Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

2. расчет электрических нагрузок электропотребителей

3. проектирование системы наружного освещения микрорайона

3.1 Выбор нормы освещенности

3.2 Выбор системы освещения

3.3 Светотехнический расчёт

3.4 Надёжность работы осветительных установок

3.5 Безопасность обслуживания персонала и населения

3.6 Обслуживания и управления осветительными установками

3.7 Расчёт осветительных нагрузок

4. определение числа, места и мощности трансформаторов

4.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

4.2 Расчёт условных центров электрических нагрузок

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 10/0.4 кВ. ВЫБОР ТИПОВ И КОНСТРУКЦИЙ ТП

6. выбор высоковольтных и низковольтных линий

6.1 Выбор типа сечения жил кабелей на напряжение 10 кВ

6.2 Выбор типа сечения сборных шин на напряжение 10 кВ

6.3 Выбор сечений жил кабелей на напряжение 0.4 кВ и проводников осветительных установок

7. РАСЧЁТ ТОКОВ К.З

7.1 Расчёт токов короткого замыкания на напряжение 10 кВ

7.2 Расчёт токов короткого замыкания на напряжение 0.4 кВ

8. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОМУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

9. ВЫБОР КОМПЛЕКТНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

9.1 Выбор панелей распределительных щитов на 0.4 кВ

9.2 Выбор камер с выключателями нагрузки

9.3 Выбор масляных выключателей

10. УЧЁТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

11. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

11.1 Защита силовых трансформаторов

11.2 Защита линий 10 кВ

11.3 Расчёт АВР

11.4 Расчёт АПВ

12. ПРОВЕРКА ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ СТОЙКОСТИ К ТОКАМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

12.1 Проверка кабелей на напряжение 10 кВ

12.2 Проверка сборных шин на напряжение 10 кВ

13. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

13.1 Сметно-финансовый расчёт объекта проектирования

13.2 Расчёт эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

ВВЕДЕНИЕ

Городская электрическая сеть представляет собой комплекс электроснабжающих сетей напряжением 110 (35) кВ и выше, распределительных сетей напряжением 10 (6) кВ, содержащих ТП и линии, соединяющие ЦП с ТП и ТП между собой, а также вводы к потребителям и распределительные сети напряжением 0,4 кВ. Указанный комплекс сетей служит для электроснабжения коммунально-бытовых, промышленных и транспортных потребителей расположенных на территории города.

Источниками питания (ИП) систем электроснабжения города являются городские электрические станции и понижающие подстанции.

Центром питания (ЦП) называется распределительное устройство, генераторного напряжения электрической станции или распределительное устройство вторичного напряжения 6 - 20 кВ, понижающей подстанции, к шинам которого присоединяются распределительные сети данного района.

В составе электрических сетей систем электроснабжения города сооружаются распределительные пункты (РП) 6 - 20кВ, предназначенные для приёма электроэнергии от ЦП по ограниченному числу питающих линий

(2 - 4) и распределения электроэнергии без преобразования и трансформации в сеть по большему числу линий.

Потребители электроэнергии - группы приемников электроэнергии, объединенные общим законченным технологическим процессом и расположенные на общей территории.

При проектировании системы электроснабжения города, согласно ПУЭ (п.1.2.11-1.2.13) должны рассматриваться следующие вопросы:

1. Перспектива развития систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения.

2. Обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их принадлежности.

3. Ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу.

4. Снижение потерь электроэнергии.

5. Соответствие принимаемых решений условиям охраны окружающей среды.

При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и целесообразности технологического резервирования.

При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.

При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается вопрос электроснабжения жилого микрорайона города, потребители электроэнергии которого получают питание от понижающей подстанции 110/10 кВ через РП.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается вопрос электроснабжения жилого микрорайона города. Основными потребителями электроэнергии являются коммунально-бытовые потребители:

- жилые дома высотой 5 этажей, относящиеся к 3 категории по степени обеспечения надежности электроснабжения;

- жилые дома высотой 10 и 12 этажей, относящиеся ко 2 категории, с лифтами - 1 категория.

Кроме этого в микрорайоне предусмотрены объекты социально-культурной сферы: магазины, лицей, детский сад, сберкасса, парикмахерская.

Также в проекте рассматривается вопрос наружного освещения микрорайона города.

Перечень электропотребителей рассматриваемого микрорайона приведен в приложении 1.

Генплан жилого микрорайона представлен на листе 1 данного проекта.

При проектировании принимаем следующие условия:

- в жилых домах этажностью 10 и более этажей установлены электроплиты мощностью 8,5 кВт;

- в жилых домах 5 этажей - плиты на природном газе;

- номинальные мощности двигателей лифтовых установок принимаем равными 5 кВт;

- количество электродвигателей лифтовых установок в жилом доме указано без учёта резервных двигателей;

- надежность электроснабжения лифтов обеспечивается установкой дизель - генераторов.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Расчётные нагрузки жилых зданий определяются исходя из количества потребителей (квартира, семья), причём по мере увеличения количества квартир, присоединенных к данному элементу сети, удельные нагрузки снижаются.

Расчётная нагрузка питающих линий, вводов и на шинах РУ - 0,4 кВ ТП от электроприёмников квартир (Ркв) Ркв., определяется:

, кВт, (2.1)

где Ркв.уд. - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, таблица 2.1.1 [8], кВт /квартира;

n - число квартир, шт.

Удельные расчетные нагрузки квартир определены для зимнего вечернего максимума с учетом коэффициента одновременности их максимумов в зависимости от числа квартир. Удельные нагрузки квартир учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений без учета силовой нагрузки и нагрузки встроенных в жилые дома торговых и коммунально-бытовых потребителей.

Расчетная нагрузка силовых электроприёмников Рс., приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

, кВт, (2.2)

где Рр.л. - мощность лифтовых установок, которая определяется по формуле:

, кВт, (2.3)

где Кс.л. - коэффициент спроса лифтовых установок, принимается по таблице 2.1.2 [7];

Рл.i - установленная мощностью электродвигателя i-го лифта;

Рст.у. - мощность санитарно-технических устройств (по условиям проектирования не предусмотрено), нагрузка силовых приёмников будет определятся нагрузками лифтовых установок, а расчетная активная нагрузка на вводе жилого здания определяется по формуле:

Рр. (ж.з.д.) = Рр.кв + Кн.м.•Рс, (2.4)

где Рр.кв.- расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Рс. - расчетная нагрузка электроприёмников жилого здания, кВт;

Кн.м - коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузки квартир, и силовых электроприёмников, принимаемый равным 0.9.

Расчетная нагрузка на вводе в здание при наличии в жилом доме встроенного коммунального предприятия:

Рр.зд. = Рр.ж.д. + Ку.м. • Рр.пр, (2.5)

где Рр.пр. - расчетная нагрузка предприятия, кВт.;

Ку.м. - коэффициент участия в максимум нагрузки встроенного

предприятия по отношению к нагрузке жилого дома, определяем по таблице 2.3.1[1].

Расчетные нагрузки на вводе в общественные здания или встроенные в жилые дома предприятия определяются по укрупненным удельным нагрузкам таблице 2.2.1 [7].

Рр.общ. - Рр. Пр. = Руд.пр. • М , (2.6)

где Руд.пр. - удельная расчетная нагрузка единицы количественного показателя (рабочее место, площадь торгового зала, и так далее);

М - количественный показатель, характеризующий пропускную способность предприятия, объем производства.

Полная нагрузка на вводе в общественное здание определяется с учетом коэффициентов мощности, приведенных в таблице 46.3 и таблице 46 [2].

Результаты расчета электрических нагрузок зданий, расположенных на территории микрорайона, приведены в приложении 2.

В качестве примера приводится расчет электрических нагрузок двенадцати этажного жилого дома №28 с проектным бюро.

; ; ; ; ;.

.

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ ТЕРРИТОРИИ МИКРОРАЙОНА

3.1 Выбор нормы освещенности

Освещение улиц, дорог и площадей с регулярным транспортным движением в городских поселениях проектируется исходя из норм средней яркости покрытий, согласно п.7.28 [3], а освещение непроезжих частей территории микрорайона исходя из норм средней горизонтальной освещенности.

Для расчета выбираем нормированные величины, соответствующие характеру освещаемого объекта (табл.11, табл. 12, и табл. 13) [3] .

Выбранные значения сведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Нормированные величины освещаемых объектов

Освещаемый объект	Средняя яркость покрытия,	Средняя горизонтальная освещенность, лк.
Проезды территорий микрорайона	0,3	4
Тротуары	0,3	2
Площадки для подвижных игр территории детских яслей-садов	0,288	10
Физкультурные площадки территории школ	0,288	10
Подъезды, подходы к корпусам школ, детских яслей-садов	0,288	4

3.2 Выбор системы освещения

Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными с использованием самонесущих изолированных проводов.

В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территории микрорайонов допускается использование неизолированных проводов согласно п.6.3.25 ПУЭ.

Распределительные сети освещения территории детских яслей - садов, общеобразовательных школ выполняются кабельными линиями проложенными в земле.

Осветительные приборы наружного освещения могут устанавливаться на специально предназначенных для такого освещения опорах, а также на опорах воздушных линий до 1 кВ, опорах контактной сети электрифицированного транспорта, стенах зданий и сооружений, а также могут быть подвешены на тросах, укрепленных на стенах зданий и опорах (п.6.3.2 ПУЭ).

Опоры установок уличного освещения площадей, улиц, дорог должны располагаться на расстоянии не менее 1 метра от лицевой грани бордюра до внешней поверхности цоколя опоры на магистральных улицах и дорогах с интенсивным движением транспорта и не менее 0,6 метра на других улицах и площадях (п.6.3.8 ПУЭ).

В настоящее время для освещения улиц городов и поселков при нормированной яркости дорожных покрытий или при норме средней горизонтальной освещенности - используются светильники с лампами ДНаТ.

Натриевые лампы высокого давления являются энергоэкономическими высокоэффективными источниками света, предназначенными для внешнего освещения.

В проекте выбрана односторонняя схема расположения светильников по одному светильнику на опоре.

3.3 Светотехнический расчёт

Условия расчета:

- освещаемая полоса шириной 5 метров состоит из проезжей части шириной 3.5 метра и тротуара шириной 1.5 метра;

- вдоль полосы установлены светильники типа ЖКУ 16-150-001 с лампами ДНаТ.

Расположение светильника относительно освещаемой полосы показано в приложении 3.

Определяем расстояние между опорами (шаг светильников).

Согласно п. 9.2 [5]:

, (3.1)

где - световой поток лампы в светильниках, установленных на опорах, лм;

- коэффициент использования светового потока по яркости покрытия;

- число светильников на одной опоре, шт.;

- средняя яркость покрытия, ;

- коэффициент запаса, принимаемый согласно табл. 3 [3] равным 1.5;

- ширина освещаемой полосы, м.

Коэффициент использования светового потока зависящий от расположения светильника над освещаемой полосой определяется как:

(3.2)

где

Высота установки светильника h выбирается из условия ограничения слепящего действия установки наружного освещения.

Согласно п.9.2 [5] для светильников с защитным углом до выбираем минимально допустимую высоту установки в зависимости от типа ламп.

Таблица 3.2 - Выбор высоты установки светильников

Тип лампы в светильнике	Световой поток лампы, лм.	Минимально допустимая высота установки, м.
ДнаТ-70 Вт	5500	7.5
ДнаТ-100 Вт	9000	7.5
ДнаТ-150 Вт	14000	8.0

Согласно табл. 9.5 [5] принимаем:

Отсюда по формуле (3.1) находим:

Проверка величины средней горизонтальной освещённости при

D = 32 м. (расположение светильника относительно тротуара показано в приложении 3).

Согласно п.9.2 [5] при установленной нормами величине средней горизонтальной освещённости шаг светильников определяется как:

 (3.3)

где - коэффициент использования светового потока по освещённости;

- средняя горизонтальная освещённость, лк.;

- ширина тротуара, м.

Определяем коэффициент использования светового потока:

(3.4)

Согласно табл. 9.6 [5] принимаем:

По формуле (3.4) получаем:

Таким образом, согласно формуле (3.3) имеем:

Средняя горизонтальная освещённость тротуара при шаге светильников 32 метра удовлетворяет требованиям установленных норм.

Согласно п. 2.30 [4] отношение шага светильников к высоте их подвеса на улицах и дорогах всех категорий должно быть не более 5:1 при одностороннем размещении светильников.



Окончательно для освещения проездов территорий микрорайона принимаем к установке одностороннюю схему расположения светильников с лампами типа ДнаТ-150 при шаге 32 метра.

В соответствии с п. 9.2 [5] число светильников, используемых при освещении больших площадей не проезжих территорий, определяется как:

(3.5)

где - площадь освещаемой территории, ;

- коэффициент использования светового потока по освещенности, равный 0.288.

Результаты расчета числа установок наружного освещения территории детских яслей - сада и территории общеобразовательной школы приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3 Результаты расчета числа установок наружного освещения

Освещаемый объект	Средняя горизонтальная освещенность	Площадь объекта, .	Тип лампы	Число светильников, шт.
Территория детских яслей-сада	10	4800	ДнаТ-150	15
Территория школы	10	3200	ДнаТ-150	8

Для освещения проездов, подходов к корпусам детских яслей - сада необходимо 15 светильников ЖКУ 16-150-001 с лампами ДнаТ-150.

Для освещения проездов к корпусам общеобразовательной школы необходимо 8 светильников ЖКУ 16-150-001 с лампами ДнаТ-150.

Для включения дуговых ламп используется специальная пускорегулирующая аппаратура.

3.4 Надёжность работы осветительных установок

Установки наружного освещения территории относятся к третьей категории электроприёмников по требованию к обеспечению надёжности электроснабжения, согласно п.п. 3.3, 3.4 [5] питание светильников установок наружного освещения следует, как правило, осуществлять через пункты питания от трансформаторов, предназначенных для питания сети общего пользования, а питание светильников наружного освещения территории детских яслей - сада от вводных устройств этих зданий.

3.5 Безопасность обслуживания персонала и населения

Согласно п. 2.4.15 [5] по условиям механической прочности на ВЛ следует применять алюминиевые провода сечением не менее 25 .

Согласно п. 6.3.20 [6] опоры для светильников уличного освещения на жилых улицах можно располагать на тротуарах или зелёных полосах на расстоянии не менее 0.3 метра от лицевой грани бортового камня до наружной поверхности опоры.

3.6 Обслуживание и управление осветительными установками

При количестве жителей в населённом пункте более 50 тыс. человек должно предусматриваться централизованное телемеханическое управление, обеспечивающее двухсторонний обмен информацией между диспетчерскими и исполнительными пунктами, достаточный для нормального функционирования установок наружного освещения согласно п. 3.23 [3].

3.7 Расчёт осветительных нагрузок

После определения точного количества светильников установок наружного освещения, производим расчёт осветительных нагрузок.

Расчетная активная мощность осветительной установки:

(3.6)

где - коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый согласно п. 6.3.2 [6] равным

- коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (, по п. 3.19 [3]);

- количество установленных ламп, шт.;

- номинальная активная мощность одной лампы, кВт.

Полная нагрузка осветительной установки определяется с учётом коэффициентов мощности. Для светильников, имеющих индивидуальную компенсацию реактивной мощности, с лампами типа ДнаТ ().

Результаты расчёта осветительных нагрузок приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Результаты расчёта осветительных нагрузок

Освещаемый объект	Наименование узла питания осветительной установки	Тип источника света	Кол-во светиль-ников, шт.	, кВт	, квар	, кВ•А
Проезжая часть территории микрорайона	ТП1	ДнаТ-150	28	4.62	2,86	5,43
	ТП2	ДнаТ-150	28	4.62	2,86	5,43
	ТП3	ДнаТ-150	28	4.62	2,86	5,43
	ТП4	ДнаТ-150	28	4.62	2,86	5,43
	ТП5	ДнаТ-150	28	4.62	2,86	5,43
	ТП6	ДнаТ-150	28	4.62	2,86	5,43

Пример расчёта:

Используя формулу (3.6) ВКР, находим:

(кВт).

Расчётная реактивная мощность находится по формуле:

, (3.7)

Подставляя данные в формулу (3.7) получим:

(квар).

Полная мощность находится по формуле:

, (3.8)

(кВ•А).

4. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

4.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Оптимальный вариант сетей выбирается согласно инструкции по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства.

Согласно п. 4.4.3 [1] оптимальная мощность двухтрансформаторной ТП в районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) - 2Ч630 кВ•А.

Нагрузочная способность линий и трансформаторов определяется принятым способом построения распределительной сети, расчетными режимами, с учётом перегрузочной способности трансформаторов и кабелей в послеаварийном режиме.

Согласно п. 4.3.13 [1] для резервируемых распределительных сетей

0.4 кВ допускается перегрузка силовых масляных трансформаторов общего назначения - аварийная - до 1.8 номинальной мощности.

При расчёте суммарной полной нагрузки потребителей микрорайона, нагрузки домов с газовыми плитами согласно п. 2.3.1 [1] используем коэффициент участия в максимуме нагрузки, указанные в таблице 2.3.1 [1].

Согласно п. 5.2.9 [1] для районов с жилыми и общественными зданиями компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому число силовых трансформаторов при предварительно принятой их мощности

630 кВ•А будем определять по расчетной полной нагрузке потребителей микрорайона (приложение 2) исходя из рациональной загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

(4.1)

где - суммарная полная мощность нагрузки потребителей микрорайона;

- суммарная полная нагрузка освещения микрорайона;

- номинальная мощность трансформатора;

- коэффициент загрузки.

Согласно п. 4.5 [8] при преобладании нагрузок II категории и наличии централизованного резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории принимаем коэффициент загрузки трансформаторов .

(шт).

Принимаем для данного микрорайона шесть двухтрансформаторных подстанций с номинальной мощностью каждого из трансформаторов 630 кВ•А.

4.2 Расчёт условных центров электрических нагрузок

Определим координаты условного центра электрических нагрузок.

Согласно п. 3.6 [8]:

(4.2)

Данные для расчёта УЦН приведены в приложении Г.

В результате расчётов получили следующие координаты мест ТП: ТП1 (411;101); ТП2 (163;157); ТП3 (348;504); ТП4 (643;481); ТП5 (714;267); ТП6 (591;162).

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 10/0.4 кВ ВЫБОР ТИПОВ И КОНСТРУКЦИЙ ТП

К установке принимаем трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ типа К-42-630. Данная ТП выполняется в виде отдельно стоящего здания с кирпичными несущими стенами.

Внутри сооружения в отдельных помещениях располагается РУ-10 кВ, силовые трансформаторы и РУ - 0.4 кВ.

На напряжение 0.4 кВ принимаем одинарную, секционированную 2 рубильниками на две секции, систему сборных шин. Питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов, подключаемых к щиту 0.4 кВ плоскими шинами через автоматические выключатели.

РУ - 0.4 кВ комплектуется распределительными панелями типа ЩО-70, установленными в два ряда, с шинным мостом, панелями диспетчерского управления уличным освещением. В этом же помещении располагаются групповые щитки электроосвещения, шкафы учета и трансформаторов ремонтного освещения 220/36 В.

На напряжение 10 кВ принимаем одинарную, секционированную двумя разъединителями на две секции, систему сборных шин, к которой может быть присоединено до четырёх линий и два силовых трансформатора мощностью 630 кВ?А.

РУ - 10 кВ комплектуется стационарными камерами одностороннего обслуживания типа КСО-393 [2], в которых монтируются выключатели нагрузки типа ВНА-10/630з на номинальный ток 630 А.

РУ - 10 кВ распределительного пункта выполнено с одинарной секционированной на две секции выключателем, системой сборных шин.

РУ - 10 кВ РП, схема первичных соединений которого предусматривает присоединение к сборным шинам через выключатель, комплектуется стационарными камерами одностороннего обслуживания типа КСО, в которых монтируются вакуумные выключатели типа ВВ/TEL на номинальные токи 630 и 1000 А.

В последнее время кабели с пластмассовой изоляцией активно замещают кабели с бумажной изоляцией в классах среднего и высокого напряжения. Среди пластмассовых изолирующих материалов наиболее предпочтительным является сшитый полиэтилен (СПЭ) ввиду его хороших диэлектрических свойств (низкие величины относительной диэлектрической проницаемости, фактора потерь) и большого запаса термической стойкости. Практика применения этого кабеля показывает, что повреждаемость кабеля с СПЭ намного ниже, чем кабеля с бумажной изоляцией. Учитывая также, что основным видом повреждений на одножильном кабеле будет однофазное замыкание, можно утверждать, что затраты на ремонт значительно сократятся. Поэтому к проектированию сетей 10 кВ принимаем кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена марки АПвП.

Кабельные линии 0.4 кВ, проложенные в земле, выполняем кабелем марки АВБбШВ.

Согласно п. 4.3.2 [1] построение городской электрической сети по условиям обеспечения необходимой надёжности электроснабжения потребителей выполняется применительно к основной массе электроприёмников рассматриваемого микрорайона.

Большинство потребителей относится ко 2 категории по обеспечению надёжности электроснабжения и некоторые - к 3 категории. Исходя из этого, согласно п. 4.3.9 [1] основными принципами построения распределительной сети примем сочетание петлевых схем 10 кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП, и двухлучевых схем по стороне 0.4 кВ для питания потребителей 2 категории. Для потребителей 3 категории (5 этажные жилые дома) допускается применение петлевой схемы.

Кроме этого следует учесть, что лифты, независимо от этажности здания, относятся к 1 категории по обеспечению надежности электроснабжения, поэтому в зданиях с лифтами предусматриваем установку дизель -генераторов.

В петлевых сетях 10 кВ необходимо осуществление экономически целесообразного режима, соответствующего или близкого к режиму минимума потерь электроэнергии.

Расчётные активные нагрузки трансформаторов ТП 10/0.4 кВ, питающих группы жилых и общественных зданий, определяются по формуле:

(5.1)

где - наибольшая расчётная нагрузка одного из общественных зданий или суммарная нагрузка жилых зданий с одинаковым типом кухонных плит, питаемых от ТП, кВт.;

- расчётные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт.;

- коэффициент участия в максимуме нагрузок потребителей,

относительно наибольшей нагрузки, определяемой по

табл. 46.4 [2];

Полная расчетная нагрузка определяется:

. (5.2)

Расчётный ток в линии 0.4 кВ, питающей общественные и жилые здания, и на шинах 0.4 кВ трансформаторов ТП 10/0.4 кВ:

(5.3)

где - номинальное напряжение сети, кВ.

Нагрузки трансформаторных подстанций распределяются равномерно для каждого трансформатора.

Коэффициенты загрузки определяются как отношение расчетной мощности к номинальной мощности трансформатора:

(5.4)

где - номинальная мощность трансформатора, кВ•А.

Расчётная нагрузка всей ТП на шинах 0.4 кВ определяется как алгебраическая сумма расчётных нагрузок каждого из трансформаторов.

Результаты расчёта нагрузок для ТП 10/0.4 кВ приведены в

приложении 5.

Проверяем нагрузку трансформаторов в аварийном режиме.

Согласно п. 4.3.13.1 [1] для резервирования распределительных сетей

0.4 кВ допускается аварийная перегрузка трансформаторов до 1.8 номинальной мощности:

, (5.5)

где - расчётная нагрузка, оставшегося в работе трансформатора, кВ•А;

1.8 - дополнительный коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме.

При аварийном режиме работы потребителей 3 категории надёжности можно отключить.

Расчётный ток на шинах 0.4 кВ ТП 10/0.4 в аварийном режиме, при котором производится выбор секций сборных шин и секционной панели, типа ЩО - 70 с рубильником, определяется по формуле:

(5.6)

Результаты расчёта нагрузок оставшихся в работе трансформаторов ТП 10/0.4 кВ в аварийном режиме приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчёта нагрузок оставшихся в работе трансформаторов ТП 10/0.4 кВ в аварийном режиме

Номер ТП	, кВ•А	, кВ•А	, кВ•А	, кВ•А		, А
ТП1	1146.39	59.04	1087.35	630	1.73	1652.06
ТП2	1114.17	376.44	737.73	630	1.17	1120.86
ТП3	1145.10	402.7	742.3	630	1.178	1127.96
ТП4	1139.04	118.8	1020.24	630	1.62	1550.09
ТП5	1126.44	-	1126.44	630	1.78	1711.45
ТП6	1156.60	301.17	855.43	630	1.36	1299.69

Пример расчёта:

Рассмотрим на примере ТП3.

находится как сумма полных нагрузок домов, принадлежащих к 3 категории надёжности, т.е.

(кВ•А),

(кВ•А).

Коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме находим по формуле (5.4):



Расчётный ток на шинах 0.4 кВ ТП 10/0.4 кВ в аварийном режиме находится по формуле (5.6):

(А).

В петлевых сетях 10 кВ необходимо осуществление экономически целесообразного режима работы, соответствующего или близкого к режиму минимума потерь электроэнергии. Петлевые сети 10 кВ в нормальных режимах работают, разомкнуто, на основании определения экономически целесообразного потокораспределения выбираются точки размыкания петлевой схемы.

Линия петлевой распределительной сети, размыкание на которой обеспечит экономически целесообразное потокораспределение с шин РУ

10 кВ определяется из значения потерь активной мощности на участках петлевой схемы, работающих разомкнуто, так как на территории микрорайона находится чётное число ТП, а именно шесть (см. приложение 6), с практически одинаковыми расчётными мощностями и одинаковыми длинами между ТП, то можно точку разрыва взять на линии W9 в ТП3 или в ТП4 (см. приложение 6). При этом по линии W3 будут питаться ТП4 - ТП6, а по линии W4 - ТП1 - ТП3.

6. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

6.1 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 10 кВ

Cечение жил кабелей выбирается по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяется по допустимому длительному току в аварийном и послеаварийном режимах, а также по допустимому отклонению напряжения п. 5.1.1 [1].

Сечение , согласно п. 1.3.25 [6] определяется как отношение расчетного тока к экономической плотности тока:

(6.1)

где - экономическая плотность тока, принимаемая по табл. 1.3.36 [6] равной 1.4;

- расчётный ток, А.

Результаты выбора сечений жил кабелей приведены в таблице 6.1.

При определении расчётной нагрузки учитываем коэффициенты совмещения максимумов нагрузки трансформаторов в зависимости от их количества табл. 46.6 [2].

В таблице 6.1. указан допустимый длительный ток , взятый из таблицы 1.3.16 [6].

Таблица 6.1 - Результаты выбора сечений жил кабелей

Номер Линии	, кВ?А	, А	,	Выбранное сечение	, А
W3	2737.66	158.06	112.9	3Ч120	240
W4	2724.53	157.30	112.36	3Ч120	240
W5	1925.66	111.18	79.41	3Ч95	205
W6	1920.38	110.87	79.19	3Ч95	205
W7	1025.14	59.19	42.28	3Ч70	165
W8	1030.59	59.50	42.50	3Ч70	165

Пример расчёта:

Рассмотрим на примере линии W3:

где - коэффициент совмещения максимума нагрузки трансформаторов, который находится по табл. 46.6 [2].

(кВ?А),

(А),

()

Проверка по допустимому длительному току в послеаварийном режиме.

Рассмотрим случай выхода из строя одной из линий от РП. При этом необходимо проверить сечения всех кабелей, нагрузка которых увеличивается.

Условием проверки является выражение:

, (6.2)

где - послеаварийный ток, А;

- коэффициент прокладки, принимаемый по табл. 1.3.26 [6];

- коэффициент перегрузки, принимаемый по табл. 1.3.2 [6].

Результаты проверки приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты проверки по допустимому длительному току в послеаварийном режиме

Номер линии	, кВ•А	, А	, А	Принятое сечение	, А
W3	5120.80	295.65	276	3Ч150	275
W4	5120.80	295.65	276	3Ч150	275
W5	4536.91	261.94	256.3	3Ч120	240
W6	4545.08	262.41	256.3	3Ч120	240
W7	3635.76	209.91	206.3	3Ч95	205
W8	3653.74	210.95	206.3	3Ч95	205

Пример расчёта:

Рассмотрим в качестве примера W3.

где - коэффициент совмещения максимумов нагрузки

трансформаторов принимаем по табл. 46.6 [2].

(кВ•А),

(А),

(А).

Условие проверки (6.2) не соблюдается: 276 А < 295.65 А, следовательно нужно увеличить сечение со 120 мм до 150 мм. Условие в этом случае будет соблюдаться, т.е.

Для W9 выбираем кабель АПвП-10-3Ч95 ; .

Рассчитаем потери напряжения в линиях 10 кВ в нормальном и послеаварийном режимах по выражению:

(6.3)

где - ток нагрузки, А;

- длина кабеля, км;

- коэффициент мощности нагрузки;

- соответственно, удельное активное и индуктивное сопротивление, Ом/км.

Потери напряжения в линиях указаны в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Потери напряжения в линиях

Режим	Номер линии	Р,	, Ом/км	, Ом/км	, А	, км		, %
							В	%
Нор- маль- ный	W3	3Ч150	0.206	0.079	158.06	1.08	65.19	0.6519	0.6519
	W5	3Ч120	0.258	0.081	111.18	0.191	9.898	0.099	0.7509
	W7	3Ч95	0.326	0.083	59.19	0.275	9.37	0.0937	0.8446
	W4	3Ч150	0.206	0.079	157.30	1.27	76.29	0.7629	0.7629
	W6	3Ч120	0.258	0.081	110.87	0.30	15.50	0.155	0.9179
	W8	3Ч95	0.326	0.083	59.5	0.510	17.47	0.1747	1.093
П. ава- рий- ный	W3	3Ч150	0.206	0.079	295.65	1.08	121.94	1.2194	1.2194
	W5	3Ч120	0.258	0.081	261.94	0.191	23.32	0.2332	1.4526
	W7	3Ч95	0.326	0.083	209.91	0.275	33.24	0.3324	1.785
	W9	3Ч95	0.326	0.083	158.06	0.45	54.36	0.5436	2.3286
	W8	3Ч95	0.326	0.083	110.93	0.51	32.58	0.3258	2.6544
	W6	3Ч120	0.258	0.081	59.57	0.30	8.33	0.0833	2.7377

Примечание - аварийным режимом считается повреждение на линии W4.

Приведём в качестве примера расчёт потери напряжения в линии W3 в нормальном режиме по формуле (6.3):

(В),

где - суммарные потери напряжения с учётом потерь в предыдущих линиях.

6.2 Выбор сечения сборных шин на напряжение 10 кВ

Согласно п. 1.3.28 [6] сборные шины электроустановок проверке по экономической плотности тока не подлежат.

Условие выбора сечения шин по нагреву длительным током:

,

где - допустимый длительный ток для шин, А.

Допустимые длительные токи для шин прямоугольного сечения приведены в таблице 1.3.31 [6].

На основании условия (6.4) для ошиновки РУ-10 кВ на ТП 10/0.4 кВ принимаем плоские шины из алюминиевого сплава АД31Т, расположенные горизонтально и имеющие сечение 30Ч4 , имеем:

295.65 А< 365 А.

Как видно условие (6.4) выполняется.

6.3 Выбор сечений жил кабелей на напряжение 0.4 кВ и проводников осветительных установок

Рассмотрим выбор сечений проводников и кабелей на примере ТП1.

Распределительная сеть 0.4 кВ, питающая жилые дома территорий микрорайонов выполняется кабелем, проложенным в земле.

Сеть наружного освещения территорий микрорайонов выполняется воздушной с использованием самонесущих изолированных проводов, а сеть освещения территории детских яслей-садов и школы - кабельной. Вывод питания из ТП для сети наружного освещения (ТП - первая опора) выполняется кабелем, проложенным в земле.

Кабельные линии 0.4 кВ выполняются кабелем марки АВБбШВ.

Выбор трассы и прокладка кабельных линий произведены согласно общих требований, приведённых в гл. 2.3 [6].

Расчёт сечений проводников любого назначения согласно п. 1.3.2 [6] следует производить с учётом требований в отношении предельно допустимого нагрева с проверкой по предельно допустимой величине потери напряжения.

Согласно п. 5.2.2 [1] и п. 3.18 [4] в электрических сетях должны быть обеспечены отклонения напряжения у приёмников электрической энергии, а также у наиболее удалённых светильников соответственно, не превышающие 5% номинального напряжения сети.

В нормальном режиме нагрев проводников не должен превышать допустимого. Соответствующее этому требованию условие выбора:

, (6.5)

где - допустимый длительный ток проводника, принимаемый для кабелей марки АВБбШВ согласно табл. 1.37 [6];

- коэффициент среды, учитывающий отличия температур охлаждающего воздуха или земли от значений, принятых за исходные, и которые принимаются согласно табл. 1.3.3 [6] равными ;

- коэффициент прокладки, учитывающий наличие нескольких проложенных рядом кабелей в земле, принимаемый согласно таблице 1.3.26 [6].

Таким образом, условие выбора проводников имеет вид:

- для кабелей: ,

- для проводов:

Как указано в пункте 6.1 данной ВКР, падение напряжения в кабеле определяется как:

.

Согласно п. 3.19 [4] расчёт по потере напряжения сетей наружного освещения, питающих газоразрядные лампы с индивидуальной компенсацией коэффициента мощности, следует выполнять без учёта реактивного сопротивления линий:

(6.6)

где - удельное сопротивление провода принимаемое согласно табл. 6.2 [10].

Кроме того, согласно п. 3.13 [4] сечения нулевых жил кабелей в осветительных установках с газоразрядными источниками света следует, как правило, принимать равным сечению фазных жил. Для нулевых проводов воздушных линий указанное требование является обязательным.

Выбор силовых кабелей сети 0.4 кВ для ТП1 приведён в приложении 7.

Выбор сечения кабелей сети наружного освещения приведён в приложении 8.

Рассмотрим расчёт приложения 9 на примере фазы В на участке КЛ-1 светильник.

Расчётная активная мощность осветительной установки рассчитывается по формуле (3.6) данного дипломного проекта.

(кВт),

(кВ•А),

(А),

(В)

7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

7.1 Расчёт токов короткого замыкания в распредсетях 10 кВ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение токов короткого замыкания (К.З.) в сети или в элементах электрооборудования в следствии повреждения изоляции или не правильных действий обслуживающего персонала.

Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трёхфазное К.З. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и не симметричных токов К.З.

Согласно п. 1.4.4 [6] при выборе расчётной схемы для определения токов К.З. следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительности ёё работы и не считаться с кратковременными изменениями схемы.

Расчётная схема для определения токов К.З. приведена в приложении 10. На ней отмечены характерные точки К.З. - точки, в которых токи имеют максимальные значения.

Определение токов К.З. выполним в относительных единицах. Расчет проведём при следующих условиях:

- мощность питающей системы

- точки К.З. значительно удалены от источника питания (И.П.);

- сопротивление системы до точки присоединения потребителей принимаем равным нулю ().

При расчете в относительных единицах все величины сравниваются с базисными. За базисную мощность принимаем условную единицу мощности - 10 МВ?А.

.

В качестве базисного напряжения принимаем: ступени, на которой имеет место К.З.:

кВ.

При этом базисный ток будет:

(кА).

На основании расчётной схемы составляем схему замещения, в которой все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. Схема замещения представлена в приложении 11.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Силовые трансформаторы:

(7.1)

. (7.2)

Трансформаторы ТРДН 40000/110 имеют следующие параметры:

, , .

Используя формулы (7.1) и (7.2), получим:

о.е.;

о.е.

Исходные данные для трансформаторов ТРДН-40000/110 и ТМГ-630/10 приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Исходные данные для трансформаторов ТРДН-40000/110 и ТМГ-630/10

Трансформатор
Т1-Т2	40000	209.9	170	10.5	0.001	0.026	10
Т3-Т14	630	36.4	7.6	5.5	0.191	0.873	10

Полные сопротивления трансформаторов рассчитываем по формуле:

(7.3)

о.е.;

о.е.

Для кабельных линий сопротивления рассчитываются по формулам:

; (7.4)

; (7.4)

(7.5)

Значения , приведены в таблице 6.2 [10]. В качестве примера приведём расчёт сопротивления линий, питающих РП.

Линии W1 и W2 проложены кабелем АПвП-10-3Ч240, длина линии

W1 - 3.4 км, W2 - 3.5 км.

;

;

;

;

;

.

Исходные данные для расчёта линий W1-W9 приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Исходные данные для расчёта линий W1-W9

Номер линии	Значение параметра
	L, км	IР, А	F,	r0,Ом/км	x0,Ом/км	r*w, о.е.	x*w, о.е.	z*w, о.е.
W1	3.4	634.7	240	0.13	0.0587	0.0401	0.0181	0.044
W2	3.5	629.8	240	0.13	0.0587	0.0413	0.0186	0.0453
W3	1.08	158.06	150	0.208	0.0596	0.0204	0.0058	0.0212
W4	1.27	157.3	150	0.208	0.0596	0.024	0.0069	0.025
W5	0.191	111.18	120	0.261	0.0602	0.0045	0.0010	0.0046
W6	0.30	110.87	120	0.261	0.0602	0.0071	0.0010	0.0070
W7	0.275	59.19	95	0.329	0.0602	0.0082	0.0015	0.0083
W8	0.510	59.5	95	0.329	0.0602	0.0152	0.0028	0.0155
W9	0.45	158.06	70	0.447	0.612	0.0182	0.025	0.0309

Ток короткого трехфазного замыкания будет определяться по выражению:

электрический нагрузка трансформатор замыкание

(7.6)

где - базисный ток ступени, на которой рассматривают ток К.З.;

- суммарное сопротивление участка сети от источника питания (И.П.) до точки К.З.

Ток двухфазного К.З.:

 (7.7)

Наибольшее возможное мгновенное значение тока К.З. (ударный ток) в рассматриваемой точке:

(7.8)

где - значение периодической составляющей тока К.З. в начальный момент времени, принимаемое при рассмотрении системы неограниченной мощности, равным:

(7.9)

где - ударный коэффициент, определяемый по выражению:

(7.10)

где - постоянная времени апериодической слагающей тока К.З., которая находится как:

(7.11)

где , - суммарные, приведённые к базисным условиям индуктивное и активное сопротивления участка сети от И.П. до точки К.З.

Результаты расчёта токов К.З. на напряжение 10 кВ приведены в таблице 7.3

Таблица 7.3 - Результаты расчёта токов К.З. на напряжение 10 кВ

Точка К.З.	, о.е.	, о.е.	, о.е.			, кА	, кА		, кА
К1	0.0441	0.0411	0.0603	1.073	3.417	9.121	7.899	1.054	13.596
К2	0.0446	0.0423	0.0615	1.054	3.357	8.948	7.749	1.051	13.299
К3	0.0499	0.0615	0.0792	0.811	2.583	6.945	6.015	1.0208	10.026
К4	0.0515	0.0663	0.08395	0.777	2.475	6.551	5.673	1.018	9.431
К5	0.0509	0.066	0.0833	0.7712	2.456	6.559	5.715	1.017	9.491
К6	0.0531	0.0734	0.09059	0.7234	2.304	6.071	5.258	1.013	8.697
К7	0.0524	0.0742	0.0908	0.7062	2.249	6.055	5.244	1.0117	8.663
К8	0.0559	0.0886	0.1048	0.6303	2.009	5.2501	4.547	1.007	7.477
К9	0.9229	0.2526	0.9568	3.655	11.640	0.575	0.498	1.424	1.158
К10	0.9245	0.2573	0.9563	3.5931	11.443	0.573	0.496	1.417	1.148
К11	0.9239	0.257	0.95898	3.595	11.449	0.5735	0.497	1.418	1.150
К12	0.9261	0.2644	0.9631	3.5026	11.155	0.5711	0.4946	1.408	1.137
К13	0.9254	0.2652	0.9627	3.489	11.111	0.5713	0.4948	1.407	1.136
К14	0.9289	0.2796	0.9701	3.32	10.573	0.5669	0.4910	1.388	1.113

В качестве примера приведём расчёт тока К.З. в точке К1.

Сопротивления будут равны:

;

;

Используя формулы (6.13)-(6.18), имеем:

(кА);

(кА);

(с);

;

(кА).

7.2 Расчёт токов короткого замыкания на напряжение 0.4 кВ

В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ расчет токов короткого замыкания выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры и шинопроводов на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.

При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток К.З. поэтому в расчётах учитываются все активные и индуктивные сопротивления К.З. цепи, включая активные сопротивления различных контактов и контактных соединений, а также сопротивления электрической дуги в месте К.З.

При расчёте токов К.З. параметры исходной расчётной схемы следует приводить к ступени напряжения сети, на которой рассматривается точка К.З.

При расчёте токов К.З. в электроустановках, получающих питание непосредственно из энергосистемы, допускается считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменному по амплитуде напряжения.

Расчёт токов К.З. на напряжение до 1 кВ будем выполнять в именованных единицах. При этом для того, чтобы все выбранные аппараты и шинопроводы соответствовали своему назначению, сопротивления элементов системы электроснабжения до силового трансформатора не учитываются.

В основу расчёта положен метод симметричных составляющих [8], согласно которому любую не симметричную систему векторов (токи, напряжение, и тому подобное) можно заменить тремя условными симметричными составляющими: прямой, обратной и нулевой.

Сопротивление элементов трёхфазной цепи для разных последовательностей могут отличаться друг от друга.

Для всех элементов схемы замещения сопротивления прямой последовательности цепи К.З. соответствуют сопротивлениям при симметричном режиме работы (сопротивления, которые принимаются при расчёте трёхфазного К.З.).

Определим сопротивление силового трансформатора ТМГ-630/10:

; (7.12)

. (7.13)

Используя формулы (7.12) и (7.13), имеем:

;

Для линий электропередач:

; (7.14)

. (7.15)

Сопротивление обратной последовательности цепи К.З. для не вращающихся машин, аппаратов, а также для линий в расчетах допускается принимать равным сопротивлению прямой последовательности:

; ;

; .

Значения сопротивлений нулевой последовательности трансформатора зависят от конструкции и схемы соединения обмоток трансформатора. Для двухобмоточных трансформаторов при схеме соединения его обмоток Д/Х принимаем: согласно табл. 6.3 [8]:

; .

Для четырёхжильных кабелей принимаем:

; .

Сопротивление нулевой последовательности ВЛ зависят от конструктивного исполнения линий. Для одноцепной линии без тросов принимаем:

; .

Сопротивление кабельных линий для разных последовательностей приведены в табл. 7.4 ВКР.

Сопротивления кабелей до первой опоры и сопротивления участков сети наружного освещения приведены в табл. 7.5 и 7.6 ВКР.

Таблица 7.4 - Сопротивление кабельных линий для разных последовательностей

Обозначение по плану	L, км	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	r1, мОм	х1, мОм	x0, мОм	r, мОм	x, мОм
Т1-31	0.14	0.208	0.0596	29.12	8.344	20.86	87.36	37.548
Т1-28	0.09	0.208	0.0596	18.72	5.364	13.41	56.16	24.138
28-28а	0.015	3.12	0.073	46.8	1.095	2.74	140.4	4.93
Т1-27	0.17	0.208	0.0596	35.36	10.132	25.53	106.08	45.594
27-27а	0.02	3.12	0.073	62.4	1.46	3.65	187.2	6.57
Т1-30	0.2	0.208	0.0596	41.6	11.92	29.8	124.8	53.64
Т2-26	0.055	0.208	0.0596	11.44	3.278	8.195	34.32	14.751
Т2-32	0.2	0.208	0.0596	41.6	11.92	29.8	124.8	53.64
Т2-25	0.12	0.261	0.0602	31.32	4.224	18.06	93.96	32.508
Т2-29	0.065	0.261	0.0602	16.956	3.913	9.783	50.895	17.609

Таблица 7.5 - Сопротивления кабелей до первой опоры

Обозначение по плану	L, км	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	r1, мОм	х1, мОм	x0, мОм	r, мОм	x, мОм
КЛ на панель УО	0.005	7.81	0.095	0.03905	0.000475	0.001188	0.1171	0.002138
I	0.015	7.81	0.095	0.11715	0.001425	0.003563	0.3514	0.006413

Примечание:

1. КЛ на панель УО - кабельная линия, идущая на панель управления уличным освещением от шин 0.4 кВ ТП до шин ночного и вечернего освещения.

2. I - кабельная линия вывода питания на ВЛ - 0.4 кВ наружного освещения с количеством светильников 28 шт.

Таблица 7.6 - Сопротивления участков сети наружного освещения

Назначение проводника	L, км	rуд, Ом/км	r1, мОм	r, мОм
	0.881	1.838	1.538	4.913

Примечания:

1. - воздушная линия 0.4 кВ наружного освещения с количеством светильников 28 шт.

2. Индуктивные сопротивления не учитываются в виду их малого значения.

Ток трёхфазного К.З. при питании установки от энергосистемы через понижающий трансформатор определяется по формуле:

(7.16)

где - среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается КЗ, В;

- соответственно, суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, мОм.

Сопротивления в общем случае равны:

;

(7.17)

где , - активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности силового трансформатора;

, , , - активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности кабельных и воздушных линий;

- активное сопротивление дуги в месте КЗ;

- эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, приведённое к ступени низшего напряжения, определяемое по формуле:

 (7.18)

где - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;

- среднее номинальное напряжение сети, подключённой к обмотке высшего напряжения трансформатора, В;

- действующее значение периодической составляющей тока при трёхфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА.

Найдём до шин ТП1 по формуле (7.18):

При расчёте тока КЗ следует учитывать ограничивающее действие активного сопротивления электрической дуги, . Сопротивление дуги определяется отношением падения напряжения на дуге и током КЗ в месте повреждения, рассчитанным без учёта дуги:

(7.19)

где

здесь - напряжённость в стволе дуги, В/мм;

- длина дуги, мм.

При > 1000 А, = 1.6 В/мм.

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния «а» между фазами проводников в месте КЗ:



Расстояния «а» (мм) между фазами проводников в сетях напряжением до 1 кВ приведены в табл. 6.8 [10], а расстояния «а» (мм) между фазами проводников в КТП в табл. 6.9 [10].

Ток двухфазного КЗ определяется по выражению:

. (7.20)

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ , кА, определяется по формуле:

(7.21)

где - полное сопротивление питающей системы трансформатора току однофазного КЗ;

- полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки короткого замыкания.

Значение приведены в табл. 6.11 [10].

Сопротивление определяется по формуле:

. (7.22)

Согласно табл. 6.3 [8] для трансформатора ТМГ-630/10 соединением обмоток Д/Х получим:

; .

В качестве примера приведём расчёт токов КЗ на шинах 0.4 кВ ТП1.

Ток трёхфазного КЗ без учёта сопротивления дуги по формуле (7.16) дипломного проекта:

(кА).

Найдём сопротивление дуги: по табл. 6.9 [10] находим, что при мощности трансформатора 630 кВ?А расстояние а = 60 мм.

Следовательно, , . Далее по формуле (7.19) получаем:

(мОм).

Ток трёхфазного КЗ с учётом сопротивления дуги:

(кА).

Ток двухфазного КЗ найдём по формуле (7.20) ВКР:

(кА).

Найдём ток однофазного КЗ по формуле (7.21), используя формулу (7.22):

;

.

Найдём ударный ток по формуле (7.8) ВКР:



где - ударный коэффициент, определяемый согласно гл. 6 рис. 6.2 [8].

.

Подставляем полученные значения в формулу (7.8):

(кА)

Результаты расчёта токов КЗ на шинах ВРУ объектов территории микрорайона приведены в приложении 12.

8. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОМУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

Защита сетей напряжением до 1 кВ

Согласно п. 3.1.5 [6] в качестве аппаратов защиты должны применяться автоматические выключатели или предохранители.

Согласно п. 3.1.8 [6] электрические сети должны иметь защиту от токов КЗ, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности. Защита должна обеспечивать отключение повреждённого участка при КЗ в конце защищаемой линии: одно, - двух - и трёхфазных - в сетях с глухозаземлённой нейтралью; двух - и трёхфазных - в сетях с изолированной нейтралью.

Надёжное отключение повреждённого участка сети обеспечивается, если отношение наименьшего расчётного тока КЗ к номинальному току плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя будет не менее 3.

Наибольшее распространение в сетях напряжением до 1 кВ получили предохранители НПН и ПН2, технические данные которых приведены в табл. 11.1 [8].

Выбор предохранителей производим по условиям [8]:

1. Номинальное напряжение предохранителя должно быть равно или больше номинального напряжения сети:

. (8.1)

2. (8.2)

где - максимальный ток КЗ сети.

3. (8.3)

где - максимальный рабочий ток.

4. Номинальный ток плавкой вставки выбирают по расчётному тока защищаемой цепи:

. (8.4)

Выбранные плавкие предохранители проверяют на требуемую чувствительность защиты:

- в электрических сетях общего назначения:

(8.5)

где - минимальный ток К.З. в конце защищаемой линии.

В качестве примера приведём выбор предохранителя для линии, питающей дом, обозначенный на плане №31:

; ; .

В соответствии с условиями выбора (5.1) - (5.5) принимаем: ПН 2-250 с параметрами: , , . Номинальный ток плавкой вставки 250 А.

Результаты выбора предохранителей для ТП1 приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1 - Результаты выбора предохранителей для ТП1

Обозначение по плану	, А	, кА	, кА	Тип предохр-анителя	, А	, кА	, А
31	244.77	13.57	2.75	ПН2-250	250	100	250	11.0
28	256.99	13.57	3.85	ПН2-400	400	40	315	12.2
27	247.44	13.57	2.35	ПН2-400	400	40	250	9.4
30	99.71	13.57	2.05	ПН2-250	250	100	125	16.4
26	244.77	13.57	5.34	ПН2-250	250	100	250	21.36
32	244.77	13.57	2.05	ПН2-250	250	100	250	8.2
25	213.04	13.57	2.53	ПН2-250	250	100	125	20.24
29	215.19	13.57	4.04	ПН2-250	250	100	125	32.32

Рассмотрим выбор вводного выключателя на примере ТП1 используем выключатели серии ВА-55.

Автоматические выключатели выбираются по следующим условиям [10]:

- соответствие номинального напряжения АВ номинальному напряжению сети:

; (8.6)

- соответствие номинального тока выключателя расчётному току защищаемой сети:

(8.7)

где - максимальный расчётный ток на шинах 0.4 кВ.

(8.8)

где для ТП1 равна 1087.35 кА (смотри табл. 8.2 дипломного проекта).

По формуле (8.8) имеем:

.

(8.9)

где - ток срабатывания от перегрузки, определяется перегрузочной

способностью трансформатора:

. (8.10)

Используя формулу (8.10), получим:

Выбираем выключатели ВА-55-43 на ток 1600 А;

;

;

;

;

;

.

Время срабатывания отсечки определяется по условию [10].

 (8.11)

где - время срабатывания предыдущей защиты, с;

- ступень селективности, принимается для выключателя ВА-55 равной 0.15 с.

Принимаем (табл. 7.9 [10]).

Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:

1. Проверка по условиям стойкости при К.З.

(8.12)

где ПКС - предельная коммутационная способность выключателя принимаемая по табл. 7.9 [10].

По формуле (8.12) проверяем:

80 кА > 21.88 кА,

Условие выполняется.

2. Термическая стойкость проверяется:

(8.13)

где Вк - тепловой импульс, ; проверку не выполняют, так как значение Вк в каталоге отсутствует.

АВ является термически стойким при всех значениях времени отключения, определяемых его защитной характеристикой.

3. Проверка на чувствительность отсечки к минимальным токам К.З.

 (8.14)

где - коэффициент чувствительности отсечки;

- минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии;

- ток срабатывания отсечки;

- коэффициент разброса срабатывания отсечки по току, который равен 1.3 (см. табл. 7.3 [10]).

По формуле (8.14) получаем:

1.84 > 1.43, следовательно условие (8.14) выполняется.

9. ВЫБОР КОМПЛЕКТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1 Выбор панелей распределительных щитов на 0,4 кВ

Выбор производим на основе номинальных токов аппаратуры установленной в панелях (плавкие предохранители и автоматические выключатели).

В качестве вводных панелей выбираем панели типа ЩО-70-2-45 У3 с автоматическими выключателями на номинальный ток 1600 А.

Выбор секционной панели производим по наибольшему расчётному току ТП на шинах 0,4 кВ.

Результаты выбора панелей ЩО - 70 для ТП1 приведены в приложении 13.

Технические данные панелей ЩО-70:

- номинальное напряжение 0,4/0,23 кВ;

- ток электродинамической стойкости 30 кА;

- ток термической стойкости ошиновки 20 кА.

Проверяем выполнение условия:

(9.1)

где (см. п.7.2 дипломного проекта).

По условию (9.1) получаем:

30 кА > 21,88 кА,