Размещено на http://www.allbest.ru/

НЧОУ ВПО "ЮЖНО-САХАЛИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭКОНОМИКИ, ПРАВА И ИНФОРМАТИКИ"

Кафедра "Электротехники и электроэнергетики"

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Реконструкция системы электроснабжения жилого микрорайона города

Специальность 140211 Электроснабжение

Выполнил

студент гр. ЭС-51 Гридчин Г.Н.

Руководитель,

ст. преподаватель Кон О.Г.

Южно-Сахалинск

2011

ОГЛАВЛЕНИЕ

• АННОТАЦИЯ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
• 1.1 Краткая характеристика потребителей
• 1.2 Расчет удельных электрических нагрузок
• 1.3 Определение расчетных нагрузок электроприёмников
• 2. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК МИКРОРАЙОНА
• 3. ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10/0,4 КВ
• 4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ В ТП
• 4.1 Расчет мощности и количества трансформаторов
• 4.2 Выбор схем построения электрических сетей напряжением 0,38-20 кВ
• 5. ОСВЕЩЕНИЕ
• 5.1 Сети наружного освещения
• 5.2 Расчет сетей наружного освещения жилых зданий
• 5.3 Расчет сетей наружного освещения общественных зданий
• 6. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ.
• 6.1 Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением до 1 кВ
• 6.2 Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением 10 кВ
• 6.3 Проверка кабелей на термическую стойкость
• 7. РАСЧЕТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
• 7.1 Расчет коротких замыканий в электроустановках выше 1000 В
• 7.2 Расчет коротких замыканий в электроустановках до 1000 В
• 8. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ
• 8.1 Выбор оборудования на стороне 10 кВ
• 8.2 Выбор оборудования на стороне 0,4 кВ
• 9. ВЫБОР ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
• 10. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 11. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
• 12. ОХРАНА ТРУДА
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
• ПРИЛОЖЕНИЕ

АННОТАЦИЯ

• Данная дипломная работа посвящена реконструкции системы электроснабжения жилого микрорайона города в связи с увеличением потребляемой мощности. Текст пояснительной записки состоит из 119 страниц печатного текста и сопровождается 10 иллюстрациями (расчетными схемами, графиками, рисунками), поясняющими методику расчета и принципы работы основного электрооборудования и 49 таблиц, в которых представлены исходные данные, технические характеристики и условия выбора основного электрооборудования.

Графическая часть дипломной работы состоит из семи листов формата А1:

• 1. Генеральный план электроснабжения жилого микрорайона
• 2. Схема освещения микрорайона
• 3. Принципиальная схема электроснабжения района на 6 кВ
• 4. Принципиальная схема электроснабжения района на 10 кВ
• 5. Дифференциальная защита трансформатора
• 6. Реконструкция электроснабжения школы (1ый этаж)
• 7. Реконструкция электроснабжения школы (2ой и 3ий этаж)

ВВЕДЕНИЕ

Города являются крупными потребителями электроэнергии, так как в них проживает не только большая часть населения, но и расположено также большое количество промышленных предприятий.

В зависимости от размера города для питания потребителей, расположенных на его территории, должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения, которая охватывает всех потребителей города, включая промышленные предприятия.

Для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением 6-10 кВ и сеть общего пользования напряжением 0,38 кВ.

Для городов характерен рост электропотребления, что требует систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления связан не только с увеличением количества жителей и развитием промышленности, но также с беспрерывным проникновением электрической энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.

Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой энергии. Таким образом, сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает определённое народно-хозяйственное значение.

Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

Городские электрические сети напряжением 6-10 кВ характерны тем, что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по надёжности электроснабжения. Естественно, это требует и надлежащего построения схемы сети.

В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям, размещению, оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не разрешается встраивать в жилые здания, школы, больницы, спальные корпуса санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением взрывоопасны, их не разрешается размещать под и над помещениями, в которых могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.

Основной целью данной дипломной работы является расчёт электроснабжения района на напряжение в 10 кВ. В данный момент в больших городах происходит переход тупиковых подстанций с 6 кВ на 10 кВ. Это обусловлено уменьшением потерь и увеличением мощности. Электроснабжение данного района было рассчитано и воплощено в жизнь ещё в 60-ых годах прошлого века, после освобождения Сахалина. Необходимость данной работы также обусловлена устареванием как физически, так и морально всего электрооборудования.

Задачей данной дипломной работы было произвести расчёт и определить сечения и марки кабелей, подходящих к ТП-10/0,4 и сечение проводов ВЛ-0,4 на освещение данного района. Рассчитать распределительную сеть 0,38 кВ для школы. Выполнить расчёт токов короткого замыкания согласно заданию, выбрать и проверить коммутационные и защитные аппараты для питающих и распределительных сетей.

1. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

1.1 Краткая характеристика потребителей

Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены коммунально-бытовыми потребителями.

Потребители распределительной городской сети (ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5, ТП-6, ТП-7) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 5 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, магазины, детские дошкольные учреждения, школы.

Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.

В качестве расчётной нагрузки принимается получасовой (30-минутный) максимум нагрузки. Получасовой максимум принят для выбора всех элементов системы электроснабжения (проводников, трансформаторов, аппаратуры). В основе расчёта нагрузок коммунально-бытовых потребителей используется нагрузка одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов.

В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 15000 жителей. Предполагается, что район города будет состоять из 82 домов: 5 - двухэтажных, 3 - четырехэтажных и 74 - пятиэтажных. Так как к городу Холмску не подведен газ, все дома будем считать с электроплитами.

Пятиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:

10 домов по 120 квартир;

1 дом с 80 квартирами;

14 домов по 40 квартир;

20 домов по 60 квартир;

29 дома по 20 квартир;

Четырехэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:

3 дома по 32 квартиры;

Двухэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:

5 домов по 6 квартир.

Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 3746. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий:

1 школа с 450 мест;

1 детский сад с 300 мест;

1 магазин промышленных товаров;

12 продовольственных магазинов и парикмахерских;

5 из которых находится в жилых зданиях;

1 отделение почты;

1.2 Расчет удельных электрических нагрузок

Расчетная электрическая нагрузка квартир Р_КВ, кВт, приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле 1.1:

(1.1)

где Р_КВ.УД - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников (зданий), кВт/квартира, n - число квартир [2].

Удельную расчетную нагрузку электроприемников находим по таблице. Если нет типового решения, то находим ее по формуле:



Остальные удельные расчетные электрические нагрузки находим аналогичным методом. Результаты расчетов приведены в приложении 1. Удельные расчетные нагрузки школ и детских садов ищем то таблице. Благодаря, расчетным данным, сведенным в приложении 1, мы знаем расчетные нагрузки, исходя из которых, можем произвести дальнейшие расчеты и определить реальную потребляемую мощность каждого отдельного потребителя.

1.3 Определение расчетных нагрузок электроприёмников

Общественными являются следующие здания: различные учреждения и организации управления, финансирования, кредитования, госстраха, просвещения, дошкольные; библиотеки, архивы, предприятия торговли, общепита, бытового обслуживания населения; гостиницы, лечебные учреждения, музеи, зрелищные предприятия и спортивные сооружения.

Все электроприёмники общественных зданий условно можно разделить на две группы: осветительные и силовые. В основных помещениях общественных зданий используются светильники с люминесцентными лампами в исполнении, соответствующем условиям среды и выполняемой работы.

К силовым электроприёмникам относятся: механическое оборудование; электротепловое оборудование; холодильные машины, подъёмно-транспортное оборудование, санитарно-технические установки, связи, сигнализации, противопожарные устройства и др.

Общественные здания имеют также приточно-вытяжные вентиляционные установки, широко применяются системы кондиционирования воздуха, насосы систем горячего и холодного водоснабжения. Большинство механизмов оборудовано асинхронными двигателями с короткозамкнутым ротором.

Электрические нагрузки любого общественного здания слагаются из нагрузок электрического освещения и силового электрооборудования.

Расчетная силовая электрическая нагрузка на вводах в общественное здание определяется по проектам оборудования зданий.

Для ориентировочных расчетов усредненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности допускается принимать по таблице. удельных показателей нагрузок, приведенных с учетом внутреннего освещения.

Расчетные нагрузки определяем по данным формулам. Если в здание встроен магазин или парикмахерская, то определяем удельные расчетные нагрузки, без учета занимаемой ими площади. После чего находим расчетную нагрузку этого здания. Расчетную нагрузку встроенных магазинов или парикмахерских определяем отдельно и суммируем с нагрузкой здания.

(1.2)

(1.3)

(1.4)

(кВАр)

Таким образом, находим и нагрузку остальных электроприемников. Результаты этих расчетов приведены в приложении 2.

В этой главе мы расчётным путем узнали реальную потребляемую мощность каждого отдельного потребителя, что в дальнейшем нам поможет в расчетах коротких замыканий и выбора оборудования.

2. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК МИКРОРАЙОНА

Графики нагрузок дают представление о характере изменения во времени электрических нагрузок. По продолжительности они бывают суточными и годовыми. Графики нагрузок микрорайона в целом дают возможность определить потребление активной энергии потребителями микрорайона, правильно выбрать силовые трансформаторы и питающие линии. По графикам планируется текущий и капитальный ремонты элементов системы электроснабжения, определяют необходимое количество и суммарную мощность рабочих агрегатов станции, в различные часы суток.

В табл. 2.1 приведены ориентировочные суточные (зимний и летний) графики электрических нагрузок некоторых характерных городских потребителей. Для потребителей микрорайона летний максимум составляет для жилых домов с электроплитами 80%, а для остальных объектов - 70%.

Суточные графики используют для построения годового графика по продолжительности. Можно условно принять продолжительность зимнего периода 200 дней, летнего - 165. По оси ординат годового графика по продолжительности в соответствующем масштабе откладывают нагрузки в кВт от Р_МАКС до Р_МИН, а по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760.

Площадь годового графика выражает количество потребленной электроэнергии за год в кВт·ч. По данным графика определяют число часов использования максимальной нагрузки, ч.,

,(2.1)

где Р_Зi - нагрузка i -го часа в декабре, кВт; Р_Лi - нагрузка i -го часа в июне, кВт; Р_МАКС.З - максимальная нагрузка в зимний период, кВт [6].

Время максимальных потерь, ч.

(2.2)

Таблица 2.1 Суточная нагрузка потребителей микрорайона

Потребит. Часы сут	Магазины %	Школа %	Д.сад %	Жил. дом. %
	зим	лет	зим	лет	зим	лет	зим	Лет
0-1	60	60	10	10	20	20	15	15
1-2	60	60	10	10	20	20	15	15
2-3	60	60	10	10	20	20	15	15
3-4	60	60	10	10	20	20	15	15
4-5	60	60	10	10	20	20	15	15
5-6	60	60	10	10	20	20	15	15
6-7	60	60	20	20	35	35	60	60
7-8	60	60	20	20	35	35	60	60
8-9	90	90	60	60	65	65	50	50
9-10	90	90	100	60	65	65	50	50
10-11	100	100	100	60	100	100	50	50
11-12	100	100	70	100	100	100	50	50
12-13	90	90	40	100	85	85	50	50
13-14	80	80	40	70	85	85	50	50
14-15	90	90	40	40	85	85	40	40
15-16	90	90	40	40	85	85	40	40
16-17	90	90	60	40	80	80	50	50
17-18	90	90	90	40	80	80	50	50
18-19	90	90	90	60	60	60	100	50
19-20	90	90	90	90	60	60	100	50
20-21	80	80	50	90	30	30	100	100
21-22	80	80	50	90	30	30	90	100
22-23	60	60	10	50	30	30	30	100
23-24	60	60	10	50	30	30	30	90

Основываясь на данных этой таблицы производим вычисление и находим число часов использования максимальной нагрузки.

Для начала находим полную нагрузку отдельных типов потребителей.

Далее чтобы найти потребляемую мощность потребителя за какой-то конкретный час, находим ее по формуле:

(2.3)

Таким образом, находим остальные почасовые нагрузки потребителей в зимний период. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Расчет почасовых нагрузок потребителей в зимний период

Часы сут	%з		%з		%з		%з
0-1	15	1032,8	20	27,6	10	22,5	60	60,6	1143,5
1-2	15	1032,8	20	27,6	10	22,5	60	60,6	1143,5
2-3	15	1032,8	20	27,6	10	22,5	60	60,6	1143,5
3-4	15	1032,8	20	27,6	10	22,5	60	60,6	1143,5
4-5	15	1032,8	20	27,6	10	22,5	60	60,6	1143,5
5-6	15	1032,8	20	27,6	10	22,5	60	60,6	1143,5
6-7	60	4131,2	35	48,3	20	45	60	60,6	4285,1
7-8	60	4131,2	35	48,3	20	45	60	60,6	4265,1
8-9	50	3442,7	65	89,7	60	135	90	90,9	3848,3
9-10	50	3442,7	65	89,7	100	225	90	90,9	3756,3
10-11	50	3442,7	100	138	100	225	100	101,01	3906,7
11-12	50	3442,7	100	138	70	157,5	100	101,01	3849,2
12-13	50	3442,7	85	117,3	40	90	90	90,9	3740,9
13-14	50	3442,7	85	117,3	40	90	80	80,8	3730,8
14-15	40	2754,1	85	117,3	40	90	90	90,9	3052.3
15-16	40	2754,1	85	117,3	40	90	90	90,9	3052,3
16-17	50	3442,7	80	110,4	60	135	90	90,9	3778,9
17-18	50	3442,7	80	110,4	90	202,5	90	90,9	3846,5
18-19	100	6885,3	60	83,8	90	202,5	90	90,9	7261,5
19-20	100	6885,3	60	83,8	90	202,5	90	90,9	7261,5
20-21	100	6885,3	30	41,4	50	112,5	80	80,8	7120
21-22	90	6196,8	30	41,4	50	112,5	80	80,8	6431,5
22-23	30	2065,6	30	41,4	10	22,5	60	60,6	2190,1
23-24	30	2065,6	30	41,4	10	22,5	60	60,6	2190,1
	78492,4	1738,8	2340	1868,7

Выбираем максимальную зимнюю суммарную нагрузку в зимний период, которая равна

Далее чтобы найти потребляемую мощность потребителя за какой-то конкретный час, находим ее по формуле:

(2.3)

Таким образом, находим остальные почасовые нагрузки потребителей в летний период, представленные в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Расчет почасовых нагрузок потребителей в летний период

Часы сут	%л		%л		%л		%л
0-1	15	826,2	20	19,32	10	15,75	60	42,42
1-2	15	826,2	20	19,32	10	15,75	60	42,42
2-3	15	826,2	20	19,32	10	15,75	60	42,42
3-4	15	826,2	20	19,32	10	15,75	60	42,42
4-5	15	826,2	20	19,32	10	15,75	60	42,42
5-6	15	826,2	20	19,32	10	15,75	60	42,42
6-7	60	3304,9	35	33,81	20	31,5	60	42,42
7-8	60	3304,9	35	33,81	20	31,5	60	42,42
8-9	50	2754,1	65	62,79	60	94,5	90	63,63
9-10	50	2754,1	65	62,79	60	94,5	90	63,63
10-11	50	2754,1	100	96,6	60	94,5	100	70,71
11-12	50	2754,1	100	96,6	100	157,5	100	70,71
12-13	50	2754,1	85	82,11	100	157,5	90	63,63
13-14	50	2754,1	85	82,11	70	110,25	80	56,56
14-15	40	2203,3	85	82,11	40	63	90	63,63
15-16	40	2203,3	85	82,11	40	63	90	63,63
16-17	50	2754,1	80	77,28	40	63	90	63,63
17-18	50	2754,1	80	77,28	40	63	90	63,63
18-19	50	2754,1	60	57,96	60	94,5	90	63,63
19-20	50	2754,1	60	57,96	90	141,75	90	63,63
20-21	100	5508,2	30	28,9	90	141,75	80	56,56
21-22	100	5508,2	30	28,9	90	141,75	80	56,56
22-23	100	5508,2	30	28,9	50	76,75	60	42,42
23-24	90	4957,4	30	28,9	50	76,75	60	42,42
	2340	1795,5	1868,7	1308,08

На основании данных таблиц 2.2 и 2.3 строем график нагрузок жилых зданий (см. рис 2.1), график нагрузок детского сада (см. рис 2.2), график нагрузок школы (см. рис 2.3), график нагрузок предприятий торговли (см. рис 2.4).

Рис 2.1 График нагрузок жилых зданий.



Рис 2.2 График нагрузок детского сада.

Рис 2.3 График нагрузок школы.

Рис 2.4 График нагрузок предприятий торговли.

Далее по формуле 2.1 определяем число часов использования максимальной нагрузки:

Находим время максимальных потерь:

Исходя из расчетов в данной главе, мы рассчитали число часов использования максимальной нагрузки, нагрузку потребителей в зимний и летний период и время максимальных потерь.

3. ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10/0,4 КВ

Правильное размещение трансформаторных подстанций (ТП) в микро-районе типа существенно влияет на экономические показатели и надежность системы электроснабжения потребителей.

Для определения оптимального местоположения трансформаторных подстанций на генеральном плане строится картограмма электрических нагрузок. Силовые нагрузки представляют в виде кругов, а осветительные нагрузки - в виде секторов. Площадь кругов и секторов в выбранном масштабе соответствует полной нагрузке потребителей.

Координаты центра электрической нагрузки определяются по формулам

(3.1)

(3.2)

где Р_Э - активная мощность Э - го объекта, подключенного к шинам ТП, кВт; Ч_Э, Х_Э - координаты центра нагрузок отдельных потребителей, см [5].

Трансформаторные подстанции располагают как можно ближе к центру нагрузок, что позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и сократить протяженность распределительных сетей низкого напряжения, уменьшить расход цветного материала и снизить потери электрической энергии.

ТП1



Расчет производим далее и результаты заносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Расположение трансформаторных подстанций.

	ТП1	ТП2	ТП3	ТП4	ТП5	ТР6	ТП7
X	6,24	17,5	14,85	21,5	33,85	34,5	33,8
Y	12,8	14	9,37	6,08	10,3	26,3	19,3

В этой главе мы рассчитали места расположения трансформаторных подстанций, что позволит нам оптимизировать работу всей распределительной сети 10/0,4 кВ данного района.

4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ В ТП

4.1 Расчет мощности и количества трансформаторов

Активная расчетная нагрузка линии на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей различного назначения (жилые дома и общественные здания), Р_Р.Л., кВт, определяется по формуле:

(4.1)

где Р _{ЗД. МАКС} - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт; Р_ЗД.Э - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; К_УЭ - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [9].

Расчетная реактивная нагрузка линии при смешанном питании потребителей различного назначения (Q_Р), кВАр, определяется по формуле:

(4.2)

где Q_МАКС. - наибольшая реактивная нагрузка зданий, питаемых от шин ТП, квар; Q_Р.Э - расчетная реактивная нагрузка всех остальных зданий, квар

Полная нагрузка подстанции, кВ·А, определяется по формуле:

(4.3)

Коэффициент мощности ТП определяется по формуле:

(4.4)

Коэффициент загрузки трансформаторов

(4.5)

где УS_Н.ТР - суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на ТП, кВ·А

ТП1

Выбираем трансформатор ТМ630/10. Остальные расчеты заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Выбор трансформаторов

	ТП1	ТП2	ТП3	ТП4	ТП5	ТП6	ТП7
	825,084	1513,74	532,02	1071,91	1161,37	920,024	1239,2
	166,65	313,7	95,6	230,89	279,45	191,72	251,29
	841,745	1545,9	540,46	1096,49	1194,52	939,79	1264,42
	0,98	0,97	0,98	0,98	0,97	0,97	0,98
	0,67	0,77	0,68	0,87	0,95	0,75	1
	1,34	1,55	1,35	1,74	1,89	1,49	2
ТР	2*630	2*1000	2*400	2*630	2*630	2*630	2*630

Мы выбираем двух трансформаторные подстанции из-за высоких нагрузок, обусловленных наличием электроплит, электротитанов и электрического обогрева квартир. Благодаря этому, исходя из того что практически все потребители входят во вторую категорию по надежности, нам необходимо резервировать свои сети.

В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.

4.2 Выбор схем построения электрических сетей напряжением 0,38-20 кВ

Распределительная и питающая сеть 10(6) кВ используется для питания городских потребителей коммунально-бытового и промышленного характера. Принцип построения городских сетей выбирается применительно к основной массе электроприемников для обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения. В данном случае мне не целесообразно возведение РП так как понизительная подстанция находится в 400 м от района. Основным принципом построения распределительной сети 10(6) кВ для электроснабжения электроприемников первой категории является двухлучевая схема с двухсторонним питанием при условии подключения взаимно резервирующих линий 10(6) кВ к разным независимым источникам питания. На рисунке 4.1. представлена схема соединения трансформаторных подстанций.



Рис. 4.1. Схема соединения

В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.

5. ОСВЕЩЕНИЕ

5.1 Сети наружного освещения

Основной задачей наружного освещения улиц и внутрирайонных проездов является обеспечение безопасности движения в темное время суток. Уличное освещение должно обеспечивать нормированную величину освещенности или величину средней яркости дорожного покрытия. Освещенность должна быть по возможности равномерной.

В сетях наружного освещения следует применять напряжение 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали.

Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными линиями с использованием самонесущих изолированных проводов. В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территорий микрорайонов и населённых пунктов допускается использовать неизолированные провода.

Линии, питающие светильники, подвешенные на тросах, должны выполняться кабелями, проложенным по тросу, самонесущими изолированными проводами.

Линии сети наружного освещения должны подключаться к пунктам питания с учетом равномерной нагрузки фаз трансформаторов, для чего отдельные линии следует присоединять к разным фазам или с соответствующим чередованием фаз.

В установках наружного освещения рекомендуется применять преимущественно высокоэкономичные газоразрядные источники света высокого давления:

Лампы ДРЛ (дуговые ртутные) различной мощности - на улицах и дорогах всех категорий, а также в транспортных и пешеходных тоннелях.

Коэффициент мощности светильника должен быть не ниже 0,85.

Сечения нулевых жил кабелей в осветительных установках с газоразрядными источниками света следует, как правило, принимать равными сечению фазных проводов.

Опоры с венчающими их светильниками рекомендуется размещать по односторонней схеме при ширине пешеходной части до 12 м, а при большей ширине - по двухрядной прямоугольной или шахматной схеме

При воздушных сетях расстояние между светильниками ограничивается стрелой провеса проводов и обычно не превышает 40 м.

Выбранные сечения проводников осветительной сети должны обеспечивать: достаточную механическую прочность, прохождение тока нагрузки без перегрева сверх допустимых температур, срабатывание защитных аппаратов при токах К.З. (короткого замыкания) Расчетная нагрузка Р_Р.О., Вт, питающей осветительной сети определяется как.

На линиях наружного освещения, имеющих более 20 светильников на фазу, ответвления к каждому светильнику должны защищаться индивидуальными предохранителями или автоматическими выключателями.

Для начала произведем расчет освещения основной проезжей части. По СНИПам средняя горизонтальная освещенность таких дорог должна составлять 10 лк. Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ на 250 Вт на фонарях высотой 11 м с расстоянием друг от друга в 25 м.

Запитывание этого освещения будет производиться от ТП2, так как она находится ближе всего к центру нагрузки этого освещения. Электроэнергия от ТП2 до фонарей освещения будет производиться кабелям, а далее проводами СИП.

Расчетная нагрузка питающей осветительной сети определяется как [8]:

(5.1)

где Р_УСТ. - установленная мощность ламп, Вт; К_С - коэффициент спроса (одновременности), К_С = 1 - для наружного освещения; К_ПРА - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующем аппарате, К_ПРА = 1,1.

5.2 Расчет сетей наружного освещения жилых зданий

Находим нагрузку питающей осветительной сети в головных отрезках участков на которые мы разбили линию, находим по формуле 5.1:

Расчетный ток осветительной сети I_Р.О., А, для трехфазной сети (с нулевым проводом и без него) при равномерной нагрузке фаз определяется по формуле:

(5.2)

где U_Н - номинальное напряжение сети, U_Н = 380 В; cosц - коэффициент мощности нагрузки. Для ламп ДРЛ cosц = 0,9.

Найдя мощность и токи в головных отрезках можно выбрать провод, так как далее по линии нагрузки будут только падать. Мы выбираем провод СИП-1 мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА). Здесь и далее на освещение будем ставить кабели АВВБ 16 мм².

Потери напряжения на участках линии определяются по формуле, %,

(5.3)

где С - коэффициент, равный 46 для схем трехфазной сети с нулевым проводом и алюминиевыми жилами; S - сечение данного участка осветительной сети, мм²; L_УЧ - длина участка линии, м.

Данные расчёта потерь напряжения сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Расчет потерь напряжения на освещении основной проезжей части.

№уч	P Вт	Lуч м	Sмм2	%	№уч	P Вт	Lуч м	Sмм2	%
КЛ1	15125	100	16	2,055		3300	25	16	0,112
W2.7	6050	25	16	0,206		3025	25	16	0,103
	5775	25	16	0,196		2750	25	16	0,09
	5500	25	16	0,187		2475	25	16	0,084
	5225	25	16	0,177		2200	25	16	0,074
	4950	25	16	0,168		1925	25	16	0,065
	4675	25	16	0,159		1650	25	16	0,056
	4400	25	16	0,149		1375	25	16	0,046
	4125	25	16	0,14		1100	25	16	0,037
	3850	25	16	0,13		825	25	16	0,028
	3575	25	16	0,12		550	25	16	0,018
						275	25	16	0,009
	4,418%
КЛ1	15125	25	16	2,055		1650	25	16	0,056
W2.8	8800	25	16	0,299		1375	25	16	0,046
	8525	25	16	0,29		1100	25	16	0,037
	8250	25	16	0,28		825	25	16	0,028
	7975	25	16	0,271		550	25	16	0,018
	7700	25	16	0,262		275	25	16	0,009
	7425	25	16	0,252	W2.10	3025	25	16	0,103
	7150	25	16	0,243		2750	25	16	0,09
	6875	25	16	0,234		2475	25	16	0,084
	6600	25	16	0,224		2200	25	16	0,074
	6325	25	16	0,215		1925	25	16	0,065
W2.9	3025	25	16	0,103		1650	25	16	0,056
	2750	25	16	0,09		1375	25	16	0,046
	2475	25	16	0,084		1100	25	16	0,037
	2200	25	16	0,074		825	25	16	0,028
	1925	25	16	0,065		550	25	16	0,018
						275	25	16	0,009
	4,8%

Потери нас удовлетворяют так как на ТП2 стоят трансформаторы ТМ1000/10 с коэффициентом загрузки К_з=0,7. Допустимая потеря =6,7%.

Далее производим расчет освещения улиц и дорог меньшего значения. По СНИПам средняя горизонтальная освещенность таких дорог должна составлять 4 лк. Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ125ХЛ Вт на фонарях высотой 8м с расстоянием друг от друга в 35 м и типом светильника РКУ01-125-008.

Производим расчет освещения подключенного к ТП1. данные расчета сведены в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП1

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W.1.1	1237	2,08	9
W.1.2	962,5	1,63	6
W.1.3	412,5	0,69	3
КЛ1.2	550	0,93	4
КЛ1.1	2200	3,7	16

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА).

Выбор кабелей.

Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Данные расчёта потерь напряжения сведены в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП1

	W1.1%	W1.2%	W1.3%
	0,15	0,15	0,012
	0,058	0,026	0,019
	0,052	0,019	0,013
	0,045	0,013	0,01
	0,039	0,01
	0,033
	0,026
	0,019
	0,013
	0,01
	0,444	0,385	0,8

Потери нас удовлетворяют. Производим расчет освещения подключенного к ТП2. данные расчета сведены в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП2

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W2.1	825	1,39	6
W2.2	137,5	0,23	1
W2.3	412,5	0,7	3
W2.4	1237,5	2,09	9
W2.5	275	0,46	2
W2.6	412,5	0,7	3
КЛ.2.1	1100	1,86	8
КЛ.2.2	1787,5	2,98	13

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА). Выбор кабелей. Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении подключенного к ТП2 представлен в таблице 5.5.

Таблица 5.5 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП2

	W2.1.%	W2.2.%	W.2.3.%	W2.5.%	W2.6.%
	0,305	0,305	0,058	0,058	0,058
	0,039	0,01	0,019	0,065	0,065
	0,033		0,013	0,058	0,058
	0,026		0,01	0,052	0,052
	0,019			0,046	0,046
	0,013			0,019	0,013
	0,01			0,013	0,01
				0,01
	0,49	0,315	0,1	0,321	0,25

Потери нас удовлетворяют.

Производим расчет освещения подключенного к ТП3. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП3 представлен в таблице 5.6.

Таблица 5.6 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП3.

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W.3.1	412,5	0,7	3
W.3.2	137,5	0,23	1
W.3.3	275	1,39	6
W.3.4	687,5	1,16	4
W.3.5	1650	2,79	12

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА). Выбор кабелей.

Кабели рассчитываем по формулам



Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП3 представлен в таблице 5.7.

Таблица 5.7 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП3

	W.3.1. %	W.3.2%	W.3.4%	W.3.5%
	0,13	0,13	0,13	0,22
	0,039	0,039	0,026	0,072
	0,033	0,033	0,019	0,065
	0,019	0,03	0,013	0,058
	0,013	0,01	0,01	0,052
	0,01			0,045
				0,039
				0,033
				0,026
				0,019
				0,013
				0,01
	0,244	0,242	0,198	0,652

Потери нас удовлетворяют.

Производим расчет освещения подключенного к ТП4. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП4 представлен в таблице 5.8.

Таблица 5.8 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП4

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W.4.1	825	1,39	6
W.4.2	275	0,46	2
W.4.3	275	0,46	2
КЛ.4.1	1512,5	2,55	11
W.4.4	412,5	0,7	3
W.4.5	412,5	0,7	3
КЛ.4.2	962,5	1,62	7

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА).

Выбор кабелей.

Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП4 представлен в таблице 5.9.

Таблица 5.9 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП4

	W.4.1%	W.4.2%	W.4.3%	W.4.4%	W.4.5%
	0,23	0,23	0,23	0,02	0,02
	0,039	0,013	0,013	0,019	0,019
	0,033	0,01	0,01	0,013	0,013
	0,026			0,01	0,01
	0,019
	0,013
	0,01
	0,37	0,253	0,253	0,62	0,62

Потери нас удовлетворяют.

Производим расчет освещения подключенного ТП5. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП5 представлен в таблице 5.10.

Таблица 5.10 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП5

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W.5.1	1375	2,32	10
W.5.2	275	0,46	2
КЛ.5.1	1787,5	3,02	13
W.5.3	1100	1,86	8
W.5.4	687,5	1,16	5
КЛ.5.2	1925	3,25	14

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА).

Выбор кабелей.

Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5 представлен в таблице 5.11.

Таблица 5.11 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5

	W.5.1%	W.5.2%	W.5.3%	W.5.4%
	0,51	0,51	0,25	0,25
	0,065	0,013	0,052	0,033
	0,058	0,01	0,045	0,026
	0,052		0,039	0,019
	0,045		0,033	0,013
	0,039		0,026	0,01
	0,033		0,019
	0,026		0,013
	0,019		0,01
	0,013
	0,01
	0,909	0,533	0,487	0,351

Потери нас удовлетворяют.

Производим расчет освещения подключенного к ТП6. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП6 представлен в таблице 5.12.

Таблица 5.12 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП6

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W.6.1	1787,5	3,02	13
КЛ.6.1	1925	3,25	14

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА). Выбор кабелей.

Кабели рассчитываем по формулам



Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП6 представлен в таблице 5.13.

Таблица 5.13 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП6

W.6.1	0,13	0,08	0,07	0,07	0,06	0,05	0,05	0,04	0,03	0,03	0,02	0,01

Потери нас удовлетворяют.

Производим расчет освещения подключенного к ТП7. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП7 представлен в таблице 5.14.

Таблица 5.14 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП7

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
W.7.1	962,5	1,62	7
W.7.2	412,5	0,7	3
W.7.3	1512,5	2,55	11
W.7.4	962,5	1,62	7
КЛ.7.1	2612,5	4,41	19

Выбираем провода СИП мм² с допустимым током I_доп=70(А), I_кз=10(кА).

Выбор кабелей.

Кабели рассчитываем по формулам:



Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП7 представлен в таблице 5.15.

Таблица 5.15 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП7

	W.7.3%	W.7.1%	W.7.2%
	0,46	0,46	0,46
	0,045	0,079	0,072
	0,039	0,045	0,019
	0,033	0,039	0,013
	0,026	0,033	0,01
	0,019	0,026
	0,013	0,019
	0,01	0,013
		0,01
	0,645	0,724	0,574

Потери нас удовлетворяют.

5.3 Расчет сетей наружного освещения общественных зданий

Среднюю горизонтальную освещенность территорий общественных зданий следует принимать по строительным нормам. Для детских садов и школ она должна быть равна 10 лк.

Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ 250 Вт на фонарях высотой 11 м с расстоянием друг от друга в 25 м.

Освещение детских садов и школ производится с ВРУ. Следовательно, нет необходимости протягивать кабельные линии от ТП.

Данные расчета освещения территории детского сада представлены в таблице 5.16

Таблица 5.16 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети детского сада.

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников шт.
WДс 1	1,375	2,32	5
WДс 2	825	1,39	3
КЛ Дс 1	2475	4,18	9

Выбираем кабели АВВБ сечением 16 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП2 представлен в таблице 5.17.

Таблица 5.17 Расчет потерь напряжения при освещении

	WДс 1%	WДс 2%
	0,084	0,084
	0,046	0,028
	0,037	0,018
	0,028	0,009
	0,018
	0,009
	0,303	0,139

Потери нас удовлетворяют.

Данные расчета освещения территории школы представлены в таблице 5.18

Таблица 5.18 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети детского сада.

№ уч	Вт	А	Кол-во светильников щт.
WШ1	1375	2,32	5
WШ2	1925	3,25	7
КЛШ1	3575	6,04	13

Выбираем кабели АВВБ сечением 16 мм².

Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5 представлен в таблице 5.19.

Таблица 5.19 Расчет потерь напряжения при освещении

	WШ1%	WШ2%
	0,13	0,13
	0,065	0,046
	0,056	0,037
	0,046	0,028
	0,037	0,018
	0,028	0,009
	0,018
	0,009
	0,389	0,259

Потери нас удовлетворяют.

Линии электропередачи до 20 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше должны выполняться, как правило, кабельными, с алюминиевыми жилами. Кабельные линии прокладываются в земляных траншеях под тротуарами или под пешеходными дорожками внутри квартала.

Здания, которые находятся в непосредственной близости от ТП, следует питать по отдельным линиям. Для домов высотой до 16 этажей при числе секций до семи рекомендуется предусматривать один ввод в здание.

В районах застройки зданиями высотой до 3 этажей включительно линии электропередачи следует, как правило, выполнять воздушными.

Линии наружного освещения рекомендуется располагать на общих опорах с воздушными линиями электропередачи до 1 кВ.

В данной главе мы произвели расчет освещения в данном районе, который соответствует всем техническим нормативам. Освещение каждого района запитывается от ближайшей трансформаторной подстанции. Освещение по району произведено воздушной линией проводами СИП. Прилежащие к школе и детскому саду площадки освещаются светильниками РКУ, которые подключены через кабели АВВБ.

6. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ

6.1 Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением до 1 кВ

Сечения кабелей напряжением до 1 кВ выбираются в соответствии с главой 2.3 ПУЭ [5] по условию нагрева длительным расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах и проверяются по потере напряжения.

На время ликвидации послеаварийного режима допускается перегрузка кабелей с бумажной изоляцией до 130%, если в нормальном режиме их нагрузка не превышала 80% допустимой. Следовательно, в послеаварийном режиме сечение кабеля должно удовлетворять соотношению

(6.1)

где I_ДОП - допустимый продолжительный ток, А; К - поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей, проложенных в одной траншее; I_П.АВ. - расчетная токовая нагрузка линий в послеаварийном режиме. При этом должно учитываться число оставшихся в работе кабелей, проложенных в одной траншее в послеаварийном режиме [2].

Допустимые потери напряжения в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здание) составляют не более 4-6%. Большие значения относятся к линиям, питающим малоэтажные и односекционные здания, меньшие значения - к линиям, питающим многоэтажные многосекционные жилые здания, крупные общественные здания и учреждения.

Расчетная электрическая нагрузка линии (Р_Р.Л) напряжением до 1 кВ при смешанном питании потребителей, кВт.

Рабочий ток, А, в линии определяется по формуле:

(6.2)

где n - количество кабелей, проложенных в траншее к объекту. Для потребителей второй категории, согласно ПУЭ, принимают к прокладке U_Н - номинальное напряжение сети, равное 380 В.

Ток послеаварийного режима, А, равен

(6.3)

Сечение кабеля должно удовлетворять допустимому длительному току, А, определенному по формуле

(6.4)

Выбранное сечение кабеля необходимо проверить по потере напряжения.

Потери напряжения на i -том участке L_УЧ.i кабельной линии, %, определяются по формуле

(6.5)

где А - коэффициент, зависящий от принятых единиц измерения, определяется по справочнику [9], А = 21,9 - для сети 0,4 кВ; А = 0, 0875 - для сети 6 кВ и А = 0,0316 - для сети 10 кВ; Р_Р.i - активная мощность участка линии, кВт; n - число кабелей; S - сечение кабеля, мм², L_УЧ.i - длина i -го участка линии, км.

Далее потери напряжения на участках линии суммируются и результат сравнивается с располагаемыми потерями напряжения от шин ТП до наиболее удаленного потребителя.

В результате должно выполняться условие:

(6.6)

Кабели на стороне 0,4 кВ, защищаемые плавкими предохранителями, на термическую стойкость не проверяются, т.к. время срабатывания предохранителя мало и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры.

Потери мощности в линии, кВт, определяются:

(6.7)

где R_О - активное сопротивление 1 км кабеля при 20^ОС, Ом,

Достаточно часто используется расчет потерь напряжения и потерь мощности без учета индуктивного сопротивления линий.

Дом 1.

Остальные рассчитываем и заносим в приложение 3

В данном разделе мы произвели расчет кабелей 0,4 кВ по рассчитанным нами ранее нагрузкам потребителей в нашем районе. Применяемые нами кабели специально рассчитаны на прокладку в земле и на расположение в агрессивной среде около моря. Мы решили произвести прокладку кабелей удовлетворяющих всем этим требованиям и выбрали АВВБ

6.2 Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением 10 кВ

Сечения проводов ВЛ и жил кабелей должны выбираться по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяться по допустимому току в аварийном и послеаварийном режимах, а также по допустимому отклонению напряжения.

При проверке кабельных линий по допустимому длительному току должны быть учтены поправочные коэффициенты: на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме, фактическую температуру среды, тепловое сопротивление грунта и на отличие номинального напряжения кабеля от номинального напряжения сети.

Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме - в сетях 10(6) кВ не более 6%.

Расчетная активная нагрузка городских электрических сетей 10(6) кВ (Р_Р.Л.), кВт, определяется по формуле (6.2) в разделе 6.1.

Рабочий ток в линии, А, определяется по формуле

(6.8)

где U_Н - номинальное напряжение сети, равное 10(6) кВ; n - количество кабелей, проложенных в траншее к объекту; cosц - коэффициент мощности, принят равным 0,92.

Экономически целесообразное сечение S_Э, мм², определяется согласно ПУЭ, из соотношения

(6.9)

где j_ЭК - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², для заданных условий работы.

В распределительных сетях 10(6) кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм², но не более 240 мм².

Сечение кабелей по участкам линии следует принимать с учетом изменения нагрузки участков по длине. При этом на одной линии допускается применение кабелей не более трех типоразмеров.

Потери напряжения определяются по формуле (6.5) раздела 6.1. Дальнейший ход расчета аналогичен расчету сети напряжением до 1кВ.

Полученное экономическое сечение для условий нормального режима проверяется по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме. Кроме того, кабели должны быть подвергнуты проверке на термическую стойкость токам К.З. Начинаем расчет сечения кабелей 10 кВ.

ТП1

Выбираем кабель сечением 70 мм². Так как это сечение минимально возможное при этом напряжении.

Результаты остальных расчетов заносим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 Расчет сечения кабелей до 1 кВ

№.	(кВт)	(А)	(А)	(А)	(%)	(кВт)	(мм2)	(м)
W7	1239,2	38,88	77,76	65,02	0,035	0,7634	70	190
W6	2159,2	67,75	135,5	113,3	0,16	3,660	70	300
W5	3320,6	104,2	208,4	174,3	0,22	9,812	70	340
W4	4392,5	137,8	275,6	230,4	0,16	8,914	95	240
W3	4924,5	154,5	309	258,4	0,2	11,205	95	240
W2	1513,74	47,49	94,98	79,4	0,06	1,858	70	310
W1	7263,35	227,9	455,8	381,1	0,306	25,678	150	400
					1,14	61,89

-ТП6 - ТП7

-ТП5 - ТП6

-ТП4 - ТП5

-ТП3 - ТП4

-ТП1 - ТП3

-ТП1 - ТП2

-ЦП - ТП1

6.3 Проверка кабелей на термическую стойкость

Выбранные в нормальном режиме и проверенные по допустимой перегрузке в послеаварийном режиме кабели проверяются по условию

(6.10)

где S_МИН - минимальное сечение по термической стойкости, мм²; S_Э - экономическое сечение, мм²

При этом кабели небольшой длины проверяются по току при коротком замыкании в начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току К.З. в начале каждого участка. Два параллельных кабеля и более проверяют по токам К.З. непосредственно за пучком кабелей, т.е. с учетом разветвления тока К.З.

(6.11)

где В_К - импульс квадратичного тока К.З. (тепловой импульс тока К.З.),

А² с; С - функция.

Тепловой импульс тока (интеграл Джоуля) определяется:

(6.11)

где I_П.О - начальное значение периодической составляющей тока К.З., А; t_Р.З - время действия релейной защиты, с. Принимается t_Р.З = 2 с. - для питающих сетей; t_Р.З = 0,5 с. - для распределительных сетей [9]; t_В - полное время отключения выключателя, с. В зависимости от типа выключателя t_В = 0,04-0,2 с.; T_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с. Для распределительных сетей напряжением 6-10 кВ Т_А = 0,01 с. На термическую стойкость проверяются только кабели на напряжение выше 1000 В.

ТП7.

Результаты остальных расчетов приводим в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Выбор кабелей на термическую стойкость

ЦП - ТП1	60,03	9,92	25,3	150
ТП1 - ТП2	56,2	9,8	24,45	70
ТП1 - ТП3	57,39	9,7	24,7	95
ТП3 - ТП4	35,7	9,56	35,7	95
ТП4 - ТП5	45,7	8,66	22,1	70
ТП5 - ТП6	31,7	7,8	19,86	70
ТП6 - ТП7	33,4	7,4	18,8	70

Исходя из расчетов, по данным таблицы 6.3 можно определить, что сечение всех выбранных кабелей на напряжение 10 кВ выше минимальных сечений кабелей по термической стойкости. В данном разделе мы произвели расчет кабелей 0,4 - 10 кВ по рассчитанным нами ранее нагрузкам потребителей в нашем районе. Применяемые нами кабели специально рассчитаны на прокладку в земле и на расположение в агрессивной среде около моря. Мы решили произвести прокладку кабелей удовлетворяющих всем этим требованиям и выбрали АВВБ. Также в этой главе произвели проверку кабелей на термическую стойкость.

7. РАСЧЕТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ

7.1 Расчет коротких замыканий в электроустановках выше 1000 В

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет выполнен в относительных единицах.

Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности к точкам к.з.

Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах.

Рис.7.1 упрощенная схема районной сети 10 кВ.

Находим сопротивления трансформаторов по их номинальным данным по формулам:

(7.1)

(7.2)

ТМ 400/10

ТМ 630/10

ТМ 1000/10

Определяем сопротивление кабельных линий, замеряя расстояние на генплане и вычисляя по формулам:

(7.3)

(7.4)

W1

Так как у нас 2 кабеля находим их общее сопротивление



Результаты остальных расчетов приводим в таблице 7.1

Таблица 7.1 Сопротивление КЛ (в относительных единицах) на 10 кВ

№ линии	L км	Данные кабелей	R(1кабель)	X(1 кабель)	Z (2 кабеля)
		R Ом*км	X Ом*км			R	X
W1	0,4	0,206	0,074	0,824	0,296	0,412	0.148
W2	0,31	0,443	0,08	1,37	0,248	0,68	0,124
W3	0,24	0,326	0,078	0,78	0,187	0,39	0,09
W4	0,24	0,326	0,078	0,78	0,187	0,39	0,09
W5	0,34	0,443	0,08	1,51	0,27	0,75	0,14
W6	0,3	0,443	0,08	1,33	0,24	0,67	0,12
W7	0,19	0,443	0,08	0,84	0,15	0,42	0,075

Далее складываем сопротивления до точки короткого замыкания методом свертывания. После чего находим токи короткого замыкания по формулам:

(7.5)

(7.6)

(7.7)

(7.7)

(7.9)

К7

(с)

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.2

Таблица 7.2 Расчет трехфазных токов короткого замыкания

Точки к.з.			R.Ом	X.Ом
К1	0,044	1,79	0,42	5,8	9,92	25,2
К2	0,017	1,56	1,1	5,9	9,6	21,2
К3	0,023	1,65	0,8	5,89	9,7	22,5
К4	0,016	1,54	1,2	5,97	9,56	22,5
К5	0,009	1,37	1,96	6,11	8,56	16,7
К6	0,075	1,27	2,63	6,23	7,8	14
К7	0,0067	1,22	3,048	6,3	7,4	12,8

В этом разделе мы рассчитали сопротивления кабельных и воздушных линий и трансформаторов. Также мы рассчитали токи коротких замыканий на напряжение 10 кВ.

7.2 Расчет коротких замыканий в электроустановках до 1000 В

Расчет коротких замыканий до 1000 В производим в именованных единицах. Трехфазные короткие замыкания являются более опасными, но более редкими, нежели какие - либо другие.

Ищем сопротивление трансформаторов в именованных единицах по формулам:

(7.8)

(7.9)

Так как трансформаторов по 2, ищем их общее сопротивление.

ТМ 400/10

ТМ 630/10

ТМ 1000/10

Находим сопротивление кабельных линий 10 кВ прямой и нулевой последовательности. Сопротивление нулевой последовательности находим для того, чтобы в будущем можно было найти однофазные короткие замыкания. Находим их по формулам:

(7.10)

(7.11)

(7.12)

(7.13)

Так как у нас по 2 линии, то соответственно ищем их общее сопротивление.

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.3

Таблица 7.3 Сопротивления прямой и нулевой последовательности на линии 10 кВ.

	R1(1каб) Ом	X1(1каб) Ом	R1(2каб) Ом	X1(2каб) Ом	R0(1каб) Ом	X0(1каб) Ом	R0(2каб) Ом	X0(2каб) Ом	L м
W1	0,082	0,074	0,04	0,015	0,33	0,3	0,16	0,15	400
W2	0,137	0,025	0,068	0,012	0,55	0,25	0,22	0,12	310
W3	0,024	0,019	0,039	0,0094	0,31	0,19	0,16	0,09	240
W4	0,024	0,019	0,039	0,0094	0,31	0,19	0,16	0,09	240
W5	0,151	0,027	0,075	0,014	0,6	0,27	0,3	0,136	340
W6	0,133	0,024	0,056	0,012	0,5	0,24	0,27	0,12	300
W7	0,084	0,015	0,042	0,0076	0,34	0,15	0,16	0,076	190

Далее ищем сопротивление прямой последовательности до трансформаторов.

Далее ищем сопротивление нулевой последовательности до трансформаторов.

Остальные расчеты будут подобными.

ТП2

ТП3

ТП4

ТП5

ТП6

ТП7

Ищем сопротивление прямой и нулевой последовательности 0,4 кВ.

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу приложение 4

Ищем полное сопротивление по прямой последовательности

Д1

Аналогично считаем полные сопротивления прямой последовательности сводим их в приложение 5

Ищем полное сопротивление по нулевой последовательности

Д1

Аналогично считаем полные сопротивления обратной последовательности и сводим их в таблицу приложение 6

Исходя из тех расчетов, что мы произвели, можно начинать рассчитывать токи короткого замыкания.

Считаем токи трехфазного короткого замыкания на 0,4 кВ.

Ток трехфазного короткого замыкания ищем по формуле:

(7.7)

ТП1 Д1

Аналогично считаем остальные токи трехфазного короткого замыкания и приводим их в таблице 7.4

Таблица 7.4 Токи трехфазного к.з. на 0,4 кВ

ТП1	ТП2	ТП3	ТП4	ТП5	ТП6	ТП7
3,83кА	1,3 кА	2 кА	1,7 кА	0,82 кА	0,66 кА	0,65 кА
1,89 кА	1,3 кА	2,5 кА	1,4 кА	1,1 кА	0,57 кА	0,67 кА
3,3 кА	1,4 кА	1,9 кА	0,89 кА	0,87 кА	0,65 кА	0,63 кА
3,9 кА	1 кА	1,8 кА	1,8 кА	0,85 кА	0,59 кА	0,62 кА
4,2 кА	1 кА	1,9 кА	1,7 кА	0,8 кА	0,69 кА	0,64 кА
2,4 кА	0,71 кА	1,8 кА	1,7 кА	0,95 кА	0,63 кА	0,67 кА
4,2 кА	1,9 кА		1,6 кА	1,1 кА	0,71 кА	0,63 кА
2,8 кА	1,6 кА		0,73 кА	1,1 кА	0,76 кА	0,53 кА
2 кА	0,71 кА		1,7 кА	0,95 кА	0,66 кА	0,57 кА
1,3 кА	0,71 кА			0,58 кА	0,66 кА	0,58 кА
4,4 кА	0,66 кА			0,65 кА	0,67 кА	0,58 кА
	0,64 кА			1,1 кА	0,68 кА	0,57 кА
	1,9 кА				0,79 кА	0,56 кА
	1,5 кА				0,76 кА	0,55 кА
	1,4 кА				0,57 кА	0,55 кА
	1,4 кА				0,55 кА	0,31 кА
	1,7 кА				0,53 кА	0,26 кА
	1,6 кА				0,59 кА	0,41 кА
					0,58 кА
Максимальные токи к. з. 0,4 кВ
4,4 кА	1,9 кА	2,5 кА	1,89 кА	1,1 кА	0,79 кА	0,67 кА

Ток однофазного короткого замыкания ищем по формуле:

(7.14)

ТП1 Д1

Аналогично считаем остальные токи однофазного короткого замыкания и приводим их в таблице 7.5

Таблица 7.5 Токи однофазного к.з. на 0,4 кВ

с	ТП2	ТП3	ТП4	ТП5	ТП6	ТП7
5,1 кА	1,5 кА	3 кА	3,1 кА	1,3 кА	1,7 кА	1,2 кА
2,1 кА	1,4 кА	4,3 кА	2,2 кА	2,1 кА	0,9 кА	1,3 кА
4,3 кА	1,5 кА	2,8 кА	1,1 кА	1,4 кА	1,1 кА	1,2 кА
5,5 кА	1,3 кА	2,5 кА	3,4 кА	1,4 кА	0,96 кА	1,2 кА
5,9 кА	1,3 кА	2,7 кА	3,2 кА	1,2 кА	1,3 кА	1,2 кА
3,4 кА	1,1 кА	2,5 кА	3,2 кА	1,7 кА	1,1 кА	1,3 кА
5,9 кА	2,4 кА		2,8 кА	2,2 кА	1,3 кА	1,2 кА
3,4 кА	1,9 кА		1 кА	2,2 кА	1,6 кА	0,86 кА
2,8 кА	1,2 кА		3,2 кА	1,7 кА	1,2 кА	0,95 кА
1,6 кА	1,2 кА			0,98 кА	1,2 кА	0,99 кА
4,4 кА	1,1 кА			1,1 кА	1,2 кА	0,99 кА
	1 кА			2,3 кА	1,2 кА	0,95 кА
	2,3 кА				1,7 кА	0,94 кА
	1,7 кА				1,5 кА	0,92 кА
	1,6 кА				0,9 кА	0,89 кА
	1,7 кА				0,85 кА	0,53 кА
	2,1 кА				0,79 кА	0,42 кА
	1,9 кА				0,96 кА	0,74 кА
					0,92 кА
5,9 кА	2,4 кА	4,3 кА	3,4 кА	2,3 кА	1,7 кА	1,3 кА

В этой главе мы произвели расчет сопротивления КЛ, ВЛ, трансформаторов по прямой, обратной и нулевой последовательности. На основании этого был произведен расчет токов короткого замыкания на шинах трансформаторных подстанций со стороны 10 кВ и на отходящих от ТП к домам линиях (на ВРУ) на напряжение 0,4 кВ.