Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей (стр. 5 из 18)

, где Int – действующее значение периодической слагающей тока КЗ через время t.

Величина тока КЗ двухфазного определяют из выражения

Результаты расчетов сводятся в таблицу 10 и таблицу 11.

2.4 Выбор высоковольтного оборудования и проверка его по режиму КЗ

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при правильном выборе по условиям работы как в длительном режиме, так ив режиме КЗ.

Для длительного режима аппаратура и проводники выбирают по номинальному напряжению, с учетом конструкции и рода установки (для внутренней или наружной установки, для комплектных подстанций и ячеек распредустройств) сравнивают номинальное напряжение Uан и номинальный ток аппарата с требуемыми параметрами.

Uан≥U уст.н.; I а.н.≥I раб.max,

где Uуст – напряжение установки, где используется рассматриваемая аппаратура

Iраб max – максимальный рабочий ток установки.

Для трансформаторов напряжения и разрядников должно быть Uан=Uуст.н.

Для предотвращения механических повреждений под действием усилий, возникающих в проводниках при протекании по ним токов КЗ, все элементы должны обладать достаточной эл. динамической устойчивостью.

Под эл. динамической устойчивостью понимают обычно способность аппарата или шинных конструкций противостоять кратковременным усилиям, возникающим при протекании тока КЗ без повреждений препятствующих их дальнейшей нормальной работе.

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийное значение тока КЗ при котором обеспечивается эл. динамическая устойчивость. При выборе аппаратов гарантированная заводом-изготовителем величина сравнивается с расчетным током КЗ. Должно быть выполнено условие Iдин≥I3y

Электрическая устойчивость жестких шин (за исключением комплектных токопроводов и шин КРУ) определяется расчетом механических напряжений в материале проводника. Критерием устойчивости служит выполнение условия Gдоп≥Gрасч, где Gдоп и Gрасч – соответственно допустимое и расчетное значение механических напряжений в материале проводника.

2.4.1 Выбор гибких шин.

Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности тока.

qэк=Iраб/jэк,

где jэк – экономическая плотность тока А/мм2 (для алюминиевых шин принимаем 1,1) [7] (табл. 4.1.).

Рабочий ток Iраб определим по формуле

)

qэк=Iраб/jэк=46,8/1,1=42,5мм2

ближайшее по значению сечение 50 мм2.

Но т.к. длина гибких шин не велика (чуть более 30 мм), а питающие линии выполнены проводом АС 185, принимаем гибкие шины из провода АС 185. Это незначительно увеличит стоимость, но зато упростили монтаж при подключении к магистральной линии.

Проверку на длительно допустимый ток не выполняем т.к. провод взят со значительным превышением необходимого сечения.

Выполним проверку по допустимому термическому действию К3 Qк£Qк доп или

В практических расчетах для определения минимальной величины сечения, допустимого по термической устойчивости, пользуются второй формулой, где С=880С – длительно допустимая температура для алюминиевых шин,

Вк=I"2(tотк+Та),

гдеI"2 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ (для шин 110 кВ I"=577 А)

tоткл – время отключения КЗ.

tотк – согласно ПУЭ время отключения (время действия КЗ) tотк складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tов

t отк=tрз+tов

При этом можно принять tрз=0,1 с

С учетом характеристик выключателей (таб.4.16 [7]) получим время отключения КЗ в пределах: t=0,16¸0,2с. (принимаем 0,18 с)

Та – 0,115 – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

Вк=(0,18+0,115)=65,5А2с106

qmin=

Выбранное сечение проходит с большим запасом.

Гибкие шины и токопроводы обычно крепятся на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами.

Для сборных шин 110 кВ – 3,0 м.

При таких расстояниях сила воздействия между фазами невелики, а поэтому расчет на динамическую устойчивость гибких шин не производят.

Проверку на коронирование в данном случае можно не проводить т.к. согласно ПУЭ минимальное допустимое сечение для воздушной линии 110кВ – АС70. Учитывая, что на ОРУ-110 кВ расстояние между фазами меньше, чем на воздушной линии проведем проверочный расчет для q=185мм2 (АС-185) d=19,1 Iдоп=510A, радиус провода r0=19,1/2=9,55мм≈1 см. Расстояние между фазами Р=300 см, фазы расположены горизонтально. Рабочий ток принимаем по Iраб макс=2Iраб Iраб макс=93,6A

Провод не будет коронировать при условии, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е0. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде: 1,07Е≤0,9Е0

Определим начальную критическую напряженность Е0

,

где m – коэффициент учитывающий поверхностную шероховатость провода (m=0,82 – для многопроводных проводов) [7], r0 – радиус провода в см.

Е0=30,3 0,82

кВ/см

Определим напряженность вокруг провода (максимальное значение) Е;

где U=121 кВ, т.к. на линиях подстанции поддерживают напряжение 1,1Uн; (Рср=1,26Р при горизонт. расп. [7])

Е=

кВ/см

Проверим по условию 1,07Е≤0,9Е0

1,07 17,3=18,5<0,9 32,4=29,2

ТО Провод АС 185 проходит по условию коронирования.

2.4.2 Выбор силового оборудования 110 кВ

С целью снижения стоимости сооружения подстанции принимаем к установке отделители, разъединители и короткозамыкатели. Разъединители предназначены для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания видимого разрыва. В отдельных случаях разрешают отключать разъединители электрические цепи при протекании через них токов значение и характер которых регламентирован ПТЭ.

Короткозамыкатели предназначены для создания искусственного КЗ на стороне высшего напряжения подстанции, вследствие чего срабатывает защита и отключается выключатель головного участка питающей линии. В безтоковую паузу АПВ отделитель отключает трансформатор, создавая видимый разрыв в электрической цепи.

Исходя из ранее сказанного и зная рабочее напряжение U=110 кВ тепловой импульс тока Вк=65,5 кА2с и ток КЗ I"(3)=14,9 кА.

Выбираем оборудование с учетом открытой установки.

Таблица 12. - Разъединитель наружной установки РН8(3) – 2 – 110/630У1

Расчетные данные	Технические данные
Up=110кВ Ip=93,6A I(3)y=37,9 кА (I"(3)=14,9кА) Вк=65,5 кА2с	U=110 кВ Iн=630 А 80кА=iдин.н I2тtт=1450 кА2с

Тип привода ПРН-110М

Таблица 13. - Короткозамыкатель КЗ-110

Расчетные данные	Технические данные
Up=110кВ I(3)y=37,9 кА (I11(3)p=14,9 кА) Вк=65,5 кА2с	Uн=110 кВ iдин=42 кА I2кtк=648 кА2с tвкл=0,4 с.

Тип привода ШПКМ.

Таблица 14. - Отделитель ОД(3)-1-110/600У1

Расчетные данные	Технические данные
Up=110кВ Ip=93,6A (I''(3)=14,9кА)i(3)y=37,9кА Вк=65,5 кА2с	Uн=110кВ Iн=600А 80кА=iдин.н I2к=1440 кА2с tоткл=0,7-0,9с.

Тип привода ШПО.

Выбранное оборудование удовлетворяет условиям если даже принять одновременную работу двух трансформаторов в аварийном режиме с перегрузкой 1,4.

2.4.3 Выбор силового оборудования 10 кВ

Для установки на стороне 10 кВ принимаем комплексные распределительные устройства типа КРУ серия К-Х11.

Зная полные мощности на отходящих линиях найдем рабочие токи.

Ф-304

Ф-305

Ф-306

Таблица 15. - Вводные ячейки КРУ К-Х11

Расчетные данные	Технические данные
Up=10кВ Ipmax=861,3А Iуд(3)=16,1кА	Uн=10кВ Iн=1000А Iудн=52 кА Ввод шинный, кабельный.

Таблица 16. - Ячейки отходящие К-Х11.

Расчетные данные	Технические данные
Up=10кВIpmax=246,4АIуд(3)=8,2кА	Uн=10кВIн=600АIудн=52 кАВвод шинный, кабельный.

Комплектные распределительные устройства укомплектованы масляными выключателями ВМП-10К. Т.к. основные технические показатели КРУ ориентированы на масляный выключатель, то проверяем выключатель только на термическую устойчивость. Из таб. 18.2.[2] масляный выключатель ВМП-10К выдерживаем ток в 20 кА до 5 с, 14кА до 10 с.