Проектирование электроснабжения промысловой подстанции для питания и нефтедобывающих скважин "Красная горка"
Суть расчетной мощности низковольтной нагрузки. Экономическое сравнение напряжений внешнего электроснабжения. Проверка трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку. Выбор сечения кабеля для двигателей. Избрание высоковольтных выключателей.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.06.2019 |
| Размер файла | 374,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Курсовой проект
«Проектирование электроснабжения промысловой подстанция для питания НПС и нефтедобывающих скважин «Красная горка»»
Содержание
1. Исходные данные для проектирования
2. Описание и анализ технологического предприятия
3. Определение электрических нагрузок
3.1 Определение расчетной мощности низковольтной нагрузки (кабельная линия Л3 к двигателям ПЭД №1,2,5,6)
3.2 Определение расчетной мощности освещения линии Л3(Л4)
3.3 Определение высоковольтной нагрузки
4. Экономическое сравнение напряжений внешнего электроснабжения
5. Выбор сечения для Л1 и Л2 (ВЛ-35, ВЛ-110 кВ)
6. Технико-экономическое сравнение вариантов
7. Выбор высоковольтных выключателей
7.1 Выбор высоковольтных выключателей Q1(Q2), Q8
7.2 Выбор высоковольтных выключателей Q4 (Q9), Q5 (Q10)
8. Выбор трансформаторов тока
8.1 Выбор трансформатора тока для подключения счетчиков активной и реактивной энергии
9. Выбор трансформаторов напряжения
9.1 Проверка по номинальному напряжению
9.2 По току отключения
9.3 Проверка на электродинамическую стойкость
10. Спецвопрос. Защиты от потери питания (ЗПП) на подстанциях, в том числе на подстанциях с частотно-регулируемым электроприводом (Патентный и литературный обзор)
10.1 Применение АВР
10.2 Средства релейной защиты
10.3 Применение ЧРЭП на подстанции
Список использованной литературы
Список сокращений
1. Исходные данные для проектирования
Таблица 1 - Исходные данные по синхронным электродвигателям
|
Номер ячейки |
Кол-во ЭД, шт. |
Тип двигателя |
Pном, кВт |
nc, об/мин |
Uном, кВ |
з??? |
сosц |
КП=Iп/Iн |
|
|
4 |
2 |
СТД-6300-2УХЛ4 |
6300 |
3000 |
10 |
97,6 97,5 |
0,9 |
6,28 |
|
|
15 |
2 |
СТД-6300-2УХЛ4 |
6300 |
3000 |
10 |
97,6 97,5 |
0,9 |
6,28 |
Таблица 2 - Исходные данные по асинхронным электродвигателям
|
Номер ячейки |
Кол-во ЭД, шт. |
Тип двигателя |
Pном, кВт |
nc, об/мин |
Uном, кВ |
з??? |
сosц |
КП=Iп/Iн |
|
|
3 |
2 |
ВАО2-630-1000d-4 |
1000 |
1500 |
10 |
95,2 |
0,9 |
6,5 |
|
|
14 |
2 |
ВАО2-630-1000d-4 |
1000 |
1500 |
10 |
95,2 |
0,9 |
6,5 |
Таблица 3 - Исходные данные по длинам линий
|
Номер линии |
Длина линии, км |
|
|
Л1 |
10 |
|
|
Л2 |
10 |
|
|
Л3 |
2 |
|
|
Л4 |
2 |
Таблица 4 - Исходные данные по погружным электродвигателям
|
Номер ПЭД |
Технические данные |
Номинальная мощность, кВт |
Напряжение, В |
з??? |
Коэффициент мощности |
КП=Iп /Iн |
|
|
1 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
2 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
3 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
4 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
5 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
6 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
7 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
|
|
8 |
ПЭД-55-123 |
55 |
800 |
78,0 |
0,84 |
7 |
2. Описание и анализ технологического предприятия
Промысловая подстанция для питания НПС и нефтедобывающих скважин «Красная горка» находится под Сургутом (Западная Сибирь). Сургут расположен в Уральском федеральном округе, административный центр Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа.
Источником электроснабжения ПС «Красная горка» является «Сургутская ГРЭС-2». С 2006 года ГРЭС-2 входит в состав Оптовой генерирующей компании 4 (ОАО «ОГК-4»).
Бурение состоит из последовательных операций: спуск долота в скважину на бурильных трубах, разрушение долотом горной породы на забое, подъем разбуренной породы на поверхность, подъем и замена долота на новое. Этот процесс продолжается до окончания бурения скважины. Далее осуществляется сам процесс откачки нефти из пласта.
На некоторых месторождениях Сургута обводненность достигает 90%. Для решения этой проблемы был разработан специальный реагент «Темпоскрин». Внешне он напоминает сахар, однако если смешать его с водой, реагент превращается в гель. Благодаря одной тонне такого вещества можно дополнительно добыть от 2 до 8 тысяч тонн нефти.
Сегодня в «Сургутнефтегазе» применяют технологию бурения горизонтальных скважин, гидроразрыв пласта и зарезку боковых стволов. Приток нефти увеличился в разы. Сегодня без них не обойдется ни одно месторождение.
Добыча нефти на промысловой подстанции «Красная горка» осуществляется с помощью погружных центробежных электронасосов. Насосы откачивают нефть из скважин. Они используются в горизонтальных скважинах. Основными элементами погружной электроцентробежной установки добычи нефти являются погружной насос и погружной электродвигатель (ПЭД).
В проект разработки месторождения нефти входят следующие основные элементы:
1) объем добычи нефти около 2 млн. тонн в год предусматривает сооружение одной ГПП; [1, с. 9]
2) число и расположение эксплуатационных и нагнетательных скважин;
3) схемы электроснабжения промысловых объектов на территории месторождения.
Требования к надежности электроснабжения в условиях Крайнего Севера высокие. Это предъявляет повышенные требования к схемам промысловых подстанций. [1, с. 43-46]
Таблица 5 - Категории электроприемников по надежности электроснабжения на нефтяном промысле для района, приравненного к Крайнему Северу
|
Наименование категории |
Категория |
|
|
Кусты добывающих скважин с механизированной (насосной и газлифтной) добычей нефти |
1 |
|
|
Потребители периметральной сигнализациии охранного освещения |
1 |
|
|
Магистальные насосы |
1 |
|
|
Подпорная насосная |
1 |
|
|
НПС |
1 |
|
|
Задвижки, отсекающие НПС |
Особая группа |
Климатическая характеристика: по климатическим условиям район приравнен к Крайнему Северу. Климат континентальный. Зима умеренно-холодная, продолжительная -- со второй половины октября до середины апреля. Средняя температура января ?20,9 °C. Устойчивый снежный покров с конца октября по начало мая. Лето умеренно -- теплое, средняя температура июля +17,4 °C. Осень с начала сентября до середины октября.
Среднегодовые показатели:
§ Среднегодовая температура -- -1,9C°;
§ Среднегодовая влажность воздуха -- 75 %.
Категорийность территории по скоростным напорам ветра 1 раз в 10 лет для ВЛ 6-330 кВ: II.
Максимальный нормативный скоростной напор ветра на высоте до 15 м от земли: 40(25) даН/м2.
Категорийность территории по толщине стенки гололеда: II.
Нормативная толщина стенки гололеда: 15 мм. [1, с. 103]
Коррозионная активность среды:
Сургутская ГРЭС-2 отрицательно влияет на окружающую среду. Из двух труб, установленных на ней, выбрасывается в атмосферу большое количество вредных веществ (формальдегиды, диоксид сернистый, диоксид азота, фенол), которые выпадая в виде осадков, вызывают коррозию материалов. Следовательно, категория коррозии 3.
Относительная влажность воздуха, при которой начинается образование влажной пленки, составляет около 60 - 70%. Значение, при котором начинается конденсация на поверхности влаги, называется критической влажностью. Критическая влажность зависит от загрязнения воздуха и состояния металла. Конденсация влаги при этом происходит по капиллярному, химическому либо адсорбционному механизму.
Таблица 6- Категории атмосферной коррозии и пример типовых окружающих условий
|
Категория коррозии |
Потеря массы/толщины на единицу поверхности (первый год эксплуатации) |
Примеры типичных условий окружающей среды в континентальном климате |
|||||
|
Потеря массы, г/м2 |
Потеря толщины, Мкм |
Потеря массы, г/м2 |
Потеря толщины, Мкм |
Открытые площадки |
Внутренние помещения |
||
|
С3 Средняя |
200-400 |
25-50 |
5-15 |
0,7-2,1 |
Промышленная атмосфера |
Производство с большим загрязнением воздуха |
3. Определение электрических нагрузок
Для кустов эксплуатационных скважин и вспомогательного технологического оборудования расчет выполняется методом коэффициента максимума.
Коэффициенты для расчета нагрузок нефтяных промыслов в районах крайнего Севера принимаются в соответствии с «Указаниями по определению электрических нагрузок нефтяных промыслов Западной Сибири».[1, с. 75, 76]
Таблица 7 - Коэффициенты для расчета нагрузок нефтяных промыслов в районах крайнего Севера
|
Потребитель электроэнергии |
Коэффициенты |
Годовое число использования максимума силовых электрических нагрузок |
||
|
спроса КС |
использования КИ |
|||
|
Глубинно - насосная установка |
0,55 |
0,5 |
6500 |
|
|
Насосные станции по перекачки воды |
0,7 |
0,6 |
6500 |
|
|
Насосные станции внутрипромысловой перекачки нефти |
0,92 |
0,8 |
6000 |
3.1 Определение расчетной мощности низковольтной нагрузки (кабельная линия Л3 к двигателям ПЭД №1,2,5,6)
Расчетную активную мощность силовой нагрузки, при числе электродвигателей , определяем методом коэффициента максимума по выражению:
Установленная мощность равна:
Находим расчетную активную мощность:
Расчетная реактивная мощность определяется по выражению:
Получаем:
Находим расчетную реактивную мощность:
Полная расчетная мощность:
Для кабельной линии Л4 к двигателям ПЭД №3,4,7,8 расчет совпадает с расчетом для линии Л3.
3.2 Определение расчетной мощности освещения линии Л3(Л4)
Расчетная мощность освещения определяем методом коэффициента спроса:
,
где коэффициент спроса равен
Установленная мощность осветительных приборов принимается 10% от установленной мощности силовых установок, т.е.
Реактивной мощностью, расходуемой аппаратами в цепях управления освещением, пренебрегаем.
Полная расчетная мощность по кабельной линии Л3(Л4):
Расчетный ток:
Общая низковольтна нагрузка складывается из двигателей ПЭД №1-8. Расчетная мощность для нее равна:
3.3 Определение высоковольтной нагрузки
Исходные данные для трансформатора Т1 35/10 кВ (Т2 35/10 кВ).
Расчетная мощность определяется как произведение коэффициента расчетной нагрузки (коэффициента максимума) на среднюю мощность за наиболее нагруженную смену:
При наличии в группе электроприемников разных режимов работы с различными значениями и среднесменная мощность определяется как:
Установленная мощность:
Эквивалентное число электродвигателей :
Находим групповой коэффициент использования:
По рисунку 2.1 [2] находим коэффициент максимума
Среднесменная активная мощность:
Среднесменная реактивная мощность при наличии электроприемников разных режимов работы с различными значениями и среднесменная мощность определяется как:
Где tgцсв - средневзвешенный коэффициент реактивной мощности электродвигателя.
Средневзвешенный коэффициент реактивной мощности определяется как:
Получаем:
Сумма для ВН и НН:
Полная расчетная мощность:
Так как на ГПП два трансформатора, то при выходе из строя одного трансформатора, другой должен обеспечивать питание всей ПС. Для одного трансформатора расчетная мощность равна:
Выбор номинального напряжения питающей сети
Получаем два варианта ВЛ-35 кВ и ВЛ-110 кВ.
4. Экономическое сравнение напряжений внешнего электроснабжения
Сравниваются варианты линии Л1(Л2) по напряжению.
Стоимость ВЛ-110 кВ из таблицы П. 3.5 [2].
Стальные двухцепные опоры для района по гололеду II, с проводами марки АС сечением 70 мм2 стоят 24,6 тыс. руб/ км. Для 10 км 246 тыс. руб. Поправочный коэффициент к стоимости сооружения ВЛ в болотистой местности равен 1,46. [2, П. 3.7]
Общая стоимость сооружения ВЛ-110 кВ составляет 359,16 тыс. руб.
Стоимость ВЛ-35 кВ из таблицы П. 3.3 [2].
Стальные двухцепные опоры для района по гололеду II, с проводами марки АС сечением 150 мм2 стоят 21,4 тыс. руб/ км. Для 10 км 214 тыс. руб. Поправочный коэффициент к стоимости сооружения ВЛ в болотистой местности равен 1,46. [2, П. 3.7]
Общая стоимость сооружения ВЛ-35 кВ составляет 312,44 тыс. руб.
1) Для линии 110 кВ.
Для трансформатора ТДТН-16000/110
Приведённые затраты:
где Енорм - нормативный коэффициент капиталовложений, равный 0,12;
К - единовременные капиталовложения по рассматриваемому варианту;
И - ежегодные издержки при нормальной эксплуатации (ремонт).
Стоимость потерь электрической энергии в электрической сети:
Стоимость потерь электроэнергии, в рублях на киловатт*ч;
где Тм -число часов использования максимума нагрузки, Тм =6500ч.;
основная плата за 1 кВт максимальной нагрузки, руб. ;
дополнительная плата за 1 кВТч, коп. [2, таблица 5.2]
Амортизационные отчисления:
Расходы на эксплуатацию:
Ежегодные издержки:
Приведенные затраты:
Для линии 35 кВ
Для трансформатора ТДТН-16000/35
Стоимость потерь электрической энергии в электрической сети:
Амортизационные отчисления:
Расходы на эксплуатацию:
Ежегодные издержки:
Приведенные затраты:
Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведённых (к одному году) затрат. Выполнив расчеты делаем вывод, что использование ВЛ-35 кВ экономически более выгодно по сравнению с ВЛ-110 кВ.
5. Выбор сечения для Л1 и Л2 (ВЛ-35, ВЛ-110 кВ)
Исходные данные:
1. Воздушные линии Л1 и Л2. Они идут от ГРЭС-2 на ГПП, протяженность 10 км. Тип опор: стальные двухцепные опоры;
2. Напряжение 35(110) кВ;
3. Условия установки ХЛ;
4. Время использования максимума нагрузки: Тм=6500ч.;
5. Температуры охлаждающей среды:
1) эквивалентная годовая: -1,9°C;
2) эквивалентная зимняя: ?20,9 °C;
3) эквивалентная летняя:17,4°C.
6. Допустимые потери напряжения
1) По экономической плотности тока.
По таблице П.2.1[2] для голых алюминиевых проводов, с учетом времени использования максимума () и местоположения предприятия экономическая плотность тока:
Расчетный ток для ВЛ-35 кВ:
Расчетный ток для ВЛ-110 кВ:
Экономическое сечение провода для ВЛ-35 кВ:
Экономическое сечение провода для ВЛ-110 кВ:
По таблице П.2.3[2] для ВЛ-35 кВ ,
Выбираем провод АСБ-35-3х150.
По таблице П.2.3[2] для ВЛ-110 кВ ,
Выбираем провод АСБ-110-3х50.
2) По длительно допустимому току.
Наиболее тяжелый режим для воздушной линии - это режим, когда распределительная сеть получает питание по одной линии (допустим Л1).
а) Для ВЛ-110 кВ.
Ток по этой линии равен:
Условие выбора по допустимому току:
,
,
По таблице П.2.12[2] для воздуха при нормированной температуре 250С и фактической (среднегодовой для Сургута, -1,9 0С), берём 00С Для одного провода по таблице П.2.11[2] ,
Так как следовательно, условие выполняется.
Выбираем кабель АСБ-110-350.
б) Для ВЛ-35 кВ.
Ток по этой линии равен:
Условие выбора по допустимому току:
,
,
По таблице П.2.12[2] для воздуха при нормированной температуре 250С и фактической (среднегодовой для Сургута, -1,90С), берём 00С Для одного провода по таблице П.2.11[2] ,
Так как следовательно, условие выполняется.
Выбираем кабель АСБ-35-3150.
3) Проверка на потерю напряжения.
а) Для нормального режима.
Допустимая потеря напряжения по условию [1]
Проверка на потерю напряжение заключается в выполнении условия (по формуле 4.2 [2]):
,
По (4.3)[2]:
где -расчетные активная и реактивная мощности, передаваемые по линии,
- активное и индуктивное сопротивления линии,
- номинальное напряжение линии.
Сопротивления линии
где -удельные активное и индуктивное сопротивление воздушной линии.
По таблице П.2.3, П.2.4[2] выбираем
что составляет 2,18 % от номинального напряжения воздушной линии.
б) Для послеаварийного режима [1]
в) При пуске электродвигателей на шинах подстанции при питании силовой нагрузки напряжением 10 кВ [1]
Условие выполняется.
1. Выбор трансформатора 35/10 кВ (Т1, Т2)
Исходные данные для Т1:
1. Класс напряжения
2. Промысловая подстанция для питания НПС и нефтедобывающих скважин «Красная горка», трансформатор ГПП;
3. Условия установки ХЛ;
4. Время использования максимума нагрузки: Тм=6500ч.;
5. Температуры охлаждающей среды:
1) эквивалентная годовая: -1,9°C;
2) эквивалентная зимняя: ?20,9 °C;
3) эквивалентная летняя:17,4°C.
Тип трансформатора масляный, класс Д
Номинальная мощность трансформатора:
Согласно ряду номинальных значений мощностей:
Намечаем трансформаторы типа ТДТН-16000/35/10-ХЛ или ТДТН-10000/35/10-ХЛ.
Проверка трансформаторов Т1, Т2 на систематическую перегрузку
Определяем коэффициенты К1 и К2. Для нормального режима, принимая, что нагрузка распределена между трансформаторами поровну, получаем:
1) Для варианта Sном=16 МВА:
Находим К1 и К2:
2) Для варианта Sном=10 МВА находим К1 и К2:
Продолжительность аварийной перегрузки равна длительности суточного (утреннего или вечернего) максимума нагрузки Максимум нагрузки в обоих вариантах меньше единицы. Следовательно, систематических перегрузок нет в нормальном режиме.
7.1 Проверка трансформаторов Т1, Т2 на аварийную перегрузку
1) Для варианта Sном=16 МВА находим К1 и К2:
По таблице 7.7 [4] (для трансформаторов средней и большой мощности с охлаждением Д) для при и находим, что превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки в послеаварийном режиме составит
Температуру наиболее нагретой точки находим добавлением фактической температуры охлаждающей среды, равной
Получаем:
Температура наиболее нагретой точки не превышает рекомендуемое в таблице 7.3 предельное значение 140 °C. Режим продолжительной аварийной перегрузки допустим.
2) Для варианта Sном=10 МВА находим К1 и К2:
По таблице 7.7 [4] (для трансформаторов средней и большой мощности с охлаждением Д) для при и находим, что превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки в послеаварийном режиме составит Температуру наиболее нагретой точки находим добавлением фактической температуры охлаждающей среды, равной
Получаем:
Температура наиболее нагретой точки превышает рекомендуемое в таблице 7.3 предельное значение 140°C. Следовательно, режим продолжительной аварийной перегрузки с этими параметрами недопустим.
Однако температура наиболее нагретой точки меньше предельного значения для режима кратковременной аварийной перегрузки. Поэтому режим с этими параметрами допустим как режим кратковременной аварийной перегрузки на время не более получаса. За это время трансформатор необходимо разгрузить до величины допустимой продолжительной аварийной перегрузки.
Так как потребителей третьей категории нет на промысловой подстанции «Красная горка», то проверку на аварийную перегрузку трансформатор ТДТН-10000/35/10-ХЛ не проходит.
Выбираем трансформатор ТДТН-16000/35/10-ХЛ.
Внутренне электроснабжение предприятия
Выбор сечения кабеля для двигателей ПНА №1,2 и МНА №1,2
Кабели к двигателям ПНА №1,2 и МНА №1,2 прокладывается во взрывоопасной зоне В-1. Выбираются КЛ с медными жилами (ПУЭ.7.3.93).
Подставляя паспортные значения электродвигателей из исходных данных в формулу, получаем расчетный ток для КЛ к отдельному электродвигателю:
1) По экономической плотности тока.
По таблице 4.1[4] для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами, с учетом времени использования максимума () и местоположения предприятия экономическая плотность тока:
По таблице П.2.12 [2] для земли при нормированной температуре 150С и фактической (среднегодовой для Сургута, -1,90С), берём 00С Для одиночного провода по таблице П.2.11[2] ;
По таблице П.2.10[2] для трехжильного кабеля с медной жилой, прокладываемого в земле, КЛ-10 кВ принимаем , и ,
Выбираем для ПНА №1,2 кабель ЦСБ-10-3х35 и для МНА №1,2 кабель ЦСБ-10-3х240.
2) Условие выбора по длительно допустимому току:
,
Условия:
выполняются.
По нагреву длительно допустимым током кабели проходят. Выбираем для ПНА №1,2 кабель ЦСБ-10-3х35 и для МНА №1,2 кабель ЦСБ-10-3х240.
Выбор сечения кабеля для ПЭД № 1-8.
Кабели к двигателям ПЭД №1-8 прокладывается во взрывоопасной зоне В-1. Выбираются КЛ с медными жилами (ПУЭ.7.3.93).
Подставляя паспортные значения электродвигателей ПЭД №1-8 из исходных данных в формулу, получаем расчетный ток для КЛ к отдельному электродвигателю:
1) По экономической плотности тока.
По таблице 4.1[4] для кабелей с резиновой изоляцией с медными жилами, с учетом времени использования максимума () и местоположения предприятия экономическая плотность тока:
По таблице П.2.12 [2] для земли при нормированной температуре 150С и фактической (среднегодовой для Сургута, -1,90С), берём 00С Для двух проводов при расстоянии в свету 300 мм по таблице П.2.11[2] ;
По таблице П.2.10[2] для четырехжильного кабеля с медной жилой, прокладываемого в земле, КЛ-0,38 кВ принимаем ,
Выбираем провод ЦСБ-0,4-3х70.
2) Условие выбора по длительно допустимому току:
,
Условие выполняется. По нагреву длительно допустимым током кабель проходит.
Выбираем кабель ЦСБ-0,4-3х70.
5.1 Выбор сечения кабеля для линии Л3(Л4)
Кабельная трехжильная линия прокладывается в траншее. По таблице П. 2.10[2] выбираем допустимый ток.
1) По экономической плотности тока.
Используем кабель НРГ с резиновой негорючей оболочкой, с резиновой изоляцией и в тех же условиях:
По длительно допустимому току.
Условие выбора по длительно допустимому току:
В соответствии со схемой электроснабжения ПЭД №1,2,5,6, получают питание по линии Л3, работающей в нормальном режиме (секционный выключатель на 0,4 кВ выключен). Наибольший рабочий ток по линии Л3 будет при отказе линии Л4. Тогда питание ПЭД №1-8 будет осуществляться по одной линии Л3. При этом наибольший рабочий ток по линии Л3 будет в два раза больше расчетного тока:
Условие выполняется. По нагреву длительно допустимым током кабель проходит.
Выбираем кабель НРГ-10-316.
2) Проверка кабеля на термическую стойкость.
Сущность проверки кабеля на термическую стойкость заключается в проверке условия:
,
где - термическое сечение (минимально допустимое).
Приближенно термическое сечение можно вычислить по выражению:
,
где =5323,12 А - ток КЗ для проверки кабельной линии;
tпр- длительность протеканиям тока КЗ, равная tпр=4с.
Значение функции берем из табл. П.2.17 [2]. Для кабеля с медными жилами при напряжении 10 кВ
Условие не выполняется, следовательно, выбираем кабель с большим сечением:
3) Проверка на потерю напряжения.
а) Для нормального режима.
Допустимая потеря напряжения по условию [1]
Проверка на потерю напряжение заключается в выполнении условия (по формуле 4.2 [2]):
,
По (4.3)[2]:
где -расчетные активная и реактивная мощности, передаваемые по линии,
- активное и индуктивное сопротивления линии,
- номинальное напряжение линии.
Сопротивления линии
где -удельные активное и индуктивное сопротивление кабельной линии.
По таблице П.2.6[2] выбираем
что составляет 0, 37% от номинального напряжения кабельной линии.
б) Для послеаварийного режима [1]
в) При пуске электродвигателей на шинах подстанции при питании силовой нагрузки напряжением 10 кВ [1]
Условие выполняется.
Окончательно для Л3(Л4) выбираем кабель НРГ-10-395.
Выбор трансформаторов 10/0,4 кВ
Выбор трансформаторов одинаковой мощностиТ3-Т6. Нагрузкой для одного трансформатора являются 2 двигателя и освещение (в аварийном режиме 4 двигателя). Предполагается 100%-я компенсация реактивной мощности QРН с помощью низковольтных батарей конденсаторов (НБК). При этом через трансформаторы из сети 10 кВ будет передаваться только активная мощность. Мощность трансформаторов в этом случае будет минимально допустимой и определяется по выражению [4]:
По пункту 7.4.1 [4] берем .
Активная мощность низковольтной нагрузки составляет:
Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условию [4]:
где Sp - полная расчётная мощность нагрузки;
К1,2 - доля электроприёмников 1-й и 2-й категории, К1,2=1;
N - число взаимно резервирующих друг друга трансформаторов N=2 ;
Ка - допускаемый коэффициент аварийной перегрузки;
По таблице 7.8[4] без учета предшествующей нагрузки, по длительности перегрузки (длительности суточного максимума нагрузки) и температуры охлаждающей среды во время перегрузки - tсм=2ч, и=0 єС выбираем Ка=1,6.
Получаем:
Намечаем к установке трансформаторы типа ТСЗ-160/10 и ТСЗ -250/10.
Проверка трансформаторов Т3 и Т4 (Т5 и Т6)
на систематическую перегрузку
Определяем коэффициенты К1 и К2. Для нормального режима, принимая, что нагрузка распределена между трансформаторами Т3 и Т4 поровну, получаем:
1) Для варианта Sном=250 кВА:
Находим К1 и К2:
2) Для варианта Sном=160 кВА находим К1 и К2:
Продолжительность аварийной перегрузки равна длительности суточного (утреннего или вечернего) максимума нагрузки Максимум нагрузки в обоих вариантах меньше единицы. Следовательно, систематических перегрузок нет в нормальном режиме.
Проверка трансформаторов Т3 и Т4 (Т5 и Т6) на аварийную перегрузку
1) Для варианта Sном=250 кВА находим К1 и К2:
2) Для варианта Sном=160 кВА находим К1 и К2:
По таблице 7.6 [4] (для распределительных трансформаторов с охлаждением М) для при и находим, что превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки в послеаварийном режиме составит
Температуру наиболее нагретой точки находим добавлением фактической температуры охлаждающей среды, равной
Получаем:
Температура наиболее нагретой точки не превышает рекомендуемое в таблице 7.3 предельное значение 150°C. Следовательно, режим продолжительной аварийной перегрузки с этими параметрами допустим.
6. Технико-экономическое сравнение вариантов
Проводим технико-экономическое сопоставление трансформаторов ТСЗ-160/10 (1 вариант) и ТСЗ -250/10 (2 вариант). Сведём технические данные трансформаторов в таблицу 8.
Таблица 8 - Технические данные трансформаторов [2, таблица П.4.7]
|
Тип трансформатора |
Потери, кВт |
Iхх, % |
Uк, % |
Стоимость, тыс. руб. |
||
|
?Рхх |
?Рк |
|||||
|
ТСЗ-160/10 |
0,7 |
2,7 |
4 |
5,5 |
2,055 |
|
|
ТСЗ-250/10 |
1 |
3,8 |
3,5 |
5,5 |
2,31 |
Стоимость годовых потерь активной энергии в трансформаторе за год определяем по выражению[2, формула7.17]:
Где С0 - удельная стоимость потерь электроэнергии;
Тг - годовой фонд рабочего времени (фактическое число часов работы за год), при отсутствии конкретных данных принимается 8760 ч;
вm - коэффициент загрузки трансформатора в часы максимума ;
фm - число часов использования максимума потерь [2, таблица 5.3].
Коэффициент загрузки [4]:
Где Sр - полная расчётная мощность нагрузки;
Sном - номинальная мощность трансформатора.
Стоимость годовых потерь электроэнергии в электрической сети от передачи реактивной мощности, потребляемой трансформатором [2, формула 7.18]:
где ДРс - потери мощности в сети энергосистемы;
?Рл - потери мощности в питающей линии от энергосистемы до ГПП.
Потери мощности в сети энергосистемы[2, формула 7.15]:
где Кип - коэффициент изменения потерь;
?Qт - потребляемая трансформатором реактивная мощность.
Коэффициент изменения потерь для трансформаторов Кип=0,15[4].
Потребляемая трансформатором реактивная мощность [2, формула 7.13а]:
Где ?Qхх и ?Qк - реактивные мощности холостого хода и короткого замы- кания (расходуемая трансформатором на создание потоков рассеяния при номинальной нагрузке).
Потери мощности в питающей линии от энергосистемы до ГПП [2, формула 7.16]:
Где Rл - активное сопротивление питающих линий системы электроснабжения от трансформатора до подстанции энергосистемы, равное
Реактивные мощности холостого хода и короткого замыкания[2, формула 7.14]:
и
Где Ixx - ток холостого хода;
UK - напряжение короткого замыкания в процентах.
Стоимость потерь электроэнергии (по пункту 5).
1) Для трансформатора ТСЗ-160/10.
2) Для трансформатора ТСЗ-250/10.
Заносим полученные данные в таблицу.
Таблица 9 -Сравнение вариантов трансформаторов (руб.)
|
Расходы |
ТСЗ-160/10 |
ТСЗ-250/10 |
||
|
1 |
Капитальные вложения, К |
2055 |
2310 |
|
|
2 |
Стоимость потерь электроэнергии, |
54322 |
53663 |
|
|
3 |
Амортизационные отчисления 0,063•К |
130 |
145 |
|
|
4 |
Текущие расходы 0,01•К |
21 |
23 |
|
|
5 |
Эксплуатационные расходы И, |
54473 |
53831 |
|
|
6 |
Приведённые затраты, З=0,12•К+И |
54720 |
54109 |
Так как выполняются условия K2>K1 и И1>И2, то используем формулу срока окупаемости [2, формула 5.8]:
Срок окупаемости меньше нормативного (ТН=8,3 лет), следовательно выгоднее вариант 2 с большими капитальными вложениями, то есть выбираем трансформатор типа ТСЗ-250/10.
Расчет токов КЗ
Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Для расчета токов короткого замыкания составляем расчетную схему и схему замещения. напряжение электроснабжение трансформатор двигатель
Рисунок 2 - Расчетная схема
Рисунок 3 - Схема замещения
Выбор и расчёт базисных величин.
Выберем базисные напряжения:
За базисную мощность примем мощность силового трансформатора, установленного на районной подстанции:
Определяем сопротивления схемы замещения
Сопротивление энергосистемы:
где Sк - мощность КЗ энергосистемы, Sк = 100 МВА.
Сопротивление линии Л1 (учитываем только индуктивное сопротивление):
где Х0=0,116 Ом/км для номинального сечения алюминиевого провода сечением 150 мм2 [2, таблицаП.2.6]. Сопротивление трансформатора Т1:
где UK=5,5% (из таблицы 8).
Суммарное сопротивление схемы замещения относительно точки К1:
10.1.2 Ток КЗ от системы в точке К1
Базисный ток для сети 35 кВ:
Базисный ток для сети 10 кВ:
Ток КЗ от системы:
Токи подпитки от электродвигателей при КЗ
В случае, если двигатель подключен к шинам (точке КЗ) через КЛ небольшой длины , то сопротивление КЛ не учитываем.
При этом:
где с = 0,9 для асинхронных двигателей;
с = 1,1 для синхронных двигателей;
Кп = 6,28 - кратность пускового тока для СД;
Кп = 6,5 - кратность пускового тока для АД;
Тогда для синхронных двигателей СД1, которые получают питание по КЛ небольшой длины (несколько метров), ток подпитки будет равен:
Для синхронных двигателей АД2, которые получают питание по КЛ небольшой длины (несколько метров), ток подпитки будет равен:
Токи подпитки от низковольтных ПЭД не учитываем, так как, во первых, между ними и точкой КЗ есть трансформатор, а во вторых, мощность каждого из этих двигателей составляет менее 100 кВт.
Суммарные токи от системы и
электродвигателей через выключатели
Наибольшие токи КЗ будут протекать через выключатели Q1, Q2, через которые протекают токи подпитки от всех высоковольтных электродвигателей:
Через секционный выключатель Q8 в подпитке участвуют ЭД только одной секции:
Ток КЗ через выключатели Q5, Q10 двигателей СД1:
Ток КЗ через выключатели Q4, Q9 двигателей АД2:
Расчёт ударных токов
Ударный ток от системы по линии Л1 при КЗ в точке К1равен [1]:
где ударный коэффициента равен где [5],
Ударный ток от СД1:
где [5] (для СД),
Ударный ток от АД2:
где [5] (для АД),
Ударный ток через выключатели Q1, Q2,:
Ударный ток через секционный выключатель Q8:
Ударный ток через выключатели Q5 ,Q10 двигателей СД1:
Ударный ток через выключатели Q4 ,Q9 двигателей АД2:
Полученные данные заносим в таблицу.
Таблица 10 - Результаты расчета токов короткого замыкания
|
Аппарат |
Суммарные токи КЗ ч/з аппарат |
||||||
|
Токи КЗ от системы |
Токи подпитки от ЭД |
||||||
|
IПО, А |
iУ, А |
IПО, А |
iУ, А |
IПО, А |
iУ, А |
||
|
Q1 |
2295,07 |
5842,29 |
6503,4 |
17140,18 |
8798,47 |
22982,47 |
|
|
Q2 |
2295,07 |
5842,29 |
6503,4 |
17140,18 |
8798,47 |
22982,47 |
|
|
Q8 |
2295,07 |
5842,29 |
3251,8 |
8570,09 |
5546,87 |
14412,38 |
|
|
Q4 |
2295,07 |
5842,29 |
5715 |
9462,06 |
8010,07 |
15304,35 |
|
|
Q9 |
2295,07 |
5842,29 |
5715 |
9462,06 |
8010,07 |
15304,35 |
|
|
Q5 |
2295,07 |
5842,29 |
788,4 |
16248,21 |
3083,47 |
22090,5 |
|
|
Q10 |
2295,07 |
5842,29 |
788,4 |
16248,21 |
3083,47 |
22090,5 |
7. Выбор высоковольтных выключателей
7.1 Выбор высоковольтных выключателей Q1(Q2), Q8
По номинальному напряжению сети
Выключатель выбирается из условия [6, с.338]:
,
где UНОМ - номинальное напряжение выключателя,
UС.НОМ - номинальное напряжение сети, .
По таблице П4.4[6] выбираем электромагнитный выключатель ВЭ-10-40/1600Т3.
По номинальному току
Выключатель должен удовлетворять условиям [6, с.338]:
,
,
где IНОМ - номинальный ток выключателя;
IНОРМ.max - максимальный ток нормального режима;
IДЛИТ.max - максимальный ток длительного режима.
Для выбранного выключателя Iном=1600 А. Максимальный ток нормального режима равен расчётному току воздушной линии Л1 в нормальном режиме, то есть IНОРМ.max= Iр = 130,8 А.
Максимальный ток длительного режима равен току линии Л1 в послеаварийном режиме:
IДЛИТ.max = IПАВ.max = 2Iр=2•130,8 = 261,6 А.
Следовательно, пункт (11.1.1) и (11.1.2) выполняются.
По номинальному току отключения
По симметричному току отключения по условию [6, с.338]:
,
где IП,ф - действующее значение периодической составляющей тока КЗ к моменту расхождения контактов;
IОТК,НОМ - номинальный ток отключения выключателя,
Для выключателя ВЭ-10-40/1600Т3 IОТК.НОМ=40кА.
Так как имеется подпитка от двигателей, то
,
где IПфС и IПфД - действующие значения периодической составляющей токов КЗ от системы и от двигателей.
При питании от системы неограниченной мощности:
Для электродвигателей:
где ТД - постоянная времени периодической составляющей двигателя;
ф - время от момента КЗ до расхождения контактов выключателя,
фз,min=0,01 с - минимальное время действия релейной защиты[6];
tC,В = 0,06 с - собственное время отключения выключателя ВЭ-10-40/1600Т3, [6, таблица П.4.4].
В общем случае к секциям шин подключается большое количество электродвигателей разных типов и мощностей. При оценке результирующего влияния всех электродвигателей на ток КЗ в месте повреждения целесообразно все электродвигатели заменить одним эквивалентным. В [3] рекомендуется следующее значение постоянной времени периодической составляющей тока: Тд=0,07с.
Получаем:
,
Условие выполняется.
Значит, выбранный выключатель ВЭ-10-40/1600Т3 проходит проверку по номинальному току отключения.
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ
Должно выполняться следующее условие [6, с.338]:
где вН - нормированное содержание апериодической составляющей в токе отключения, но так как для выключателя ВЭ-10-40/1600Т3 вН не нормируется, условие выполняется автоматически.
По включающей способности
Проверка выключателей по включающей способности производится по условиям [6, с.338]:
где iу - ударный ток КЗ;
IПО - начальное значение периодической составляющей тока КЗ;
IВКЛ.НОМ - номинальный ток включения выключателя.
Наибольший пик тока включения:
Получаем:
У выбранного выключателя IВКЛ.НОМ=40 кА, а значение тока в точке КЗ IПОQ1=8798,47 А, IПОQ8=5546,87А.
Следовательно условие выполняется.
Ударный ток в точке КЗ равен , , а , выполняется условие
Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка производится по сквозным токам КЗ по условию [6, с.338]:
.
Для выбранного выключателя iДИН=100 кА, а значение ударного тока в точке КЗ, .Значение IПОQ1=8,798 кА, IПОQ8=5,546 кА, а у выключателя Iдин=40 кА. Значит, выключатель проходит по динамической стойкости.
Проверка на термическую стойкость
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ [6, с.339]:
где BК - расчетный тепловой импульс КЗ;
Тепловой импульс с учётом влияния электродвигателей определяется по выражению
где - суммарный начальный периодический ток всех электродвигателей;
Для выключателя Q1(Q2):
- эквивалентная постоянная времени:
- эквивалентная постоянная времени затухания периодической составляющей (вследствие снижения скорости вращения электродвигателя);
где [6, таблица П.4.4].
Тогда:
У выбранного выключателя IТЕР=40 кА, tТЕР=3 с, тогда:
Условие выполняется.
Для выключателя Q8:
где =0,08 ;
Тогда:
Условие выполняется.
Значит, выключатель проходит по термической стойкости. Так как выбранный выключатель проходит по всем параметрам, то окончательно выбираем выключатель ВЭ-10-40/1600Т3.
Его технические параметры представлены в таблице 13.
7.2 Выбор высоковольтных выключателей Q4 (Q9), Q5 (Q10)
По номинальному напряжению сети
Выключатель выбирается из условия:
,
где .
По таблице П4.4[6] выбираем электромагнитный выключатель ВЭ-10-40/1600Т3.
По номинальному току
Выключатель должен удовлетворять условиям:
Для выбранного выключателя Iном=1600 А. Максимальный ток нормального режима равен:
В послеаварийном режиме ток максимального длительного режима равен:
Условия выполняются.
По номинальному току отключения
По симметричному току отключения по условию (пункт 11.1.3) имеем:
фз,min=0,01 с - минимальное время действия релейной защиты [6];
tC,В = 0,06 с - собственное время отключения выключателя ВЭ-10-40/1600Т3;
[таблица П.4.4, 6].
В [3] рекомендуется следующее значение постоянной времени периодической составляющей тока: Тд=0,07с. Для выключателя ВЭ-10-40/1600Т3 IОТК.НОМ=40кА.
Получим:
,
Условие соблюдается во всех случаях. Значит, выбранный выключатель ВЭ-10-40/1600Т3 проходит проверку по номинальному току отключения.
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ
Так как для выключателя ВЭ-10-40/1600Т3 вН не нормируется, условие (пункт 11.1.4) выполняется автоматически.
По включающей способности
Проверка выключателей по включающей способности производится по условиям пункта 11.1.5.
Наибольший пик тока включения:
Получаем:
У выбранного выключателя IВКЛ.НОМ=40 кА, а значение тока в точке КЗ IПОQ4=8010,07 А, IПОQ5=3083,47А.
Условие выполняется.
Ударный ток в точке КЗ равен , а , следовательно выполняется условие
Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка производится по сквозным токам КЗ по пункту 11.1.6.
Для выбранного выключателя iДИН=100 кА, а значение ударного тока в точке КЗ . Значения IПОQ4=8010,07 А, IПОQ5=3083,47 А, а у выключателя . Значит, выключатель проходит по динамической стойкости.
Проверка на термическую стойкость
На термическую стойкость выключатель проверяется по условиям пункта 11.1.7.
Для выключателя Q4 (Q9):
где =0,08 ;
Тогда:
У выбранного выключателя IТЕР=40 кА, tТЕР=3 с, тогда:
Условие выполняется. Значит, выключатель проходит по термической стойкости.
Для выключателя Q5(Q10):
где =0,08 ;
Тогда:
Условие выполняется. Значит, выключатель проходит по термической стойкости.
Его технические параметры представлены в таблице 13.
8. Выбор трансформаторов тока
На подстанции в цепи понизительного трансформатора устанавливаются следующие контрольно-измерительные приборы: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии [2].
В схеме используем два трансформатора тока. К первому подключаются счетчики активной и реактивной энергии, ко второму - измерительные приборы и реле.
8.1 Выбор трансформатора тока для подключения счетчиков активной и реактивной энергии
Выбираем трансформатор ТПОЛ-10У3 с номинальным током 1500 А.
Таблица 11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока [6, таблица 4.13]
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, ВА |
|
|
Счетчик активной энергии |
СА3-И670 |
2,5 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4-И689 |
2,5 |
По номинальному напряжению
,
Номинальное напряжение трансформатора 10 кВ. Напряжение сети равно 10 кВ. Условие выполняется.
По номинальному току
Ток нормального режима равен расчётному току воздушной линии Л1 Iр=130,8 А. Максимальный ток IДЛИТ.max=2Iр=261,6 А. Номинальный ток трансформатора Iном=1500 А. Условия выполняются.
Проверка на электродинамическую стойкость
,
Условие выполняется.
Проверка на термическую стойкость
,
.
Условие выполняется.
Выбор соединительных проводов по вторичной нагрузке трансформатора.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 r2.
Вторичная нагрузка трансформатора:
,
где rприб - общее сопротивление приборов;
rпр - сопротивление соединительных проводов;
rк - сопротивление контактов.
Отсюда сопротивление соединительных проводов:
.
Номинальное сопротивление трансформатора:
где S2 ном - номинальная нагрузка измерительной обмотки;
I2 ном - номинальный ток вторичной обмотки.
Общее сопротивление соединительных проводов:
,
где Sприб - общая мощность, потребляемая приборами;
I2 ном - номинальный ток вторичной обмотки.
Так как к вторичной обмотке подключены два прибора, принимаем rк=0,05 Ом [6, с.374].
.
Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов
,
где - удельное сопротивление материала;
lрасч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов;
rпр - сопротивление соединительных проводов.
Провода с медными жилами применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а так же на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях применяют провода с алюминиевыми жилами. Для алюминия удельное сопротивление = 0,028 мкОмм [5]. Соединение измерительного трансформатора тока в неполную звезду.
Длину соединительных проводов принимаем равной lрасч = 40 м [6, стр. 375].
.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 16 мм2 [3]. Для подключения амперметра устанавливается аналогичный трансформатор тока. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в таблице 14.
9. Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения[5].
Ко вторичной обмотке трансформатора напряжения подключается вольтметр, счетчики активной и реактивной энергии [6]. Выбираем трансформатор напряжения НОМ-10-66.
Таблица 12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения [6, таблицы 4.14, 4.15]
|
Прибор |
Тип |
сos |
sin |
Нагрузка, ВА |
|
|
Вольтметр |
Э-335 |
1 |
0 |
2 |
|
|
Счетчик активной энергии |
СА3-И670 |
1 |
0 |
2,5 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4-И689 |
0,38 |
0,925 |
2,5 |
9.1 Проверка по номинальному напряжению
,
Номинальное напряжение первичной обмотки Uном=10 кВ. Номинальное напряжение сети Uном.с=10 кВ. Условие выполняется.
По классу точности
Выбираем трансформатор класса точности 0,5. Данному классу точности соответствует
По вторичной нагрузке
Условие выбора:
,
где Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности;
S2 - нагрузка всех измерительных приборов, присоединённых к трансформатору напряжения.
Нагрузка всех измерительных приборов:
,
где Р - активная нагрузка всех измерительных приборов;
Q - реактивная нагрузка всех измерительных приборов.
Активная нагрузка всех измерительных приборов:
где Sпр - нагрузка прибора;
сos - коэффициент активной мощности прибора.
Реактивная нагрузка всех измерительных приборов:
,
где Sпр - нагрузка прибора;
sin - коэффициент активной мощности прибора.
Условие выполняется. Параметры выбранного трансформатора напряжения приведены в таблице 15.
Выбор предохранителей
Для трансформатора напряжения выбираем предохранитель ПКТ-101-10-31,5-20-У3.
По номинальному напряжению
Номинальное напряжение предохранителя 10 кВ. Условие выполняется.
По длительному току
Наибольший ток нормального режима:
где Sмакс. тр - максимальная мощность трансформатора напряжения;
Uном - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения.
Условие выполняется.
9.2 По току отключения
Из расчёта токов КЗ известно, что . Ток отключения предохранителя Iоткл=20000 А. Условие выполняется.
Параметры выбранного предохранителя ПКТ-101-10-31,5-20-У3 приведены в таблице 16.
Выбор вентильных разрядников
Для защиты изоляции нейтралей трансформаторов подстанций от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений выбираем вентильный разрядник марки РВ0-10Н1.
Параметры выбранного вентильного разрядника приведены в таблице 17.
Выбор разъединителя
По номинальному напряжению сети
Выбирается из условия [6, с.290] Выбираем разъединитель для внутренней установки РВ-10/400У3 с UНОМ=10кВ для АД и РВ-10/1000У3 с UНОМ=10кВ для СД.
По номинальному току
Разъединитель должен удовлетворять условиям:
Для разъединителя РВ-10/400У3 Iном=400 А, для разъединителя РВ-10/1000У3 Iном=1000 А.
Получаем для двигателей:
Условия выполняются для обоих двигателей.
9.3 Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка производится по сквозным токам КЗ по условиям:
.
Для выбранного разъединителя iПР.С=41 кА, IПР.С=16 кА а значение ударного тока в точке КЗ . Значения IПОQ4=8010,07 А, IПОQ5=3083,47 Разъединители проходят по динамической стойкости.
Проверка на термическую стойкость
На термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ.
Проверка на термическую стойкость:
,
Для АД. У выбранного выключателя IТЕР=16 кА, tТЕР=4 с, тогда:
Условие выполняется.
Для СД. У выбранного выключателя IТЕР=40 кА, tТЕР=4 с, тогда:
Условие выполняется.
Так как выбранные разъединители проходят по всем параметрам, то окончательно выбираем РВ-10/400У3 и РВ-10/1000У3.
Технические параметры представлены в таблице 18.
Выбор короткозамыкателей
Короткозамыкатель-это коммутационный аппарат, предназначенный для для создания искусственного КЗ в электрической цепи.
Выбираем короткозамыкатель с повышенным уровнем напряжения для более долгой эксплуатации. Выбираем КЗ-35У. Его технические параметры представлены в таблице 19.
Технические параметры выбранного электрооборудования
Таблица13 -Технические параметры высоковольтного выключателя ВЭ-10-40/1600Т3
|
Наименование параметра |
Значение параметра |
|
|
Номинальное напряжение Uном, кВ |
10 |
|
|
Номинальный ток Iном, А |
1600 |
|
|
Номинальный ток отключения Iотк.ном, кА |
40 |
|
|
Параметры сквозного тока КЗ, кА: - ток электродинамической стойкости iдин Iдин - ток термической стойкости Iтер |
100 40 40 |
|
|
Время протекания тока термической стойкости tтер, с |
3 |
|
|
Полное время отключения tотк.в, с |
0,08 |
|
|
Собственное время отключения tс.в, с |
0,06 |
|
|
Привод |
Встроенный |
Таблица 14 -Технические параметры трансформатора тока ТПОЛ-10У3
|
Тип |
Iном, А |
Iдин, кА |
Iтер, кА |
Номинальная вторичная нагрузка, ВА, обмоток |
Вариант испол-нения обмоток |
Номи- нальная предель-ная крат-ность |
|||
|
первичный |
вторич-ный |
Изме-рительной |
защи- ты |
||||||
|
ТПОЛ-10 |
1500 |
5 |
90 |
36 |
10 |
15 |
Р; Р/Р; 0,5/Р |
24 |
Таблица 15 -Технические параметры трансформатора напряжения НОМ-10-66
|
Наименование параметра |
Значение параметра |
|
|
Номинальное напряжение Uном - первичной, кВ - основной вторичной, В - дополнительной, В |
10 100 - |
|
|
Номинальная мощность, В•А, в классе точности 0,5 |
75 |
|
|
Максимальная мощность, В•А |
630 |
Таблица 16 -Технические параметры предохранителя ПКТ-101-10-31,5-20-У3
|
Наименование параметра |
Значение параметра |
|
|
Номинальное напряжение Uном , кВ |
10 |
|
|
Номинальный ток Iном, А |
31,5 |
|
|
Предельный ток отключения Iотк.п , кА |
20 |
Таблица 17 - Технические параметры вентильного разрядника РВО-10Н1
