Электрической схемой главных соединений предусматривается автоматическая работа электроагрегата на электрическую сеть напряжением 380 В.. Параллельная работа ДЭС с основным источником централизованного электроснабжения не допускается. Типовым проектом предусматривается четыре варианта электрических схем связи ДЭС с сетью напряжением 380 В централизованного электроснабжения. При выборе варианта следует учитывать проектируемую или существующую схему внутри площадочных сетей 380 В, расположение резервных потребителей на объекте, место расположения ТП 10/0,4 кВ, организацию обслуживания сетей 380 В на объекте.
Ниже представлена однолинейная схема из одного варианта схемы электрических соединений ДЭС и связи электроагрегата с сетью 380 В группы резервных потребителей с распределительным пунктом.
Состав схемы:
Т – трансформатор 10/0,4 кВ,
S2 – рубильник,
FU – плавкий предохранитель,
Шины 0,4 кВ,
Д – кабельная вставка,
S1 – переключающий рубильник,
QF – автоматический выключатель,
ТА – трансформатор тока,
PI – счетчик электрический,
G – генератор.
Рис. 4.1 Схема электрических соединений ДЭС.
Помещение ДЭС располагают вблизи производственного помещения с вводным РП. Этот вариант обеспечивает как групповое, так и индивидуальное резервирование ответственных приемников. Электроагрегат подключает к шинам 0,4 кВ РП через распределительное устройство Д1 с переключающим рубильником 1. Устройство Д1 устанавливают в в помещении распределительного пункта РП Щит собственных нужд ДS подключен к РП.
В нормальном режиме работы питание основных потребителей осуществляется от внешнего источника электроснабжения – трансформаторной ПС через переключающий рубильник и распределительный пункт РП. Рукоятка рубильника S1 устанавливается в положении «Q» - «включена сеть».
В аварийном режиме работы при исчезновении напряжения от ТП запускают (вручную) Электроагрегат. Рукоятку рубильника S1 устанавливают в положении «S» - «включена ДЭС».
Электрическая схема КТП 10/0,4 кВ мощностью 400 кВ состоит: из разъединителя 10 кВ РЛНД с заземляющими ножами, установленного на ближайшей опоре линии 10 кВ; вентильных разрядников для защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне 10 кВ и предохранителей, установленных в одном устройстве высшего напряжения, обеспечивающих защиту трансформатора от многофазных КЗ.
Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором. Остальная аппаратура размещается в нижнем отсеке (шкафу), т.е. РУ 0,4 кВ. На вводе РУ 0,4 кВ установлены рубильник, вентильные разрядники для защиты от перенапряжений на стороне 0,4 кВ, трансформаторы тока, питающие счетчики активной энергии и трансформаторного тока, к которым подключено тепловое реле, обеспечивающее защиту силового трансформатора от перегрузки. Включение, отключение и защита отходящих линий 0,4 кВ от КЗ и перегрузки осуществляется автоматическими выключателями. При этом для защиты линий от однофазных КЗ в нулевых проводах ВЛ 0,4 кВ установлены токовые реле.
5. Выбор сечения проводов ВЛ-10 кВ
Электрический расчет линии 10 кВ производится с целью выбора марки Ии сечения провода и определение потерь напряжения и энергии. Сечение проводов выбирается нагрузки с учетом надежности.
Выбираемое сечение проводов проводится:
по допустимому нагреву.
(5.1)
по потере напряжения
(5.2)
Определяем рабочий ток линии
(5.3)
Где Sрасч – расчетная полная мощность, кВа,
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Питание потребительских ПС10/0,4 кВ осуществляется от одной линии.
∑S = SТП = 354,6 кВа.
Сечение провода определяется по экономической плотности тока.
(5.4)
где jэк – экономическая плотность тока, А/мм2. jэк = 1,1 А/мм2 []
Согласно ПУЭ для III климатического района по гололеду принимаем провод АС сечение провода должно быть не менее 50 мм2. Выбираем провод АС-50.
Iдоп = 210 А.
Iдоп = 210 А > Ipmax = 20?5 А.
Условие выполнено.
Рассчитываем потери напряжения в линии
(5.5)
где Рр, Qр – мощности активная и реактивная, Вт,
- длина линии, км,
Х0 – реактивное сопротивление линии, Ом/км, Х0 = 0,40 Ом/км. []
R0 – активное сопротивление линии, Ом/км. R0 = 0,60 Ом/км. []
∆Uдоп = - 6% ≥ 1,28%.
Определяем потери электроэнергии на линии.
(5.6)
где Ipmax – рабочий ток линии,А
R0 – активное сопротивление линии, Ом/км,
τ – время максимальных потерь, час, τ = 1450 час. [].
Потери энергии в линии, %.
(5.7)
где Wгод – годовое потребление энергии. Wгод = Ррасч∙Тmax.
Тmax – время использования максимальной мощности. Тmax = 2700 час.
.
Потеря энергии в трансформаторе, %.
(5.8)
где ∆Wт – потеря энергии в трансформаторе. []
.
Рассчитаем линию 0,4 кВ.
Разбиваем нагрузку не две линии.
Линия 1, 3 -
Линия 2 -
Расчет линии 0,4 кВ ведем методом интервалов.
Определим эквивалентную мощность:
Sэквив1 = Sр1∙Кд (5.9)
Где Кд – коэффициент динамики роста. Кд = 0,7 [].
Sэквив1 = 152∙0,7=106,4 кВа
Sэквив2 = 203,8∙0,7=143 кВа.
Выбираем провод А-50.
6. Расчет токов КЗ
Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты.
Расчет токов КЗ начинаем с выбора расчетной схемы, на которой указывается марки проводов и их сечение, длина линий, силовые трансформаторы их мощность.
На расчетную схему наносим точки КЗ.
Рис. 6.1 Расчетная схема замещения
На схеме замещения указываются индуктивные и реактивные сопротивления основных элементов системы, линии, трансформаторов.
На схеме расставляются точки КЗ. Расчет ведем методом именнованных единиц. Принимаем базисное напряжение средненоминальное напряжение одной ступени
Uб = 10,5 кВ.
Рис. 6.2 Схема замещения
Определяем сопротивление схемы замещения.
Сопротивление системы.
(6.1)
ХС = 1,
где - мощность КЗ , кВа.
Сопротивление линии активное.
(6.2)
Сопротивление реактивное.
(6.3)
где R0, X0 – активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км.
- длина линии, км.
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Сопротивление трансформатора.
(6.4)
(6.5)
где Рк – потери КЗ в трансформаторе, кВт.
Uк – напряжение КЗ, %,
SНТ – номинальная мощность трансформатора, кВ,
UН – номинальное напряжение, кВ.
Результирующее сопротивление до точек КЗ.
(6.6)
Трехфазный ток КЗ.
(6.7)
Ток двухфазного КЗ.
(6.8)
Ударные токи КЗ.
(6.9)
Где Куд – коэффициент ударности. []
Мощность КЗ.
(6.10)
где ZQ – сопротивление контактов, принимаем ZQ = 15 Ом.
Сопротивление линии 10 кВ.
.
Расчет точки К-1.
Определяем сопротивление трансформатора.
Трехфазный ток КЗ.
.
Двухфазный ток КЗ.
Мгновенное значение ударного тока КЗ.
Определяем сопротивление линии 0,4 кВ для провода А-50.
Хл1 = Х0= 0,35∙0,2 = 0,07 = 70мОм.
Rл1 = R0=0,59∙0,2 = 0,118 = 118 мОм.
Хл2 = Х= 0,35∙0,3 = 0,105 = 105мОм.
Rл2 = R0=0,59∙0,3 = 0,147 = 147 мОм.
Результирующее сопротивление.
(6.11)
.
Трех фазные токи в точках К-2, К-3, К-4.
Точка К-2
Точка КЗ
7. Выбор защитной аппаратуры трансформаторов 10/0,4 кВ
Защита трансформатора 10/0,4 кВ.
Силовые трансформаторы со стороны высокого напряжения защищаются предохранителями ПК-10.
Условия выбора плавких предохранителей:
(7.1)
где Uнпред, Uнсети – номинальное напряжение предохранителя, сети, кВ.
Iнпл.вст – номинальный ток плавленой вставки, а
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
