Выбор питающих цеха кабелей и защитных аппаратов напряжением до 1

Цех №7 питается по сети 0,4 кВ от соседнего цеха. Произведем выбор кабеля 0,4кВ:

Выбор сечения кабеля по допустимому нагреву:

доп П

р (7.7)

К

I  I где I_р – расчетный ток проводника;

Кп – поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей (при нормальных условиях прокладки Кп =1).

Выбор автоматических выключателей осуществляется согласно условиям (7.3) и (7.4).

Выбор кабеля питающего цех по сети до 1 кВ от ТП2 до цеха №7. Из раздела 3 находим 𝐼_р = 600,726 А.

Выбор сечения кабеля по допустимому нагреву по (7.7), учитывая, что Кп =1 – условия прокладки нормальные:

Iдоп>600,726 А.

Принимаем по табл. П3.6 [1], пятижильный кабель 2xАПвБбШвнг 5х185- 1 при прокладке в воздухе Iдоп=726 А.

Исходя из условий (7.5) и (7.6) выбираем ТТ типа ТОП-800-0,66, с I1ном = 800 А.

0,66>0,4 кВ;

800>600,726 А.

Аналогично выбираем кабели, автоматические выключатели и

трансформаторы тока для остальных линий 0,4 кВ. Результаты сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 – Выбор аппаратов и кабельных линий 0,4 кВ

Участок линии ТП2-Цех №7 ТП3-Цех №3 ТП3-Цех №9 ТП4-Цех №6 Iрл, А 600,726 407,002 274,236 338,796 Автоматический

выключатель ВА55-41 ВА55-41 ВА55-41 ВА55-41

рл на I

I  , А 630>600,726 630>407,002 400>274,236 400>338,796

рл

нр I

I  , А 630>600,726 504>407,002 320>274,236 400>338,796 Трансформатор

тока ТОП-800-0,66 ТОП-500-0,66 ТОП-300- 0,66

ТОП-400- 0,66

кВ

ном,

ном1 U

U  0,66>0,4 0,66>0,4 0,66>0,4 0,66>0,4

рл ном1 I

I  , А 800>600,726 500>407,002 300>274,236 400>338,796

Длина, м 125 160 250 66

Кабельная линия

2xАПвБбШвнг 5х185-1

АПвБбШвнг 5х240-1

АПвБбШвнг 5х150-1

АПвБбШвнг 5х185-1

p доп

п

 I

I K 726 428 317 363

Проверку кабелей и автоматических выключателей произведем в 9 пункте после расчета токов короткого замыкания в пункте 8 данного проекта.

8 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

8.1 Расчет токов КЗ в сетях напряжением выше 1 кВ

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 представлены в задании к данному дипломному проекту.

Рисунок 8.0 – Расчетная схема

Завод получает питание от электростанций, представленных: ТЭЦ-140 на напряжении 110 кВ, расположенной на расстоянии 76 км, а также ТЭЦ-240, расположенной на расстоянии 55 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 РП завода (точка К2).

На подстанции установлены два трансформатора ТРДН-25000/110 мощностью по 25 МВ∙А, каждый со следующими параметрами: Sн=25 МВ∙А, Uвн=115 кВ, Uнн=10,5 кВ, ΔРкз=120 кВт, ΔРхх=27 кВт, Uк=10,5 %, Iх=0,7%.

По табл. 2.1 5], принимаем, что на ТЭЦ-140 установлено 7 генераторов Т- 20-2У3 со следующими параметрами: Pн=20 МВт, Sн=25 МВ∙А, x =_d 0,131, cosφ=0,8. По табл. 3.6 [5], принимаем, что на ТЭЦ-240 установлено 4 генератора ТВФ-63-2УЗ со следующими параметрами: P_н=63 МВт, Sн=78,75 МВ∙А, x =_d 0,153, cosφ=0,8.

Примем блочные трансформаторы по [5, табл.3.6] для ТЭЦ-140 ― 7 трансформаторов ТРДН-25000/110 со следующими параметрами: Sн=25 МВ∙А, Uвн=115 кВ, Uнн=11 кВ, ΔРкз=120 кВт, ΔРхх=17 кВт, Uк=10,5 %, Iх=0,65%, для

ТЭЦ-240 ― 4 трансформатора ТРДН-63000/110 со следующими параметрами:

Sн=63 МВ∙А, Uвн=115 кВ, Uнн=10,5 кВ, ΔРкз=245 кВт, ΔРхх=50 кВт, Uк=10,5 %, Iх=0,5%.

По расчетной схеме составляем схему замещения для сети выше 1 кВ (рисунок 8.1), в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением.

Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями, линии питающие РП и ТП заменяем полным сопротивлением. Секционный выключатель на П/с находится во включенном положении.

Рисунок 8.1 – Схема замещения сети выше 1 кВ

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

Принимаем базисные величины

S

_б = 1000 МВА,

U

_б = 10,5 кВ, тогда ток, кА:

б б

3 б

I S

= U

 . (8.1)

б

1000 54,986 кА 3 10,5

I = =

 .

Сверхпереходная ЭДС генераторов определяется по формуле

( ) (

²

)

²

''

* 0 _d cos 0 0 _d sin

E = I x   + U +  I x  , (8.2) где

I

₀,

U

₀, cos – соответственно напряжение, ток в о. е. и коэффициент мощности, при которых работал генератор до КЗ;

x

d



– сверхпереходное сопротивление генератора, о.е.

Рассчитаем сопротивления всех элементов в относительных единицах.

Сопротивления генераторов находится как:

б г

н d cos x x S

P 

=   , (8.3) где Рн – номинальная активная мощность генератора, МВт;

Сопротивление двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения:

б к

т

н.т.

% 1,875

100 S x U

= S  , (8.4) где

S

_{н т. .}– номинальная полная мощность трансформатора, МВ∙А;

к

%

U

– напряжение короткого замыкания, %.

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

л о б2

ср

x x l S

=  U ; (8.5)

л о б2

ср

r r l S

=  U ; (8.6)

2 2

л л л

z = r +x , (8.7)

где

x

_о – удельное индуктивное сопротивление, Ом/км;

l– длина линии, км;

r0 – удельное активное сопротивление, Ом/км.

Выполним расчет для точки К1.

По формуле (8.2) ЭДС генераторов ТЭЦ-140:

( ) (

²

)

²

''

*1...7 1 0,131 0,8 1 1 0,131 0,6 1,084.

E =   + +   =

ЭДС генераторов ТЭЦ-240:

( ) (

²

)

²

''

*8...11 1 0,153 0,8 1 1 0,153 0,6 1,099.

E =   + +   =

По формуле (8.3) сопротивления генераторов ТЭЦ-140:

1...7

0,131 1000 0,8 5, 24.

x =  20  =

Сопротивления генераторов ТЭЦ-240:

6...7

0, 22 1000 0,8 1,94.

x =  63  =

По формуле (8.4) сопротивления блочных трансформаторов ТРДН- 25000/110:

8...14

11 1000

1,875 8, 25.

100 25

x =   =

Сопротивления блочных трансформаторов ТРДН-63000/110:

15...18

10,5 1000

1,875 3,125 100 63

x =   = .

Сопротивление параллельно работающих трансформаторов ПС 110/10 ТРДН-25000/110 по формуле (8.4):

23,22

10,5 1000 1

1,875 3,938

100 25 2

x =    =

Сопротивления воздушных линий, питающих ПС по формуле (8.5):

19 2

0, 4 76 1000 2,3 x =  115 = ;

20 2

0, 4 108 1000 3, 27 x =  115 = ;

21 2

0, 4 55 1000 1,66 x =  115 = .

Преобразуем схему замещения и представим её на рисунке 8.2, при этом последовательно складываем сопротивления генератора и трансформатора и затем складываем их параллельно:

24 (5,24 8,25) / 7 1,93;

x = + =

25 (1,94 3,125) / 4 1,27;

x = + =

Эквивалентная ЭДС генераторов ТЭЦ-140 и ТЭЦ-240:

12

1, 084 (5, 24 8, 25) 7

1, 084.

(5, 24 8, 25) 7

E =  +  =

+ 

13

1, 099 (1,94 3,125) 4

1, 099.

(1,94 3,125) 4

E =  +  =

+ 

Рисунок 8.2 – Преобразованная схема замещения Преобразуем треугольник сопротивлений Х19, Х20, Х21 в звезду:

26

2,3 3, 27

1, 04 2,3 3, 27 1, 66

Х =  =

+ + ;

27

3, 27 1, 66

0, 751 2,3 3, 27 1, 66

Х =  =

+ + ;

28

1, 66 2,3

0,528 2,3 3, 27 1, 66

Х =  =

+ + .

Свернем схему для расчета КЗ в тоске К1 к виду, представленному на рисунке 8.3.

14

1, 084 (1,93 1, 04) (1, 27 0, 751) 1, 099

1, 09;

1,93 1, 04 1, 27 0, 751

E =  + + +  =

+ + +

29

(1,93 1, 04) (1, 27 0, 751)

0,528 1, 731 1,93 1, 04 1, 27 0, 751

Х = +  + + =

+ + + .

30 29 23,22 1,731 3,938 5,669

Х = Х +Х = + =

Рисунок 8.6 – Схема замещения для расчета тока короткого замыкания в точке К1

Периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания:

П,О E б.

I I

x





=   (8.8) Ударный ток КЗ определяется по формуле:

у 2 у П,О

i =  k I , (8.9) где k_у- ударный коэффициент (для шин ПС k_у = 1,82, для шин РП предприятия k_у = 1,369).

к 3 н.ср кз

S = U I , (8.10) где Sк – мощность короткого замыкания, МВ·А;

I

кз– ток установившегося короткого замыкания, кА;

Uн.ср– номинальное среднее напряжение в точке короткого замыкания, на шинах РП, шинах ПС и шинах ВН трансформаторных подстанций U_н.ср=10,5 кВ.

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

14

П,О б

30

1, 09

54,986 10,57 кА;

5, 669

I E I

x

=   =  =

у 2 1,82 24, 2 27, 206 кА.

i =   =

к 3 10,5 10,57 192,23 МВ·А.

S =   =

Выполним расчет для точки К2 (шины РП). Схема замещения представлена на рисунке 8.9.

Рисунок 8.9 - Схема замещения для точки К2

Сопротивления кабельных линий, питающих РП по формуле (8.5-8.7).

Кабельная линия от ПС до РП по предварительным расчетам выполнена кабелем марки АПвБП 3х120-10. По справочным данным для данной марки для каждого кабеля r0 = 0,325 Ом/км, x0 = 0,089 Ом/км:

2

0, 089 1, 2 1000 0, 969 10, 5

xПЛ =   = Ом;

2

0, 325 1, 2 1000 3, 537 10, 5

rПЛ =   = Ом.

Преобразуем схему для точки К2. Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 8.10:

31 30 _ПЛ 5,669 0,969 6,638

x = +x x = + = _Ом;

2 2 2 2

31 31 _ПЛ 6, 638 3,537 7,522

z = x +r = + = Ом.

Ток установившегося КЗ в точке К2 на шинах РП предприятия:

П,О

1, 09

54,986 7,968 кА.

7,522

I =  =

Ударный ток на шинах РП:

у 2 1,369 7,968 15, 43 кА.

i =   =

Подпитку места КЗ от электродвигателей не учитываем, поскольку их суммарная номинальная мощность составляет менее 20% номинальной мощности питающего трансформатора.

Мощность короткого замыкания на шинах РП:

к 3 10,5 7,968 144,91 МВ·А.

S =   =

Далее произведем расчет токов короткого замыкания на шинах ТП предприятия в точках К5-К8. Приведем пример расчета в точках К5,К6, они между собой будут равны.

Определим параметры схемы замещения.

По формулам (8.5) и (8.6) сопротивления линий Л5,Л6 в относительных единицах (l=100 м, x0=0,109 Ом/км, r0=1,113 Ом/км):

л5 2

0,109 0,1 1000 0,01 10, 5

x =   = ;

л5 2

1,113 0,155 1000 0,1 10, 5

r =   = ;

2 2

л5 0, 01 0,1 0,1

Z = + = .

Суммарное сопротивление до точки:

2 2

(6,638 0,01) (3,537 0,1) 7,578

z_ = + + + = _Ом.

Результаты расчетов сведем в таблицу 8.1, 8.2.

Таблица 8.1- Результаты расчета сопротивлений до точки КЗ Точка

КЗ Место КЗ Lкл, км

X0, Ом/км

R0,

Ом/км X, Ом. R, Ом. Z_ , о.е.

К1 Шины п/cт - - - 5,669

К2 Шины РП 1,2 0,089 0,325 0,969 3,537 7,522 К5,К6 Шины ТП-

1 0,01 0,109 1,113

0,01 0,10 7,578 К3 Шины ТП-

2 0,093 0,104 0,822

0,09 0,69 7,95 К7 Шины ТП-

3 0,077 0,098 0,568

0,07 0,40 7,77 К8 Шины ТП-

4 0,231 0,109 1,113

0,23 2,33 9,03 К4 Шины ТП-

5 0,15 0,109 1,113

0,15 1,51 8,46 Таблица 8.2- Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ Место КЗ ^I_П,О, кА 𝑖_у, кА 𝑆_к,МВ·А

К1 Шины п/cт 10,57 27,206 192,23

К2 Шины РП 7,968 15,43 144,91

К5,К6 Шины ТП-1 7,909 15,312 143,834

К3 Шины ТП-2 7,543 14,604 137,185

К7 Шины ТП-3 7,709 14,924 140,194

К8 Шины ТП-4 6,635 12,846 120,671

К4 Шины ТП-5 7,085 13,716 128,844

9 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ТОКОВЕДУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ РП И ТП

9.1 Проверка сечений жил кабелей 10кВ на термическую стойкость

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена проверяются на термическую стойкость по допустимому односекундному току КЗ I1c. Проверка осуществляется по условию:

1c кз

,

k I   I

(9.1) где k – поправочный коэффициент на допустимый ток, учитывающий фактическую продолжительность тока КЗ, определяемый по формуле:

отк

1 ,

k = t (9.2)

tотк – время отключения тока КЗ, принимается по [6, табл. 11.7], для линий питающих РП tотк=1 секунды, для линий от РП то ТП tотк=0,4 секунды.

Учитывая формулы 9.1 и 9.2, условие примет вид:

I_1c  t_отк I_кз. (9.3) Для каждого кабеля выберем экран по условию:

I_1cэ  t_отк I⁽²⁾_кз, (9.4) где I^{( 2)}_кз – ток двухфазного короткого замыкания, который находится по формуле:

(2) (3)

кз кз

3 .

I = 2 I (9.5) Проверка кабеля АПвБП 3х120-10 линий Л1 и Л2 односекундным током КЗ. Односекундный ток I1c для кабеля АПвБП 3х120-10 равен 11,3 кА [4,табл П3.16], tотк=1 c. Тогда, по условию (9.3) имеем:

11,3 1 10,57 10,57 = .

Выбранный кабель проходит по термической стойкости.

Необходимо выбрать защитные экраны. Для этого найдем значение тока двухфазного КЗ по условию (9.5):

(2) кз

3 10, 57 9,15

I = 2  = кА.

Выберем экран для данного кабеля по условию (9.4):

1сэ 1 9,15 9,15

I   = кА.

Выбираем большее стандартное сечение экрана 50 мм². Проверка остальных кабельных линий выше 1 кВ аналогична и сведена в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 – Выбор кабелей и экранов

№ линии

Длина

линии,км Iрл, А Iра

(Iном),А

I1с, кА

Сечение кабеля, мм²

Марка и сечение принятого кабеля

Iдоп, А

Fэкр, мм² По

экономической плотности

тока

По допустимому

нагреву

По термической

стойкости

Л1 1,2 172,068 286,779 10,57 95 120 120 АПвБП 3х120-10 265 50

Л2 1,2 172,068 286,779 10,57 95 120 120 АПвБП 3х120-10 265 50

Л3 0,093 86,670 94,108 4,77 50 35 50 АПвП 3х50-10 159 50

Л4 0,15 30,718 36,373 4,48 35 35 50 АПвП 3х50-10 159 50

Л5 0,01 61,855 123,71 5 35 35 70 АПвП 3х70-10 196 50

Л6 0,01 61,855 123,71 5 35 35 70 АПвП 3х70-10 196 50

Л7 0,077 111,560 115,47 4,88 70 35 70 АПвП 3х70-10 196 50

Л8 0,231 58,869 57,735 4,2 35 35 50 АПвП 3х50-10 159 50

Так как сечения жил кабелей изменились, необходимо произвести пересчет токов КЗ для последующего выбора коммутационных аппаратов.

Результаты пересчета токов КЗ сведем в таблицу 9.2.

Таблица 9.2- Результаты пересчета токов КЗ

Точка КЗ Место КЗ ^I_П,О, кА ^iу, кА ^Sк ,МВ·А

К1 Шины п/cт 10,57 27,206 192,23

К2 Шины РП 7,968 15,43 144,91

К5,К6 Шины ТП-1 7,934 15,362 144,301

К3 Шины ТП-2 7,655 14,821 139,223

К7 Шины ТП-3 7,709 14,924 140,194

К8 Шины ТП-4 6,936 13,429 126,146

К4 Шины ТП-5 7,288 14,110 132,540

9.2 Выбор шин напряжением выше 1 кВ

Выбор сечения шин на заводском РП 10 кВ производится по нагреву (по допустимому току) и проверяется на электродинамическую и термическую стойкость.

При выборе шин по нагреву учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы. Допустимый ток шины Iдоп.ш должен быть не менее Iр , т.е.:

Iдоп.ш.  Iр. (9.6) Проверка на электродинамическую стойкость выполняется сравнением механического напряжения в материале шины р с допустимыми значениями

доп по условию:

доп  р. (9.7) Механическое напряжение в материале шины, возникающее под действием изгибающего момента, МПа:

𝜎_р = 1,76 ⋅ 10^{−3 𝑖у2⋅𝑙2}

𝑎⋅𝑊,

(9.8) где iу – ударный ток КЗ, кА;

l – расстояние между опорными изоляторами, см;

a – расстояние между осями шин смежных фаз, см;

W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³.

Шины будем располагать плашмя (большая грань полосы находится в горизонтальной плоскости), т.к. это выгоднее с механической точки зрения, поскольку шины, обращённые друг к другу узкой стороной, имеют на 40%

больший момент сопротивления относительно оси, перпендикулярной электродинамическим силам при коротком замыкании, чем шины при вертикальной установке. При расположении шин плашмя допустимый ток, должен быть уменьшен на 5% для полос шириной до 60 мм и на 8% - для полос большей ширины.

При расположении шин плашмя:

𝑊 = ^𝑏⋅ℎ2

6 , (9.9) где b и h – соответственно меньший и больший размеры сторон поперечного сечения шины.

Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимально допустимого сечения Fш по формуле:

к ш

F B

= C , (9.10) где С – коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин 91 Ас^0,5/мм²; Bк – тепловой импульс от тока КЗ, А²с, определяемый по формуле:

2

K K ( отк а)

B = I t +T , (9.11) где tотк – время отключения КЗ, принимаемое по [4,табл. 5.3] равное tотк = 1 с;

𝑇_а = 0,01 𝑐 – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

I_K – ток КЗ на шинах РП (8 раздел данного дипломного проекта).

Приведем пример расчета для шин РП напряжением 10 кВ. Шины установлены на изоляторах плашмя с расстоянием между фазами а = 25 см, между изоляторами в пролете – l = 100 см. Расчетный длительный ток, протекающий по шинам в нормальном режиме (раздел 6.1), равен:

норм

р 172, 07 А.

I =

Максимальный расчетный ток шин в аварийном режиме (при отключении одного из вводов и включении секционного выключателя) равен:

ра 286, 78 I = А.

Согласно условию (9.6) необходимо выбрать такое сечение шин, чтобы Iдоп286,78 А. По условиям механической прочности, толщина шины должна быть не менее 6 мм. Принимаем шины прямоугольного сечения однополосные марки АДО 40х5, сечение шины равно 200 мм², Iдоп=540 А, [4, табл. П3.25], но так как мы выбираем установку шин плашмя и ширина шины менее 60 мм, то уменьшаем допустимый ток на 5% и следовательно Iдоп=540∙0,95=513 А.

Проверка шин на термическую прочность сводится к определению минимально допустимого сечения Fш по формуле (9.10), предварительно

определив тепловой импульс от тока КЗ по формуле (9.11):

3 2 6 2

K (7,968 10 ) (1 0,01) 64,124 10 А с;

B =   + =  

6

2 ш

64,124 10

88 мм

F = 91  = .

Так как F_шF_прин (88<200), то можем сделать вывод, что выбранные шины термически устойчивы.

Выполним проверку на электродинамическую стойкость. Момент сопротивления шин при установке их плашмя по (9.9):

2

0, 4 5 3

1, 67 см

W = 6 = .

Расчетное механическое напряжение в материале шины по формуле (9.8):

2 2

3 2 2

р

7,968 100

1,76 10 26,76 кгс/см 0,26 кгс/мм . 25 1,67

 =  ⁻  ^ = =



Допустимое значение механического напряжения для алюминиевых шин АДО равно _доп =4,2 кгс/мм² [4, табл. П3.26]. Проверим условие (9.7):

4,9 >0,26 кгс/мм².

Следовательно шины динамически устойчивы.

9.3 Выбор электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ

Выбор выключателей осуществляется по следующим условиям:

– по напряжению:

ном раб

U U , (9.12) где

U

_ном – номинальное напряжение аппарата, кВ;

Uраб – рабочее напряжение сети, в которой установлен аппарат, кВ.

– по току:

I^номI^р; (9.13)

ном ра

I I , (9.14) где I_ном – номинальный ток аппарата, А;

р, ра

I I – соответственно расчетный ток нормального и послеаварийного режима, А.

– по отключающей способности:

отк к

I I ; (9.15)

отк к

S S , (9.16)

где _{Iотк, Iк} – действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке установки выключателя и его номинальный ток отключения короткого замыкания, кА.

к, отк

S S – соответственно расчетная и номинальная мощность отключения короткого замыкания, МВ·А, определяемые по следующим формулам:

отк 3 ср.н отк

S = U I ; (9.17)

к 3 ср.н к

S = U I . (9.18)

где U_ср.н– среднее номинальное напряжение сети, кВ.

– по электродинамической стойкости:

дин у

i ^i , (9.19) где i_дин, i_у – соответственно ударный ток короткого замыкания и ток электродинамической стойкости аппарата, кА.

– по термической стойкости:

2

к т т

В I t  , (9.20) где I_т – ток термической стойкости аппарата, нормированный заводом- изготовителем, кА;

tт – допустимое время действия тока термической стойкости, кА;

Вк – расчетный тепловой импульс короткого замыкания, А² ∙с.

Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей, за исключением проверки по отключающей способности, так как разъединители не предназначены для отключения токов нагрузки и коротких замыканий.

Необходимые для выбора аппаратов данные возьмем из предыдущих расчетов (раздел 8 данного дипломного проекта).

При разработке схемы электроснабжения, было принято РП завода комплектовать ячейками КСО -210. Необходимые данные по оборудованию устанавливаемому в ячейке КСО-210 берем по [20]. Рассмотрим выбор выключателя и разъединителя в вводной ячейке РП.

Выбираем коммутационные аппараты вводной ячейки по расчётному току завода, линейной – по наибольшему току присоединения (таблица 9.3).

Сравнительные данные по выбору вводной и линейной панелей приведены в таблицах 9.3 и 9.4.

Таблица 9.3 – Выбор вводной панели КСО -210 Условие

выбора Расчётные данные Каталожные данные

ВВ/TEL-10-12,5/630У2 РВЗ-10/630У3 Uном ≥ Uр Uр = 10 кВ Uном = 10 кВ Uном = 10 кВ

Iном ≥ Iр Iр =195,07 А Iном = 630 А Iном = 630 А Iном ≥ Iра Iра =286,78 А Iном = 630 А Iном = 630 А

Iотк ≥ Iк Iк = 7,968 кА Iотк = 12,5 кА – Sотк ≥ Sк Sк = 144,91 МВ∙А Sотк = √3∙10,5∙12,5 =

=227,332 МВ∙А –

iдин ≥ iу iу = 15,43 кА iдин = 32 кА iдин = 52 кА Вк ≥ I²∙tт Вк = 7,968²∙(1+0,01) =

=64,124 МА²∙с

I²∙tт = 12,5²∙3 = 468,75 МА²∙с

I²∙tт = 20²∙4 = 1600 МА²∙с Аналогично выше приведенному расчёту произведём выбор выключателей и разъединителей в линейных ячейках, а также в секционной ячейке РП. Выбираем коммутационные аппараты линейной ячейки по наибольшему току присоединения (таблица 9.4).

Условия выбора, расчётные данные, номинальные данные выключателей и разъединителей заносим в таблицы 9.4 – 9.5.

Таблица 9.4 – Выбор коммутационных аппаратов в линейной ячейке РП Условие

выбора Расчётные данные

Каталожные данные ВВ/TEL-10-

12,5/630У2 РВЗ-10/630У3 Uном ≥ Uр Uр = 10 кВ Uном = 10 кВ Uном = 10 кВ

Iном ≥ Iр Iр =58,65 А Iном = 630 А Iном = 630 А Iном ≥ Iра Iра = 97,74 А Iном = 630 А Iном = 630 А

Iотк ≥ Iк Iк = 7,968 кА Iотк = 12,5 кА – Sотк ≥ Sк Sк = 144,91 МВ∙А Sотк = √3∙10,5∙12,5 =

=227,332 МВ∙А –

iдин ≥ iу iу = 15,43 кА iдин = 32 кА iдин = 52 кА Вк ≥ I²∙tт

Вк = 7,968²∙(0,4+0,01)

=

=26,03 МА²∙с

I²∙tт = 12,5²∙3 = 468,75 МА²∙с

I²∙tт = 20²∙4 = 1600 МА²∙с

Таблица 9.5 – Выбор коммутационных аппаратов в секционной ячейке РП Условие

выбора Расчётные данные Каталожные данные

ВВ/TEL-10-12,5/630У2 РВЗ-10/630У3 Uном ≥ Uр Uр = 10 кВ Uном = 10 кВ Uном = 10 кВ

Iном ≥ Iр Iр =172,07 А Iном = 630 А Iном = 630 А Iном ≥ Iра Iра =172,07 А Iном = 630 А Iном = 630 А

Iотк ≥ Iк Iк = 7,968 кА Iотк = 12,5 кА – Sотк ≥ Sк Sк = 144,91 МВ∙А Sотк = √3∙10,5∙12,5 =

=227,332 МВ∙А –

iдин ≥ iу iу = 15,43 кА iдин = 32 кА iдин = 52 кА Вк ≥ I²∙tт

Вк = 7,968²∙(0,7+0,01)

=

=45,08 МА²∙с

I²∙tт = 12,5²∙3 = 468,75 МА²∙с

I²∙tт = 20²∙4 = 1600 МА²∙с Силовые трансформаторы подключаются через выключатели нагрузки ВНР-10/400-10зУ3– выключатель нагрузки с дистанционным приводом ПРК- 10Б в комплекте с посадочными местами под предохранители типа ПКТ-10- УЗ. Результаты сведем в таблицы 9.6, 9.7, 9.8.

Номинальные токи плавких вставок, защищающих силовые трансформаторы, приближенно определяются:

Iном пр=(1,5÷2)∙Iном.т (9.21) где Iном.т – номинальный ток трансформатора, А.

Плавкие предохранители следует проверять по току их предельной отключающей способности:

Iпр п ≥ Iк(н) (9.22) где Iк(н) – ток КЗ в начале защищаемого участка, кА.

Таблица 9.6 – Выбор коммутационных аппаратов для ТМГ33-1250/10 Условие

выбора

Расчётные данные

Каталожные данные ВНРп-10/400-

10зУ3

Предохранитель ПКТ-103-10-160-12,5-

УЗ Uном ≥ Uр Uраб=10 кВ Uном=10 кВ Uном=10 кВ

Iном ≥ Iр Iном = 72,17 А Iном=400 А Iном=160 А

Iпр ск ≥ Iк Iк=7,968 кА Iпр ск=10 кА –

Iном пр=(1,5÷2)∙Iном.т

(1,5÷2)∙72,17=

=108,26÷144,34 А – Iном=160 А

iдин ≥ iу iуд=15,43 кА iдин=25 кА –

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные ВНРп-10/400-

10зУ3

Предохранитель ПКТ-103-10-160-12,5-

УЗ Iотк ≥ Iк Iк=7,968 кА Iоткл=10 кА Iоткл=12,5 кА Вк ≥ I²∙tт Bк=7,968²0,4=

=27,94 МА²с

Bт=10²0,4=

=40 МА²с

Bт=12,5²0,4=

=62,5 МА²с Таблица 9.7 – Выбор коммутационных аппаратов для ТМГ33-1000/10

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные ВНРп-10/400-

10зУ3

Предохранитель ПКТ-103-10-100-12,5-

УЗ Uном ≥ Uр Uраб=10 кВ Uном=10 кВ Uном=10 кВ

Iном ≥ Iр Iном = 57,735 А Iном=400 А Iном=100 А

Iпр ск ≥ Iк Iк=6,33 кА Iпр ск=10 кА –

Iном пр=(1,5÷2)∙Iном.т

(1,5÷2)∙57,735=

=86,603÷115,47 А – Iном=100 А

iдин ≥ iу iуд=15,43 кА iдин=25 кА – Iотк ≥ Iк Iк=7,968 кА Iоткл=10 кА Iоткл=12,5 кА Вк ≥ I²∙tт Bк=7,968²0,4=

=27,94 МА²с

Bт=10²0,4=

=40 МА²с

Bт=12,5²0,4=

=62,5 МА²с

Таблица 9.8 – Выбор коммутационных аппаратов ТМГ33-630/10 Условие

выбора

Расчётные данные

Каталожные данные ВНРп-10/400-

10зУ3

Предохранитель ПКТ-103-10-80-20-УЗ Uном ≥ Uр Uраб=10 кВ Uном=10 кВ Uном=10 кВ

Iном ≥ Iр Iном = 34,5 А Iном=400 А Iном=80 А

Iпр ск ≥ Iк Iк=5,62 кА Iпр ск=10 кА –

Iном пр=(1,5÷2)∙Iном.т

(1,5÷2)∙36,37=

=54,56÷72,74 А – Iном=80 А

iдин ≥ iу iуд=15,43 кА iдин=25 кА – Iотк ≥ Iк Iк=7,968 кА Iоткл=10 кА Iоткл=12,5 кА Вк ≥ I²∙tт Bк=7,968²0,4= Bт=10²0,4= Bт=12,5²0,4=

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные ВНРп-10/400-

10зУ3

Предохранитель ПКТ-103-10-80-20-УЗ

=27,94 МА²с =40 МА²с =62,5 МА²с В месте установки ОПН Uрн равно 10кВ. Выбираем ОПН: ОПН-П-10- УХЛ1 с Uн опн=10кВ.

В камерах КСО-МЭТЗ-210 устанавливаются разъединители серии РВЗ, трансформаторы тока типов ТПОЛ, ТПЛ и трансформаторы напряжения, ЗНОЛ с литой изоляцией. Для заземления шин и выключателей используются заземляющие ножи ЗР-10з У3.

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 по следующим параметрам.

1. По напряжению установки:

ном1Т ном

U  U

, (9.23)

где

U

_ном1Т – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора тока;

U

_ном – номинальное напряжение силовой сети.

2. По току нормального режима:

ном1 р

I I , (9.24)

где

I

_ном1 – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

3. По току послеаварийного режима или максимальному расчетному току:

ном1 ра

I I ; (9.25)

ном1 р а

I I , (9.26)

4. По конструкции и классу точности. Класс точности трансформаторов тока, установленных на вводах в РП, принимаем 0,5S/0,5/10р, а на отходящих линиях – 0,5/10р в зависимости от назначения обмотки.

5. По электродинамической стойкости:

дин эд 2 ном1 у

i =k  I i , (9.27)

где k_эд – кратность тока электродинамической стойкости, взятая по каталогу; i_у – ударный ток КЗ.

6. По термической стойкости:

(

kтIном1

)

²tтер Bк, (9.28) где _kт – кратность трёхсекундного тока термической стойкости по каталогу.

7. По вторичной нагрузке трансформатора:

ном2 р

S S , (9.29)

где _Sном2 – номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока;

Sр – расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме.

Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока:

S_ном2=I_ном2² z_т, (9.30) где z_т – полное допустимое сопротивление внешней цепи, подключаемой ко вторичной обмотке трансформатора тока (сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов, реле, проводов и контактов), Ом; I_ном2 – – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока,I_ном2 =5 А.

Расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме:

( )

2

р приб ном2 пр к

S =S +I  r +r , (9.31)

где S_приб – полная мощность, потребляемая приборами, В∙А;

rк – сопротивление контактов, принимаем rк=0,1 Ом;

rпр – сопротивление проводников цепи измерения.

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

2

ном2 приб ном2 к

пр 2

ном2

S S I r

r I

− − 

= . (9.32)

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 определяется согласно следующему выражению:

пр

3 l F  r

 

 ; (9.33)

при схеме полной звезды определяется согласно следующему выражению:

пр

F l

 r

  ^{, (9.34)}

где l – длина соединительных проводников. Принимаем l=2 м;

 – удельная проводимость материала соединительных проводников.

Для меди

  53

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 представлены в таблицах 9.9, 9.10 и 9.11.

Таблица 9.9 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока вводных ячеек Прибор Тип прибора Нагрузка фаз, В∙А

А В С

Обмотка класса точности 0,5

Амперметр Э8032М1 1,5 1,5 1,5

Обмотка класса точности 0,5S Счетчик активной и

реактивной энергии

Гран-Электро

СС-301 0,5 0,5 0,5

Обмотка класса точности 10P

Терминал РЗА МР301 0,5 0,5 0,5

Таблица 9.10– Вторичная нагрузка трансформаторов тока ячейки секционного выключателя

Прибор Тип прибора Нагрузка фаз, В∙А

А В С

Обмотка класса точности 0,5

Амперметр Э8032М1 1,5 1,5 1,5

Обмотка класса точности 10P

Терминал РЗА МР301 0,5 0,5 0,5

Таблица 9.11 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока ячейки отходящей линии

Прибор Тип прибора Нагрузка фаз, В∙А

А В С

Обмотка класса точности 0,5

Амперметр Э8032М1 1,5 1,5 1,5

Счетчик активной и реактивной энергии

Гран-Электро

СС-301 0,5 0,5 0,5

Итого: 2 2 2

Обмотка класса точности 10P

Терминал РЗА МР301 0,5 0,5 0,5

Произведем выбор трансформаторов тока ТПЛ-10-200/5-0,5/10Р У3 и контрольно-измерительных кабелей для отходящей магистральной линии по наиболее загруженной фазе обмотки класса точности 0,5.

7,968 1 63, 492

Bк =  = МА²·с;

(45 200) 32 243

Вт =   = МА²·с;

250 2 200 70, 71 Iдин =   = кА.

2

ном2 5 0,2 5

S =  = В·А;

2

пр 2

5 2 5 0,1

0, 02 Ом

r = − −5  = ;

2 пр

2 1,89 мм 53 0,02

min

F F l

 r

 = = =

  ,

Выберем контрольный кабель КВВГ-4x2,5-0,66.

Результаты сведем в таблицы 9.12, 9.13.

Трансформаторы тока с небольшими номинальными токами могут быть недостаточно стойкими к токам КЗ. Поэтому в ряде случаев приходится выбирать ТТ с большей термической и электродинамической стойкостью на номинальный ток, превышающий ток контролируемой установки, что может привести к увеличению погрешности измерений. В цепях учета электроэнергии допускается применять трансформаторы тока с завышенными коэффициентами трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной – не менее 5 %.

Таблица 9.12 – Выбор трансформаторов тока для РП (КСО)

Условие выбора

Место установки / тип трансформатор тока КСО

ввод / ТПЛ-

10- 400/5- 0,5S/0,5 /10Р У3

КСО секц. /

ТПЛ- 10- 200/5- 0,5/10Р

У3

КСО Л3/

ТПЛ- 10- 100/5- 0,5/10Р

У3

КСО Л4/

ТПЛ- 10- 75/5- 0,5/10

Р У3

КСО Л5,Л6/

ТПЛ- 10- 150/5- 0,5/10 Р У3

КСО Л7/

ТПЛ- 10- 150/5- 0,5/10Р

У3

КСО Л8/

ТПЛ- 10- 75/5- 0,5/10Р

У3

ном1Т ном

U U 10 кВ = 10 кВ

10 кВ = 10 кВ

10 кВ = 10 кВ

10 кВ

= 10 кВ

10 кВ

= 10 кВ

10 кВ = 10 кВ

10 кВ

= 10 кВ

ном1 р

I  I 172,07 172,07 86,670 30,718 61,855 111,560 58,869

ном1 ра

I I 286,78 - 94,108 36,373 123,71 115,47 57,735

дин у

i  i

93,34 кА >

15,43 кА

70,71 кА >

15,43к А

35,36 кА >

15,43кА

26,52 кА >

15,43к А

53,03к А >

15,43к А

53,03 кА >

15,43к А

26,52к А >

15,43к А

(

^{k I}_{Т ном1}

)

^2t_тер ^B_к

588МА 2∙с >

45,35 МА2∙с

243 МА2∙с

>

49,08М А2∙с

60,8 МА2∙с >

49,1МА 2∙с

60,8 МА2∙с

>

49,08 МА2∙с

34,2М А2∙с >

29,4М А2∙с

136,7 МА2∙с

>

49,08М А2∙с

136,7 МА2∙с

>

49,08 МА2∙с

ном2 р

S S

5 В∙А >

1,5 В∙А 5 В∙А >

0,5 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

5 В∙А >

1,5 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

5 В∙А >

2 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

5 В∙А

> 2 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

5 В∙А

> 2 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

5 В∙А >

2 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

5 В∙А

> 2 В∙А 10 В∙А

> 0,5 В∙А

Таблица 9.13 – Выбор контрольно-измерительных кабелей для РП (КСО) Схема

соединения

Место

уст. ТТ ^zT, Ом

приб, S ВА

rпр, Ом

Fmin, мм²

F ,

мм² Марка кабеля

Полная звезда

КСО ввод

ТПЛ-

400/5 0,2 1,5 0,04 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 КСО

секц

ТПЛ-

200/5 0,2 1,5 0,04 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 КСО Л3 ТПЛ-

100/5 0,2 1,5 0,02 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 КСО

Л4

ТПЛ-

75/5 0,2 1,5 0,04 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 КСО

Л5,Л6

ТПЛ-

150/5 0,2 1,5 0,04 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 КСО

Л7

ТПЛ-

150/5 0,2 1,5 0,04 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 КСО

Л8

ТПЛ-

75/5 0,2 1,5 0,04 0,94 2,5 КВВГ-4x2,5- 0,66 По расчетному току в нормальном режиме измерительные трансформаторы тока в ТП выбираются по условию:

ном1 p,

I I (9.35) где

I

_ном1 – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

Значение расчетного тока в цепи трансформатора можно определить по формуле:

p ^{т ном} ном

3 , I S

U

=  

 (9.36) где _т – коэффициент загрузки силового трансформатора в нормальном режиме, по таблице 4.9;

U

ном – номинальное напряжение сети, кВ .

Трансформатор тока должен выдерживать расчетный ток послеаварийного режима I_pa с учетом коэффициента допустимой перегрузки

Kп:

п ном1 pa,

K I I (9.37) При расчетах значение K_п принимаем равным 1,2.

Расчетный ток в послеаварийном режиме определяется по формуле:

_pa ^{тa ном}

ном

3 , I S

U





=  (9.38)

где



_тa – коэффициент загрузки силового трансформатора в послеаварийном

или ремонтном режиме, βТа=1,4.

Номинальный ток первичных обмоток измерительных трансформаторов, устанавливаемых в нейтрали силовых трансформаторов, определяется по условию:

K I_п _ном1I_p. (9.39) Во внутренних распределительных устройствах на напряжении до 1 кВ широко применяются шинные трансформаторы тока типа ТНШЛ-0,66 выпускаются на номинальные первичные токи от 75 до 10000 А, а также для отходящих линий 0,4 кВ будем применять трансформаторы тока типа ТОП- 0,66. Они выпускаются на номинальные первичные токи от 10 до 500 А.

Выбор трансформаторов тока представим в таблицах 9.14 и 9.16.

Таблица 9.14 – Выбор трансформаторов тока для ТП (0,4 кВ) Место

установки ТТ Uномт, кВ

Uном,

кВ Iном1, А Iр, А Iра, А ТП1 ТНШЛ-2500-0,66 0,66 0,4 2000 1309,51 2525,91 ТП2 ТНШЛ-2000-0,66 0,66 0,4 1200 1130,559 2020,73 ТП3 ТНШЛ-2000-0,66 0,66 0,4 1200 922,0558 2020,73 ТП4 ТНШЛ-2000-0,66 0,66 0,4 1200 1040,509 2020,73 ТП5 ТНШЛ-1200-0,66 0,66 0,4 1200 627,7905 1273,06

Таблица 9.15– Выбор контрольных кабелей для ТП(0,4кВ) Место

установки ТТ Zт, Ом

Sприб,

В∙А rпр, Ом Fmin, мм²

Fст, мм²

Сечение кабеля КВВГ ТП1 ТНШЛ-2500-

0,66 0,8 0,6 0,676 0,279 1,5 4х1,5-0,66 ТП2 ТНШЛ-2000-

0,66 0,8 0,6 0,676 0,279 1,5 4х1,5-0,66 ТП3 ТНШЛ-2000-

0,66 0,8 0,6 0,676 0,279 1,5 4х1,5-0,66 ТП4 ТНШЛ-2000-

0,66 0,8 0,6 0,676 0,279 1,5 4х1,5-0,66 ТП5 ТНШЛ-1200-

0,66 0,8 0,6 0,676 0,279 1,5 4х1,5-0,66

In document Электроснабжение завода по производству КТП в металлической оболочке (бет 61-100)