|
Система
|
Номер ТП узла
Брянск-Восточный
|
Номинальный ток
нагрузки
|
Ток КЗ
максимальный, IКЗ МАК, А
|
Ток КЗ
минимальный, IКЗ МИН, А
|
461 343 952
|
Т-1 1375
|
16169
|
10161
|
|
|
Т-2 1466
|
|
|
|
ПС Южная
|
714
|
Т-1 1144
|
14632
|
9131
|
|
|
Т-2 1374
|
|
|
|
ПС Нефтемаш
|
321
|
Т-1 3547
|
11940
|
7894
|
|
|
Т-2 3499
|
|
|
|
ПС Фокинская
|
55 653 2
|
Т-1 1144
|
14922
|
8938
|
|
|
Т-2 1144
|
|
|
|
ПС
Брянск-Восточный
|
201 ЦРП
|
Т-1 1094
|
14861
|
8167
|
|
|
Т-2 1094
|
|
|
Существующая схема электроснабжения железнодорожного
узла Брянск-Восточного района электроснабжения представлена в приложении (с
измененными мощностями трансформаторов ТП-5, ТП-14, ТП-201).
Объекты железнодорожного узла получают питание от понижающих
трансформаторных подстанций (ТП), которые связаны распределительной сетью 6 кВ,
получающей в свою очередь питание от районных подстанций ПС «Брянск -
Восточный», ПС «Фокинская», ПС «Нефтемаш», ПС «Южная», ПС «Районная» от
независимых друг от друга, в аварийном режиме потребители могут быть запитаны
от другой ПС.
Длина распределительной сети узла около 20,5 км, доля
воздушных линий около 20%. Кабельные линии выполнены проводами с алюминиевыми
жилами сечением 35-240 мм 2.
Распределительная сеть 6 кВ выполнена в основном кольцевой.
Имеется несколько рациональных линий для питания потребителей второй категории.
Многие ТП выполнены без выключателей. Это доставляет большие
неудобства при присоединении таких ТП в кольца.
2. Выбор расчётных нагрузок
.1 Расчёт нагрузок
Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют
выбор всех элементов системы электроснабжения. Поэтому правильное определение
электрических нагрузок является решающим при проектировании и эксплуатации
электрических сетей.
Воспользуемся методом упорядоченных диаграмм, который
является основным при определении расчётных нагрузок систем электроснабжения.
По этому методу расчетная максимальная нагрузка группы электроприёмников [2]
Рмакс= Кмакс• Ки• Рном, (2.1)
где Рмакс - максимальная мощность потребителей, принимаемая
за расчетную (Р);
Рном - номинальная мощность потребителей, указанная в
исходных данных;
Кмакс - коэффициент максимума служит для перехода от средней
нагрузки к максимальной, примем Кмакс = 1,52 (таблице 4.7);
Ки - коэффициент использования характеризует использование
активной мощности представляет собой отношение средней
активной мощности за наиболее нагруженную смену к номи-
нальной мощности, примем Ки = 0,3.
Зная номинальные мощности ТП и ЦРП, найдем расчётные мощности
согласно формуле (2.1.):
Р ЦРП = 750•0,3•1,52 = 342 кВт; Р ТП-96 = 110 кВт;
Р ТП-1 = 92 кВт; Р ТП-96А
=137 кВт;
Р ТП-2 = 372 кВт; Р ТП-178 =219
кВт;
Р ТП-3 =114 кВт; Р ТП-194 =137
кВт;
Р ТП-4 =114 кВт; Р ТП-201 =52
кВт;
Р ТП-5 =160 кВт; Р ТП-232 =160
кВт;
Р ТП-6 =447 кВт; Р ТП-306 =58
кВт;
Р ТП-7 =140 кВт; Р ТП-321 =128
кВт;
Р ТП-8 =29 кВт; Р ТП-343
=149 кВт;
Р ТП-9 =50 кВт; Р ТП-461 =46
кВт;
Р ТП-10 =255 кВт; Р ТП-488 =182
кВт;
Р ТП-11 =547 кВт; Р ТП-489
=137кВт;
Р ТП-12 =378 кВт; Р ТП-653 =255
кВт;
Р ТП-14 =287 кВт; Р ТП-714 =35
кВт;
Р ТП-15 =287 кВт; Р ТП-952 =35
кВт;
Р ТП-55 =342 кВт.
.2 Расчёт нагрузок в перспективе
Определение перспективной потребности в электроэнергии
производиться с целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и
выявления необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических
нагрузок необходимо для решения большинства вопросов, возникающих при
проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора значения и структуры
генерирующих мощностей, напряжения и схемы электросетей, основного
оборудования, расчетов режимов работы электросетей.
Основными потребителями электроэнергии является
промышленность, электрифицированный транспорт, потребители быта и сферы
обслуживания.
Основным методом подсчёта электропотребления на перспективу
по регионам является метод прямого счёта, основанный на применении укрупнённых
удельных норм или обобщённых показателей электроэнергии по объёмам производства
или развитию потребителей.
Для выявления закономерностей изменения электропотребления на
перспективу анализируется достаточно продолжительный отчётный период.
Изменение отношения темпов роста потребления электроэнергии к
темпам производства называется коэффициентом опережения (Ко). Используя
коэффициент опережения, рассчитаем мощности потребителей с перспективой по
формуле:
РП
= Р • Ко, (2.2)
где
РП - мощность потребителя в перспективе;
Р - расчетная мощность потребителя;
КО - коэффициент опережения, КО = 1,3 [3]
Произведём расчёты согласно формуле (2.2)
Рп ЦРП =342 • 1,3 = 445 кВт; Рп ТП-96 = 143 кВт;
Рп ТП-1 = 120 кВт; Рп ТП-96А =178 кВт;
Рп ТП-2 = 484 кВт; Рп ТП-178 =285
кВт;
Рп ТП-3 =148 кВт; Рп ТП-194 =178
кВт;
Рп ТП-4 =148 кВт; Рп ТП-201 =68
кВт;
Рп ТП-5 =208 кВт; Рп
ТП-232 =208 кВт;
Рп ТП-6 =581 кВт; Рп ТП-306 =75
кВт;
Рп ТП-7 =182 кВт; Рп ТП-321 =166
кВт;
Рп ТП- 8 =38 кВт; Рп ТП-343
=194 кВт;
Рп ТП-9= 65 кВт; Рп ТП-461 =60
кВт;
Рп ТП-10= 332 кВт; Рп ТП-488 =234
кВт;
Рп ТП-11= 711 кВт; Рп ТП-489
=178кВт;
Рп ТП-12= 491 кВт; Рп ТП-653 =332
кВт;
Рп ТП-14= 373 кВт; Рп ТП-714 =46
кВт;
Рп ТП-15= 373 кВт; Рп ТП-952 =46
кВт;
Рп ТП-55= 445 кВт.
3. расчёт Мощностей трансформаторов ТП и ЦРП
.1 Расчёт мощности трансформаторов
Одним из основных расчётов является расчёт мощностей
трансформаторов. Использовать для выбора трансформаторов лишь по активным
нагрузкам Р было бы не верно, поэтому найдём реактивную мощность потребителя
[4].
Реактивную мощность потребителя Q находим из формулы [5,
3.25]:
сos
=
=
, (3.1)
где cos 
- коэффициент мощности, cos [6, таблице6.9], [6, таблице6.14],П - полная
мощность потребителя [5, 3.23].
Зная мощности потребителей, мощность трансформатора рассчитывается
по формуле [4]:
•
, (3.2)
где S - мощность трансформатора;
Р - активная мощность нагрузки;
Q - реактивная мощность нагрузки;
Q к - суммарная мощность устанавливаемых компенсирующих
установок;
- коэффициент
загрузки трансформаторов.
3.2 Нормальный режим
Рассмотрим расчёт мощности трансформаторов на примере ЦРП.
В нормальном режиме в однотрансформаторных подстанциях работает
один трансформатор и коэффициент =1, в
двухтрансформаторных подстанциях работают два трансформатора и коэффициент 
=0,7 [4].
Для того, чтобы рассчитать мощность трансформатора (S1) рассчитаем реактивную мощность, которую имеет потребитель сейчас
Q и в перспективе QП,
согласно формуле (3.1):
Q =
=112 квар;
QП = 
=146 квар.
Зная активную и реактивную мощности, согласно формуле (3.2),
мы можем найти мощность трансформатора (S 1), которую нам надо
сейчас и в перспективе:
S 2 0,7• 
= 252 кВА;
SП2 0,7• 
= 327 кВА.
Расчет остальных ТП проводиться аналогично. Полученные данные
сносим в табл. 3.1.
3.3 Вынужденный режим
Когда на двухтрансформаторной подстанции выходит из строя или
необходимо вывести в ремонт один из трансформаторов, т.е. в вынужденном режиме,
один трансформатор должен выдержать всю нагрузку. В вынужденном режиме в работе
только один трансформатор, поэтому коэффициент 
= 1, как и в однотрансформаторной подстанции.
Рассмотрим расчёт мощности трансформаторов на примере ЦРП.
Зная активную и реактивную мощности, согласно формуле (3.2),
мы можем найти мощность трансформатора, которую нам надо сейчас и в
перспективе:
S1 
= 360 кВА;
SП1 
= 468 кВА.
Расчет остальных ТП проводиться аналогично. Полученные данные
сносим в табл. 3.1.
Таблица
3.1. Проверка и расчет мощности трансформаторов
№ТП cos Р,
|
кВтРП, кВтQ, кварQП,
кварS1, кВтSП1, кВтS 2,
кВтSП2, кВтТип трансформатораРасчётный тип трансформатора
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЦРП
|
0,78
|
342
|
445
|
112
|
146
|
360
|
468
|
252
|
327
|
ТМ 630 /6
|
ТМ 630 /6
|
|
ТП-1
|
0,72
|
92
|
120
|
30
|
40
|
97
|
126
|
68
|
88
|
ТМ 400 /10
|
ТМ 250 /6
|
|
ТП-2
|
0,64
|
372
|
484
|
122
|
159
|
392
|
509
|
244
|
357
|
ТМ 630/6
|
ТМ 630/6
|
|
ТП-3
|
0,8
|
114
|
148
|
37
|
49
|
120
|
156
|
84
|
109
|
ТМ 400 /10
|
ТМ 250 /6
|
|
ТП-4
|
0,95
|
114
|
148
|
37
|
49
|
120
|
156
|
84
|
109
|
ТМ 400 /10
|
ТМ 250 /6
|
|
ТП-5
|
0,9
|
160
|
208
|
53
|
68
|
168
|
219
|
118
|
153
|
ТМ180 /6
|
ТМ 250/6
|
|
ТП-6
|
0,86
|
447
|
581
|
147
|
191
|
470
|
612
|
329
|
428
|
ТМ 630 /6
|
ТМ 630 /6
|
|
ТП-7
|
0,82
|
140
|
182
|
46
|
60
|
147
|
192
|
|
|
ТМ 400 /6
|
ТМ 250 /6
|
|
ТП-8
|
0,8
|
29
|
38
|
10
|
12
|
31
|
40
|
21
|
28
|
ТМ 250 /6
|
ТМ 63 /6
|
|
ТП-9
|
0,9
|
50
|
65
|
16
|
21
|
53
|
68
|
|
|
ТМ 250 /6
|
ТМ 100 /6
|
|
ТП-10
|
0,95
|
255
|
332
|
84
|
109
|
268
|
349
|
188
|
245
|
ТМ 400 /6
|
ТМ 400 /6
|
|
ТП-11
|
0,86
|
547
|
711
|
178
|
234
|
576
|
748
|
403
|
524
|
ТМ 1000/6
|
ТМ 1000/6
|
|
ТП-12
|
0,9
|
378
|
491
|
124
|
161
|
398
|
517
|
279
|
362
|
ТМ 630 /6
|
ТМ 630 /6
|
|
ТП-14
|
0,76
|
287
|
373
|
94
|
123
|
302
|
373
|
211
|
261
|
ТМ 160 /6
|
ТМ 400 /6
|
|
ТП-15
|
0,8
|
287
|
373
|
94
|
123
|
302
|
373
|
211
|
261
|
ТМ 400 /6
|
ТМ 400 /6
|
|
ТП-55
|
0,86
|
342
|
445
|
112
|
146
|
360
|
468
|
252
|
327
|
ТМ 630 /6
|
ТМ 630 /6
|
|
ТП-96
|
0,82
|
110
|
143
|
36
|
47
|
116
|
151
|
|
|
ТМ 180 /6
|
ТМ 180 /6
|
|
ТП-96А
|
0,95
|
137
|
178
|
45
|
59
|
144
|
187
|
101
|
131
|
ТМ 400 /6
|
ТМ 250 /6
|
|
ТП-178
|
0,95
|
219
|
285
|
72
|
94
|
231
|
300
|
161
|
210
|
ТМ 400 /6
|
ТМ 400 /6
|
|
ТП-194
|
0,95
|
137
|
178
|
45
|
59
|
144
|
187
|
131
|
ТМ 630 /6
|
ТМ 250 /6
|
|
ТП-201
|
0,95
|
52
|
68
|
17
|
22
|
55
|
72
|
|
|
ТМ 63 /6
|
ТМ 100 /6
|
|
ТП-232
|
0,75
|
160
|
208
|
53
|
68
|
168
|
219
|
118
|
153
|
ТМ 630 /6
|
ТМ 250 /6
|
4. Расчёт кабельных линий 6 кВ
.1 Расчёт токов нагрузки
Исходными данными по данному разделу являются нагрузки каждой
ТП и ЦРП. Параметры воздушных и кабельных линий в сети в соответствии
существующей схемой электроснабжения.
Поскольку для расчетов определяющим является наибольший ток,
потребляемый нагрузкой, то произведем его расчет с учетом неравномерности
потребления электроэнергии по времени для каждого потребителя.
Расчет выполняется по формуле [7, 1.11]:
I = 
, (4.1)
где Р - мощность, потребляемая нагрузкой, кВт;
U - номинальное напряжение, U=6 кВ;
соs
- коэффициент мощности.
4.2
Проверка кабеля по потере напряжения
Проверку кабелей проводим, согласно схем рис. 4.1, рис. 4.2.
Рассмотрим
фидер 1554, схема которого приведена на рис. 4.1 (а).
Ток
фидера будет равен:
Iф = I1-2 + I2-3 + I3-4
Iф = 18,2+24+4,3=46,5 А
Определим потери напряжения по формуле:
dU =
•I•z = 
• I • zo• l = 
• I • ro2 + xo2 • l,
(4.2)
где
z - полное сопротивление
одной фазы;
zo - удельное полное сопротивление;
xo- индуктивное удельное сопротивление [5,
таблице5.2];
ro - активное удельное сопротивление [5, таблице5.1].
Индуктивное сопротивление линии обусловлено переменным
магнитным полем, создаваемым при протекании тока по проводам линии. Кабели
обладают малым реактивным сопротивлением, так как жилы расположены близко друг
к другу и магнитный поток, сцепляющийся с жилами мал. Поэтому реактивное
сопротивление кабеля можно не учитывать:
dUф = 
• Iф • ro • lф;
dU3-4 = · 4,3 · 0,17, 0,28 +
·•4,3•0,24•1 +
•4,3•0,17•0,185= 2,2 В;2-3
= •28,3•0,27•0,13 +•28,3•0,24•0,8 +
•28,3•0,123•0,27= 12,6 В;1-2 = •46,5•0,27•0,7= 15,2 В;
dUф = dU1-2 +dU2-3+dU3-4=
30 В.
Для сетей 6 кВ допустимая потеря напряжения в нормальном
режиме составляет 5%, в аварийном - 10% от номинального [8, табл. 1].
Допустимая потеря напряжения в нормальном режиме:
dUдоп= 0,05 •Uном= 0,05 • 6000 = 300 В;
dUф = 30 В < dUдоп= 300 В.
Потеря напряжения на фидере находится в пределах допустимого
в нормальном режиме.
При режиме максимальной нагрузки, нагрузка увеличивается в Кмак
раз
Iмак = Кмак • Iф,
где Кмак - коэффициент, учитывающий
увеличение нагрузки, Кмак = 1,5
Тогда,
dUдоп= Кмак • dUф. (4.3)
Допустимая потеря напряжения в режиме максимальной нагрузки
dUмак доп= 0,1 •Uном= 0,1 • 6000 = 600 В.
dUмак= 1,5 • 30 = 45 < 600 В.
Потеря напряжения в режиме максимальной нагрузки также
находиться в пределах допустимого.
Остальные кабели рассчитываем аналогично, и данные сводим в
табл. 4.1.
5. Расчёт токов короткого замыкания
В электрических установках могут возникать различные виды
коротких замыканий, сопровождающихся резким увеличением тока. Поэтому
электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть
устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих
токов.
Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их
последствий необходимо: устранить причины, вызывающие короткие замыкания;
уменьшить время действия защиты, действующей при коротких замыканиях; применить
быстродействующие выключатели; применить АВР для быстрого восстановления
напряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыкания
и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения
токов короткого замыкания [2]
Для
вычисления токов короткого замыкания составляют расчетную схему,
соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения. В расчетной
схеме учитывают сопротивления генераторов, трансформаторов, высоковольтных
линий (воздушных и кабельных), реакторов. По расчетным схемам составляют схему
замещения, в которой указывают сопротивления источников и потребителей и
намечают точки для расчета токов короткого замыкания.
Для генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий и
коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления.
При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитывают также их
активные сопротивления, так как в удаленных точках короткого замыкания
сказывается снижение ударного коэффициента.
Зная токи коротких замыканий, которые приходят к нам из
системы (таблицеа1.3.), мы можем найти сопротивление системы zS и составить схему
замещения (рис. 5.1)
Если токи коротких замыканий определяются без учета активного
сопротивления, то
I = 
, (5.1)
где 
- результирующее индуктивное сопротивление
цепи короткого
замыкания, состоящее из сопротивления системы и общего
сопротивления от системы до точки короткого замыкания;
U - напряжение основной ступени.
Рассмотрим расчет токов короткого замыкания на примере фидера
1518.
IКЗ S = 14,922
кА (табл. 1.3.).
Из формулы (5.1.1.) найдем сопротивление системы х S:
х S = 
=0,23 Ом.
Зная удельные сопротивления линий (таблице 4.), найдем суммарное
сопротивление линии от одной ТП до другой ТП.
х0-1= х0• L0-1= 0,27•
0,7=0,19 Ом;
х1-2= х0 КАБ •LКАБ+ z0 ВЛ• LВЛ = хКАБ•LКАБ +
• LВЛ,
где х0 КАБ - активное удельное сопротивление кабеля,
z0 ВЛ -
полное удельное сопротивление воздушной линии.
х1-2 = 0,27•0,123+0,24•1=0,27 Ом;
х2-3= 0,27•0,78 = 0,21 Ом;
х3-4= 0,46• 0347= 0,16 Ом;
х4-5= 1,28•0,01+0,24•0,6=0,16 Ом;
х2-6=0,17•0,28+0.24•0,8=0,24 Ом;
х6-7=0,27•0,21=0,06 Ом.
Теперь найдём суммарные сопротивления линий до точек
короткого замыкания.
= х S + х0-1=0,23+0,19=0,42
Ом;
= + х1-2 =0,42+0,27= 0,69 Ом;
х1= х2-6+ х6-7= 0,06+0,24=0,3 Ом;
= + 
=0,69+
=0,81 Ом;
= +
=0,69+
=0,86 Ом;
= 
+ 
=0,69+
=0,88 Ом;
х2= х2-3+х3-4+х4-5=
0,21+0,16+0,16 =0,53 Ом;
= + 
= 0,69+
=0,86 Ом;
= + 
=0,88 Ом.
Найдем токи короткого замыкания согласно формуле (5.1):
I 1 = 
=
= 8,2 кА;
I 2 = 
= 5 кА;3 = 
= 4,3 кА;4
= I 6 = 
= 4 кА;
I 5 = I 7 = 
= 3,9 кА.
Остальные токи коротких замыканий рассчитываются аналогично
согласно схеме замещения (рис. 5.1). Полученные данные расчетов сводим в табл.
5.1.
Таблица 5.1. Расчёт токов короткого замыкания
Наимен. фидера Наименование кабеля хS, Ом LКАБ, км х0
КАБ., 
LВЛ, кмr0 ВЛ,
х0 ВЛ,
Номер
Точки
к.з, nхп,
,
|
 In, кА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РП-484
|
ТП-55
|
0,23
|
0,4
|
0,27
|
|
|
|
1
|
0,11
|
0,34
|
10,2
|
|
РП-47
|
РП-47 - ТП-653
|
0,23
|
1,85
|
0,17
|
|
|
|
1
|
0,3
|
0,53
|
6,5
|
|
ТП-653 - ТП-55
|
|
0,6
|
0,17
|
|
|
|
2
|
0,1
|
0,63
|
5,5
|
|
1518
|
Ф. 1518 - ТП-2
|
0,23
|
0,7
|
0,27
|
|
|
|
1
|
0,19
|
0,42
|
8,2
|
|
ТП-2 - ТП-6
|
|
0,123
|
0,27
|
1
|
0,33
|
0,371
|
2
|
0,27
|
0,69
|
5
|
|
ТП-6 - ТП-306
|
|
0,78
|
0,27
|
|
|
|
3
|
0,21
|
0,81
|
4,3
|
|
ТП-306 - ТП-4
|
|
0,347
|
0,46
|
|
|
|
4
|
0,16
|
0,86
|
4
|
|
ТП-4 - ТП-7
|
|
0,01
|
1,28
|
0,6
|
0,33
|
0,371
|
5
|
0,16
|
0,88
|
3,9
|
|
ТП-6 - ТП-1
|
|
0,28
|
0,17
|
0,8
|
0,33
|
0,371
|
6
|
0,24
|
0,86
|
4
|
|
ТП-1 - ТП-3
|
|
0,21
|
0,27
|
|
|
|
7
|
0,06
|
0,88
|
3,9
|
|
1554
|
Ф. 1554 - ТП-2
|
0,23
|
0,7
|
0,27
|
|
|
|
1
|
0,19
|
0,42
|
7,8
|
|
ТП-2 - ТП-6
|
|
0,13
|
0,27
|
0,8
|
0,33
|
0,371
|
2
|
0,07
|
0,49
|
7,1
|
|
ТП-6 - ТП-1
|
|
0,28
|
0,17
|
1
|
0,33
|
0,371
|
3
|
0,32
|
0,81
|
4,3
|
6. Выбор и проверка
оборудования ЦРП
Проверка и выбор предохранителей.
Шкала номинальных токов плавких вставок по
ГОСТ 6827-63 следующая: 6, 3; 10; 25; 40; 63; 80; 100; 125; 160; 250; 320; 400;
500 и 630 А. Плавкие предохранители выбирают по следующим трем условиям.
Первое условие - плавкие предохранители не
должны быть причиной перерывов электроснабжения, если нагрузка сети не
превышает допускаемой нагрузки проводов и кабелей. Во избежание ложного
перегорания предохранителей при этой нагрузке номинальный ток Iном плавкой вставки должен
быть принят не меньше рабочего тока Iраб нагрузки, т.е. должно быть соблюдено соотношение
[4]
Iном Iраб. (6.1)
По этому условию выбирают плавкие вставки
в цепях со спокойной нагрузкой (например, осветительной).
Второе условие - плавкий предохранитель не
должен перегорать от кратковременных пусковых токов, например при включении
асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором, пусковой ток которых
превышает номинальный в 4-7 раз, т.е. должно выдерживаться соотношение [4]
Iном Iмак / 
, (6.2)
где Iмак - наибольший
кратковременный ток, протекающий через предохранитель, А;
- коэффициент, зависящий от пускового режима двигателя и
перегрузочной способности предохранителя, принимаем равным 2,5.
Iмак
соответствует наибольшему пусковому току Iп.
Третье условие - плавкая вставка предохранителя должна
предотвращать нагрев током провода данной цепи сверх установленной температуры.
С этой целью площадь сечения провода выбирают допустимому току [4, таблица 7]
из условия:
Iдоп > Iраб. (6.3)
Рассмотрим
на примере фидера «Почта»:
Р = 17 кВт, cos
=0,9;
тогда, I = 
=
=27 А.
1) Iном 27
2) Iном 27•7 / 2,5=75,6
Выбираем предохранитель ПН-2 250 А IПЛ.В =80 А
< 3 •120 < 360 А
Остальные фидера рассчитываются аналогично, и данные сводятся
в табл. 6.1.
Таблица 6.1. Проверка и выбор предохранителей
Наименование фидера Р, кВт cos
Iраб, А Iмак / , АIПВ,
|
АIдоп, АТип предохранителя
|
|
|
|
|
|
|
Почта
|
17
|
0,9
|
27
|
75,6
|
80
|
360
|
ПН-2 250А 80А
|
|
Ресторан
|
25
|
0,95
|
38
|
106,7
|
120
|
600
|
ПН-2 250А 120А
|
|
Перекачка
|
15
|
0,83
|
26
|
72,8
|
80
|
255
|
ПН-2 250А 80А
|
|
Сварка
|
25
|
0,35
|
103
|
103
|
300
|
600
|
ПН-2 400А 300А
|
|
Пост ЭЦ
|
15
|
0,62
|
35
|
98
|
100
|
255
|
ПН-2 250А 100А
|
|
Дом связи
|
19
|
0,62
|
44
|
123,2
|
150
|
525
|
ПН-2 250А 150А
|
|
Новый вокзал
|
20
|
0,9
|
32
|
89,6
|
100
|
525
|
ПН-2 250А 100А
|
|
МСС
|
18
|
0,8
|
32,4
|
90,7
|
100
|
255
|
ПН-2 250А 100А
|
|
База ПЧЛ
|
16
|
0,8
|
29
|
81,2
|
100
|
255
|
ПН-2 250А 100А
|
|
Перекачка
|
10
|
0,83
|
17,4
|
49
|
50
|
210
|
ПН-2 100А 50А
|
|
Н/о
|
10
|
0,72
|
20
|
56
|
80
|
420
|
ПН-2 250А 80А
|
|
Гараж НОД
|
5
|
0,8
|
9
|
25
|
30
|
255
|
ПН-2 100А 30А
|
|
Контора ЭЧ-21
|
30
|
0,9
|
48
|
134,4
|
200
|
ПН-2 400А 200А
|
|
Пост ЭЦ
|
17
|
0,62
|
40
|
111
|
120
|
255
|
ПН-2 250А 120А
|
|
Табельная ПЧ
|
18
|
0,9
|
29
|
81,2
|
100
|
255
|
ПН-2 250А 100А
|
|
АБ-Выгоничи
|
15
|
0,62
|
35
|
98
|
100
|
255
|
ПН-2 250А 100А
|
|
СМП-745
|
20
|
0,8
|
36
|
101
|
120
|
255
|
ПН-2 250А 120А
|
|
Старый вокзал
|
25
|
0,9
|
40
|
112
|
120
|
600
|
ПН-2 250А 120А
|
|
Склад топлива
|
5
|
0,8
|
9
|
25
|
30
|
360
|
ПН-2 100А 30А
|
|
Внутреннее осв.
|
2
|
0,72
|
4
|
11
|
30
|
360
|
ПН-2 100А 30А
|
Проверка
токоведущих частей.
Выбор шин. Шины распределительных
устройств выбирают по номинальным параметрам [2, см. табл. П. 5],
соответствующим нормальному режиму и условиям окружающей среды, и проверяют на
режим короткого замыкания.
Наибольшее допустимое при изгибе напряжение 
для различных шин, МПа:
Медные МГМ...................... 170 при t = 300°С
Алюминиевые А1 .............. 80 при t =
200°С
Стальные............................. 190
при t = 400°С
Изоляторы выбирают на номинальное
напряжение и номинальный ток и проверяют на механическую нагрузку при коротких
замыканиях.
Расчетная нагрузка (Н) на опорные
изоляторы [2]
Fpacч = 1,76•10-2•(l / a)•
, (6.4)
где 
- установившийся ток короткого замыкания,
l - расстояние между изоляторами в пролете,
а - расстояние между фазами.
Полученное значение Fpacч не
должно превышать 60% от разрушающей нагрузки для данного типа изолятора.
Проверка шин в РУ 6 кВ (А 2• 80•8).
По допустимому току I доп = 2040 А,
I раб 1сш
=137,7 А; I раб 2 сш =152,5 А; I=290,2 А. (4.1)
I доп > I=290,2 А.
Iкз=12,4
кА, iу= 31,62 кА, l=1000 мм, а=250
мм, b =2• 0,8 см, h = 8 см.
Момент сопротивления шин при установке их плашмя
W=
= 
= 17,1 см 3. (6.5)
Расчетное напряжение согласно [2, 3.74]
=1,76 • 10-3 •(l2 •
) / (a•W), (6.6)
= 1,76•10-3•
= 41,2
= 4,12 МПа < = 80 МПа.
Так как > , поэтому шины динамически устойчивы.
Проверим шины 0,4 кВ в ЦРП (А 60•6).
Р=342 кВт, соs
= 0,86.
Q= P•tg=274,3 квар,
S=
438 кВА,
Iрасч= 
, (6.7)
где SН - номинальная мощность
потребителей;
кпер - коэффициент на
перспективу, кпер=1,3.
I = 
А.
Iдоп =870 [2, П1, табл. 7].доп > I.
Для проверки шин 0,4 кВ, рассчитаем ток короткого замыкания на них
(5.1).
Iкз6 кВ =
12,4 кВ, найдем сопротивление системы до шин 0,4 кВ.
хs6кВ = 
0,28 Ом.
Теперь найдем сопротивление трансформатора [2]:
хтр=
, (6.8)
где Uкз - напряжение короткого замыкания в% [18], Uкз =5,5%;
Uн -
номинальное напряжение;
Sн -
номинальная мощность.
хтр =
=0,014 Ом.
хs0,4кВ= хs6кВ•
. (6.9)
хs0,4кВ= 0,28• 
=0,001 Ом.
= хтр+ хs0,4кВ =
0,001+0,014=0,015 Ом.
Так как суммарное сопротивление известно найдем ток короткого
замыкания, согласно формуле (4.4.1):
Iкз0,4 =
15,4 кА, iу = 39 кВ.
Проверим шины на динамическую стойкость, согласно формул (6.5),
(6.6),
при l=1000 мм, а=350 мм
W= 
=3,6
см3;
=1,76•10-3•
= 297= 29,7 МПа,
=29,7< 80 МПа.
Так как > , поэтому шины динамически устойчивы.
Проверка трансформаторов тока.
Трансформаторы тока выбирают по кратности электродинамической и
термической устойчивости (кдин и кt). Электродинамическая устойчивость выполняется [2],
кдин Iу / (
(6.10)
или
Iдин iу, (6.11)
где кдин дается в каталогах на
трансформаторы тока [18]; Iном1 - номинальный первичный ток трансформатора тока.
Кратность термической устойчивости kt трансформаторов тока
соответствует времени 1с и также дается в каталогах. Условие термической
устойчивости трансформатора тока выполняется, если [2]
It Iкз•
, (6.12)
Рассмотрим фидер Вокзальная (7410).
I=152,5 А (4.1); соs 
=0,86;
Находим Iраб.мак., согласно формулы (6.5)
Iраб.мак.= 
= 198 А.
Выбираем трансформатор тока ТПЛ-10 при Iн доп=200А
Проверим ТПЛ-10 по динамической устойчивости (6.10).
Iкз = 12,4
кА, iу =31,62 кА.
Iдин = 250
кА 
iу =31,62
кА [15].
Условие выполняется.
Проверим трансформаторы тока по термической устойчивости (6. 12)
=3+0,25 с, Iкз = 12,4 кА;
I t = 12,4 •
= 6,2 кА;
I t =6,2 кА 45. [15]
Трансформатор тока ТПЛ-10 при Iн доп=200А удовлетворяет всем трем условиям.
Проверка
разъединителей.
Разъединители не предназначенные для отключения токов
короткого замыкания, поэтому на отключающую способность они не проверяются.
На
термическую устойчивость высоковольтные аппараты проверяются по условию (6.12)
и на динамическую устойчивость (6.10).
I t2 • t Iкз2 • tпр. (6.13)
Расчет рассмотрим на примере фидера 7410.
Марка разъединителя РВЗ-10/600 I t = 52 кА, Iдин = 20 кА;
Проверим разъединители по динамической
устойчивости:
Iдин iу,
кА31,62А. [15]
Проверим по термической устойчивости:
2 •
5 12,42 •0,25 =38,44 кА.
Разъединители термически и динамически устойчивы.
Остальные фидера проверяются аналогично и
сводятся в табл. 6.2.
Таблица 6.2. Проверка разъединителей
|
Наименование
фидера
|
Марка ТТ
|
U, кВ
|
Uном, кВ
|
Iдин, кА
|
I t, кА
|
tпр, с
|
I2•tпр, кА
|
|
7410
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
3,25
|
500
|
|
ТП-9
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
2,25
|
346
|
|
ТП-11
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
3,25
|
500
|
|
ТП-8
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
2,25
|
346
|
|
Т-1
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
2,25
|
346
|
|
ТП-96
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
2,25
|
346
|
|
ТП-12
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
3,25
|
500
|
|
ТП-96 а
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
0,25
|
38,44
|
|
7206
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
2,25
|
346
|
|
Т-2
|
РВЗ-10
|
6,3
|
10
|
52
|
20
|
2,25
|
346
|
7. Релейная защита
7.1 Назначение релейной защиты
Электрические машины и аппараты, линии электропередач и
другие части электрических установок и электрических сетей постоянно находятся
под напряжением и обтекаются током, вызывающим их нагрев. Поэтому в процессе
эксплуатации могут возникнуть повреждения, приводящие к коротким замыканиям
(КЗ).
Короткие замыкания возникают из-за пробоя или перекрытия
изоляции, обрывов проводов, ошибочного действия персонала (включение под
напряжения заземленного оборудования, отключение разъединителей под нагрузкой)
и других причин.
В большинстве случаев развитие аварий может быть
предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки
или сети при помощи специальных автоматических устройств, получивших название
релейная защита, которые действуют на отключение выключателей.
При отключении выключателей поврежденного элемента гаснет
электрическая дуга в месте КЗ, прекращается прохождение тока КЗ и
восстанавливается нормальное напряжение на неповрежденной части электрической
установки или сети. Благодаря этому сокращаются размеры или даже совсем
предотвращаются повреждения оборудования на котором возникло КЗ, а также
восстанавливается нормальная работа неповрежденного оборудования.
Таким образом, основным назначением релейной защиты является
выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение
выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной
неповрежденной части электрической установки или сети.
Кроме повреждений электрического оборудования, могут
возникнуть такие нарушения нормальных режимов работы, как перегрузка, замыкание
на землю одной фазы в сети с изолированными нейтралями.
В указанных случаях нет необходимости немедленного отключения
оборудования, так как эти явления не представляют непосредственной опасности
для оборудования и могут самоустраниться. Поэтому при нарушении нормального
режима работы на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом, как
правило, достаточно дать предупредительный сигнал персоналу подстанции. На
подстанциях без постоянного обслуживающего персонала и в отдельных случаях на
подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом производится отключение
оборудования, но обязательно с выдержкой времени.
Таким образом, вторым назначением релейной защиты является
выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача
предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования
с выдержкой времени.
Основные требования к релейной защите:
·
быстродействие;
·
селективность
или избирательность;
·
чувствительность;
·
надежность.
7.2 Релейная защита,
автоматика, сигнализация ВВ/ТЕL
Релейная защита вакуумного выключателя ВВ/ТЕL на отключение может
осуществляться от максимальной токовой защиты (МТЗ), токовой отсечкой, защитой
минимального напряжения. Все выключатели ВВ/ТЕL на всех ТП узла,
оснащенные релейной защитой, отстроены на токовую отсечку ввиду того, что
протяженность линий распределительной сети 6 кВ не имеет большой длины между
ТП.
Отключение выключателя от токовых цепей при отсутствии
напряжения питания возможно при протекании через токовые цепи тока более 3А.
Трансформаторы тока ТТ1 и (или) ТТ2 обеспечивают заряд конденсатора С4 до
уровня, необходимого для отключения выключателя. В качестве порогового элемента
служит реле КV2
(при условии, что команда отключения подана). Как только напряжение на
конденсаторе С3 достигнет уровня включения реле КV2, контакты КV2-2 замыкаются и
конденсатор С4 разряжается через цепь электромагнита, производя отключение
вакуумного выключателя.
Если команда отключения не подана и через ТТ1 (ТТ2) протекает
ток более 3 А, схема ограничения поддерживает на конденсаторах С3, С4
напряжение 250 ± 10 В.
Схема управления вакуумного выключателя ВВ/ТЕL.
Питание
цепей управления, связанных с блоком управления (БУ), осуществляется через
изолирующий трансформатор Т1 мощностью 63 ВА и блок питания (БП), питание
остальных цепей автоматики осуществляется непосредственно от шинок оперативного
тока ~220 В. Автомат АВ должен иметь номинальный ток уставки 1 А и ток
мгновенного срабатывания (отсечки) не менее 10 А. Надежная работа цепей
отключения обеспечивается в течение не менее 20 с. после исчезновения питания
от шинок управления 1ШУ, 2ШУ. Для отключения выключателя от защиты по истечении
указанного времени предусмотрено дополнительное питание от трансформаторов тока
(контакты 10, 11, 12, 13 блока управления). Включение выключателя
осуществляется замыканием контактов 7 - 8, а отключение - контактов 7 - 9 блока
управления, контактами аппаратов управления и защиты.
При замене выключателей с пружинно-моторным приводом, имеющих
блок контакты аварийной сигнализации (БКА), на выключатель ВВ/ТЕL, возникают трудности в
выполнении автоматического включения (АПВ).
Схемой предусмотрено использование трех дополнительных реле -
двухпозиционного реле подготовки АПВ - РПА типа РП12, реле времени РВ1 типа
РВ238, РВ248, реле промежуточного АПВ - РПВ типа РП256. Ввод и вывод АПВ
осуществляется переключателем ПА.
При включении выключателя замыкается вспомогательный контакт
выключателя 3 - 4 и через контакт 5 - 7 реле РПА подается напряжение на обмотку
реле времени РВ1. Реле РВ1 срабатывает и по истечении заданной выдержки времени
замыкает свой упорный контакт 3 - 5, подавая напряжение на реле РПА. Реле РПА
переключается и своими контактами 2 - 4 подготавливает цепь включения реле РПВ
Одновременно переключающие контакты 5 - 7 - 9 реле РПА размыкают цепь обмотки
реле времени РВ и подключают ее к нормально закрытому вспомогательному контуру
выключателя 19 - 20.
При отключении выключателя ключом управления или по каналам
телемеханики подаётся напряжение на зажим 14 реле РПА, реле переключается,
размыкает свой контакт 7 - 9 в цепи реле времени РВ1 и таким образом АПВ не
происходит. При отключении выключателя от защит замыкается его вспомогательный
контакт 19 - 20 в цепи реле РВ1, реле времени срабатывает и по истечении
заданной выдержке времени замыкает свой проскальзывающий контакт 4 - 6 в цепи
промежуточного реле РПВ, при срабатывании которого замыкаются контакты 5 - 6 в
цепи включения и выключатель включается. Нормально открытыми контактами 3 - 4
реле РПВ подается напряжение на обмотку реле РПА, которое переключается и своим
контактом 2 - 4 обесточивает реле РПВ, а контактами 5-7-9 переключает реле
времени РВ1 на цепь подготовки АПВ. При успешном включении выключателя, после
возврата реле РПВ происходит следующий цикл подготовки АПВ как описано выше.
При неуспешном включении выключателя вспомогательные контакты выключателя 3 - 4
останутся разомкнутыми, и подготовка АПВ не произойдет. Выдержка времени на
возврат реле РПВ должна быть 0,5 ¸ 1 с.
Схемой предусмотрено осуществление автоматического повторного
включения выключателя после отключения его устройством АЧР - ЧАПВ. При
срабатывании устройства АЧР, приемное реле АЧР - РП отключает выключатель,
замыкая цепь отключения своими контактами 5 - 6, одновременно разрывая
контактами 1 - 2 цепь пуска реле времени АПВ - РВ1. После восстановления
частоты, напряжение с шинок АЧР снимается, реле РП обесточивается и своими
контактами 1 - 2 подает напряжение на реле времени АПВ - РВ1, которое включает
выключатель в соответствии с приведенным выше алгоритмом. Вывод ЧАПВ из работы
осуществляется путем установки перемычки между предусмотренными для этого
клеммами 1 - 2, тогда при срабатывании реле РП его контакты 3 - 4 замкнут цепь
возврата реле подготовки АПВ - РПА, что аналогично отключению выключателя
ключом управления.
При наличии телемеханики организация цепей аварийной
сигнализации осуществляется с помощью реле фиксации положения выключателя РФ. В
этом случае возврат реле подготовки АПВ - РПА осуществляется контактом реле РФ,
который замыкается при отключении выключателя ключом управления или устройством
телемеханики.
Схемой предусмотрено использование трех дополнительных реле -
двухпозиционного реле подготовки АПВ - РПА, реле времени РВ1, осуществляющего
отсчет выдержки времени подготовки АПВ. Реле РВ1 обязательно должно быть типа
РВ-01 с одновременно замыкающимися контактами в цепи включения и в цепи
возврата реле РПА, т.к. при разбросе времени замыкания этих контактов либо не
произойдет включение выключателя, либо не будет обеспечена однократность АПВ.
В этой схеме показан пример выполнения цепей дистанционного
управления от удаленного пульта через дополнительные промежуточные реле. Такое
решение принято для исключения повреждения цепей управления или возникновения
ложных срабатываний в результате действия электромагнитных помех.
Этот же принцип управления должен быть использован и в
предыдущей схеме в случае, когда пульт управления находится за пределами здания
распределительного устройства.
В схеме также приведен пример выполнения цепей защиты
минимального напряжения. Схемы защит вводного выключателей приведены на слайде
6.
. Разработка ячейки 6 Кв
с вакуумным выключателем
8.1 Реконструкция шкафов КРУ стационарного
типа
Особенностью находящихся в эксплуатации
ячеек КРУ, КРУН и камер КСО, КРН с выключателями различных заводов
изготовителей прежних лет выпуска является то обстоятельство, что на данный
момент времени эти выключатели как правило являются устаревшими физически и
морально, в то время как остальные элементы ячеек и камер еще вполне пригодны к
эксплуатации и смогут прослужить определенное количество лет.
Таким образом, при проведении
реконструкции подстанций перед потребителем встает вопрос: либо закупать взамен
устаревших ячеек КРУ или камер КСО новые ячейки и камеры в полном комплекте,
либо оставить в эксплуатации существующие ячейки и камеры, заменив в них
устаревшие выключатели на более современные.
Преимуществом второго пути решения
проблемы является его экономичность, поскольку при реализации этого пути
затраты осуществляются лишь на приобретение новых выключателей и их адаптацию к
существующим ячейкам. Затраты потребителя на реконструкцию могут быть сведены к
минимуму, если приобретаемые выключатели будут обладать приемлемой ценой и
относительно просто встраиваться в модернизируемые ячейки и камеры подстанций.
Дополнительными факторами в пользу выбора того или иного выключателя могут быть
простота их дальнейшего обслуживания и отсутствие необходимости ремонта в
течение всего срока службы. Всем вышеперечисленным требованиям в полной мере
отвечают вакуумные выключатели серии BB/TEL, благодаря чему они успешно приходят на замену
другим выключателям в существующих энергосистемах.
В настоящее время предприятием «Таврида
Электрик» разработаны и успешно внедрены в эксплуатацию проекты реконструкции
следующих КРУ стационарного типа: КСО-266, КСО-272, КСО-285, КСО-292, КСО-2200,
КСО-2УМ, КСО ЛП-318, КСО Д-13Б, КСО КП-03-00, KPH-III, KPH-IV, КРУН МКФН, КРУН K-VI.
Потребителю поставляется монтажный
комплект для реконструкции шкафов КРУ заказанного типа с сопроводительной
документацией: подробной инструкцией по установке выключателя и схемами
подключения выключателя во вторичные цепи. Установка выключателя по всем
разработанным предприятием проектам выполняется без применения сварочных работ.
Выключатель устанавливается на кронштейнах, которые крепятся к ребрам жесткости
внутри шкафа.
Во всех реконструируемых шкафах КРУ
применяется простая и надежная блокировка выключателя BB/TEL с использованием
блокиратора оригинальной конструкции, не допускающего манипулирования с ножами
разъединителей (заземлителей) при включенном положении выключателя.
В дипломном проекте произведена разработка
ячейки КСО-272 (слайд 7) и замена масляных выключателей на вакуумные в наиболее
загруженные трансформаторные подстанции ТП-2 и ЦРП (слайд 6,7).
.2 Конструкция и
технические характеристики
Конструкция (рис. 8.2).
Выключатели данного конструктивного
исполнения предназначены преимущественно для замены в ячейках КРУ выключателей
типа ВМГ-10 и других, а также для применения во вновь разрабатываемых ячейках
КРУ [9].
Технические характеристики:
Номинальное напряжение, кВ 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12
Номинальный ток, А 630 1000
Номинальный ток отключения, кА 12,5 20
Сквозной ток короткого замыкания,
наибольший пик, кА 32 52
Нормированное процентное содержание
апериодической составляющей, %, не более
40 40
Время отключения полное, мс, не более 25
25
Время отключения собственное, мс, не более
15 15
Время включения собственное, мс, не более
70 70
Ресурс по коммутационной стойкости при отключении:
- номинального тока, операций «ВО» 50000
50000 - (60-100)% от номинального тока отключения, операций 100 100
Ресурс по механической стойкости, операций «ВО» 50000 50000
Номинальное напряжение электромагнитов управления, В 220 220
Диапазан напряжений электромагнитов при включении,
% от номинального значения 85¸110 85¸110
Диапазан напряжений электромагнитов при
отключении,
% от номинального значения 65¸120 65¸120
Наибольший ток электромагнитов управления
при номинальном напряжении, А 10 10
Срок службы до списания, лет 25 25
Масса, кг: - исполнение с межполюсным
расстоянием 200 мм 32 32
- исполнение с межполюсным расстоянием 250
мм 35,5 35,5
Условия эксплуатации [9].
Вакуумные выключатели серии BB/TEL предназначены для
эксплуатации в следующих условиях. Климатическое исполнение и категория
размещения У2 по ГОСТ15150-69, при этом:
наибольшая высота над уровнем моря - до
1000 м;
верхнее рабочее значение температуры
окружающего воздуха не должно превышать плюс 55°С, эффективное значение
температуры окружающего воздуха - плюс 40°С;
нижнее рабочее значение температуры
окружающего воздуха - минус 40°С; - верхнее значение относительной влажности
воздуха 100% при температуре плюс 25°С;
окружающая среда невзрывоопасная, не
содержащая газов и паров, вредных для изоляции, не насыщенная токопроводящей
пылью в концентрациях, снижающих параметры выключателя;
рабочее положение выключателей в
пространстве - любое.
Рис. 8.2. Конструкция вакуумного
выключателя
.3 Устройство и работа
выключателя
Выключатель вакуумный серии BB/TEL состоит из трех полюсов,
установленных на общем основании. Все три полюса имеют одинаковую конструкцию,
представленную на рисунке.
Привод вакуумного выключателя серии ВВ/ТЕL состоит из
электромагнитов (по одному на каждую фазу) электрически соединенных между собой
параллельно, и блока управления БУ.
Механические якоря 11 приводных
электромагнитов выключателя соединены между собой общим валом 14, который в
процессе включения и отключения поворачивается вокруг своей продольной оси, и
обеспечивает выполнение следующих функций:
управление указателем положения
выключателя «ВКЛ. - ОТКЛ.»;
ручное отключение выключателя при
аварийных ситуациях;
управление контактами для внешних
вспомогательных цепей с помощью постоянного магнита;
предотвращение срабатывания выключателя в
неполнофазном режиме.
Включение выключателя
(рис. 8.4).
Исходное разомкнутое состояние контактов
1, 3 вакуумной дугогасительной камеры выключателя обеспечивается за счет
воздействия на подвижный контакт 3 отключающей пружины 7 через тяговый изолятор
5. При подаче сигнала «ВКЛ» блок управления выключателя формирует импульс
напряжения положительной полярности, который прикладывается к катушкам 9
электромагнитов (см. осциллограммы процессов в приводе BB/TEL). При этом в зазоре
магнитной системы появляется электромагнитная сила притяжения, по мере своего
возрастания преодолевающая усилие пружин отключения 7 и поджатия 6, в
результате чего под действием разницы указанных сил якорь электромагнита 11
вместе с тяговым изолятором 5 и подвижным контактом 3 вакуумной камеры 2 в
момент времени 1 начинает движение в направлении неподвижного контакта 1,
сжимая при этом пружину отключения 7. После замыкания основных контактов
(момент времени 2 на осциллограммах) якорь электромагнита продолжает двигаться
вверх, дополнительно сжимая пружину поджатия 6. Движение якоря продолжается до
тех пор, пока рабочий зазор в магнитной системе электромагнита не станет равным
нулю (момент времени 2а на осциллограммах). Далее кольцевой магнит 10
продолжает запасать магнитную энергию, необходимую для удержания выключателя во
включенном положении, а катушка 9 по достижении момента времени 3 начинает
обесточиваться, после чего привод оказывается подготовленным к операции
отключения. Таким образом, выключатель становится на магнитную защелку, т.е.
энергия управления для удержания контактов 1 и 3 в замкнутом положении не
потребляется.
В процессе включения выключателя пластина
13, входящая в прорезь вала 14, поворачивает этот вал, перемещая установленный
на нем постоянный магнит 15 и обеспечивая срабатывание герконов 16,
коммутирующих внешние вспомогательные цепи [9].
Рис. 8.4. Вакуумный выключатель
9. Расчёт компенсации реактивной мощности
.1 Расчет компенсации реактивной мощности
Передача по линии больших токов реактивной мощности Q приводит к возрастанию
потерь активной мощности в энергосистемах, снижению напряжения на приёмной
стороне линий электропередачи, снижению пропускной способности
распределительной сети, повышению стоимости электроэнергии. Качество
электроэнергии при этом может стать неприемлемым для использования.
Для уменьшения потребления реактивной мощности по линиям и
трансформаторам вблизи узлов её потребления устанавливают источники реактивной
мощности.
При этом передающие элементы сети разгружаются от реактивной
мощности, чем достигается снижение в них потерь активной мощности и напряжения.
Источниками реактивной мощности могут быть синхронные
компенсаторы, синхронные двигатели и силовые конденсаторные установки.
Для сетей напряжением 380В наиболее экономичной является
практически полная компенсация реактивной мощности с использованием силовых
конденсаторов. Мощность компенсации следует выбирать для каждой
электроустановки отдельно, с учетом конкретных условий ее работы.
В дипломном проекте выполнен расчет для выбора компенсирующих
установок наиболее загруженных трансформаторных подстанции и ЦРП подключенных к
шинам 0,38 кВ.
В общем виде задача выбора средств компенсации состоит в том,
чтобы определить значения реактивных мощностей, генерируемых существующими и
дополнительно устанавливаемыми источниками.
Выбор мощности компенсирующего устройства в сетях потребителя
производится, исходя из экономически обоснованных значений реактивной мощности,
потребляемой потребителем в режиме максимальной активной нагрузки
энергосистемы. Энергоснабжающая организация определяет значение реактивной
мощности, которую передает энергосистема в распределительную сеть потребителю
из рассматриваемого узла. Эта задаваемая энергосистемой реактивная мощность: Qc, соответствующая режиму
максимальных активных нагрузок энергосистемы, и является основным показателем
для выбора оптимальной мощности КУ.
Исходными данными для расчетов по данному разделу являются
значения реактивной мощности, которые передает энергосистема, для фидеров 1554
и 1518 Qс= 470 квар, для фидеров 7410 и 7206 равна 1460 квар.
Рассчитаем реактивные и активные мощности фидеров и сведем их
в таблицах 9.1 и 9.2.
Таблица 9.1. Распределение реактивной мощности (ф. 1554,
1518)
|
Номера ТП
фидера №1518
|
P, кВ
|
Q, квар
|
Номера ТП
фидера №1554
|
P, кВ
|
Q, квар
|
|
ТП-2
|
-
|
-
|
ТП-2
|
372
|
446
|
|
ТП-6
|
-
|
-
|
ТП-6
|
265
|
180
|
|
ТП-1
|
90
|
88,5
|
ТП-1
|
-
|
|
ТП-3
|
64
|
48
|
|
|
|
|
ТП-306
|
58
|
40
|
|
|
|
|
ТП-4
|
114
|
37
|
|
|
|
|
ТП-7
|
140
|
98
|
|
|
|
|
Итого:
|
466
|
311,5
|
|
637
|
626
|
|
Qс= 470 квар
|
Таблица 9.2. Распределение реактивной мощности (ф. 1554,
1518)
|
Номера ТП
фидера №7410
|
P, кВ
|
Q, квар
|
Номера ТП
фидера №7206
|
P, кВ
|
Q, квар
|
|
ТП-9
|
50
|
24
|
ТП-96а
|
137
|
45
|
|
ТП-8
|
29
|
21,8
|
ТП-10
|
255
|
83,8
|
|
ТП-96
|
110
|
76,8
|
ТП-12
|
378
|
183
|
|
ТП-14
|
287
|
245
|
ТП-489
|
137
|
45
|
|
ТП-232
|
160
|
141
|
ТП-5
|
160
|
77,5
|
|
ТП-11
|
547
|
324,3
|
ТП-11
|
-
|
-
|
|
ТП-194
|
137
|
45
|
ТП-194
|
-
|
-
|
|
ТП-15
|
-
|
-
|
ТП-15
|
287
|
178,8
|
|
ТП-178
|
219
|
71,9
|
ТП-178
|
-
|
-
|
|
ТП-488
|
182
|
112,7
|
ТП-488
|
-
|
-
|
|
ЦРП
|
-
|
-
|
ЦРП
|
342
|
274
|
|
Итого:
|
1721
|
1062,5
|
Итого:
|
1696
|
887,1
|
|
Qс= 1460 квар
|
Рассмотрим схему фидеров и на наиболее загруженные станции
(ЦРП, ТП-11, ТП-1, ТП-2) поставим установки компенсации реактивной мощности,
так чтобы скомпенсировать реактивную мощность до заданного значения (слайд 8).
Найдем реактивную мощность Qк Пирогово, которую надо
скомпенсировать на РП Пирогово (ф. 1554,1518):
Qк Пирогово = Q1554 + Q1518 - Qс;
Qк Пирогово = 311,5+626-470=467,5
В зависимости от нагрузки фидеров мощность Qк Пирогово распределяем, округляем
до заводской и ставим установки ТП-2 мощностью 402 квар и на ТП-1 установку
мощностью 67 квар [12].
Аналогично, Qк Вокзальная = 1062,5 + 887,1 - 1460 = 489,6.
Устанавливаем установки на ТП-11 мощностью 300 квар и на ЦРП
мощностью 268 квар.
Данные выбранных компенсирующих установок:
УКМ -58-0,4-300-37,5 У3. [12]
Структура условного обозначения:
УК - установка конденсаторная;
М - регулируется по реактивной мощности;
- конструктивное исполнение;
,4 - номинальное напряжение, кВ;
- номинальная мощность установки, квар;
У - климатическое исполнение (умеренное) ГОСТ15150 - 69;
З - категория размещения, внутри помещения ГОСТ 15543-70.
Электрическая принципиальная схема конденсаторной установки
представлена (слайд 7).
Комплектные конденсаторные установки, типа УКМ 58 низкого
напряжения, регулируемые предназначены для повышения коэффициента мощности
электроустановок промышленных предприятий и распределительных сетей, а так же
для автоматического регулирования мощности. Применяемый электронный регулятор,
управляемый микропроцессором, обеспечивает соблюдение требуемого коэффициента
мощности с большой точностью и в широком диапозоне компенсируемой реактивной
мощности. Установки оснащены экологически безвредными конденсаторами
современной конструкции.
Установка состоит из ячейки ввода и ячейки конденсаторной с
открывающейся передней дверью и предназначена для одностороннего обслуживания.
Конденсаторы с диэлектриком из металлизированной пленки расположены в три
яруса. Установка имеет ввод кабелем снизу. В каркасе имеется пластина для
присоединения заземления сваркой.
Основные данные компенсирующих установок (таблица 9.2):
Номинальное
напряжение 400 В,
Частота 50 Гц,
Температура окружающей среды от -40 до +45 С,
Степень защиты IP21,
Конденсаторы типа КЭК, КЭПС.
.2 Расчет потерь мощности
Рассчитаем и сравним потери мощности при существующей схеме и
при схеме с компенсирующей установкой.
Потери мощности считаются по формуле [2]:
(9.2.1)
(9.2.2)
где 
- потери мощности;
R - сопротивление линии (раздел 4);
I - ток линии (раздел 4).
Расчет ведем по схеме (слайд 7).
Рассмотрим на примере ф. 1518 ТП-306-ТП-4:
=63,77 Вт.
Остальные фидера рассчитываются аналогично и сводятся в таблице
10.4. Потери электроэнергии по фидерам 1554, 1518, 7410,7206 составили 3,13
кВт.
Заключение
В дипломном проекте по теме «Модернизация электроснабжения
крупного железнодорожного узла Брянск-Восточного района электроснабжения»
выполнены необходимых расчеты и выявлены, что требуется замена 4,1 км кабельных
линий и трансформаторов (ТП-5, ТП-14, ТП-201) на более мощные. Так же выполнены
необходимые расчеты для замены масляных выключателей на вакуумные, что
обеспечит минимум затрат на техническое обслуживание. Выполнены расчеты по
выбору необходимой компенсация реактивной мощности на 0,4 кВ, что обеспечивает
уменьшение потерь электроэнергии, затрат на реактивную энергию и составляет
экономический эффект 888 тыс. руб.
Список использованных источников
1. Ратнер
М.П., Могилевский Е.Л. Электроснабжение нетяговых потребителей железных дорог.
М.: Транспорт, 1985. - 295 с.
2. Лепкин
Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: Высшая школа,
1981. - 375 с.
. Справочник
по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией С.С. Рокотяна и
И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 348 с.
. Караев
Р.И., Волобринский С.Д., Ковалев И.Н. Электрические сети и энергосистемы. М.:
Транспорт, 1988. - 319 с.
. Карпов
Ф.Ф., Козлов В.Н. Справочник по расчёту проводов и кабелей. М.: Энергия, 1964.
- 223 с.
. Пособие
к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических
специальностей. Под редакцией Блок В.Н.М.: Высшая школа, 1981. - 304 с.
. Карпов
Ф.Ф. Как выбрать сечение проводов и кабелей. М.: Энергия, 1973. - 71 с.
. Электрическая
энергия. Требования к качеству электроэнергии в электрических сетях общего
назначения.
. Вакуумные
выключатели ВВ/TEL. М.2000.
. Выключатели
вакуумные серии ВВ/TEL. Руководство по эксплуатации. Таврида электрик. 2001
. Железнодорожный
транспорт. Выпуск №1. Электроснабжение ж.д. М.: Экспресс-Информация, 2001. - 30
с.
. Конденсаторные
установки для компенсации реактивной мощности. Электроинтер. Завод
конденсаторного оборудования.
. Беркович
М.А. Основы техники релейной защиты, изд. 6-е перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1984. - 376 с.
. Охрана
труда на железнодорожном транспорте. Под редакцией В.С. Крутякова. М.:
Транспорт, 1988. - 310 с.
. Охрана
труда на железнодорожном транспорте. Под редакцией Ю.Г. Сибарова. М.:
Транспорт, 1981. - 287 с.
. Гумин
И.Я., Гумин М.И., Устинов В.Ф. Вторичные схемы электрических станций и
подстанций, изд. 2-е. М.-Л., издательство «Энергия», 1964. - 176 с.
. Межотраслевые
правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. - М.: Изд-во НЦ
ЭНАС, 2001. - 192 с.
. Правила
пожарной безопасности на железнодорожном транспорте. - М.: Транспорт, 2000. -
166 с.
. Диченко
П.М. Справочник проектировщика электрических сетей и подстанций. Киев:
Государственное издательство технической литературы, 1963. - 700 с.
. Методические
рекомендации по разработке экономической части дипломных проектов для студентов
специальности электроснабжение электрифицированных железных дорог.
. Экономика
железнодорожного транспорта: Учеб. для вузов ж.д. трансп. / В.А. Дмитриев, А.И.
Журавель, А.Д. Шишков и др.; Под ред. В.А. Дмитриева.-М.:Транспорт, 1996. - 328
с.
. Требования
ЕСКД к текстовым документам. Методические указания по выполнению контрольных
работ и курсовых проектов для студентов всех специальностей. Часть первая. М.:
ВЗИИТ, 1977.
. Прохорский
А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. - М.: Транспорт.1983-457 с.
. Гринбергер
- Басин М.М. Тяговые подстанции: Пособие по дипломному проектированию; Учебное
пособие для техникумов ж.-д. транспорта. - М.: Транспорт, 1986. - 168 с.
. Ильяшов
В.П. Конденсаторные установки промышленных предприятий. М.: Энргия, 1972. - 248
с.