Учебная работа. Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Оглавление

Введение
1. Начальные данные для проектирования
2. Расчет электронных нагрузок КТП
2.1 Расчет электронной сети напряжением выше 1 кВ
2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-859 с учётом компенсации реактивной мощности
2.3 Выбор высоковольтных кабельных линий
2.4 Выбор высоковольтной аппаратуры
2.5 Расчет сети напряжением до 1 кВ
2.6 Выбор проводников и пускозащитной аппаратуры
2.7 Выбор троллейных линий
3. Промышленная сохранность при обслуживании электроустановок
Заключение
Литература

Введение

Задачей курсового проекта является расчёт электрооборудования распределительной подстанции 854-6кВ, также трансформаторной подстанции (859-0,4кВ). Трансформаторная подстанция питает оборудование поверхности шахты.

Распределительной подстанцией (РП) именуется подстанция, получающая питание напряжением 6 — 10 кВ (в редчайших вариантах 35 кВ) от главной понизительной подстанции и распределяющая энергию на этом же напряжении 6 — 10 кВ по отдельной части объекта, т.е. по ТП компании включая и питание больших ЭП на 6 и 10 кВ.

Комплектной трансформаторной подстанцией (КТП) именуется подстанция, состоящая из трансформаторов, блоков комплектных распределительных устройств и остальных частей, поставляемая стопроцентно в собранном либо отчасти собранном и приготовленном для сборки виде.

В первом разделе курсового проекта рассмотрены общие сведения о предприятии, короткая черта электрооборудования и электроснабжение рассматриваемых электроустановок.

Во 2-м разделе произведен расчет электронных нагрузок КТП способом упорядоченных диаграмм; выбраны силовые трансформаторы КТП с учетом компенсации реактивной мощности; произведен выбор сечения жил кабеля; рассчитаны токи недлинного замыкания в сети напряжением выше 1 кВ; выбрана аппаратура распределительных устройств 6 кВ; рассчитано электронное освещение КТП; произведен расчёт кабельной сети 380 В; выполнен расчёт трехфазных и однофазных токов недлинного замыкания; выбрана коммутационная и защитная аппаратура согласно неопасной эксплуатации электрооборудования.

В конце объяснительной записки рассмотрен порядок проведения неопасной работы при обслуживании электроустановок, а так же приведено заключение и перечень использованных источников.

Представлен графический материал выполненный на отдельных листах (формат А1 и А4):

— принципная схема электроснабжения ЦРП-854;

— принципная однолинейная схема электроснабжения ТП — 859.

Начальные данные для проектирования

Задание на курсовой проект по дисциплине «Электроснабжение отрасли» по теме «Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)».

ЦРП-854 размещается в надшахтном здании СС ШК, представляет собой две секционированные системы шин на напряжением 6 кВ. Для ввода резерва предвидено устройство АВР. От каждой секции шин питаются по семь выпрямительных трансформаторов для привода шахтных подъемных машин «Север» и «Юг» соответственно. Шест трансформаторов 6/0,95 кВ и мощностью 1550 кВА, а один трансформатор 6/0,31 кВ мощностью 315 кВА. Крайний трансформатор питает выпрямитель, который подключен к ротору подъемной машинки, а другие — преобразователи частоты, что подают питание на статор. Установленная мощность асинхронных движков подъемных машин составляет 4,6 МВт.

В связи с внедрением преобразователей частоты, на ЦРП также установлены резонансные фильтры 5, 7, 11 и 23-ей гармоник для обеспечения свойства напряжения у других потребителей.

Также от ЦРП получают питание две трансформаторные подстанции: ТП-859Т, с 2-мя трансформаторами ТС-1600 кВ, и ТП-859, с 2-мя трансформаторами ТМЗ-1000 кВА. ТП-859Т служит для обеспечения питанием потребителей 0,4 кВ подъемов, также примыкающих к зданию подъемных установок цеха. Длина кабеля до ТП составляет 100м. ТП-859 служит для питания потребителей РМЦ также маленьких близкорасположенных спостроек (гаражи, мачты, дежурные будки) длина кабеля до ТП составляет 90 м.

Пользователи ТП-859 приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Состав потребителей ТП-859

Наименование механизма либо агрегата

Кол-во

Руст, кВт

Станок фрезерный

Станок токарный

Автоматическая линия

вентилятор

Насос

Автоматическая линия

Машинка дуговой сварки

176 кВА

Электропечь сопротивления

Мостовой кран (5 т)

Транспортер

Произвести расчет электронных нагрузок трансформаторной подстанции способом упорядоченных диаграмм. Установленную мощность движков, работающих в повторно-кратковременном режиме привести к долговременному режиму работы.

По данным расчета электронных нагрузок избрать число и мощность, с учетом компенсации реактивной мощности, силовых трансформаторов ТП-859. Проверить избранную мощность трансформаторов на периодическую нагрузку и аварийные перегрузки.

Произвести выбор сечения жил кабелей напряжением выше 1 кВ: по допустимому нагреву долгим током перегрузки, по экономической плотности тока, по тепловой стойкости к току недлинного замыкания. Проверить избранные сечения жил кабелей по потере напряжения. Среднегодовую температуру вне помещений принять t= — 8,0 °С. Число часов максимума перегрузки в год Тмах = 5200 ч

Высчитать трехфазные токи недлинного замыкания на шинах ЦРП-854, на вводе насосов, силовых трансформаторов ТП-859.

Избрать высоковольтную аппаратуру распределительных устройств на ЦРП-854 напряжением выше 1 кВ.

Высчитать низковольтную сеть напряжением до 1кВ, запитанную от подстанции ТП-859. Освещение ТП высчитать способом коэффициента использования. электронный подстанция высоковольтный трансформатор

Освещение комплектной трансформаторной подстанции выполнить светильниками ДРЛ, размеры ТП-859: ширина А = 20 м; длина В = 22 м, рабочая высота h= 2,6 м, коэффициент припаса К = 1,5.

Избрать магистральные и распределительные шины на секциях подстанции ТП-859, проверить их на динамическую стойкость к токам недлинного замыкания. Принять длину магистрального шинопровода 3 м, распределительного шинопровода 6 м.

Среда помещения ТП-859 обычная, среднегодовая температура t= 25 °С. Избрать сечение жил и число кабелей по допустимому нагреву долгим током перегрузки, проверить сечения жил кабелей на соответствие аппарата защиты. Проверить сечения жил кабелей, питающих большие электродвигатели от I и II секции ТП-859 по потере напряжения. Высчитать трехфазные и однофазные токи недлинного замыкания на шинах ТП-859, на вводе электропотребителей.

1. Общие сведения о предприятии

1.1 Короткая черта оборудования

Состав потребителей ЦРП:

Двенадцать трансформаторов ТРМП-6/1550 кВА

Два трансформатора ТРМП-6/315 кВА

Выпрямительные трансформаторы служат для питания 2-ух подъемных машин общей мощностью 2х4600 кВт

Два трансформатора ТС-1600/6

Два трансформатора ТСЗ-1000/6

Состав потребителей КТП:

Наименование Кол-во Руст, кВт

Станок фрезерный 12 22

Станок токарный 9 30

Автоматическая линия 3 64

вентилятор 8 15

Насос 3 25

Автоматическая линия 1 66

Машинка дуговой сварки 4 176 кВА

Электропечь сопротивления 4 98

Электропечь сопротивления 1 99

Мостовой кран (5 т) 2 20

Транспортер 5 9

1.2 Электроснабжение компании

Таблица 1.2 Начальные характеристики приводных движков

Заглавие ЭП

К-во

Р, кВт

Данные электродвигателей

Тип мотора

Рн, кВт

Iном, А

U, кВ

Iпус, А

n, о/мин

з, %

cosц

Станок токарный

АИР180S4

42,5

0,38

297,5

1500

90,5

0,87

Станок фрезерный

АИР180M4

0,38

399

1500

0,87

Автоматическая линия

АИР315M10

155

0,38

930

600

92,5

0,8

вентилятор

АИР160S2

0,38

225

3000

0,86

Насос

АИР180M4

0,38

399

1500

0,87

Автоматическая линия

АИР315M10

155

0,38

930

600

92,5

0,8

Мостовой кран

подъем груза

MTF411-6

29,9

0,38

—

1000

83,5

0,73

передв. телеги

2,2

MTF012-6

2,2

7,7

0,38

—

1000

0,68

передв. крана

7,5

MTF211-6

7,5

21,1

0,38

—

1000

0,7

Транспортёр

АИР132M4

22,2

0,38

166,5

1500

88,5

0,85

2. Электроснабжение и электрооборудование ЦРП-854
2.1 Расчет электронной сети напряжением выше 1 кВ

Расчет электронных нагрузок ТП 859

Электропотребители РМЦ ПРМУ:

— станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 2 шт;

— станок токарный, Рн = 30 кВт, 1 шт;

— вентилятор, Рн = 15 кВт, 2 шт;

— эл. печь сопротивления, Рн = 99 кВт, 1 шт;

— транспортер, Рн = 11 кВт, 2 шт;

Общая мощность УРн = 177 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

(2.1)

Графа 7. Из таблицы 5 [1] коэффициент использования Ки= 0,12 для фрезерного станка. Коэффициент использования Ки = 0,12 для токарного станка, 0,65 для вентилятора, 0,5 для печи сопротивления, 0,4 для транспортера.

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

(2.2)

Аналогично, tg ф для вентиляторов — 0,8, для печей сопротивления — 0,3, для трансфортера — 0,9.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн, (2.3)

Для фрезерных станков, вентиляторов, печей сопротивления и транспортера:

Рсм = 0,12 · 2· 44 = 6,16 кВт.

Рсм = 0,12 · 1 · 30 = 4,2 кВт

Рсм = 0,65 · 2· 30 = 19,5 кВт.

Рсм = 0,5 · 1 · 99 = 79,2 кВт

Рсм = 0,4 · 2· 22 = 8,8 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

Qсм = Рсм · tg ф, (2.4)

Qсм = 6,16 · 1,7 = 10,65 квар.

Qсм = 4,2 · 1,7 = 7,26 квар.

Qсм = 19,5 · 0,8 = 14,62 квар.

Qсм = 79,2 · 0,3 = 26,13 квар.

Qсм = 8,8 · 0,9 = 7,74 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем действенное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,7

Графа 14. Наибольшая активная получасовая перегрузка от силовых ЭП узла, работающих с переменным графиком перегрузки, определяется:

Рм =4,09· Рсм = 201,15 кВт.

Графа 15. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм =1· Qсм = 66,42 квар.

Графа 16. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА (2.5)

Графа 17. Наибольший ток 1м, нужен для выбора сечения проводников по условиям нагрева токами перегрузки определяем по формуле 2.6:

А (2.6)

Пиковый ток 1п, нужен для выбора аппаратов. Пиковый ток для группы движков определяется при количестве ЭП выше 5 (при п > 5)

определяем по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 495 + (321,85 — 0,4 · 99) = 777,25 A, (2.7)

где Iм — ток наибольшей перегрузки всех ЭП;

Ku — средневзвешенное

Iнм — номинальный ток мотора (приведенный к ПВ = 100%) с большим пусковым током находим по формуле 2.8:

А (2.8)

где in.м — пусковой ток мотора большей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 99 = 495 А; (2.9)

В таблице электроприемники неизменного режима работы обозначены Группа Б, а переменного — группа А.

Рис. 1 Электроприемники неизменного и переменного режима работы

Электропотребители ЯБПВУ

— станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 4 шт;

— автоматич линия, Рн = 75 кВт, 2 шт;

— вентилоятор, Рн = 15 кВт, 2 шт;

— мочтовой кран, Рн = 21,7 кВт, 1 шт;

— транспортер, Рн = 11 кВт, 2 шт;

Общая мощность УРн = 212 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

Графа 7. Из справочной литературы коэффициент использования Ки = 0,12 для фрезерный станков, коэффициент использования Ки = 0,3 для автоматич. линий, 0,05 для мостовых кранов, 0,4 для транспортеров.

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

Аналогично определяем tg ф для остальных электроприемников: автоматическая линия — , tg ф = 0,5, вентилятор — tg ф = 0,8, мостовой кран — tg ф = 1,7, транспортер — tg ф = 0,9.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн,

Рсм = 0,12 · 4· 22 = 12,32 кВт.

Рсм = 0,3 · 2 · 75 = 48,75 кВт

Рсм = 0,65 · 2· 15 = 19,5 кВт.

Рсм = 0,05 · 1 · 21,7 = 1,085 кВт

Рсм = 0,4 · 2· 11 = 8,8 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

Qсм = Рсм · tg ф,

Qсм = 12,32 · 1,7 = 21,31 квар.

Qсм = 48,75 · 0,5 = 23,4 квар.

Qсм = 19,5 · 0,8 = 14,62 квар.

Qсм = 1,085 · 1,7 = 1,87 квар.

Qсм = 8,8 · 0,9 = 7,74 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем действенное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,64

Рм =1,64· Рсм = 228,53 кВт.

Графа 15. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм =1· Qсм = 92,35 квар.

Графа 16. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Наибольший ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 712 + (374,5 — 0,3 · 247) = 1012,4 A,

где Iм — ток наибольшей перегрузки всех ЭП;

Ku — средневзвешенное

Iнм — номинальный ток мотора (приведенный к ПВ = 100%) с большим пусковым током находим по формуле 2.8:

где in.м — пусковой ток мотора большей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 6,7 = 33,5 А;

Электропотребители 1ЩСУ-7

— Станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 3 шт;

— Станок токарный, Рн = 30 кВт, 4 шт;

— Автоматич.линия, Рн = 75 кВт, 1 шт;

— вентилятор, Рн = 15 кВт, 1 шт;

— машинка дуговой сварки, Рн = 88 кВт, 1 шт;

Общая мощность УРН = 364 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

(2.1)

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

(2.2)

Аналогично, tg ф для вентиляторов — 0,8, для печей сопротивления — 0,3, для тмашины дуговой сварки — 1,7.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн,

Рсм = 0,12 · 3· 22 = 9,24 кВт.

Рсм = 0,12 · 4 · 30 = 16,8 кВт

Рсм = 0,3 · 1· 75 = 48,75 кВт.

Рсм = 0,65 · 1 · 15 = 9,75 кВт

Рсм = 0,35 · 1· 88 = 30,8 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

Qсм = Рсм · tg ф,

Qсм = 9,24 · 1,7 = 15,98 квар.

Qсм = 16,8 · 1,7 = 29,06 квар.

Qсм = 48,75 · 0,5 = 23,4 квар.

Qсм = 9,75 · 0,8 = 7,31 квар.

Qсм = 30,8 · 1,7 = 53,28 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем действенное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,82

Рм =1,82 Рсм = 210,63 кВт.

Графа 15. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм =1· Qсм = 129,04 квар.

Графа 16. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Наибольший ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 712 + (375,31 — 0,35 · 247) = 1012,4 A,

где Iм — ток наибольшей перегрузки всех ЭП;

Ku — средневзвешенное

Iнм — номинальный ток мотора (приведенный к ПВ = 100%) с большим пусковым током находим по формуле 2.8:

где in.м — пусковой ток мотора большей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 6,7 = 33,5 А;

Электропотребители 1ЩСУ-6

— станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 1 шт;

— автоматич.линия, Рн = 75 кВт, 1 шт;

— вентилятор, Рн = 15 кВт, 3 шт;

— насос, Рн = 30 кВт, 3 шт;

— мостовой кран, Рн = 21,6 кВт, 1 шт;

— транспортер, Рн = 11 кВт, 1 шт;

Общая мощность УРН = 219,7 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

(2.1)

Графа 7. Из таблицы 5 [1] коэффициент использования Ки= 0,12 для фрезерного станка. Коэффициент использования Ки = 0,3 для автоматической полосы, 0,65 для вентилятора, 0,7для насоса, 0,4 транспортер.

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

(2.2)

Аналогично, tg ф для вентиляторов — 0,8, для насосов — 0,6, для транспортеров — 0,9.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн,

Рсм = 0,12 · 1· 22 = 3,08 кВт.

Рсм = 0,3 · 1 · 75 = 48,75 кВт

Рсм = 0,65 · 2· 15 = 19,5 кВт.

Рсм = 0,7 · 2 · 30 = 42 кВт

Рсм = 0,05 · 1· 21,7 = 1,085 кВт.

Рсм = 0,04 · 1· 11 = 4,4 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

Qсм = Рсм · tg ф,

Qсм = 3,08 · 1,7 = 5,32 квар.

Qсм = 48,75 · 0,5 = 23,4 квар.

Qсм = 19,5 · 0,8 = 14,62 квар.

Qсм = 42 · 0,7 = 26,04 квар.

Qсм = 1,085 · 1,7 = 1,87 квар.

Qсм = 4,4 · 0,9 = 3,87 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем действенное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,59

Рм =1,59 Рсм = 189,53 кВт.

Графа 15. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм =1· Qсм = 75,24 квар.

Графа 16. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Наибольший ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 712 + (309,77 — 0,35 · 247) = 845,4 A,

где Iм — ток наибольшей перегрузки всех ЭП; Ku — средневзвешенное ток мотора (приведенный к ПВ = 100%) с большим пусковым током находим по формуле 2.8:

где in.м — пусковой ток мотора большей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 6,7 = 33,5 А;

Электропотребители первой секции

Ко 2-ой секции присоединены пользователи освещение дороги ТОФ, осветительная мачта, 1ЩСУ-6, ЯПБВУ, блок охраны.

Общая мощность УРН = 1420 кВт.

Графа 5. Находим показатель силовой сборки:

Графы 12 и 13. Потому что в группе наиболее 75 % электроприемников с неизменным графиком работы, то действенное количество ЭП пэ и Км не рассчитываем.

Графа 14. Наибольшая активная получасовая перегрузка от силовых ЭП узла, работающих с неизменным графиком перегрузки, определяется:

Рм = Рсм = 876 кВт.

Графа 15. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм = Qсм = 772 квар.

Графа 16. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Наибольший ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 540 + (1774 — 0,9 · 108) = 2026 A,

iHM — номинальный ток мотора по формуле 2.8:

где in.M — пусковой ток мотора большей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 ·108 = 540 А;

Электропотребители 2-ой секции

Ко 2-ой секции присоединены пользователи РМЦ ПРМУ, !ЩСУ-7, МКСБ, лебедка дєп-45. Общая мощность УРН = 1270 кВт.

Графа 5. Находим показатель силовой сборки:

Рм = Рсм = 738 кВт.

Графа 15. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм = Qсм = 685 квар.

Графа 16. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Наибольший ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 540 + (1529 — 0,4 · 108) = 2026 A,

iHM — номинальный ток мотора по формуле 2.8:

где in.M — пусковой ток мотора большей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 ·108 = 540 А;

Электропотребители КТП

Общая мощность УРН = 2690 кВт.

Графа 8. Находим показатель силовой сборки:

Графы 11 и 12. Потому что в группе наиболее 75 % электроприемников с неизменным графиком работы, то действенное количество ЭП пэ и Км не рассчитываем.

Графа 13. Наибольшая активная получасовая перегрузка от силовых ЭП узла, работающих с неизменным графиком перегрузки, определяется:

Рм = Рсм = 1310 кВт.

Графа 14. Очень реактивная получасовая перегрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

Qм = Qсм = 618 квар.

Графа 15. Наибольшая полная получасовая перегрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 16. Наибольший ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм — Ku · iнм) = 845 + (2201 — 0,9 · 169) = 3263 A,

Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

Расчётная полная перегрузка силовых и осветительных ЭП ТП определяется:

кВА (2.14)

Из граф 13 и 14 таблицы 2.1 для I и II секций:

Рр.м=1310 кВт; Qp.м= 618 квар;

Spм = = 1349 кВА;

где Spм — расчётная наибольшая перегрузка на один трансформатор. За ранее мощность трансформатора ТП определим по формуле

кВА

где соsф = 0,89 из таблицы 2.1;

Ят1 — коэффициент допустимой перегрузки, по таблицы 143 [1],

Ят1 = 0,76,

Рcм — расчётная мощность за очень загруженную смену,

Рcм = 1310 кВт.

По таблице 144 [1] принимаем комплектно трансформаторную подстанцию с 2-мя трансформаторами типа ТМЗ — 1000/10. ТМЗ — трансформатор масляный герметизированный, с естественным масляным остыванием, с защитой с помощью азотной подушечки, без расширителя.

Из таблицы 138 [1] укажем техно характеристику ТМЗ — 1000/10:

S = 1000 кВA; UB.H = 10 кВ; UH= 0,4 кВ; Рх х= 1680 Вт; Р кз = 11480 Вт; uкз= 5,65 %; 1х.х=0,88%.

В период загрузки трансформатора расчётной наибольшей мощностью:

кВА

загрузка трансформатора расчётной наибольшей мощностью в обычном режиме:

где Рт.2 — очень допустимая периодическая перегрузка, из таблицы 141 [1] (числитель);

Рт.2 = 1,29 для трансформатора с масляным остыванием при, t = 6 часов.

При аварийном выходе из строя 1-го трансформатора, при отключенной перегрузке III группы:

кВА

Рр..м. = составляют 1012 кВт;

где cos фсм = 0,89,

По таблице 141 [1] при t2 = 6 ч при в1 = 0,75; в т2 = 1,3 (знаменатель).

Трансформатор выдержит аварийную перегрузку длительностью

t2 = 6 ч в течении 5 суток при работе ЭП I и П категорий.

Определим утраты мощности в трансформаторах ТП типа ТМЗ-1000/10.

Активные и реактивные утраты мощности в трансформаторе:

ДРт= ДРхх+ в2· ДРкз, ДQт= ДQхх+ в2· ДQкз, (2.16)

где ДРх.х, ДРк.з — утраты холостого хода (Х.Х) и недлинного замыкания (К.З), соответственно из таблицы 138 [1]:

ДРх х = Рхх = 1680 Вт = 1,68 кВт;

ДРк.з= Ркз, = 11480 Вт = 11,48 кВт;

где uк — напряжение недлинного замыкания трансформатора, %. ик = 4,5 % из таблицы 138 [1];

Тогда: в=0,85

ДРт= 1,68+ 0,952· 11,48=12,08

ДQт= 8,8+ 0,952· 55,6=59,19,

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-859 с учётом компенсации реактивной мощности

Выберем число трансформаторов для ТП.

Экономически наилучшее число трансформаторов:

Это соблюдается при в=0,7 и N=2.

Потому что в цеху имеются приемники 2-ой и первой группы, принимаем к установке двухтансформаторную подстанцию.

Малая мощность трансформаторов:

где в — коэффициент загрузки трансформаторов.

Принимая коэффициент загрузки 0,75 избираем трансформаторы ТМ-100 10/0,4 кВ. Реактивная мощность, которую целенаправлено пропустить через трансформатор в сеть напряжением до 1000 В:

квар;

1-ая составляющая мощности батареи конденсаторов в сети напряжением до 1000 В:

квар;

Потому что Qнк1 фактически равна расчетной реактивной перегрузке, то суммарная реактивная мощность КУ в сети низкого напряжения:

Qнк = Qнк1=640 квар.

По Qнк избираем обычные компенсирующие устройства КУ типа 7хУКМ-58-0,4-100 мощностью 100 квар.

Настоящий коэффициент загрузки трансформатора с учётом КУ:

2.3 Выбор высоковольтных кабельных линий

Рассчитаем и выберем сечение кабельной полосы (КЛ) по экономической плотности тока.
Кабели питающие ТП 859 подключены к различным шинам 10 кВ РП. Сечение кабелей выбирается по экономической плотности тока:
,
где — ток обычного режима работы, А , — финансовая плотность тока, А/мм2.
Потому что годичное внедрение часов максимума перегрузки составляет 3500 часов, то для бронированных кабелей с дюралевыми жилами jе = 1,4 А/мм2.
Расчетный ток в подстанции в обычном и послеаварийном режимах:
А
А
Тогда экономически целесообразное сечение рассчитывается как:
Наиблежайшее обычное сечение 50 мм2. Принимаем высоковольтный кабель ААШв с дюралевыми жилами, с картонной пропитанной изоляцией, в дюралевой оболочке с шлангом защитным из пластмасса ААШв(3х50), допустимый ток 140 А.
Проверим выбранное сечение по допустимому току.
Проверяем кабель по нагреву в послеаварийном режиме работы в случае выхода со строя 1-го из кабелей и необходимости питания всей перегрузки по одному:
где — ток послеаварийного режима, А , — допустимый ток, А.
,
где k1 = 1 — коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды (считаем, что температура земли не различается от обычной = 20оС) k2 = 1 — коэффициент, учитывающий число проложенных в земле кабелей (прокладывается 1 кабель в одной траншее); k3 — коэффициент, учитывающий допустимая перегрузка в послеаварийном режиме, k3 = 1,25 (6 часов в день в течение 5 дней).
ток в послеаварийном режиме
80,9<175 (А) — условие производится
Проверим сечение кабельной полосы на стойкость к действию токов недлинного замыкания. Проверяем кабельную линию на тепловую стойкость при протикании токов недлинного замыкания:
,
где Fmin — малое сечение проводника, отвечающее требованию его тепловой стойкости при маленьком замыкании, мм2.
,
где Iкз — ток КЗ, А; tоткл — время протекания тока КЗ, с; Tа — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, равная для распределительных сетей напряжением 10 кВ 0,01 с , С — неизменная, определяемая зависимо от данной ПУЭ конечной температуры нагрева жил и напряжения. Для кабелей с картонной пропитанных изоляцией при напряжении 10 кВ С = 145 А • с-1/2 /мм2 .
Согласно ПУЭ время деяния тока КЗ состоит из времени деяния главный релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tоткл.в. .Принимаем, что кабели подключены к РП через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10-12,5/630 У2 по tоткл.в. = 0,1 с. время деяния релейной защиты принимаем равным t = 0,3 с. Тогда:
;
;
Выберем окончательное сечение кабельной полосы.
Кабель проходит по всем проверкам. совсем принимаем питание КТП кабелями марки ААШв -3Ч50, Iдоп = 140 А, r0 = 0,641 Ом/км; x0 = 0,06 Ом/км, L=700 м.
Проверим кабельную линию по условию падения напряжения — ДU, %. Принимаем cosц=0,71.
Избираем сечение жил кабеля, питающего преобразовательный трансформатор 1550 кВА.
Потому что годичное внедрение часов максимума перегрузки составляет 5000 часов, то для бронированных кабелей с дюралевыми жилами jе = 1 А/мм2.
Расчетный ток в подстанции в обычном и послеаварийном режимах:
А
А
Тогда экономически целесообразное сечение рассчитывается как:
Наиблежайшее обычное сечение 96 мм2. Принимаем высоковольтный кабель ААШв с дюралевыми жилами, с картонной пропитанной изоляцией, в дюралевой оболочке с шлангом защитным из пластмасса ААБ(3х95), допустимый ток 210 А.
Проверим выбранное сечение по допустимому току.
Проверяем кабель по нагреву в послеаварийном режиме работы в случае выхода со строя 1-го из кабелей и необходимости питания всей перегрузки по одному:
где — ток послеаварийного режима, А , — допустимый ток, А.
,
где k1 = 1 — коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды (считаем, что температура земли не различается от обычной = 20оС) k2 = 1 — коэффициент, учитывающий число проложенных в земле кабелей (прокладывается 1 кабель в одной траншее); k3 — коэффициент, учитывающий допустимая перегрузка в послеаварийном режиме, k3 = 1,25 (6 часов в день в течение 5 дней).
ток в послеаварийном режиме
190<275 (А) — условие производится
Проверим сечение кабельной полосы на стойкость к действию токов недлинного замыкания. Проверяем кабельную линию на тепловую стойкость при протикании токов недлинного замыкания:
,
где Fmin — малое сечение проводника, отвечающее требованию его тепловой стойкости при маленьком замыкании, мм2.
,
где Iкз — ток КЗ, А; tоткл — время протекания тока КЗ, с; Tа — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, равная для распределительных сетей напряжением 10 кВ 0,01 с , С — неизменная, определяемая зависимо от данной ПУЭ конечной температуры нагрева жил и напряжения. Для кабелей с картонной пропитанных изоляцией при напряжении 10 кВ С = 145 А • с-1/2 /мм2 .
Согласно ПУЭ время деяния тока КЗ состоит из времени деяния главный релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tоткл.в. .Принимаем, что кабели подключены к РП через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10-12,5/630 У2 по tоткл.в. = 0,1 с. время деяния релейной защиты принимаем равным t = 0,3 с. Тогда:
;
;
Выберем окончательное сечение кабельной полосы.
Кабель проходит по всем проверкам. совсем принимаем питание КТП кабелями марки ААБ -3Ч50, Iдоп = 210 А, r0 = 0,341 Ом/км; x0 = 0,06 Ом/км, L=27 м.
Проверим кабельную линию по условию падения напряжения — ДU, %. Принимаем cosц=0,71.
Расчет КЗ высоковольтной сети
Вычисление токов недлинного замыкания нужно для:
1) выбора аппаратов, шин, изоляторов и проверки их работы при маленьком замыкании.
2) выбора устройств ограничения токов недлинного замыкания.
3) проектирования релейной защиты и ее опции.
4) проектирования и расчета защитных заземлений.
В практических расчетах токов недлинного замыкания есть последующие допущения:
1. Считается, что трехфазная система симметрична.
2. Не учитываются переходные сопротивления в точке недлинного замыкания, другими словами куцее замыкание считается глухим.
3. Принимается, что в течение всего процесса недлинного замыкания ЭДС всех генераторов системы совпадает по фазе.
4. Не учитывается насыщение магнитных систем, что дозволяет считать неизменные, не зависящие от тока, индуктивные сопротивления всех частей короткозамкнутой цепи.
5. Намагничивающими токами силовых трансформаторов третируют.
6. Не учитываются емкости всех частей цепи.
Расчет токов недлинного замыкания проведен для нескольких точек (набросок 8.1):
1) точка К-1 за выключателем на высшей стороне ГПП;
2) точка К-2 на шинах ГПП;
3) точка К-3 за выключателем на РП;
4) точка К-4 на шинах ТП;
Принимаем последующие базовые условия: базовая мощность Sб=16 МВА; базовое напряжение Uб1=115 кВ.
Тогда базовое напряжение (кВ) других ступеней можно найти по выражению, кВ:

,
Базовые напряжения:
,
Рис. 2 Точки определения тока недлинного замыкания в сети
Базовый ток на 3-х ступенях напряжения определяется по выражению, кА:
. (
Базовые токи:
,
,
.
Расчет в относительных единицах при базовых критериях сопротивлений частей системы электроснабжения.
Сопротивления воздушной полосы 115 кВ:
,
.
где r0=0,422 Ом/км, x0=0,432 Ом/км — сопротивления 1 км длины воздушной полосы АС-70 по [4]; l — длина воздушной полосы, км.
Сопротивление трансформатора ГПП:
.

Сопротивление кабеля от ГПП до РП:
,
.
где RК, ХК — активное и индуктивное сопротивление кабельной полосы, Ом.
Сопротивление трансформатора ТП 3:
(
.
Определение расчетных характеристик асинхронного мотора 46 МВт .
Сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхронного мотора в его собственных относительных единицах, для приближенных расчетов можно принять:
Индуктивное сопротивление асинхронного мотора при принятых базовых критериях:
.
Сверхпереходная ЭДС мотора в номинальном режиме в собственных относительных единицах:

Расчет К.З. в точке К-1
Сопротивление от источника питания до точки недлинного замыкания:
,
где
— индуктивное сопротивление энергосистемы (при SКЗ=500 МВА).
,

Полное сопротивление до точки КЗ:

.
ток К.З.:
,
где — ЭДС энергосистемы.
Определим ударный ток КЗ в точке К-1.
Ударный коэффициент:
,
где , тогда
Ударный ток КЗ, кА:

Расчет К.З. в точке К-2
Сопротивление от источника питания до точки недлинного замыкания:
,

Полное сопротивление до точки КЗ:

ток К.З.:
,
Изначальное действующее значение тока КЗ от АД:
.

Потому что асинхронных движков четыре, и они одной модели, токи суммируются.
.
Суммарный ток недлинного замыкания в точке К-2:

Определим ударный ток КЗ в точке К-2.
Ударный коэффициент:
,
где , тогда .
Ударный ток КЗ, кА:

Ударный ток для асинхронных движков —
, [12], тогда:

Суммарный ударный ток в точке К-2:
.
Расчет КЗ в точке К-3.
Для точки К-3 пример расчета рассмотрен для полосы ГПП-РП.
Сопротивление от источника питания до точки недлинного замыкания:
,

Полное сопротивление до точки КЗ:

ток К.З.:
,

Суммарный ток недлинного замыкания в точке К-3:

Определим ударный ток КЗ в точке К-3.
Ударный коэффициент:
,
где , тогда
Ударный ток КЗ, кА:

Суммарный ударный ток в точке К-3:
.
Для точки К-4 (ТП 854).
Сопротивление от источника питания до точки недлинного замыкания:
,
Полное сопротивление до точки КЗ:
ток КЗ:
,
Определим ударный ток КЗ в точке К-4.
Ударный коэффициент:
,
где , тогда
Ударный ток КЗ, кА:

Расчет термического импульса в точках КЗ
Для проверки проводников на тепловую стойкость при маленьком замыкании пользуются понятием термического импульса Bk, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (время от времени его именуют импульсом квадратичного тока недлинного замыкания).
,
где Iпф — время; Ta — неизменная времени цепи недлинного замыкания. Расчетное время определяется [3]:
,
где tрс — время срабатывания релейной защиты (не наиболее 0,1 с); tсв — собственное время отключения выключателя (по каталогу), для современных выключателей оно не превосходит 0,1 с; n — количество ступеней селективности; — длительность ступени селективности.
.
Определяем величину термического импульса Bk:
Для ячейки ввода:
.
Для ячейки секционирования:
.
Для ячейки отходящих линий:
.
2.4 Выбор высоковольтной аппаратуры
Выбор выключателей 6 кВ. Выключатели выше 1000В, созданные для коммутации электронных цепей при обычных и аварийных режимах, также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
Выключатели выбираются по:
1) предназначению и роду установки;
2) по конструктивному выполнению;
3) по номинальному напряжению установки:
,
где — номинальное напряжение установки, кВ.
4) по долговременному току:
,
где — расчетный ток, выбирается из более неблагоприятного эксплуатационного режима, А;
5) по отключающей возможности:
,
где — предельный сквозной ток (действующее ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока), кА.
2) тепловую стойкость:
,
где — термический импульс тока недлинного замыкания по расчету, кА2·с; — предельный ток тепловой стойкости по каталогу, кА; — продолжительность протекания этого тока, с.
Определим токи для ячейки ввода, секционной ячейки и ячейки отходящих линий:
Для ячейки ввода:
,
Для ячейки секционирования:
,
Для ячейки отходящих линий:
,
где Sном — номинальная мощность трансформатора, кВА: К2 — коэффициент аварийной перегрузки, Smax — наибольшая мощность потребителей на подстанции, кВА; n — число отходящих линий НН,
Для ячейки ввода:
.
Для ячейки секционирования:
.
Для ячейки отходящих линий:
.
Результаты проверки выключателей сведены в таблицу 2.4.
Таблица 2.1 Проверка выключателей

Тип выключателя

Расчетные данные сети

Ячейка ввода

BB/TEL-10-31,5/1250У3

1250

—

3000

Ячейка секционирования

BB/TEL-10-25/630У3

630

—

1875

Ячейка отходящих линий

BB/TEL-10-25/630У3

630

—

1875

Условие проверки выключателей производится.
В качестве коммутационных аппаратов на подстанциях 6 кВ выбираются выключатели перегрузки ВНПу — 10/630 У3.
Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока. Трансформаторы тока предусмотрены для уменьшения первичного тока до значений, более комфортных для измерительных устройств и реле (5 А, пореже 1 А), также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высочайшего напряжения.
Ячейка ввода:
Наибольший расчетный ток ячейки ввода Iрасч = 964,85 А
Выбирается ТТ: ТЛК — 10-1000/5 с 2-мя вторичными обмотками для измерительных устройств и релейной защиты. Номинальная перегрузка такового трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет S2 = 10 ВА (z2 = 0,4 Oм). Кратность электродинамической стойкости kдин =74,5 , кратность тепловой стойкости kт = 47 , t = 3 с.
Избранный ТТ проверяется на электродинамическую устойчивость:
,
где Ilн -номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А; Ilн = 1000 А; Кдин — коэффициент динамической стойкости. Кдин = 74,5.
.
Тепловая устойчивость:

.
В незаземленных цепях довольно иметь ТТ в 2-ух фазах, к примеру в А и С. Определяется перегрузка на трансформаторы тока от измерительных устройств.
Данные сводятся в таблицу 10.9.
Из таблицы видно, что более загруженной является фаза А, ее перегрузка составляет S2приб = 4,1 ВА.
Таблица 2.2 Измерительные приборы

Наименование устройства

Тип

Перегрузка фазы А

Перегрузка фазы С

Амперметр

Э-377

0.1

—

Счетчик

ЕА

2·2

Итого:

—

4,1

Сопротивления устройств определяется по формуле:
,
где S2приб — полная мощность всех устройств, присоединенных к трансформатору тока, ВА.
.
Сопротивление соединительных проводов находятся по формуле:
,
где с — удельное сопротивление провода, Ом/(м·мм2); lрасч — расчетная длина проводов, м; g — сечение провода, мм2.
,
где m — коэффициент, зависящий от схемы включения, 1 — длина проводов.
При включении трансформаторов тока в неполную звезду m = .
Для подстанции принимаем 1 = 5 м.
.
Сопротивление дюралевого провода сечением 4 мм2 [10]:
с=0,03215 Ом/(м·мм2),
q = 4 мм2 ,
.
Полное сопротивление наружной цепи определяется по формуле:
,
где — сумма сопротивлений всех поочередно включенных обмоток устройств и реле, Ом; rпров — сопротивление соединительных проводов, Ом; rконт — сопротивление контактных соединений (0,05 Ом при 2-3х устройствах), Ом.
.
Нагрузку вторичной цепи трансформатора тока определяется по формуле:
,
.
.
Как следует, избранный ТТ проходит по всем характеристикам.
Для ячейки секционирования, ячейки отходящих линий расчет аналогичен, сводится в таблицу 2.6.
Таблица 2.3 выбор и проверка трансформаторов тока

Характеристики трансформатора

Условия выбора (проверки)

Расчетные данные

Типы ячеек

ввода

секционирования

отходящих линий

Тип трансформатора

Определяется серией ячейки

—

ТЛК-10-800/5

ТЛК-10-400/5

ТЛК-10-200/5

Номинальное напряжение

Uсном ? Uном

Uсном = 10 кВ

Номинальный ток, первичный

Iрасч ? I1н

Iврасч=762,87А
Iсрасч=381,43А

Iорасч=127,14А

800

400

200

Вторичный ток

I2н = 5 А

—

Класс точности

0,5?

—

0,5

Номинальная вторичная перегрузка

S2 ? Sном

Sном = 10 ВА

4,95

Динамическая устойчивость

iуд ? *kдин*I1н

iудв =13,350 кА
iудс =13,350 кА

iудо =12,236 кА

Тепловая устойчивость

(kт*I1н)2?Вк

Вк в =54,58
Вк с =44,78

Вк отх =33,25

1600

Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения. ТН предусмотрены для снижения ВН до обычного значения 100В либо 100/В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей ВН.
количество отходящих линий — 12. В согласовании с избранной схемой электронных соединений подстанции располагают нужные приборы.
Измерительные приборы, их количество, технические данные для удобства расчета вносятся в таблицу 2.7. Расчет ведется для более загруженной секции шин.
На каждой секции шин будет присоединено n отходящих линий:
n = 20/2 = 10.
На каждой секции шин устанавливается по 10 ячеек.
Вторичная перегрузка ТН приводится в таблице 2.7.
Таблица 2.4 Данные расчета и выбора ТН

Устройство

пространство установки

Тип

Мощн. 1-го устройства

cos?

sin?

Числ.приб.

Общая потребл. мощность, Р, Вт

Общая потребл. мощность, Q , Вт

Вольтметр

Секция

шин

Э335

—

Счётчик акт.- реакт. энергии

Ввод

10кВ

ЕА

0.38

0.925

10,5

Счётчик акт.- реак энергии

Отход.

линия

СА3-И674

СР4-И676

0,38

0,925

87,6

Счетчик активной энергии

ТСН

СА3-

И674

0.38

0.925

7,9

Итого:

106

.
Выбирается ТН типа НТМИ-10 УХЛ3.
S2н = 200 ВА при классе точности 0,5 [10].
Как следует, трансформаторы напряжения будут работать в избранном классе точности.
2.5 Расчет сети напряжением до 1 кВ
Выполним расчет для ТП 859, осветительные приборы примем Tornado PC T5 1x80W. Вычислим расстояние от осветительного прибора до рабочей поверхности, м:
Hр = 3,2 — 0,2 — 0,5=2,5 м,
Рассчитаем расстояние меж рядами осветительных приборов, м:
LB=л · h = 0,8 · 2,5 = 2 м
количество рядов осветительных приборов, шт.:
nB=B/LB=7/2=3;
Рассчитаем число осветительных приборов в ряду:
nA=B/LA=5/2=2 ;
Расчетный индекс помещения i:
i = (7 · 5) / (2,5 · (7+ 5))=1,16,
Коэффициент использования помещения, о.е.:
зп f = (КСС,i,с ) =75 %;
где зс — кпд осветительного прибора, зс =87 %;
з = з п · з с = 0,653
Набросок 3 Размещение осветительных приборов
Расчётный световой поток одной лампы, лм.
лм
где коэффициент припаса kз=1,5; поправочный коэффициент z=1,15, нормированная освещенность Ем= 400 лк. Принимаем к установке осветительные приборы Tornado PC T5с лампами1 x T5 80W с Фном=6150 лм.
Итоговые значения расчётного и фактического светового потока, лм,
лм
лм
Относительная разность реального светового потока и требуемого, %,
что допустимо (-10%;+20%).
Расчет ТКЗ
Маленьким замыканием (КЗ) именуется замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки, примыкающих к месту его появления, резко растут, превышая больший допустимый ток длительного режима.
Замыканием (3) именуется всякое случайное либо намеренное, не предусмотренное обычным режимом работы, электронное соединение разных точек электроустановки меж собой либо землей.
Электронное соединение фаз на землю в глухо-заземленных сетях напряжением 0,38 — 0,66 кВ, также 110 кВ и выше обычно именуется КЗ на землю.
Электронное соединение одной фазы с землей в сетях с изолированной нейтралью напряжением 6 -10-35 кВ именуется замыканием с землей.
В месте КЗ обычно возникает электронная дуга. В ряде всевозможных случаев переходным сопротивлением дуги можно пренебречь, тогда КЗ именуется железным либо глухим.
При КЗ в СЭС сопротивление электронной цепи миниатюризируется, что приводит к повышению токов по сопоставлению с токами обычного режима. В случае трехфазного КЗ напряжение в точке повреждения равно нулю. ток недлинного замыкания (ТКЗ), отключаемый устройствами релейной защиты, существует в СЭС в течение 0,5 — 5 с.
Почаще всего КЗ появляются при:
1) нарушении изоляции токоведущих частей, происходящем в итоге старения либо износа изоляции, перенапряжений, отвратительного ухода за оборудованием, механических повреждений;
2) разработке намеренных КЗ на подстанциях с облегченными схемами с помощью короткозамыкателей;
3) некорректных действий обслуживающего персонала. Как правило, до 50 — 70 % всех КЗ возникает по вине обслуживающего персонала.
Большая частота появления КЗ приходится на ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — 47 %, на электронную часть электростанций — 19 %, цепи собственных нужд электростанций — 26 %, остальные элементы системы — около 8 %.
В трехфазной сети различают последующие виды КЗ: трех-, двух-, однофазные и двойные замыкания на землю. Трехфазные КЗ рассчитываются для выбора и проверки характеристик электрооборудования, а несимметричные КЗ для расчетов уставок, характеристик срабатывания и проверки чувствительности РЗ.
КЗ сопровождаются повышением тока в покоробленных фазах, что вызывает разные последствия:
1) ухудшение характеристик свойства электроэнергии — понижение напряжения на зажимах электроприемников, уменьшение частоты, несимметрия фазных напряжений сети, изменение синусоидальности формы кривой напряжения и тока, провалы питающего напряжения;
2) тепловое действие — недопустимый нагрев проводников и электрооборудования током, превосходящим номинальное части , приводит к разрушению изоляции, механическим повреждениям и деформациям;
4) воздействие на полосы связи, устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики — наведение ЭДС в примыкающих линиях вызывает неверные срабатывания аппаратуры и приводит к отключению нормально работающих электроустановок;
5) ухудшение электробезопасности — возникновение небезопасного потенциала на электропроводящих частях электроустановок ;
6) возникновение способности пожаро- и взрывоопасности — перегрев токоведущих частей и электронная дуга могут привести к воспламенению горючих изоляционных материалов и взрывоопасных консистенций;
7) нарушение стойкости работы частей СЭС в итоге резкого понижения напряжения — опрокидывание движков, механический момент на валах которых зависит от квадрата величины напряжения.
Более небезопасные последствия появляются обычно в элементах СЭС, прилегающих к месту КЗ. КЗ на удаленных участках СЭС либо за силовыми трансформаторами воспринимается генераторами как некое увеличение перегрузки, а мощное понижение напряжения происходит лишь поблизости места КЗ. В точке трехфазного КЗ напряжение равно нулю.
Расчет ТКЗ при трехфазном КЗ производится в последующем порядке:
1) для рассматриваемой СЭС составить расчетную схему;
2) по расчетной схеме составить схему замещения;
3) методом поочередного преобразования упростить схему замещения;
4) по закону Ом найти изначальное (сверхпереходное) значение повторяющейся составляющей ТКЗ;
5) найти апериодические составляющие ТКЗ для каждой ветки схемы либо отыскать эквивалентное к примеру, номер сопротивления и его численное ток подпитки от электродвигателей возникает при конкретном трехфазном КЗ на их зажимах (напряжение).
Допускается не учесть электродвигатели, если они разделены от места КЗ одной либо несколькими ступенями трансформации.
Приобретенная методом окончательного преобразования схема замещения содержит несколько генерирующих веток, к примеру, питающихся от: системы, ТЭЦ, синхронных и асинхронных движков, всеохватывающей перегрузки.
Для практических расчетов более нередко употребляются последующие способы преобразования схем замещения:
1) подмена нескольких сопротивлений, соединенных поочередно либо параллельно, одним эквивалентным;
2) преобразование сопротивлений в эквивалентные треугольник либо звезду;
3) преобразование многолучевой звезды в многоугольник с диагоналями;
4) подмена нескольких источников питания эквивалентным;
5) совмещение точек схожего потенциала;
6) внедрение способа коэффициентов токораспределения.
В практике преобразования сложных схем замещения нередко встречается симметрия схемы относительно места КЗ либо какого-нибудь участка схемы относительно некой точки.
Внедрение таковых начальных данных дозволяет применить обычный, но действенный способ преобразования.
Способ преобразования заключается в объединении точек 1-го потенциала. Предстоящее преобразование приобретенной схемы существенно упрощается.
Расчет токов КЗ употребляется для выбора и проверки электрооборудования по условиям КЗ, выбора установок и вероятного деяния релейной защиты и автоматики, определения воздействия токов нулевой последовательности воздушных линий (ВЛ) на полосы связи, для выбора заземляющих устройств.
При расчетах токов КЗ допускается не учесть:
1. Сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов в системе;
2. ток намагничивания трансформаторов;
3. Насыщение магнитных систем электронных машин;
4. Поперечную емкость ВЛ-110 кВ;
5. Подпитку от движков, если они находятся за ступенью трансформации.
Расчет тока КЗ делается в критериях аварийного режима на подстанции (один трансформатор отключен), в этом случае секционный выключатель включен.
Расчётная схема и схема замещения представлена на рисунках 2.3 и 2.4. Определяем сопротивления частей схемы.

Набросок 4 схема электроснабжения насоса
Набросок 5 схема замещения электроснабжения насоса
Определение сопротивления частей схемы
Определяем индуктивное сопротивление системы, приведённое к стороне 0,4 кВ.
]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Учебная работа. Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...