Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
|
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ПС – подстанция ВЛ – высоковольтные линии электропередач РП – распределительный пункт ТП – трансформаторная подстанция ТР – трансформатор СИП – самонесущие изолированные провода КЗ – короткое замыкание КА – коммутационная аппаратура КРУ – комплектные распределительные устройства КТП – комплектная трансформаторная подстанция ОПН – ограничитель перенапряжений КРУ – комплектные распределительные устройства ТСН – трансформатор собственных нужд РЗ – релейная защита МТЗ – максимальная токовая защита Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения является сложной и ответственной задачей. Принятие проектных решений непосредственно влияет на объем и трудоемкость монтажных работ, удобность и безопасность эксплуатации электротехнических установок. Выбор схемных решений электроснабжения в значительной степени зависит от принятых систем напряжений в рассматриваемом объекте. Используемый класс напряжения в значительной степени предопределяет капиталовложения в проектируемый объект и величину потерь мощности и электроэнергии в процессе эксплуатации. Окончательное решение по выбору напряжения сети должно приниматься на основании технико-экономического сравнения вариантов. Основными требованиями к проектам систем электроснабжения являются надежность электроснабжения потребителей и их экономичность. Надежность электроснабжения обеспечивается выбором наиболее совершенных электрических аппаратов, силовых трансформаторов, кабельно-проводниковой продукции, соответствием электрических нагрузок в нормальных и аварийных режимах номинальным нагрузкам этих элементов, а также использованием структурного резервирования и секционированием электрической сети. Сооружение электрических сетей, повышающих и понижающих подстанций в системе электроснабжения, связано с большими материальными затратами. Поэтому при проектировании должен проводиться детальный анализ экономичности проектных решений и режимов работы всех элементов систем электроснабжения. В электроэнергетике Украины имеет место ряд негативных тенденций: – происходит массовое старение основного электросетевого оборудования; – отсутствуют средства для реконструкции сети; – выросли технические и коммерческие потери мощности и электрической энергии; – практически отсутствует резервирование потребителей І и ІІ категории по надежности сельскохозяйственного назначения; – резко сократился научно-технический потенциал отрасли; – серьёзно отстаёт сфера разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии; – неэффективно действуют механизмы совместной работы собственников электроэнергетических объектов; – нерационально организованы рынки электроэнергии. Поэтому, в связи с вышеуказанным, необходимо произвести реконструкцию распределительных сетей, замену старого оборудования на более новое, которое отвечает как современным техническим требованиям качества и надежности, так и экономическим критериям. Системы электроснабжения сельскохозяйственных потребителей имеют характерные особенности, обусловленные рассредоточенностью сравнительно маломощных потребителей электроэнергии на значительной территории. В отличие от городского, электроснабжение сельскохозяйственных потребителей осуществляется по воздушным линиям 6 –10 кВ, которые менее надежны, а требования к повышению надежности в последнее время возрасли, т.к. увеличение продуктивности труда возможно только на базе электрифицированного производства. На территории Украины в эксплуатации находится более 305 тыс. км линий 10 кВ и около 200 тыс. трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4кВ суммарной установленной мощностью 44 тыс. кВА [1]. Сеть 10 кВ, как правило, состоит из линий древовидной структурой с сечениями проводов, ступенчато уменьшающимися от головных участков к концу линии. Почти все линии в сельской местности имеют воздушное исполнение, строятся, в основном, на железобетонных опорах. В качестве проводов используют голые неизолированные стальалюминиевые и алюминиевые провода со штыревой изоляцией. Рассредоточенность потребителей на значительной территории вызывает относительно большие потери электрической энергии в сетях, потерю напряжения, которая вызывает сверхдопустимые отклонения напряжения на вводах потребителей электрической энергии, несимметрию нагрузок трехфазных сетей и так далее. В данной дипломном проекте рассматривается реконструкция системы энергоснабжения села Наумовка Корюковского района, направленная на повышение надежности и уменьшения потерь электрической энергии. 1 МАТЕРИАЛЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1.1 Характеристика зоны электроснабжения Подстанция (ПС)110/35/10кВ «Корюковка» находиться в Корюковском районе Черниговской области. Зона электроснабжения сельскохозяйственного района охватывает потребителей пятнадцати населенных пунктов, в том числе рассматриваемое в данном дипломном проекте поселок городского типа Наумовка. В данном населенном пункте проживает около 1338 человек. На его территории находятся следующие потребители: кирпичный завод, свинотоварная ферма, молочно-товарная ферма, машинотракторный пункт, школа, детский сад, фельдшерно-акушерский пункт, четыре магазина, дом культуры на 320 мест, пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна, мельница, птицефабрика, а также некоторые другие учреждения повседневного обслуживания населения и учреждения культурно-бытового обслуживания. Практически все жилые дома на территории населенного пункта одноэтажные. Пище приготовление и обогрев – на природном газе. В данном населенном пункте имеются потребители как І, ІІ так и III категории по надежности электроснабжения. Все потребители питаются от одного распределительного пункта (РП). Значения потребляемой электрической энергии производственными потребителями за год приведены в таблице 1.1. Остальные нагрузки общественных и комунально-бытовых потребителей выбираются в соответствии с [2]. Принимаем, что в одном доме в среднем проживает три человека, тогда примерное количество домов можно рассчитать по формуле: где Таблица 1.1 – Количество электроэнергии, потребляемое за год производственными потребителями Следовательно: Все потребители данного населенного пункта питаются от ТП 10/0,4кВ, общее число которых 26. Из них 7 ТП питают потребителей с производственным видом нагрузки, 13 ТП с коммунально-бытовым и 6 ТП со смешенным видом нагрузки. Месторасположение и параметры существующих ТП 10/0,4кВ (диспетчерский номер подстанции, характер нагрузок, количество и мощность трансформаторов) приведены на рисунке 1.1. 1.2 Определение расчетных нагрузок Расчет электрических нагрузок распределительных сетей 10кВ производиться исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей, на шинах подстанций с соответствующими коэффициентами одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов [2]: где Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму – дневному (если суммируются производственные потребители), или вечернему (если суммируются бытовые потребители). Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаем: – для производственных потребителей – для бытовых потребителей с домами без электроплит Коэффициент одновременности зависит от количества потребителей [2]. Для нашего случая нагрузки жилых домов рассчитываем по формуле: где Значение При наличии годового потребления электроэнергии производственных потребителей расчетная нагрузка определяется исходя из годового числа часов использования максимальной нагрузки [2]: где При смешенной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, с производственными и общественными помещениями, предприятиями с использованием соответствующих коэффициентов одновременности. Суммирование нагрузок участков сети производиться по формуле: где Расчетная нагрузка существующих ТП 10/0,4кВ на расчетный год определяется по формуле: где Суммарная нагрузка ТП на линиях ищется в зависимости от количества ТП с учетом коэффициента одновременности для сетей 6-20кВ. Реактивная нагрузка на ТП определяется по формуле: где Принимаем для ТП со смешенной нагрузкой – Рассмотрим расчет нагрузки на ТП с коммунально-бытовой нагрузкой (рисунок 1.1). От ТП с номером 425 питаются n=23 дома. Коэффициент одновременности согласно [2] принимаем равным ko=0.333, а удельную нагрузку одного дома принимаем равным Руд=10 кВт/дом. Согласно формуле (1.4): Тогда согласно (1.7) активная нагрузка на ТП-425 будет составлять: Реактивную нагрузку находим по (1.8): Аналогично рассчитываем нагрузки на других ТП с коммунально-бытовыми нагрузками. Полученные значения сведены в таблицу 1.1. Нагрузка на ТП с производственными потребителями ищется в соответствии с (1.5), (1.7). Так, например, от ТП номер 437 питается кирпичный завод. Тогда по (1.5): Следовательно, активная нагрузка на ТП-437: Тогда реактивная нагрузка имеет следующее значение: Рассмотрим ТП со смешенной нагрузкой. От ТП номер 6 питаются 10 домов и магазин. Нагрузка магазина в соответствии с [1] равняется 4 кВт. Тогда нагрузки на ТП-6 по (1.6), (1.7) и (1.8) будут равны: Остальные нагрузки рассчитываются аналогично. Полученные значения по всем ТП занесены в таблицу 1.1. Таблица 1.1 – Результаты расчетов нагрузок по всем ТП Активная нагрузка, Реактивная нагрузка, Найдем суммарное значение нагрузок ТП на линиях. Расчет рассмотрим на примере участка 8-9. На этом участке находиться четыре ТП (ТП-419,ТП-437,Т-15,ТП-14). В соответствии с [2] коэффициент одновременности для четырех ТП равен kод=0,825. Тогда суммарная активная нагрузка ТП на линии 8-9 будет составлять: Аналогично рассчитываются суммарные нагрузки ТП на всех остальных участках линий. Полученные значения сводим в таблицу 1.2. 1.3 Определение потерь мощности и отклонения напряжения При передаче энергии от электрических станций к потребителям во всех звеньях электрических сетей имеются потери активной мощности. Эти потери возникают как в кабельных и воздушных линиях различных напряжений, так и в трансформаторах подстанций. В среднем потери в сетях энергосистемы составляют примерно 10% от отпускаемой электрической энергии в сети электроснабжающих организаций. Значительная часть этих потерь расходуется в линиях передачи всех напряжений и меньшая часть – в трансформаторах (ТР). Таблица 1.2 – Полученные значения нагрузок по линиям Потери активной и реактивной мощности в общем виде для трансформаторов и для линий определяется по формулам: где (кВАр); Параметры линий и трансформаторов выбираем из [4–8] и заносим в таблицы 1.3, 1.4. Таблица 1.3 – Параметры используемых сечений проводов линий Таблица 1.4 – Параметры используемых трансформаторов % Схемы замещения для расчетов потерь в трансформаторах и на линиях приведены на рисунках 1.2 и 1.3. Рассмотрим пример расчета потерь мощности в трансформаторе Т1 ТП-15 и на участке линии 1. По формулам (1.9), (1.10) находим потери активной и реактивной мощности на низкой стороне трансформатора: Мощность на высокой стороне трансформатора с учетом потерь в трансформаторе: где Следовательно: Активные и реактивные сопротивления на участке линии определяется в зависимости от ее длины: где Тогда: Найдем потери мощности в линии в соответствии с (1.9), (1.10): Потери мощности в остальных линиях и трансформаторах находятся аналогично. Полученные результаты сведены в таблицах 1.5, 1.6. Потери напряжения ищутся по формуле: где Полученные значения потерь напряжения на линиях сведены в таблицу 1.6. Таблица 1.5 – Потери мощности в трансформаторах Таблица 1.6 – Потери мощности и напряжения в линиях № линии напряжения, % кВт В таблице (1.7) указаны отклонения напряжения у удаленных потребителей. Таблица 1.7 – Отклонение напряжения у удаленных потребителей Определим ориентировочные потери электроэнергии по методу , использующий число часов наибольших потерь мощности [6]: где Время максимальных потерь определяем по графику из [6] при В соответствии с [11] для сельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены следующие пределы отклонения напряжения от номинального значения: – на зажимах приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик – от -5% до +5%; – на зажимах приемников электроэнергии остальных потребителей – от -7,% до +7,5%. В нашем случае для большинства электроприемников потери напряжения превышают допустимые нормы. Учитывая все вышеупомянутое и то, что нагрузка имеет тенденцию роста, а также не выполняются нормы надежности для потребителей I и II, в данном дипломном проекте предлагается реконструкция сети электроснабжения поселка городского типа Наумовка. Одним из оптимальных вариантов по уменьшению потерь мощности и снижению отклонения напряжения является сооружение ТП глубокого ввода на питающем напряжении 35 кВ и последующей реконструкции распределительной сети 10 кВ, питающей село Наумовка. 2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ 2.1 Выбор места расположения ПС Расположение ПС выбирается в соответствии с [12] вблизи центра нагрузок, координаты которого х и у определяются согласно выражениям: где Расчетное место расположения проектируемой ПС изображено крестикомна рисунке 1.1. Полученный центр нагрузок попадает на топографический центр села, где расположено много разнородных потребителей. В данном месте не эстетично и экономически не выгодно строить новую подстанцию. Следовательно, предлагается реконструировать имеющийся РП, который находится на незначительном удалении от центра. 2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов В соответствии с [13] в проектируемом районе к потребителям I категории относятся молочно-товарная ферма, птицефабрика, свинотоварная ферма. Также есть потребители II категории: школа, детский сад, клуб. На ПС 35/10кВт, питающих потребителей I категории, два трансформатора должны бить установлены в случае если суммарная расчетная нагрузка потребителей I категории, расположенных на расстоянии менее 10 км от рассматриваемой подстанции, равна или больше 1100 кВА и уменьшить эту нагрузку за счет присоединения некоторых потребителей I категории к соседним подстанциям невозможно [9]. В нашем случае общая нагрузка потребителей I категории 1705,98 кВА > 1100 кВА. Запитать часть потребителей от соседних подстанций невозможно. Следовательно, на нашей подстанции необходимо ставить два трансформатора. Так как мы установили два трансформатора, то нашу ПС запитуем с двух сторон [9]. С одной стороны от ПС Корюковка, с другой от ПС Софиевка. Выбор мощности трансформаторов осуществляется по суммарной расчетной нагрузке по условиям нормального и послеаварийного режимов. Для нормального режима должно соблюдаться соотношение [14]: где В соответствии с [14] допускается послеаварийная перегрузка 40%. Поэтому для послеаварийного режима должно выполнятся условие: где Полученное расчетное значение Активную и реактивную нагрузку на шинах РП 10кВ получим, просуммировав найденные выше нагрузки. Получаем следующие значения: Полная мощность на РП в нормальном режиме определяется по формуле: Тогда: Мощность на РП с учетом потерь в линиях и с учетом динамики роста нагрузки: где Получаем: Следовательно, мощность одного трансформатора равняет: Выбираем два трансформатора мощностью по 4000кВА. Проверяем трансформаторы в условиях послеаварийного режима по формуле (2.4): 5600 кВА < 6854,368 кВА. Условие (2.4) не выполняется. Однако, учитывая тот факт, что от проектируемой подстанции питается значительная часть потребителей ІІІ-й категории по надежности, то при повреждении одного из трансформаторов неответственные потребители могут быть отключены в максимум нагрузки. Поэтому окончательно выбираем трансформатор мощностью 4000 кВА. Определим величину нагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки: где Получаем: Выбираем два трансформатора марки ТМ-4000/35. Он имеет следующие параметры: Рхх=5,3кВт, Ркз=33,5кВт, uк=7,5%, Іхх=0,9%. 2.3 Обеспечения норм надежности потребителей На рассматриваемой ПС установлены два силовых трансформатора и она обеспечивается двусторонним питанием. В этом случае эквивалентная продолжительность отключений за год как питающей линии 35кВ, так и районной подстанции, принимается равной нулю, т.е. Тп=0, Тп/пс=0 [9]. Поэтому вся нормируемая эквивалентная продолжительность отключения на шинах 10кВ потребительской подстанции может быть отнесена к распределительной линии: где 10кВ, час/год∙км, принимаем км. Откуда предельная длина участка распределительной линии, который нет необходимости ни секционировать, ни резервировать, чтобы обеспечить норму надежности, равна: На практике возможно два варианта: – длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) меньше – длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) больше Схема расположения отходящих линий от ПС после установки ПС 35/10кВ изображена на рисунке 2.1. Найдем длину отходящих линий, вмести с ответвлениями, просуммировав длины всех участков. Получаем: Надежность на наших линиях выполняется, следовательно, дополнительных мероприятий по повышению надежности предпринимать не надо. Так как в зоне исследования имеются потребители I категории, существующий резерв от соседней подстанции Софиевка по ВЛ 10 кВ реконструироваться не будет. Определим нагрузки на линиях по новой схеме питания аналогично пункту 1.2. Полученные значения сведены в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Расчетные нагрузки по питающим линиям Выбор сечений проводов и кабелей напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима по экономическим соображениям с использованием метода экономических интервалов [14]. Для нахождения сечения провода определяем расчетный ток Iр [14],[16]: где Из [16] выбираем сечения проводов по методу экономических интервалов, который учитывает дискретность изменения стандартных параметров линии и конкретные особенности элементов передачи. В данном дипломном проекте используем изолированные провода (СИП) с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированного силанольно-сшитого полиэтилена марки СИП-3. Применение таких изолированных проводов позволяет уменьшить трудозатраты по выполнению нормативных требований к устройству заземлений, что особенно важно при реконструкции или расширении существующих низковольтных сетей, выполненных на железобетонных или металлических опорах. Ведь в данном случае нет необходимости специально заземлять подвесную линейно-сцепную арматуру, что упрощает монтаж и уменьшает стоимость проекта [17]. Также можно перечислить следующие преимущества СИП: – провода защищены от схлестывания; – на таких проводах практически не образуется гололеда; – исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке; – существенно уменьшены габариты линии и требования к просеке при прокладке и в процессе эксплуатации; – простота монтажных работ и уменьшение их сроков; – высокая механическая прочность проводов; – пожаробезопасность таких линий, основанная на исключении короткого замыкания (КЗ) при схлестывании; – сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35% дороже голых ). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (до 80%); – возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением; – снижение энергопотерь в линиях электропередач за счет уменьшения реактивного сопротивления изолированного провода по сравнению с «голым». Рассмотрим пример определения сечения провода на участке линии №1. По формуле (3.1) определяем расчетный ток: Выбираем провод маркой СИП-3 сечением 35 мм2. Остальные сечения рассчитываются аналогично. Полученные значения расчетного тока и выбранные сечения проводов занесены в таблицу 3.2. Далее проверяем выбранные нами сечения проводов в послеаварийном режиме, когда отключаются участки 30, 32, 18, 15 (рисунок 3.1) и наши потребители запитаны по резервным линиям 10 кВ от ПС Софиевка. Послеаварийный режим рассмотрим на примере расчета участка линии № 14. В послеаварийном режиме отключен участок под № 15 и по участку № 14 протекает одна нагрузка от ТП 318. Тогда по (3.1) расчетный ток, протекающий по этому участку, имеет следующие значение: Из [16] выбираем провод марки СИП-3 сечением 35 мм2. В нормальном режиме на данном участке было выбрано сечение 50 мм2. Окончательно выбираем большее из получившихся значений, следовательно на участке № 14 остается сечение 50 мм2. В таблице 3.2 указаны значения расчетных токов и выбранных сечений в нормальном и послеаварийном режимах. В таблице 3.3 указаны окончательно выбранные сечения проводов с параметрами. Таблица 3.2 – Сечения проводов в нормальном и послеаварийном режимах Таблица 3.3 – Сечения проводов марки СИП-3 по участкам линии Номинальное сечение жилы, мм2 Наружный диаметр жилы, мм Удельное активное сопротивление, Ом/км Пересчитаем реактивное сопротивление выбранных нами сечений в соответствии с формулой (3.2): где Получаем следующие значения: для сечения 35 мм для сечения 50 мм для сечения 70 мм для сечения 95 мм Проверка выбранных нами марок проводов на термическую стойкость производиться в пункте 4.2.2. 4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 4.1 Возможные варианты схемы электрических соединений на ПС «Наумовка» 35/10 кВ 4.1.1 Возможные варианты схемы электрических соединений на стороне 10 кВ На стороне 10 кВ используются следующие варианты схемы электрических соединений: – с одной системойсборных шин (рисунок 4.1, а); – с двумя системами сборных шин (рисунок 4.1, б). а) б) Рисунок 4.1 – Варианты схем электрических соединений на стороне 10 кВ а) с одной системой сборных шин, б) с двумя системами сборных шин Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 10 кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин. Источники питания и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. При повреждении линии достаточно отключить только один выключатель. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Такая схема позволяет использовать комплектные распределительные устройству (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановок. Недостатки схемы: – много коммутационной аппаратуры; – при повреждении шины и шинных разъединителей, а также при их ремонте необходимо отключить источники питания, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей; – при КЗ на сборных шинах также вызывает отключение источников питания и потребителей. Эти недостатки частично устраняются путем разделения сборных шин на секции, число которых соответствует числу источников питания. Секционирование может быть осуществлено с помощью только разъединителей и с помощью разъединителей и выключателя (рисунок 4.2). Схема с секционным выключателем сохраняет все достоинства схемы с одной системой шин, кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей. В схеме с двумя системами сборных шин каждый элемент присоединяется через развилку из двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин (рисунок 4.1, б). Такая схема позволяет производить ремонт одной системы сборных шин, сохраняя в работе все присоединения. К недостаткам относятся: большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружения КРУ, использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов, что увеличивает количество ошибочных операций производимых персоналом [5]. Рисунок 4.2 – Схема с секционным выключателями и с разъединителями На стороне 10 кВ выбираем схему с двумя секциями сборных. 4.1.2 Возможные варианты схемы электрических соединений на стороне 35 кВ На стороне 35 кВ используются следующие схемы электрических соединении: – схема блок трансформатор–линия; – схема мостиков; – кольцевые схемы. Схема блок трансформатор–линия является упрощенной схемой электрических соединений, которая используется при небольшом количестве присоединений (рисунок 4.3, а). Такие схемы позволяют уме6ньшить расход электрооборудования и строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. а) б) в) Рисунок 4.3 – Варианты схем электрических соединений на стороне 35 кВ а) схема блок трансформатор-линия, б) схема кольцевая, в) схема мостиковая. мощность напряжение трансформатор электрический схема Мостиковая схема применяется при двух линиях и двух трансформаторах. По существу это схема двух блоков трансформатор–линия, соединенных между собой на высокой стороне перемычкой (мостиком) (рисунок 4.3, в). В перемычке устанавливается выключатель, в цепях трансформаторов предусматриваются отделители, а также ремонтная перемычка с разъединителями. Достоинством такой схемы является экономичность и простота. Конструкция позволяет осуществить переход от схемы мостика к другим схемам при расширении. В кольцевых схемах выключатели соединяются между собой, образуя кольцо (рисунок 4.3, б). Каждый элемент – линия, трансформатор присоединяется между двумя соседними выключателями. Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника. Присоединение каждого элемента через два выключателя увеличивает гибкость схемы и надежность работы, при этом число выключателей не превышает числа присоединений. В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы. Конструктивное выполнение распределительных устройств по кольцевым схемам позволяет достаточно просто переходить от схемы треугольника к схеме четырехугольника, а затем к схеме блоков трансформатор шины или к схемам со сборными шинами [5]. На стороне 35 кВ выбираем мостиковую схему с выключателями в сторону трансформаторов. 4.2 Расчет токов КЗ Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики. Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему (рисунок 4.4, а) с указанными на ней мест нахождения токов КЗ (точки К1 и К2), а также исходными данными для их определения. По ней составляем схему замещения (рисунок 4.4, б). Расчет будем вести в именованных единицах. Базисное напряжение где а) б) Рисунок 12 – Схемы для расчета токов КЗ: а) расчетная схема сети; б) схема замещения. Для выбора аппаратуры также нужно знать ударный ток КЗ который определяется по формуле [18]: где Ударный коэффициент может быть определен следующим образом [18]: где Та – постоянная времени затухания апериодического тока, с. Постоянную времени затухания апериодического тока находим по формуле: где В качестве примера приведем расчет тока КЗ в точке К1, для этого найдем сопротивления всех элементов находящихся до этой точки. Параметры проводов сечением АС-70 берем из таблицы 1.3. Находим активное и реактивное сопротивления линии по формулам (1.11-1.12). Находим эквивалентное активное и реактивное сопротивления на участке до точки К1. Так как линии включены параллельно, тогда: Тогда полное эквивалентное сопротивление имеет следующее значение: Следовательно, ток КЗ равняется: Найдем постоянную времени затухания апериодического тока, ударный коэффициент и ударный ток по формулам (4.2-4.4): Ток КЗ в точке К2 рассчитывается аналогично. Для нее получаем следующие значения: 4.3 Проверка выбранных сечений проводов на термическую стойкость Проверка сечений выбранных проводов проводится в соответствии с соотношением: где Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле: где Принимаем время отключения Ток термической стойкости и допустимое время его действия для разных сечений СИП-3 указаны в таблице 4.1. Рассчитаем токи КЗ на всех участков линий аналогично пункту 4.2. Для участка 1 ток КЗ равен: Следовательно: Получаем что 1,88 кА2∙с < 10,24 кА2∙с. Условие выполняется. Полученные значения токов КЗ, допустимого времени действия тока КЗ, тепловой импульс тока КЗ по участкам заносим в таблицу 4.2. Таблица 4.1 – Токи термической стойкости и допустимое время его действия
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||