Электрическая сеть микрорайона

Определим суммарную полную нагрузку микрорайона по формуле (3.15):

кВ·А.

4. ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ, КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

При выборе месторасположения ТП желательно максимально приблизить их к центрам электрических нагрузок (ЦЭН), поскольку при этом сокращается протяженность сетей 0,38 кВ, снижаются потери электроэнергии, повышается надежность электроснабжения потребителей, снижаются затраты на сооружение сетей.

Для определения центра электрических нагрузок необходимо построить картограммы нагрузок. Однако не всегда возможно расположить ТП в намеченном месте. В таком случае ТП размещается с учетом реальных условий, но с максимальным приближением к центру электрических нагрузок.

Рассматриваемый микрорайон имеет площадь 0,151 км², суммарная активная нагрузка составляет 3795,8 кВт. Соответственно плотность нагрузки составит 25,14 Вт/м². Однако нагрузка по микрорайону распределена неравномерно. Для питания потребителей принимаем пять трансформаторных подстанций, располагаемых вблизи ЦЭН.

Координаты ЦЭН определяются по формулам [33]:

; , (4.1)

где - расчетная мощность центров нагрузок зданий, кВ·А;

, - координаты центров нагрузок зданий.

Данные о нагрузках вводных устройств зданий (ВУ), а также их координаты представлены в таблице 4.1.



Таблица 4.1

Определение электрических нагрузок жилых зданий

№ ТП	№ ВУ здания	, кВА	x, см	y, см
1	2	3	4	5
ТП №1	ВУ3-1	116,64	25,19	19,14
	ВУ3-2	116,64	25,50	19,50
	ВУ3-3	116,64	25,54	19,55
	ВУ24	152,47	26,17	20,24
ТП №2	ВУ1-1	106,94	26,44	18,64
	ВУ1-2	106,94	26,44	18,60
	ВУ1-3	106,94	25,91	18,29
	ВУ2-1	88,41	25,32	18,47
	ВУ2-2	88,41	25,51	18,41
	ВУ2-3	88,41	25,32	18,56
	ВУ4-1	142,27	26,11	19,03
	ВУ4-2	142,27	26,21	19,31
ТП №3	ВУ5-1	126,65	27,12	19,55
	ВУ5-2	126,65	27,27	19,83
	ВУ6-1	124,57	27,83	19,79
	ВУ6-2	124,57	27,92	19,78
	ВУ7-2	96,26	27,69	19,08
	ВУ13-2	98,25	28,81	19,77
	ВУ14-1	53,98	28,29	19,28
	ВУ14-2	53,98	28,40	19,28
	ВУ21	104,47	28,39	20,43
ТП №4	ВУ7-1	96,26	27,42	19,08
	ВУ8-1	109,98	27,20	18,46
	ВУ8-2	109,98	27,72	18,47
	ВУ8-3	109,98	27,33	18,36
ТП №4	ВУ9-1	135,22	28,17	18,41
	ВУ9-2	135,22	28,42	18,35
	ВУ9-3	135,22	28,15	18,39
ТП №5	ВУ10-1	130,01	29,51	18,48
	ВУ10-2	130,01	29,06	18,39
	ВУ10-3	130,01	29,38	18,36
	ВУ11-1	96,26	28,98	19,19
	ВУ11-2	96,26	29,31	19,08
	ВУ12-1	121,69	29,70	19,52
	ВУ12-2	121,69	29,46	19,83
	ВУ13-1	98,25	29,01	19,88

Приведем пример расчета ЦЭН для ТП №1 по формуле (4.1).

см;

см.

Учитывая архитектурные особенности расположения зданий место расположения ТП №1 смещаем в точку с координатами =26,02 см, =19,74.

Расчет ЦЭН для остальных ТП аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 4.2.

Места расположения ТП показаны на листе 1.

Таблица 4.2

Расчетные и фактические значения координат ТП

№ ТП
ТП №1	25,64	19,65	25,64	19,74
ТП №2	25,96	18,72	25,96	18,72
ТП №3	27,88	19,70	27,94	19,56
ТП №4	27,82	18,48	27,92	18,45
ТП №5	29,32	19,05	29,32	18,99

Следующим этапом проектирования является выбор количества и мощности трансформаторов в ТП. Поскольку большинство потребителей рассматриваемого микрорайона относится ко второй категории надежности, на каждой ТП необходима установка двух трансформаторов.

Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга, их запитывают от независимых источников по не зависящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным, их выбирают одинаковой мощности .

Основой для выбора мощности трансформаторов являются допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов в соответствии с [11]. Однако для практического использования норм допустимых нагрузок и аварийных перегрузок, приведенных в [11], необходимы сведения о температуре окружающей среды и графике нагрузки. Поэтому их применение для выбора номинальной мощности трансформаторов весьма затруднительно.

В общем случае при проектировании распределительных сетей номинальная мощность трансформатора может быть выбрана из условия

, (4.2)

где - полная расчетная мощность нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП, кВ·А; - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Это связано с тем, что в соответствии с [10] допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40 % общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение пяти суток полряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора.

Далее для выбранных трансформаторов определяется коэффициент загрузки в нормальном режиме, когда расчетная нагрузка распределяется между ними поровну, по формуле

. (4.2)

Затем рассчитывается перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме в случае отключения одного из трансформаторов по формуле



. (4.3)

Длительность аварийной перегрузки для двухтрансформаторных подстанций с масляными трансформаторами в случае отключения одного из трансформаторов в период максимума должна приниматься в соответствии с [10].

Приведем пример определения номинальной мощности трансформаторов на ТП №1.

Полная расчетная мощность нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП №1

=502,4 кВА.

Выбираем номинальную мощность трансформатора по формуле (4.2):

кВА.

Соответственно устанавливаем в ТП два трансформатора ТМ-400/10 номинальной мощностью

=400 кВА.

Далее для выбранных трансформаторов определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме, когда расчетная нагрузка распределяется между ними поровну, по формуле (4.3):

.



Проверим, какова будет перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме в случае отключения одного из трансформаторов, по формуле (4.3):

.

Перегрузка трансформатора составит 25 %. В соответствии с [10] ее ориентировочная длительность не должна превышать 133 мин.

Мощность трансформаторов остальных ТП выбирается аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 4.3.

Таблица 4.3

Выбранные мощности трансформаторов ТП

№ ТП	, кВА	, кВА	Тип трансфор-матора	Количество трансформа-торов на ТП	,%	,%
ТП №1	502,4	400	ТМ-400/10	2	62,8	125
ТП №2	870,6	630	ТМ-630/10	2	69	139
ТП №3	909,38	630	ТМ-630/10	2	72,2	144
ТП №4	831,86	630	ТМ-630/10	2	66	132
ТП №5	924,18	630	ТМ-630/10	2	73,2	146

Используя данные таблицы 3.1 и таблицы 3.2 о нагрузках жилых и общественных зданий, сведем данные о нагрузках ТП в таблицу 4.4.

Таблица 4.4

Выбранные мощности трансформаторов ТП

№ ТП	, кВт	, квар	, кВА
ТП №1	461,37	189,19	502,4
ТП №2	821,86	276,56	870,6
ТП №3	864,75	270,28	909,38
ТП №4	766,75	305,49	831,86
ТП №5	869,67	301,12	924,18



5. ВЫБОР СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 И 0,38 КВ

Распределительная сеть предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. Обычно городскую распределительную сеть подключают к двум (и более) источникам питания. В результате она представляет собой фактически замкнутую сеть, однако эксплуатируется, как правило, в разомкнутом режиме.

Решающим фактором при выборе схем сети является надежность электроснабжения. Построение городской электрической сети по условиям обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, как правило, выполняется применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого района города.

Схема распределительной сети должна выполняться с условием, чтобы секции сборных шин 10(6) кВ ЦП не включались в нормальном и послеаварийном режимах на параллельную работу через указанную сеть.

Распределение электрической энергии на территории жилого микрорайона на напряжении 10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от расположения потребителей, их мощности и требований надежности.

Радиальные схемы применяются в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от источника питания. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок, а также для питания ТП, расположенных вблизи от РП. При этом предусматривается глухое присоединение трансформаторов. Радиальным схемам питания секций 6-10 кВ следует отдавать предпочтение по сравнению с магистральными схемами при повышенных требованиях к надежности электроснабжения электроприемников, подключенных к этим секциям. Сети, выполненные по радиальным схемам, как правило, следует выполнять кабельными линиями [6].

Магистральные схемы следует применять при упорядоченном расположении ТП, когда линии могут быть проложены без значительных обратных перетоков мощности. К одной магистрали могут быть подключены: не более пяти трансформаторов мощностью 250--630 кВА; до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА. Выполняются, как правило, кабельными линиями.

Магистральные схемы делят на следующие группы:

? одиночные с односторонним питанием;

? одиночные с двусторонним питанием (петлевые);

? многолучевые (двух -, трехлучевые и др.).

В качестве приемных пунктов для электроснабжения микрорайона от сетей 6-10 кВ могут быть применены:

? центральная распределительная подстанция (ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт;

? распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке, составляющей несколько мегаватт.

Целесообразность сооружения РП 10(6) кВ должна обосновываться технико-экономическим расчетом.

Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы может производиться кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так и по магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями.

Основным принципом построения распределительной сети 10(6) кВ для электроприемников второй категории является сочетание петлевых схем 10(6) кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП, и петлевых схем 0,38 кВ для питания, потребителей. При этом линии 0,38 кВ в петлевых схемах могут присоединяться к одной или разным ТП. Однако необходимо учитывать, что в соответствии с [4] при петлевой, замкнутой и радиальной схемах распределительных сетей 10(6) кВ должны применяться ТП, как правило, с одним трансформатором.

Петлевая схема распределительной сети на напряжение 10(6) кВ представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Петлевая схема распределительной сети

Также для электроснабжения потребителей второй категории надежности на напряжении 10(6) кВ допускается применение автоматизированных схем, например двухлучевой с питанием от одного источника. Данная схема представлена на рисунке 5.2.

Применение комбинированной петлевой двухлучевой схемы на напряжении 10(6) кВ с двухсторонним питанием рекомендуется для электроснабжения районов с электроприемниками первой и второй категории.

Рисунок 5.2 - Двухлучевая схема сети с двусторонним питанием от одного источника

Сети напряжением 0,38 кВ, питающиеся от двухтрансформаторных подстанций, выполняют по двухлучевым или петлевым схемам с подключением к одной или разным ТП. Двухлучевые схемы используют при электроснабжении жилых домов высотой от 6 до 16 этажей и общественных зданий. Двухлучевая схема сети напряжением 0,38 кВ с односторонним питанием от одной ТП представлена на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 - Двухлучевая схема сети напряжением 0,38 кВ с двусторонним питанием от одной ТП

Петлевые схемы применяют для электроснабжения пятиэтажной жилой застройки и находящихся на ее территории коммунально-бытовых предприятий и общественных зданий. Петлевая схема сети напряжением 0,38 кВ с питанием от одной ТП представлена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 - Петлевая схема сети напряжением 0,38 кВ с питанием от одной ТП

Для рассматриваемого микрорайона центром питания распределительных сетей является подстанция “Лыньковская”. Распределительные сети 10(6) кВ могут подключаться к ЦП непосредственно или через РП. Однако целесообразность сооружения РП должна быть обосновано технико-экономическими расчетами. Широкое распространение получили распределительные трансформаторные подстанции (РТП), представляющие собой электроустановку, в которой совмещены РП и ТП.

Для рассматриваемого района принимаем, что РП совмещено с ТП №2. Питающая сеть 10 (6) кВ между ЦП и РП, совмещенного с ТП, выполняется по радиальной схеме с резервированием. Особенность таких сетей заключается в том, что они содержат две параллельные цепи, по которым одновременно передается мощность в нормальном режиме работы. В случае ремонта или повреждения одной из цепей вся нагрузка переключается на оставшуюся в работе цепь.

Учитывая, что большинство потребителей рассматриваемого микрорайона относится ко второй категории надежности, для питания ТП на напряжении 10 (6) кВ могут использоваться петлевая или двухлучевая схемы. Однако учитывая, что при петлевой схеме применяются ТП с одним трансформатором, принимаем двухлучевую схему сети с двусторонним питанием от РП.

В соответствии с [4] на секционном выключателе РП должно предусматриваться устройство АВР.

Питающиеся от двухтрансформаторных ТП сети напряжением 0,38 кВ выполняют по двухлучевым или петлевым схемам. Учитывая, что на территории микрорайона все жилые застройки являются девятиэтажными, принимаем двухлучевую схему сети с двусторонним питанием от одной ТП.

Схема сети напряжением 10 кВ представлена на листе 2.

Схема сети напряжением 0,38 кВ представлена на листах 3 и 4.

Линии электропередачи распределительных сетей выполняют воздушными или кабельными. В сельской местности, а также в городах и поселках с домами высотой до трех этажей применяют воздушные линии, а при застройке зданиями высотой четыре этажа и более - кабельные. В соответствии с вышесказанным для рассматриваемого микрорайона линии электропередачи распределительных сетей выполняют кабельными.

Кабельные линии прокладывают преимущественно в земле, в траншеях. Несколько линий от ЦП к РП следует прокладывать по разным трассам, в исключительных случаях - по одной трассе, но в разных траншеях [4].

Выбор сечений кабелей для распределительных сетей проводится по допустимой потере напряжения, поскольку такие сети не обладают средствами поддержания напряжения на требуемом уровне. Далее выбранные площади сечений должны быть проверены по допустимому току нагрева.

Задача выбора площади сечения состоит в том, чтобы найти такие сечения кабелей, при которых потеря напряжения до наиболее удаленной точки не превысит допустимого значения:

. (5.1)

В соответствии с [12] отклонения напряжения составляют: нормально допустимые

,

предельно допустимые

.

При выборе площади сечения рассматривают дополнительные условия, вытекающие из назначения проектируемой сети, рассмотренные в [33].

При выборе площади сечения первоначально исходят из того, что для проводов и кабелей, используемых в сетях 0,38...10 кВ удельное индуктивное сопротивление х₀ слабо зависит от сечения проводника и может быть принято постоянным. В соответствии с [33] принимаем для кабельных линий напряжением 0,38 кВ х₀=0,06 Ом/км и для кабельных линий напряжением 6...10 кВ х₀=0,09 Ом/км.

Задавшись значением х₀ , находим реактивную составляющую потерь напряжения по формуле

, (5.2)

где - реактивная мощность на i-ом участке сети, квар;

- длина i-ого участка сети, км;

n - количество участков сети.

Далее из условия (5.1) находим активную составляющую допустимой потери напряжения по формуле

. (5.3)

Для условия, когда линия выполняется проводником одинакового сечения, что характерно для городских сетей, активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

, (5.4)

где - активная мощность на i-ом участке сети, кВт;

r₀ - удельное активное сопротивление, Ом/км.

Принимая, что , получаем следующее выражение:

, (5.5)

где F - сечение проводника, мм²;

- удельная проводимость металла проводника: для алюминия =31,7 м/(Ом·мм²); для меди =53 м/(Ом·мм²).

В результате получаем выражение для определения расчетной площади сечения проводника:

. (5.6)

Полученную по формуле расчетную площадь сечения округляют до ближайшего стандартного значения, для которого находят r₀ и х₀. Далее вычисляют наибольшую потерю напряжения по формуле

, (5.7)

где , - соответственно активное и реактивное сопротивления участков сети, Ом.

Полученное значение сравнивают с допустимым значением отклонения напряжения по условию (5.1).

Далее выбранные сечения проверяют по допустимому току нагрева . Должно соблюдаться условие

, (5.8)

где - наибольший из средних по графику нагрузки получасовых максимумов рабочий ток, проходящий по проводнику, А;

- длительно допустимый ток для проводника данного вида, А.

Значение определяется по формуле

, (5.9)

где - наибольшая полная мощность, протекающая по рассматриваемому участку сети, кВ·А.

Длины участков сети определяются в соответствии с проложенными трассами кабельных линий, представленными на листе 1. При прокладке трасс кабельных линий были учтены следующие пункты в соответствии с [1]:

? в городах и поселках одиночные кабельные линии следует, как правило, прокладывать в земле (в траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде газонов;

? расстояние в свету от кабеля, проложенного непосредственно в земле, до фундаментов зданий и сооружений должно быть не менее 0,6 м;

? прокладка кабелей непосредственно в земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается;

? при параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между силовыми кабелями до 10 кВ должно быть не менее 100 мм;

? кабели должны быть уложены с запасом по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены;

? при пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии должны прокладываться в блоках или трубах.

? над подземными кабельными линиями должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями: для кабельных линий выше 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей; для кабельных линий до 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при прохождении кабельных линий в городах под тротуарами - на 0,6 м в сторону зданий сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы.

В соответствии с вышесказанным получаем следующие значения длин участков сети:

= 3 км;= 0,22 км; = 0,39 км; = 0,27 км;

= 0,19 км.

Значения активной, реактивной и полной мощностей подстанций берем в соответствии с таблицей 4.4.

Далее определим расчетное значение площади сечения проводника в нормальном режиме для всех участков сети, когда в соответствии с двухлучевой схемой сети по каждому лучу будет передаваться половина всей мощности.

Принимая х₀=0,09 Ом/км, находим реактивную составляющую потерь напряжения при передаче мощности от ЦП к ТП №3 через ТП №2 и ТП №1 и реактивную составляющую потерь напряжения при передаче мощности от ЦП к ТП №5 через ТП №2 и ТП №4 по формуле (5.2):



кВ;

кВ.

Далее находим активные составляющие допустимой потери напряжения и по формуле (5.3), учитывая, что нормально допустимые отклонения напряжения .

кВ;

кВ.

По формуле (5.6) рассчитываем площадь сечения проводника, принимая кабели с алюминиевыми жилами.

мм²;

мм².

Полученную расчетную площадь сечения округляем до ближайшего большего стандартного значения и принимаем на всех участках сети кабельную линию сечением =50 мм². Для выбранного сечения в соответствии с [33] r₀ =0,62 Ом/км, х₀=0,09 Ом/км.

Далее вычисляем наибольшую потерю напряжения при передаче мощности от ЦП к ТП №3 через ТП №2 и ТП №1 и наибольшую потерю напряжения при передаче мощности от ЦП к ТП №5 через ТП №2 и ТП №4 по формуле (5.7)

кВ;

;

кВ;

.

Полученные значения сравниваем с допустимым значением отклонения напряжения в нормальном режиме по условию (5.1):

;

.

Далее проверим выбранное сечение по допустимой потере напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда отключается одна из двух линий на участке , один луч на участке и один луч на участке .

кВ;

;

кВ;

.

Полученные значения сравниваем с допустимым значением отклонения напряжения в аварийном режиме по условию (5.1):

;

.

Выбранное сечение кабеля удовлетворяет условиям проверки по допустимой потере напряжения.

Далее проверим выбранное сечение по допустимому току нагрева. Значение допустимого тока для сечения =50 мм² в соответствии с [1] принимаем =134А. По формуле (5.9) рассчитываем наибольший ток, протекающий по участкам сети в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

А;

А;

А;

А;

А.

Далее проверяем выполнение условия (5.8).

Для участка : .

Для участка : .

Для участка : .

Для участка : .

Для участка : .

Для участка условие (5.8) не выполняется, поэтому на этом участке принимаем кабель сечением 150 мм², для которого =246А. Учитывая, что в соответствии с [4] в распределительных сетях 10(6) кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм² , принимаем для остальных участков сети кабель сечением 70 мм².

В соответствии с [1] для кабельных линий, прокладываемых в земле или воде, должны применяться преимущественно бронированные кабели, поэтому выбираем трехжильный кабель ААБлУ сечением 150 мм² для участка и сечением 70 мм² для остальных участков сети. На участке в соответствии с [4] кабельные линии прокладывают по разным трассам, в исключительных случаях - по одной трассе, но в разных траншеях с расстоянием между траншеями не менее 1 м [34]. На остальных участках прокладываем по два кабеля в траншее с расстоянием между ними не менее 100 мм [1].

Питающиеся от двухтрансформаторных ТП сети напряжением 0,38 кВ для рассматриваемого микрорайона будут выполняться по двухлучевой схеме с односторонним питанием от одной ТП и по радиальной резервируемой схеме для некоторых потребителей.

В нормальном режиме нагрузка жилых домов распределяется следующим образом: лифтовые установки, противопожарные устройства, эвакуационное и аварийное освещение подключают к одной из линий, а квартирную нагрузку и освещение общедомовых помещений - к другой. При повреждении одной из линий ее нагрузка переключается вручную или автоматически во вводном устройстве здания на неповрежденную линию.

Нагрузка общественных зданий в нормальном режиме распределяется равномерно между двумя линиями, а в послеаварийном режиме нагрузка здания питается по одной из линий двухлучевой схемы.

В жилых домах потребителем первой категории является эвакуационное освещение незадымляемых лестничных клеток. В соответствии с этим ВРУ, от которого будет питаться данный потребитель, должно быть оснащено устройством АВР согласно [3].

Внутренние электрические сети подключают к внешним питающим сетям через вводные устройства (ВУ), вводно-распределительные устройства (ВРУ) или главный распределительный щит (ГРЩ), предназначенные для приема электрической энергии и распределения ее по потребителям здания.

В жилых домах высотой три этажа и более и в общественных зданиях устанавливают ВРУ или ГРЩ, выполненные в виде шкафов из вводных и распределительных панелей одностороннего или двустороннего обслуживания.

Сечения питающих линий в сети 0,38 кВ выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах.

Приведем пример расчета сечения кабелей 0,38 кВ, отходящих от ТП №1.

В соответствии со схемой сети 0,38 кВ, представленной на листе 3, принимаем следующие значения длин участков сети:

= 0,32 км;= 0,174 км;

= 0,23 км; = 0,06 км.

Значения нагрузок вводных устройств зданий берем в соответствии с таблицей 3.3.

Далее определим расчетное значение площади сечения проводника в нормальном режиме для всех участков сети, когда в соответствии с двухлучевой схемой сети по каждому лучу будет передаваться половина всей мощности.

Принимая х₀=0,06 Ом/км, находим реактивную составляющую потерь напряжения при передаче мощности от ТП-2 к ВУ24, реактивную составляющую потерь напряжения при передаче мощности от ТП-1 к ВУ3-1 и реактивную составляющую потерь напряжения при передаче мощности от ТП-1 к ВУ3-3 через ВУ3-2по формуле (5.2):

кВ;

кВ;

кВ.

Далее находим активные составляющие допустимой потери напряжения , и по формуле (5.3), учитывая, что нормально допустимые отклонения напряжения .

кВ;

кВ;

кВ;

По формуле (5.6) рассчитываем площадь сечения проводника, принимая кабели с алюминиевыми жилами.

мм²;

мм²;

мм²;

Полученную расчетную площадь сечения округляем до ближайшего большего стандартного значения и принимаем на участках , , , кабельную линию сечением =120 мм², а для участка сети - кабельную линию сечением =70 мм² .

Сети 0,38 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными. Широкое применение на напряжении до 1 кВ находят кабели с поливинилхлоридной изоляцией и оболочкой. Сечение нулевого провода принимается равным половине фазного [1]. Принимаем марку кабеля АВВГ. В соответствии с [33] для сечения =120 мм² r₀ =0,253 Ом/км, х₀=0,06 Ом/км, а для сечения =70 мм² r₀ =0,443 Ом/км, х₀=0,06 Ом/км.

Далее вычисляем наибольшую потерю напряжения при передаче мощности от ТП №1 к ВУ24, наибольшую потерю напряжения при передаче мощности от ТП №1 к ВУ3-1 и наибольшую потерю напряжения при передаче мощности от ТП №1 к ВУ3-3через ВУ3-2 формуле (5.7):

кВ;

;

кВ;

;

кВ;

;

Полученные значения сравниваем с допустимым значением отклонения напряжения в нормальном режиме по условию (5.1):

;

;

.

Далее проверим выбранные сечение по допустимой потере напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда отключается один луч на участках , , .

кВ;

;

кВ;

;

кВ;

;

Полученные значения сравниваем с допустимым значением отклонения напряжения в аварийном режиме по условию (5.1):

;

;

.

Выбранные сечения кабеля удовлетворяет условиям проверки по допустимой потере напряжения.

Далее проверим выбранные сечения по допустимому току нагрева. В соответствии с [33] значение допустимого тока для сечения =120 мм² принимаем =241А, для сечения =70 мм² принимаем =178А. По формуле (5.9) рассчитываем наибольший ток, протекающий по участкам сети в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

А;

А;

А;

А;

Далее проверяем выполнение условия (5.8).



Для участка : .

Для участка : .

Для участка : .

Для участка : .

Условие (5.8) выполняется только для участка . На этом участке оставляем кабель марки АВВГ сечением 3Ч120+1Ч70. Для остальных участков принимаем следующие значения сечений кабелей:

?для участка - кабель АВВГ сечением 3Ч150+1Ч70 с =274А;

?для участка - кабель марки АВВГ сечением 3Ч185+1Ч95 с =308А;

?для участка - кабель марки АВВГ сечением 3Ч150+1Ч70 с =274А.

При выборе сечений кабелей для остальных участков сети учитываем, что допустимая перегрузка кабеля с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката составляет 15% [13].

Расчет сечений кабельных линий 0,38, отходящих от других ТП, аналогичен. Результаты расчета сведем в таблицу 5.1.

сеть электроснабжение трансформатор защита

Таблица 5.1

Выбор кабелей напряжением 0,38 кВ

№ ТП	Участок кабеля	Мощность на участке S, кВ·А	Длина участка L, км	Предварительно выбранное сечение F, мм2	Потеря напряжения до наиболее удаленной точки в нормальном режиме ДUнорм, %	Потеря напряжения до наиболее удаленной точки в послеаварий-ном режиме ДUав, %	Допустимый по нагреву ток для выбран-ного сечения Iдоп, А	Расчетный ток в после-аварийном режиме Iав, А	Принятая марка кабеля	Допус-тимый по нагреву ток Iдоп, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
ТП №1	ТП1-ВУ24	152,47	0,32	120	4,16	8,32	241	231,67	АВВГ (3Ч120+1Ч70)	241
	ТП1-ВУ3-1	162,44	0,174	70	4,32	8,64	178	246,81	АВВГ (3Ч150+1Ч70)	274
	ТП1-ВУ3-2	187,5	0,23	120	4,28	8,56	241	284,88	АВВГ (3Ч185+1Ч95)	308
	ВУ3-2-ВУ3-3	162,44	0,03	120			241	246,81	АВВГ (3Ч150+1Ч70)	274
ТП №2	ТП2-ВУ1-1	199,83	0,06	35	4,15	8,3	121	303,62	АВВГ (3Ч185+1Ч95)	308
	ВУ1-1-ВУ1-2	78,84	0,035	35			121	119,79	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
	ТП2-ВУ1-3	120,99	0,18	50	4,74	9,48	147	183,3	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП2-ВУ2-3	265,22	0,095	95	3,8	7,6	212	402,97	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ2-3-ВУ2-1	176,49	0,032	95			212	268,16	АВВГ (3Ч150+1Ч70)	274
	ВУ2-1-ВУ2-2	88,73	0,035	95			212	134,81	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП2-ВУ4-1	142,27	0,085	35	3,55	7,1	121	216,17	АВВГ (3Ч120+1Ч70)	241
	ТП2-ВУ4-2	142,27	0,123	50	3,82	7,64	147	216,7	АВВГ (3Ч120+1Ч70)	241
ТП№3	ТП3-ВУ21	104,47	0,415	95	4,56	9,12	212	158,73	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП3-ВУ14-1	206,89	0,05	120	4,09	8,18	241	314,34	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ14-1-ВУ14-2	152,91	0,175	120			241	232,33	АВВГ (3Ч120+1Ч70)	241
	ВУ14-2-ВУ13-2	98,93	0,085	120			241	150,31	АВВГ (3Ч120+1Ч70)	241
	ТП3-ВУ7-2	96,26	0,065	35	4,42	8,84	121	146,26	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
	ТП3-ВУ5-1	253,3	0,102	70	4,88	9,76	178	384,86	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ5-1-ВУ5-2	126,65	0,048	70			178	192,44	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП3-ВУ6-2	249,15	0,05	35	4,71	9,42	121	378,55	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ6-2-ВУ6-1	124,57	0,028	35			121	189,27	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
ТП№4	ТП4-ВУ8-1	215,15	0,183	95	4,66	9,32	212	326,9	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ8-1-ВУ8-3	100,37	0,036	95			212	152,5	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП4-ВУ8-2	211,04	0,053	95	4,48	8,96	212	320,6	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ8-2-ВУ7-1	96,26	0,18	95			212	146,3	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП4-ВУ9-2	114,78	0,212	70	3,72	7,44	178	174,39	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
	ТП4-ВУ9-3	176,08	0,27	120	4,06	8,12	241	267,54	АВВГ (3Ч150+1Ч70)	274
	ТП4-ВУ9-1	114,78	0,065	35	2,2	4,4	121	174,39	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
ТП№5	ТП5-ВУ10-2	114,78	0,145	50	3,64	7,28	147	174,39	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
	ТП5-ВУ10-3	160,46	0,125	50	4,02	8,04	147	243,8	АВВГ (3Ч150+1Ч70)	274
	ТП5-ВУ10-1	114,78	0,11	35	3,7	7,4	121	174,39	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
	ТП5-ВУ12-1	243,38	0,09	70	4,37	8,74	178	369,8	АВВГ (3Ч240+1Ч120)	355
	ВУ12-1-ВУ12-2	121,69	0,055	70			178	184,9	АВВГ (3Ч95+1Ч50)	212
	ТП5-ВУ11-1	192,52	0,075	50	4,16	8,32	147	292,52	АВВГ (3Ч185+1Ч95)	308
	ВУ11-1-ВУ11-2	96,26	0,048	50			147	146,26	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178
	ТП5-ВУ13-1	98,93	0,158	35	4,6	9,2	121	150,31	АВВГ (3Ч70+1Ч35)	178

6. РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТЯХ 10 КВ И 0,38 КВ В НОРМАЛЬНОМ И ПОСЛЕАВРИЙНЫХ РЕЖИМАХ. ОЦЕНКА ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ НА ВВОДАХ В ЗДАНИЯ

В данной главе расчет потокораспределения в сетях 10 кВ и 0,38 кВ сведем к определению токов, протекающих по участкам сети в нормальном и послеаварийном режимах.

Значение тока, протекающего по i-ой ветви, определяется по формуле

, (6.1)

где - значение полной мощности, протекающей по i-ому участку сети, определяемое по таблицам 3.3 и 4.4 для всех участков сети, кВ·А.

Приведем пример расчета токов на участке в нормальном режиме и послеаварийном, когда отключена одна из линий.

По данному участку сети передается мощность, равная половине суммарной нагрузке всех ТП, поскольку в нормальном режиме мощность передается по двум линиям. В соответствии с таблицей 4.4 значение полной мощности на участке принимаем кВА. Ток, протекающий по каждой линии, определим по формуле 6.1:

А.

В послеаварийном режиме вся мощность передается по оставшейся в работе линии.

А.

Результаты расчета токов, протекающих по остальным участкам сети, сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Расчетные токи по участкам сети в нормальном и послеаварийном режимах

Участок сети	Полная мощность, протекаю-щая по линии в нормальном режиме , кВА	Полная мощность, протекаю- щая по линии в послеаврий-ном режиме , кВА	Ток, протекаю-щий по линии в нормальном режиме , А	Ток, протекаю-щий по линии в послеаврий-ном режиме , А
1	2	3	4	5
	2019,21	4038,42	116,58	233,16
	705,89	1411,78	40,76	81,51
	454,69	909,38	26,25	52,5
	878,02	1756,04	50,7	101,4
	462,09	924,18	26,68	53,36
	76,23	152,47	115,84	231,67
	81,22	162,44	123,4	246,81
	93,75	187,5	142,44	284,88
	81,22	162,44	123,4	246,81
	99,92	199,83	151,81	303,62
	39,42	78,84	59,89	119,79
	60,49	120,99	91,65	183,3
	132,61	265,22	201,48	402,97
	88,24	176,49	134,08	268,16
	44,36	88,73	67,4	134,81
	71,13	142,27	108,09	216,17
	71,13	142,27	108,35	216,7
	52,23	104,47	79,36	158,73
	103,44	206,89	157,17	314,34
	76,45	152,91	116,16	232,33
	49,46	98,93	75,15	150,31
	48,13	96,26	73,13	146,26
	126,65	253,3	192,43	384,86
	63,32	126,65	96,22	192,44
	124,57	249,15	189,27	378,55
	62,28	124,57	94,63	189,27
	107,57	215,15	163,45	326,9
	50,18	100,37	76,25	152,5
	105,52	211,04	160,3	320,6
	48,13	96,26	73,15	146,3
	57,39	114,78	87,19	174,39
	88,04	176,08	133,77	267,54
	57,39	114,78	87,19	174,39
	57,39	114,78	87,19	174,39
	80,23	160,46	121,9	243,8
	57,39	114,78	87,19	174,39
	121,69	243,38	184,9	369,8
	60,84	121,69	92,45	184,9
	96,26	192,52	146,26	292,52
	48,13	96,26	73,13	146,26
	49,46	98,93	75,15	150,31

Важным показателем качества электроэнергии является отклонение напряжения U.

В соответствии с [12] нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения U_y на зажимах электроприемников равны соответственно ±5 и ±10% номинального напряжения сети.

Обеспечить эти требования можно двумя способами: снижением потерь напряжения и регулированием напряжения.

Снижение потерь напряжения (ДU) достигается:

? выбором сечения проводников линий электропередач по допустимой потере напряжения;

? применением продольной емкостной компенсации реактивного сопротивления линии;

? компенсацией реактивной мощности для снижения ее передачи по электросетям с помощью конденсаторных установок и синхронных электродвигателей, работающих в режиме перевозбуждения.

Далее рассмотрим способы регулирования напряжения.

В центре питания (подстанция “Лыньковская”) регулирование напряжения осуществляется с помощью трансформаторов, оснащённых устройством автоматического регулирования коэффициента трансформации в зависимости от величины нагрузки (регулирование под нагрузкой -- РПН). Диапазон регулирования ± 16 % с дискретностью 1,78 %.

Напряжение может регулироваться сезонно на трансформаторных подстанциях 10/0,38 кВ с помощью трансформаторов, оснащённых устройством переключения отпаек на обмотках с различными коэффициентами трансформации (переключение без возбуждения -- ПБВ). Диапазон регулирования ± 5 % с дискретностью 2,5 %.

В главе 5 производился выбор сечений кабелей по допустимой потере напряжения. В данной главе проведем оценку отклонения напряжения на ВУ зданий при выбранных сечениях кабелей.

Потерю напряжения на участке находим по формуле

, (6.1)



где , - соответственно активное и реактивное сопротивления участков сети, Ом;

- активная мощность на i-ом участке сети, кВт;

- реактивная мощность на i-ом участке сети, квар.

Реальное напряжение на зажимах электроприемника, зависящее от величины потери напряжения, рассчитывается по формуле

, (6.2)

где - напряжение источника питания, кВ.

Величину отклонения напряжения рассчитывается по формуле

. (6.3)

Далее полученное значение отклонения напряжения сравнивается с допустимым для нормального или послеаварийного режима работы.

Приведем пример расчета потери и отклонения напряжения при передачи мощности от ТП №1 к ВУ3-3 через ВУ3-2 в нормальном и послеаварийном режимах..

Исходные данные для расчета: =21,3 кВт; =155,23 кВт; =13,21 квар; =47,82 квар; =0,0377 Ом; =0,0062 Ом; =0,0138 Ом; =0,0018 Ом.

кВ;

кВ.

Далее рассчитаем реальную величину напряжение на зажимах электроприемника по формуле 6.2:

кВ;

кВ.

Найдем величину отклонения напряжения по формуле 6.3:

;

.

Полученные значения сравниваем по модулю с допустимым значением отклонения напряжения в нормальном и послеаварийном режимах:

;

.

Из вышеприведенных расчетов видно, что отклонение напряжения на вводном устройстве ВУ3-3 находится в допустимых пределах. Отсюда можно сделать вывод о том, что, поскольку вводное устройство ВУ3-2 расположено ближе к питающей ТП, чем вводное устройство ВУ3-3, то потери напряжения до данного вводного устройства будут меньше и соответственно отклонение напряжения будет находиться в допустимых пределах.

Расчет отклонений напряжения на остальных ВУ будет проводиться аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу 6.2.

Полученные результаты расчетов показывают, что отклонения напряжения на шинах вводных устройств в здания как в нормальном, так и послеаварийном режимах не превышают допустимых значений.

Таблица 6.2

Отклонения напряжения на участках сети в нормальном и послеаварийном режимах

№ ТП	Участок сети	Активная мощность на участке сети P, кВт	Реактивная мощность на участке сети Q, квар	Длина участка L, км	Удельное активное сопротивление участка сети r0, Ом/км	Удельное реактивное сопротивление участка сети x0, Ом/км	Отклонение напряжения в наиболее удаленной точке в нормальном режиме дUнорм, %	Отклонение напряжения в наиболее удаленной точке в послеаварийном режиме дUав, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ТП №1	ТП1-ВУ24	129,6	80,35	0,32	0,253	0,06	?4,17	?8,34
	ТП1-ВУ3-1	155,23	47,82	0,174	0,206	0,06	?2,1	?4,2
	ТП1-ВУ3-2	176,53	61,03	0,23	0,164	0,06	?2,96	?5,92
	ВУ3-2-ВУ3-3	155,23	47,82	0,03	0,206	0,06
ТП №2	ТП2-ВУ1-1	183,35	76,17	0,06	0,164	0,06	?1,11	?2,22
	ВУ1-1-ВУ1-2	68,1	39,36	0,035	0,443	0,06
	ТП2-ВУ1-3	115,25	36,81	0,18	0,32	0,06	?2,44	?4,88
	ТП2-ВУ2-3	250,93	81,59	0,095	0,125	0,06	?1,96	?3,92
	ВУ2-3-ВУ2-1	166,22	55,22	0,032	0,206	0,06
	ВУ2-1-ВУ2-2	84,72	26,37	0,035	0,32	0,06
	ТП2-ВУ4-1	136,24	40,99	0,085	0,253	0,06	?1,08	?2,16
	ТП2-ВУ4-2	136,24	40,99	0,123	0,253	0,06	?1,57	?3,14
ТП №3	ТП3-ВУ21	88,8	55,06	0,415	0,32	0,06	?4,56	?9,12
	ТП3-ВУ14-1	204,73	49,86	0,05	0,125	0,06	?3,66	?8,32
	ВУ14-1-ВУ14-2	147,66	39,12	0,175	0,253	0,06
	ВУ14-2-ВУ13-2	94,76	28,38	0,085	0,253	0,06
	ТП3-ВУ7-2	92,16	27,85	0,065	0,443	0,06	?0,96	?1,92
	ТП3-ВУ5-1	243,25	70,65	0,102	0,125	0,06	?1,91	?3,82
	ВУ5-1-ВУ5-2	121,62	35,32	0,048	0,32	0,06
	ТП3-ВУ6-2	240,02	66,86	0,05	0,125	0,06	?0,98	?1,96
	ВУ6-2-ВУ6-1	120,01	33,43	0,028	0,32	0,06
ТП №4	ТП4-ВУ8-1	195,23	85,87	0,183	0,125	0,06	?2,25	?4,5
	ВУ8-1-ВУ8-3	85,32	52,89	0,036	0,32	0,06
	ТП4-ВУ8-2	202,07	60,83	0,053	0,125	0,06	?2,47	?4,94
	ВУ8-2-ВУ7-1	92,16	27,85	0,18	0,32	0,06
	ТП4-ВУ9-2	109,91	32,98	0,212	0,443	0,06	?3,72	?7,44
	ТП4-ВУ9-3	149,67	92,79	0,27	0,206	0,06	?3,4	?6,8
	ТП4-ВУ9-1	109,91	32,98	0,065	0,443	0,06	?1,14	?2,28
ТП №5	ТП5-ВУ10-2	109,91	32,98	0,145	0,443	0,06	?2,54	?5,08
	ТП5-ВУ10-3	137,32	82,37	0,125	0,206	0,06	?1,44	?2,87
	ТП5-ВУ10-1	109,91	32,98	0,11	0,443	0,06	?1,93	?3,86
	ТП5-ВУ12-1	233,48	68,69	0,09	0,125	0,06	?1,78	?3,56
	ВУ12-1-ВУ12-2	116,74	34,34	0,055	0,32	0,06
	ТП5-ВУ11-1	184,28	55,71	0,075	0,164	0,06	?1,58	?3,16
	ВУ11-1-ВУ11-2	92,14	27,86	0,048	0,443	0,06
	ТП5-ВУ13-1	94,76	28,38	0,158	0,443	0,06	?2,39	?4,78

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ И ВЫБОР ЗАЩИТНЫХ АППАРАТОВ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 И 0,38 КВ

Расчеты токов КЗ производятся с целью выбора электрических аппаратов, а также проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ.

Расчетным видом КЗ является трёхфазное, так как при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном.

Для вычисления токов КЗ составляется расчетная схема, включающая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. На схеме приводятся основные параметры оборудования, которые потребуются для последующего расчета. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением.

В распределительных сетях напряжением выше 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные сопротивления трансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, электродвигателей. Активные сопротивления учитываются только для ВЛ с проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений, где r₀ x₀.

В распределительных сетях напряжением до 1 кВ необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи.

Для выбора защитных аппаратов в сетях напряжением 10 и 0,38 кВ необходимо рассчитать токи КЗ на шинах РП, шинах ТП 0,38 кВ, а также на ВУ зданий для выбора автоматических выключателей.

В соответствии с [35] расчеты токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ выполняются только в именованных единицах, а в распределительных сетях напряжением 6-35 кВ - как в именованных, так и в относительных единицах. С учетом вышесказанного расчет токов КЗ в сетях 10 и 0,38 кВ будем проводить в именованных единицах.

Схема для расчета токов КЗ представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 - Расчетная схема сети

Для составления схемы замещения необходимо определить сопротивления всех элементов сети.

Для городских сетей напряжением до 10 кВ при значительной удаленности от источника питания напряжение источника питания принимается неизменным при любых ненормальных режимах сети, то есть сеть питается от системы бесконечной мощности, для которой , Х_С=0, R_С=0.

Активные и реактивные сопротивления кабельных линий определяются по формулам

, (7.1)

, (7.2)

где и - соответственно удельное реактивное и активное сопротивления кабеля, Ом/км;

- длина участка кабельной линии, км.

При питании сети от источника бесконечной мощности действующее значение периодической составляющей тока КЗ равно действующему значению установившегося тока КЗ и определяется по формуле

, (7.4)

где - полное сопротивление цепи от источника питания до места КЗ, определяемое по формуле (7.5), Ом;

- номинальное напряжение на шинах питающей системы, кВ.

, (7.5)

где и - соответственно реактивное и активное сопротивления цепи от источника питания до места КЗ, Ом.

Значение ударного тока определяется по формуле

, (7.6)

где - ударный коэффициент, находится по отношению .

Реактивное сопротивление трансформаторов определяется по справочным данным.

Для трансформатора ТМ-400/10 реактивное сопротивление X=10,7 Ом; для трансформатора ТМ-630 реактивное сопротивление X=8,73 Ом. Учитывая, что на всех ТП установлено по два трансформатора получим следующие значение реактивных сопротивлений трансформаторов каждой ТП:

Ом,

Ом.

Далее определим значения активных и реактивных сопротивлений участков сети по формулам (7.1) и (7.2) с учетом того, что на каждом участке прокладывается параллельно два кабеля.

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

Схема замещения сети представлена на рисунке 7.2.

Приведем пример расчета периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени и ударного тока в точке К₃.

Находим суммарное реактивное сопротивление участка сети от источника питания до точки К₃ по формуле:

;

Ом.

Рисунок 7.2 - Схема замещения сети

Находим суммарное активное сопротивление участка сети от источника питания до точки К₃ по формуле:

;

Ом.

Определяем полное сопротивление сети от источника питания до точки КЗ по формуле (7.5):

Ом.

Определяем действующее значение периодической составляющей тока КЗ по формуле (7.4):

кА.

Определяем значение ударного тока по формуле (7.6) при значении ударного коэффициента =1,8:

кА.

Определение токов и для остальных точек КЗ аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1

Значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в точках КЗ

Наименование объекта	Точка КЗ	, Ом	, Ом	, Ом	Ток , кА	Ток , кА
РП	К1	0,12	0,309	0,331	17,44	27,13
ТП №2	К2	4,485	0,309	4,496	1,284	3,268
ТП №4	К3	4,497	0,368	4,512	1,279	3,256
ТП №5	К4	4,505	0,411	4,524	1,276	3,22
ТП №1	К5	5,479	0,358	5,49	1,052	2,678
ТП №3	К6	4,511	0,444	4,533	1,274	3,243

Далее определим периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени и ударного тока при КЗ на вводных устройствах зданий.

Приведем пример расчета токов и при КЗ на ВУ-24. Найдем значения реактивного и активного сопротивлений для участка кабеля по формулам (7.1) и (7.2) с учетом того, что на участке проложено два кабеля:

Ом,

Ом.

Поскольку данное ВУ питается от ТП №1, используем значения суммарного активного и реактивного сопротивлений от источника питания до ТП1 №1 из таблицы 7.1 и представим полученную схему замещения на рисунке 7.3.

Рисунок 7.3 - Схема замещения сети от источника питания до точки КЗ на ВУ-24

Находим суммарное реактивное сопротивление участка сети от источника питания до точки КЗ:

Ом.

Находим суммарное активное сопротивление участка сети от источника питания до точки КЗ по формуле:

Ом.



Определяем полное сопротивление сети от источника питания до точки КЗ по формуле (7.5):

Ом.

Определяем действующее значение периодической составляющей тока КЗ по формуле (7.4):

кА.

Определяем значение ударного тока по формуле (7.6) при значении ударного коэффициента =1,8:

кА.

Определение токов и для точек КЗ на остальных ВУ аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 7.2.

Таблица 7.2

Значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в точках КЗ на ВУ зданий

Номер ВУ	, Ом	, Ом	, Ом	Ток , кА	Ток , кА
1	2	3	4	5	6
ВУ1-1	4,487	0,314	4,498	1,283	3,267
ВУ1-2	4,488	0,322	4,499	1,283	3,266
ВУ1-3	4,49	0,338	4,5	1,282	3,264
ВУ2-1	4,489	0,318	4,5	1,283	3,266
ВУ2-2	4,489	0,324	4,502	1,283	3,265
ВУ2-3	4,488	0,315	4,499	1,283	3,267
ВУ3-1	5,484	0,376	5,497	1,05	2,673
ВУ3-2	5,486	0,377	5,499	1,05	2,673
ВУ3-3	5,487	0,38	5,5	1,049	2,672
ВУ4-1	4,487	0,319	4,499	1,283	3,267
ВУ4-2	4,488	0,325	4,5	1,283	3,266
ВУ5-1	4,514	0,45	4,537	1,273	3,114
ВУ5-2	4,516	0,458	4,539	1,272	3,112
ВУ6-1	4,513	0,452	4,536	1,273	3,114
ВУ6-2	4,513	0,447	4,535	1,273	3,115
ВУ7-1	4,504	0,4	4,522	1,277	3,196
ВУ7-2	4,513	0,458	4,536	1,273	3,114
ВУ8-1	4,503	0,379	4,518	1,278	3,199
ВУ8-2	4,499	0,371	4,514	1,279	3,202
ВУ8-3	4,504	0,385	4,52	1,277	3,198
ВУ9-1	4,499	0,382	4,515	1,278	3,201
ВУ9-2	4,503	0,415	4,523	1,277	3,196
ВУ9-3	4,505	0,396	4,523	1,277	3,196
ВУ10-1	4,508	0,435	4,529	1,275	3,173
ВУ10-2	4,509	0,443	4,531	1,274	3,172
ВУ10-3	4,508	0,424	4,529	1,275	3,173
ВУ11-1	4,507	0,417	4,527	1,275	3,175
ВУ11-2	4,508	0,428	4,529	1,275	3,173
ВУ12-1	4,508	0,417	4,527	1,275	3,175
ВУ12-2	4,509	0,425	4,529	1,275	3,173
ВУ13-1	4,509	0,446	4,532	1,274	3,171
ВУ13-2	4,52	0,48	4,546	1,27	3,108
ВУ14-1	4,512	0,447	4,535	1,273	3,115
ВУ14-2	4,518	0,469	4,542	1,271	3,11
ВУ-21	4,523	0,51	4,552	1,268	3,103
ВУ-24	5,488	0,398	5,502	1,049	2,67

Далее произведем выбор защитных аппаратов в сетях напряжением 10 кВ и 0,38 кВ.

В РП устанавливаются камеры КСО-292 с высоковольтными выключателями; в ТП на напряжении 10 кВ устанавливаются камеры КСО-386 с выключателями нагрузки и высоковольтными предохранителями [36]; в ТП на напряжении 0,38 кВ устанавливаются панели ЩО-70; в зданиях устанавливаются вводно-распределительные устройства ВРУ-1Д.

В РП выбираем вводные выключатели, выключатели отходящих линий и секционный выключатель.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

? по напряжению установки по условию ; (7.7)

? по длительному току по условию ; (7.8)

? по отключающей способности по условию , (7.9)

где - номинальный ток отключения, определяемый заводом-изготовителем, кА.

Выключатели должны проверяться на электродинамическую стойкость по условию:

, (7.10)

где i_ДИН - максимально допустимый ток динамической стойкости аппарата, определяемый заводом-изготовителем, кА;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ в цепи, для которой выбирается аппарат, кА.

Также выключатели проверяются на термическую стойкость по тепловому импульсу тока КЗ по условию:

B_к ? I_т²t_т, (7.11)

где I_т - предельный ток термической стойкости, определяемый заводом-изготовителем, кА;

t_т - длительность протекания тока термической стойкости определяемая заводом-изготовителем, с;

B_к - тепловой импульс тока КЗ, А²с, определяемый по формуле



, (7.12)

где t_отк - время отключения КЗ, с, принимаемое в соответствии с 37;

T_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, которую в распределительных сетях 610 кВ при отсутствии конкретных данных приближённо можно принять равной 0,01с [38].

Приведем пример выбора вводного выключателя на шинах РП. Как рассчитывалось в главе 5, максимальное значение тока от ПС “Лыньковская” до РП равно А. В соответствии с 36 выбираем вакуумный выключатель ВВТЭ-10 ЗАН5 ВВ/TEL на напряжение U_НОМ=10 кВ и ток I_НОМ = 630 А.

Проверяем выключатель по условию (7.7): 10 кВ=10 кВ. Условие выполняется.

Проверяем выключатель по условию (7.8): 233,16 А<630 А. Условие выполняется.

Проверяем выключатель по условию (7.9): 17,44 кА<20 кА. Условие выполняется.

Проверяем выключатель по условию (7.10): 27,13 кА<51 кА. Условие выполняется.

Проверяем выключатель по условию (7.11). Для этого предварительно найдем значение теплового импульса тока КЗ по формуле (7.12), приняв значение времени отключения КЗ равным 1,6 с.

А²с.

Далее проверим выполнение условия (7.11): 518,17 А²с ? 20²3=1200 А²с. Условие выполняется.

Условия выбора, номинальные данные выключателя и расчётные данные занесем в таблицу 7.3.

Таблица 7.3

Выбор выключателей на вводе РП

Условия выбора	Данные выключателя
	Допустимые (каталожные)	Расчётные
Тип выключателя	ВВТЭ-10 ЗАН5 ВВ/TEL
, кВ	10	10
, А	630	233,16
, кА	20	17,94
, кА	51	25,62
Bк ? Iт2tт, А2·с	1200	518,17

Аналогично приведенному выше расчёту произведём выбор выключателей на отходящих линиях к ТП и секционного выключателя на РП. Условия выбора, номинальные и расчётные данные выключателей отходящих линий и секционного выключателя сведем в таблицу 7.4.

Таблица 7.4

Выбор выключателей на отходящих линиях и секционного выключателя

Условия выбора	Данные выключателя
	Допустимые (каталожные)	Расчётные
		ТП 1,3	ТП 4,5	ТП 2	Секционный выключатель
Тип выключателя	ВВТЭ-10 ЗАН5 ВВ/TEL
, кВ	10	10	10	10	10
, А	630	81,51	101,4	50,26	116,58
, кА	20	17,44	17,44	17,44	17,44
, кА	51	27,13	27,13	27,13	27,13
Bк ? Iт2tт, А2·с	1200	196,32	196,32	196,32	357,25

В ТП на напряжении 10 кВ защита от токов КЗ обеспечивается выключателями нагрузки в комплекте с высоковольтными предохранителями.

Приведем пример выбора предохранителей и выключателей на грузки для ТП №2.

Предохранители выбираются по условию (7.7) и (7.8), а также по номинальному току плавкой вставки. Номинальный ток плавкой вставки выбирается так, чтобы в нормальном режиме и при допустимых перегрузках отключения не происходило, а при длительных перегрузках и КЗ цепь отключалась как можно быстрее. Выбор предохранителя по номинальному току плавкой вставки производится по условию

, (7.13)

где - номинальный ток защищаемого трансформатора, А; - номинальный ток плавкой вставки, определяемый в соответствии с [33], А.

Выбранные предохранители проверяются по условию (7.9).

Выбираем предохранитель по условию (7.7):

Uном=10 кВ; Uпр.ном=10 кВ.

Выбираем предохранитель по условию (7.8):

=50,26 А; Iпр.ном=63 А. .

Выбираем предохранитель по условию (7.13):

, ; .

Проверяем предохранитель по условию (7.9):

; ; .



Условие выполняется.

Выбираем предохранитель с кварцевым наполнителем типа ПКТ-10/63.

Выбор предохранителей, устанавливаемых на напряжении 10 кВ в остальных ТП, производится аналогично. Результаты сведем в таблицу 7.5.

Таблица 7.5

Выбор предохранителей в ТП на напряжении 10 кВ

№ ТП	, А	Iпр.ном, А	Sтр.ном, кВ·А	Iтр.ном, А	, А	, кА	, кА
ТП-1	29,01	31,5	400	23,1	30	1,052	16
ТП-2	50,26	63	630	36,4	40	1,284	16
ТП-3	52,5	63	630	36,4	40	1,274	16
ТП-4	48,03	50	630	36,4	40	1,279	16
ТП-5	53,36	63	630	36,4	40	1,276	16

Выключатели нагрузки для ТП выбираются по условиям (7.7) и (7.8) и проверяются по условию (7.9). Приведем пример выбора выключателя нагрузки в ТП №2.

Выбираем выключатель по условию (7.7): Uном=10 кВ; Uвыкл.ном=10 кВ. 10 кВ=10 кВ.

Выбираем выключатель по условию (7.8): =50,26 А; Iвыкл.ном=100 А. .

Проверяем выключатель по условию (7.9):

; ; .

Для всех ТП выбираем выключатель нагрузки типа ВНП3-17 с приводом ПР-17.

На напряжении 0,38 кВ в ТП устанавливаются панели ЩО-70. Во вводных и линейных панелях ЩО-70 будут устанавливаться автоматические выключатели для защиты отходящих линий от перегрузок и токов КЗ.