ударный ток короткого замыкания:
Определим токи короткого замыкания в точках К4.
Постоянная времени:
Ударный коэффициент:
Ударный ток короткого замыкания:
Проверяем выбранные кабели на термическую устойчивость:
Минимальное сечение для кабеля второй КТП по условию нагрева током короткого замыкания определяется аналогично выбору термически стойкого сечения для КТП №1.
Ближайшее меньшее стандартное сечение: 50 мм2.