потребителя, квар;

Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигате­лями, квар;

Q_a — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.

Q_Э+Q_СД=4259,8+1754,08=6049,88квар>Q_А=2750,88квар.

Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем произво­дить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Веилчина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:

; (6.3.2)

где Q_MI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;

Q_MΣ–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

Q_КУ=4893,7 квар; Q_MΣ=8285,92 квар.

Затем полученные расчётным путём qh округляются до ближайших стандартных значений БСК Qe; станд, взятых :из [З]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблицу 9. В заключении делаем следующую проверку:

(6.3.3)

Условие (6.3.3) выполняется.

6.4. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Выбор проводится в следующей последовательности;

1. Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только ΙΙΙ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.

2. Определяются средние .нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учётом БСК

3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если S_cpi<1500 кВА, то S_max,тр =2500 кВА. Если S_cpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: кВА/м². Если 0,3>ρi>0,2 кВА/м², то S_MAX.ТР=1600 кВА,если же pi>0,3 кВА/м², то S_max.TР=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов S_T при условии, что в цехе установлена одна КТП: S_тi = , где β=0,7 при N=2 и β =0,95 при N=1.

5. Определяется число КТП N _ктп и стандартные мощности их тpaнcфopмaтpoв .S_{T CT}- Если S_Timax _трi, то N_ктп=1, S_{т ст}≥S_Ti, иначе N_ктп= , а

6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме К_З^НР и в послеаварийном режиме К_З. При этом К₃^тр не должен превышать 1,5;

Рассмотрим расчет для цеха №1:

1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;

2. 1453,5 кВА

3. 1038,2 кВА;

4. так как S_т1=1038,2 кВА< S_{max тр1}=1600 кВА, то N_ктп=1, S_т1≥S_{max т}, S_т.ст=1000кВА

5. ; 1,453.

Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8.

Таблица 8. Выбор числа и мощности БСК и КТП

№ цеха	Рср, кВт	QСР, квар.	QМ, квар.	Qкi, квар.	Qбi станд, квар.	Sср i. кВА.	ρ, кВА/м2	Число КТП, число и мощность трансформаторов	Кзнр	Кзпар
1	1424,5	989	1196,8	706,8	700	1453,5	----	1КТП21000	0,76	1,45
2	1365,5	1299,2	1299,2	767,3	750	1472	-----	1КТП21000	0,75	1,5
3	647,7	662,9	881,6	520,7	500	667,8	-----	1КТП2630	0,52	1,05
4	448,3	506,9	248	146,5	150	516,7	-----	1КТП2400	0,64	1,29
5	405,6	375	375	221,5	200	441,7	----	1КТП2400	0,55	1,10
6	118,9	151,3	189,1	111,7	100	129,5	----	1КТП1x250	0,708	---
7	39,2	28,6	38	22,4	0	45,1	----	-----	---	---
8	97,4	73,9	92,4	54,6	0	134,2	----	----	---	---
9	141,2	126,6	158,3	93,5	0	189,6	----	----	---	---
10	654	789,8	947,7	559,7	550	696,5	----	1КТП2630	0,55	1,10
11	681,4	836,8	1004,2	593	600	721,4	----	1КТП2630	0,57	1,14
12	245,8	311,2389	389	229,7	240	256	----	1КТП2250	0,51	1,02
13	448,3	473,8	568,6	335,8	350	465	----	1КТП2400	0,65	1,4
14	26,2	19	25,3	15	0	32,4	----	----	----	----
15	47,3	34,8	46,4	27,4	0	58,7	----	----	----	----
16	52,9	41,46	51,7	30,5	0	72,3	----	----	----	----
17	7,4	4,4	5,9	3,5	0	9	----	----	----	----
18	79,2	47,5	59,4	35	0	92,4	----	----	----	----
19	251,1	220,2	275,2	165,5	150	260,7	----	1КТП2400	0,7	1,4
20	280,8	294	406,6	240	240	286	----	1КТП2250	0,57	1,14
21	33,7	33,5	50,3	29,7	0	47,5	----	----	----	----

Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем применять только четыре типоразмера трансформаторов КТП.

Таблица 9. Стандартные БСК

№ цеха		QБi СТАНД,квар		Тип БСК 3
1		1450		УК2-0,38-50У3
2		1075		УК3-0,38-75У3
3		2250		УКМ-0,4-250-50У3
4		275		УК3-0,38-75У3
5		2100		УК4-0,38-100УЗ
6		250		УК2-0,38-50УЗ
7		-----		-----
8		-----		-----
9		-----		-----
10		4150		УКБ-0,38-150УЗ
11		4150		УКБ-0,38-150УЗ
12.		1240		УКБ-0,415-240ТЗ
	13		660		УКЗ-0,415-60ТЗ
	14		------		-------
	15		------		-------
	16		------		-------
	17		------		-------
	18		------		-------
	19		275		УКЗ-0,38-75УЗ
	20		1240		УКБ-0,415-240УЗ
	21		------		-------

6.5. Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП

Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взя­ты из [3] и представлены в таблицу 10.

Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов KТП

Тип трансформатора	uk,%	ΔРХ, кВт	ΔРK, кВт	Iх, %	ΔQX, квар
ТМЗ-250	4,5	0,74	3,7	2,3	5,7
ТМЗ-400	4,5	0,95	5,5	2,1	8,35
ТМЗ-630	5,5	1,31	7,6	1,8	11,26
ТМЗ-1000	5,5	2,45	11	1,4	13,78

Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:

(6.5.1)

где I_x — ток холостого хода, %;

s_ном— номинальная мощность трансформатора, кВА;

ΔР_Х — активные потери холостого хода, кВт;

рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах:

(6.5.2)

где n — число параллельно работающих трансформаторов, шт.; ΔР_К — активные потери короткого замыкания, кВт;

S_M — мощность, проходящая через трансформатор, кВА;

находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:

(6.5.3)

где uk% — напряжение короткого замыкания, %.

Расчёт для КТП цеха №1: Q_{M реальн.} - Q_{бiстанд}=1196,8-700=496,8 квар;

1794,9 Ква;

31,8 кВт;

квар;

квар.

Результаты расчёта для остальных КТП представлены в таблицу 11.

Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП

№ цеха	nSтр	Рм,кВт	Qм реальн,квар	SM, кВА	ΔРто,кВт	ΔQтр, квар	Рmax,кВт	Qmax, квар	Smax, кВА
1	21000	1724,8	496,8	1794,9	31,8	116,15	1756,6	612,95	1860,7
2	21000	1365,8	549,2	1472	16,8	87,14	1382,6	636,34	1522
3	2630	861,4	381,6	942,1	11,1	61,98	872,5	443,5	978,7
4	2400	560,4	92	568,9	7,46	34,9	567,86	126,9	581,8
5	2400	405,6	175	441,7	5,25	27,6	410,85	202,7	458,1
6	2400	148,6	89	173,2	2,4	18,4	151	107,4	185,2
7	-	52,1	38	64,5	-	-	-	-	-
8	-	121,8	92,4	152,8	-	-	-	-	-
9	-	176,5	158,3	237-	-	-	-	-	-
10	2630	785	397,4	879,8	10	56,3	795	453,7	915,3
11	2630	817	404,2	911,5	10,6	58,8	827,6	463	948,3
12	2250	307,2	149	341,4	5,3	21,9	312,5	170,9	365
13	2400	538	218,6	580,7	7,7	35,6	545,7	254,2	602
14	-	34,8	25,3	43	-	-	-	-	-
15	-	62,9	46,4	78,1	-	-	-	-	-
16	-	66,7	51,7	84,4	-	-	-	-	-
17	-	9,8	5,9	11,4	-	-	-	-	-
18	-	99	59,4	115,4	-	-	-	-	-
19	2400	313,9	125,2	337,9	4,85	21,6	318,75	146,8	350
20	2250	336,9	166,6	375,8	5,66	24,1	342,56	191,2	392,3
21	-	50,5	50,3	71,3	-	-	-	-	-
22	-		-	-	-	-	-	-	-

Примечание 1. В вышеприведённой таблице Q_{м реальн}=Q_м-Q_{бi станд}.

6.6. Выбор способа канализации электроэнергии

Так как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализа­ции электроэнергии будем применять КЛЭП.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нор­мальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был наме­чен ранее и представлен на рисунке 7.

Кабель выбирается по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению;

2) по току номинального режима;

3) по экономическому сечению.

Кабель проверяется по следующим условиям:

1) по току послеаварийного режима;

2) по потерям напряжения;

3) на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Выберем кабель от ГПП до ТП 6.

Максимальная активная мощность: Р_m=P_ТП6+Р_СП7=151+52,1=203,1 кВт,

Максимальная реактивная мощность: Q_M=Q_ТП6 +Q_СП7 =107.4+38=145.4 квар,

Полная мощность:S_M= кВА.

Расчётный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:

Расчётный ток послеаварийного режима: 1_р^пар=2-1_р^нр=2·11,5=23 А.

Экономическое сечение:

где экономическая плотность тока j_Э для.кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жи­лами при числе часов использования'максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_mах =4790 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм².

Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 10 мм² с допустимым током I_доп =60А. Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

I_{ДОП РЕАЛ}=К₁·К₂·К₃·I_ДОП

где

К₁ — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое со­противление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] Ki=l,0;

К₂ — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2];

К₃ — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на пе­риод ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумаж­ной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности макси­мума перегрузки 5 часов согласно [2] кз=1,3.

. I_{ДОП РЕАЛ}=К₁·К₂·К₃·I_ДОП=1·1·1,3·60=78А.

Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения. Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.

Таблица 12. Выбор КЛЭП U=6 кВ

Наименование КЛЭП	Smax, кВА.	Iрнр, А	Iрпар, А	FЭК, мм2	К1	К2	К3	Iднр, А	Iдпар, А	Количество, марка и сечение кабеля
ГПП-ТП1	1997,5	96	192,2	68	1	0,87	1,3	225	254	2 ААШв-6-395
ТП1-СП8	152,8	220	-----	---	1	1	1.3	240		ААШв-0,4-395+135
ГПП-ТП2	1522	73,3	146,6	52,3	1	0,92	1,3	155	185,4	2ААШв-6-350
ГПП-ТП3	1160,5	55,9	111,8	40	1	0,87	1,3	125	141,4	2ААШв-6-325
ТП3-СП16	210,9	152	304,7	108,8	1	1	1,3	305	--	ААШв-0,4-3150+170
СП16-СП17	126,9	91,7	--	---	1	1	-----	200		ААШв-0,4-370+125
СП17-СП18	115,5	83,4	---	----	1	1	---	200	-	ААШв-0,4-370+125
ГПП-ТП4	1032,7	49,6	---	---	1	1	--	105	--	2ААШв-6-325
ТП4-ТП5	458,1	22	44	15,7	1	0,92	1,3	60	71,8	2ААШв-6-310
ГПП-ТП	247,2	11,5	23	8,6	1	1	1,3	60	78	ААШв-6-310
ТП6-СП7	64	93			1	1		115		ААШв-0,4-325+110
ГПП-РП1	4240	204	408	145	1	1	1,3	225	295	22ААШв-6-395
РП1-ТП7	915,4	44	88	31,5	1	0,87	1,3	105	118	2ААШв-6-325
РП1-ТП8	947	45	91	32,5	1	0,92	1,3	105	125,6	2ААШв-6-325
РП1-ТП11	651	31,3	62	22	1	1	1,3	80	104	2ААШв-6-316
ТП11-СП9	237	342			1	1		345		ААШв-0,4-3185+195
ТП11-СП21	71,3	103			1	1		115		ААШв-0,4-325+110
ГПП-РП2	3900	187,8	375	134	1	0,92	1,3	390	466,4	2ААШв-6-3240
РП2-ТП9	356	17,2	34,3	12,6	1	1	1,3	60	78	2ААШв-6-310
РП2-ТП10	717,2	34,5	69	24,7	1	0,87	1,3	80	90,48	2ААШв-6-316
ТП10-СП14	121,2	175			1	1		206		ААШв-0,4-370+125
СП14-СП15	78,2	112,9			1	1		115		ААШв-04-325+110
РП2-ТП12	392,3	18,9	37,8	13,5	1	1	1,3	60	78	2ААШв-6-310
ГПП-цех№1	385	42			1	1		60		2ААШв-6-310
ГПП-цех№3	500	60			1	1		60		2ААШв-6-310
РП1-цех№10	600	64,2			1	1		80		2ААШв-6-316
РП1-цех№11	600	64,2			1	1		80		2ААШв-6-316
РП2-цех№22	935	90			1	1		105		2ААШв-6-325

Примечание 1. Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000—5000 проверке по экономи­ческой плотности тока не подлежат.

Выбор кабелей для потребителей напряжением 6кВ.

Из [8] выбираем стандартный ЭД: СДН2-17-26У3, со следующими параметрами Р„=315 кВт, S_H=385 кВА, U_H=6 кВ, η=91%, cosφ=-0,9. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД пред­ставлены в таблице 13.

Расчётный ток нормального режима:

Экономическое сечение:

Выбираем кабель марки ААШв сечением 25 мм² с I_ДОП=105 А.

Расчётный ток нормального режима для АД цеха№3 определяется по выражению:

Экономическое сечение:

Выбираем кабель марки ААШв сечением 50мм², с током I_доп=155А.

Для литейных цехов (цех №10 и №11) расчётный ток нор­мального режима для потребителей 6 кВ будет равен:

Для цеха №22 выбираем стандартный ЭД : СТД -800 -23УХЛ4, со сведущими параметрами: P_НОМ=800 кВт, S_НОМ=935кВА, η=96%, U_H=6кВ, cos. -0,9.

Расчётнй ток нормального режима равен:

Экономическое сечение:

Выбираем кабель марки ААШв сечением 25мм².

Таблица 13 Каталожные данные ЭД 6кВ.

№ цеха	тип двигателя	SH, кВА	Рн,кВт	COS ф	η, %
1	СДН2-17-26УЗ	385	315	-0,9	91
3	ДАЗО4-450Х-6У1		500	0,85	94,4

7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 9, а схемы замещения — на рисунке 10 для расчёта токов КЗ выше 1000 В, на рисунке 11 для расчёта токов КЗ ниже 1000 В.

Расчёт токов КЗ в точке К-1- К-4 проводим в относительных единицах. Для точки К-5 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности, и её можно считать источником питания с неизменной эдс, и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2, К-3 и К-4 будем учитывать подпитку от электродвигателей.

7.1. Расчёт тока КЗ в точке К-1

За базисную мощность примем мощность системы: S_б= S_c=1500 MBA. Базисное напряжение: U_б1=115 кВ.

Базисный ток:

Параметры схемы замещения:

Хс=0,6 о.е. согласно исходных данных;

где Хо=0,444 — удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;

L — длина ВЛЭП, км.

Сопротивление петли КЗ в точке К-1:

X_K-1=X_С+X_ВЛ=0,6+0,241=0,841 о.е

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:

Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:

Постоянная времени цепи КЗ Т_а=0,05 с, ударный коэффициент к_уд=1,8 [3]

Ударный ток в точке К-1:

7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2

Базисное напряжение: U_б2=6,3 кВ.

Базисный ток:

Сопротивление трансформатора ТРДН-10000/1 10:

Сопротивление петли КЗ в точке К-2:

X_K-2=X_K-1+X_T=0,841+15,75=16,59 о.е.

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2:

Учтём подпитку от двигателей.

Сопротивление СД, расположенного в цехе №1:

где Х"_d=0,2 — сверхпереходное сопротивление двигателя согласно [3], о.е. Сопротивление КЛЭП, питающей СД цеха №1:

Cуммарное сопротивление СД и КЛЭП:

.

Ток подпитки от двигателя:

Сопротивление от двигателя расположенного в цехе №3:

Сопративление КЛЭП питающего АД:

Ток подпитки от двигателя:

Сопротивление СД цеха №22:

Суммарное сопротивление КЛЭП питающего СД :

Сопротивление КЛЭП питающего РП-2, сечением F=240 мм²:

сопротивление КЛЭП питающего СД , сечением F=25 мм ² :

Суммарное сопротивление КЛЭП и СД:

Ток подпитки от СД:

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 с учётом подпитки от ЭД:

;

двух фазный ток КЗ в точке К-2:

;

Постоянная времени цепи КЗ Т_а=0,12с, ударный коэффициент к_уд=1,92 [3].

Ударный ток в точке К-2:

.

7.3. Расчёт тока КЗ в точке К-3

Расчёт тока КЗ в точке К-3 с учётом подпитки от электродвигателей.

Сопротивление КЛЭП ГПП-РП1:

,

,

суммарное спротивление до точки К-3:

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3

.

Периодическая составляющая тока КЗв точке К-3 с учётом подпитки от ЭД :

Двухфазный ток КЗ в точке К-3:

.

Ударный ток в точке К-3:

Расчёт токов КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД.

Сопротивление КЛЭП ГПП-РП2 : Х=2,8 о.е, r=5,2 о.е.

Суммарное сопротивление до точки К-4:

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4:

;

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД:

.

Двухфазный ток КЗ в точке К-4: .

Ударный ток КЗ в точке К-4: .

Расчёт тока КЗ в точке К-5

Расчёт тока КЗ в точке К-5 проведём в именованных еденицах.

Определим параметры схемы замещения.

Сопротивление трансформатора ТМЗ-400: R_т=5,5Ом; X_т=17,1Ом.

Расчётный ток :

где : К_з^пар–загрузка трансформатора в послеаврийном режиме.

.

Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП –10 У3 с n_т=1000/5.

Сопротивление трансформаторов тока: R_та=0,05 мОм; X_та=0,07 мОм [3].

По условиям выбора U_н≥U_{н сети.}=0,38кВ, I_н≥I_р.max= .

Выбираем автомат типа АВМ 10Н, U_н=0,38Кв, I_н=1000А, I_н.откл=20кА.

Сопротивление автомата R_А=0,25мОм, X_А=0,1мОм [3].

Переходное сопротивление автомата R_к=0,08мОм [3].

Сопротивления алюминиевых шин 60х6 с I_доп=870А, l=3м, а_ср=60мм,

R_ш=R₀·l=0,034·3=0,102мОм, X_ш=X₀·l=0.016·3=0.048 мОм.

R'_Σ=R_T+R_TA+R_A+R_K+R_Ш=5,5+0,25+0,05+0,08+0,102=5,982 мОм;

X_Σ=X_Т+X_ТА+X_А+X_Ш=17,1+0,07+0,1+0,048=17,31мОм.

Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги:

;

Сопротивление дуги R_д в месте КЗ принимается равным:

где U_д=E_д·l_д

где Е_д– напряжённость в стволе дуги , В/мм;

l_д– длина дуги, мм;

I_к0–ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА.

При I_к0>1000А Е_д=1,6 В/м.

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами проводников в месте КЗ.

Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.

>1000А, следовательно Е_Д=1,6 В/мм.

Тогда сопротивление дуги

Суммарное активное сопротивление будет равно:

;

Полное сопротивление цепи КЗ:

Переодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-5:

;

;

Ударный ток в точке К-5 равен: .

Результаты рассчётов токов КЗ сведены в таблицу 14

Точка КЗ	IK-i(3), кА	IK-i(2), кА	Та, с	Куд.	Iуд К-i, кА
K-1	8,91	7,71	0,05	1,8	22,68
K-2	9,91	8,58	0,12	1,92	26,9
K-3	9,15	7,92	0,12	1,92	24,77
K-4	8,55	7,4	0,12	1,92	23,21
K-5	9,85	–	0,0039	1,079	15,03

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1. Выбор аппаратов напряжением 11О кВ

Выберем выключатель 110 кВ.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранного выключателя:

1. проверка на электродинамическую стойкость:

1.1. по предельному периодическому току;

1.2. по ударному току КЗ;

2. проверка на включающую способность:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3. проверка на отключающую способность:

3.1. номинальному периодическому току отключения;

3.2. номинальному апериодическому току отключения;

4. проверка на термическую стойкость.

Расчётные данные сети:

расчётный ток послеаварийного режима I_Р=78А был найден в пункте 5.3. по формуле(5.3.1);

расчётное время:

τ=t_рз+t_св, (8.1.1)
где t_рз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); вданном случае для первой ступени селективности t_p3=0,01, с;

t_св — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно); действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания 1_по⁼8,91 кА было рассчитано в пункте 7.1.;

периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов вы­ключателя I_пτ вследствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодиче­ской составляющей начального тока З: I_пτ=I_п0=8,91 кА;

апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:

i_аτ= (8.1.2)

и будет определено позже;

расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляю­щей полного тока КЗ:

(8.1.3)

расчётный импульс квадратичного тока КЗ:

(8.1.4)

будет также определён позже.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: U_ном=110 кВ; I_HOM=1000 A; I_{н откл}= 20 кА; β=25%; i _{пр скв}= 52 кА; I_{пр скв}=20 кА; i_{н вкл}= 52 кА; I_{н вкл}=20 кА; I_Т=20 кА; t_T=3 с; t_CB=0,05 с. Определим оставшиеся характеристики сети: Расчётное время по формуле (8.1.1): τ=t_p3 + t_CB=0,01+0,05=0,06 с;

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле (8.1.2): i_аτ=

Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): ;

Расчётный импульс квадратичного тока КЗ по формуле (8.1.4):

Расчётные данные выбранного выключателя:

проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ: (8.1.5)

проверка по термической стойкости:

B_K=I_T²·t_T (8.1.6)
В_к=20²·3=1200 кА²·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.

Выберем разъединитель 110 кВ.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного разъединителя:

1. проверка на электродинамическую стойкость;

2. проверка на термическую стойкость.

Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: и_ном⁼110 кВ; 1_НОМ=1000 А; 1,_1рскв⁼ =80 кА; 1_Т=31,5 кА; t_T=4 с.

Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость: B_K=I_T²·t_T=31,5²·4=3969 кА²·с.

Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 15.

Таблица 15. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Условия выбора (проверки)	Данные сети	Выключатель	Разъединитель
Uсети≤Uном	110	110	110
Iр≤Iном	78	1000	1000
Iпо≤Iпр скв	8,91	20кА	–
Iуд≤iпр скв	22.68	52	–
Iп0≤Iн.вкл	8,91	52	–
iуд≤iн.вкл	22,68	52	80
Iпτ≤Iн.откл	8,91	20	–
≤	16,34	35,25	–
Вк < IT2'·tT	8.73 кА2·с	1200 кА2·с	3969 кА2·с

8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.

Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективные малога­баритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.