Разработка системы электроснабжения сельскохозяйственного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика потребителей

2. Определение расчетных электрических нагрузок села

2.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

2.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

3. Проектирование наружного освещения

3.1 Выбор нормы освещенности

3.2 Выбор системы освещения

3.3 Расчет освещения улиц

3.4 Выбор сечения проводников осветительной сети

4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов и трансформаторной подстанции

4.1 Определение числа и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

5. Расчеты и проетирование питающих сетей 10 кВ

5.1 Схема распределительной сети 10кВ

5.2 Выбор сечения проводов сети 10кВ

5.3 Расчет потокораспределения в сети 10кВ

6. расчеты и проектирование питающих сетей 0,4 кВ

6.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4кВ

6.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4кВ

7. Расчеты токов короткого замыкания

7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10кВ

7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4кВ

8. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры

8.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10кВ

8.2 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 0,4кВ

9. Расчёт релейной защиты

9.1 Защита силовых трансформаторов

9.2 Защита линий 10кВ

9.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

9.2.2 МТЗ с выдержкой времени

9.3 Расчет устройства автоматического включения резерва

10. Безопасность и экологичность проекта

10.1 Меры защиты персонала при обслуживании электроустановок

10.2 Проектирование защиты подстанции от грозовых и внутренних перенапряжений

10.3 Расчет заземляющего устройства ТП

10.4 Проектирование мер безопасности при прокладке ЛЭП

10.5 Защита жителей в случае аварии в системе энергоснабжения в зимнее время

11. Организационно-экономическая часть

11.1 Сметно-финансовый расчет

11.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

11.3 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

11.4 Расчет численности электромонтажной бригады

11.5 Организация электромонтажных работ

Заключение

Список использованных источников

Приложение

• Введение
• В данной выпускной квалификационной работе разработана система электроснабжения сельскохозяйственного района. Необходимость в создании такой системы диктуется новыми требованиями к ней по надёжности с учетом электробезопасности и способности обеспечивать потребителей необходимым количеством электроэнергии. Надежность питания в основном зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных групп электроприемников, а также от надежной работы элементов системы электроснабжения.
• В настоящее время в результате развития инфраструктуры села увеличивается плотность строительства одноквартирных жилых домов, общественных зданий, государственных учреждений, растут удельные мощности электроприемников. Все эти изменения приводят к необходимости использования нового оборудования на подстанциях и в распределительных сетях, в результате чего будут достигнуты значительная экономия потребления электроэнергии и снижения эксплуатационных затрат на техническое обслуживание электросетей, улучшатся условия работы эксплуатационного персонала.
• При проектировании электроснабжения данного сельскохозяйственного района выделяются основные задачи, для решения которых требуется комплексный подход к выбору схемы электроснабжения, технико-экономическое обоснование решений, определение элементов системы электроснабжения.
• Требуемый уровень надежности и безопасности схемы электроснабжения обеспечивается строгим соблюдением при выборе оборудования и элементов защиты норм и правил, изложенных в правилах устройства электроустановок (ПУЭ), СНиП и ГОСТ.
• 1. Краткая характеристика потребителей
• В данной выпускной квалификационной работе рассматривается электроснабжение сельскохозяйственного района и вопрос наружного освещения. Основными потребителями электроэнергии являются:
• - бытовые потребители и сельскохозяйственные предприятия;
• - жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на сжиженном газе;
• - жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на природном газе;
• - летние домики на участках садовых товариществ;
• - магазины продовольственные площадью торговых залов 81 м² и 90 м²;
• - детские сады на 100 мест;
• - школы на 100 мест;
• - котельные для отопления детских садов, школ, магазинов, производственные мастерских имеющие резервный источник электроснабжения;
• - гаражи на 30 единиц сельхоз техники;
• - производственные мастерские;
• - скважины;
• - пекарня;
• - дом культуры;
• - животноводческие фермы на 500 голов скота;
• - склады для материалов;
• - столярка;
• - пилорама;
• - парикмахерская.
• Перечень электропотребителей рассматриваемого сельхоз района приведен в приложении 1.
• 2. Определение расчетных электрических нагрузок села
• 2.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий
• Поскольку жилые дома являются одноквартирными, то его расчетная активная мощность равна удельной мощности P_р.ж.д = P_кв.уд.
• Расчетная реактивная мощность жилого дома определяется по формуле:
• , квар,(2.1)
• где - расчетная нагрузка квартир, кВт;
• - расчетные коэффициенты реактивной мощности [п. 6.12, 2];
• Полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) , кВ·А, определяется по формуле:
• , кВ·А, (2.2)
• где - расчетная электрическая нагрузка жилого дома, кВт;
• - расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.
• Расчетный ток жилого дома , А, определяется по формуле:
• , А,(2.3)
• где - полная электрическая нагрузка жилого дома, кВ·А;
• _. - номинальное напряжение, кВ.
• Пример расчета жилого дома с плитой на сжиженном газе.
• Активная нагрузка жилого дома P_р.ж.д = 4,5 кВт. По формуле (2.1) определим реактивную мощность жилого дома:
• квар.
• По формуле (2.2) определим полную электрическую нагрузку жилого дома:
• кВ·А.
• По формуле (2.3) определим расчетный ток:
• А.
• Расчет нагрузок остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении 1.
• 2.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий
• Расчетные электрические нагрузки общественных зданий и учреждений определяются по укрупненным удельным нагрузкам в зависимости их от количественного показателя.
• Расчетная нагрузка общественных зданий , кВт, определяется по формуле:
• кВт, (2.4)
• где - удельная нагрузка общественных зданий [2, табл. 6.14], кВт/ед. изм.;
• n - количественный показатель общественного здания, приведен в Приложении 2.
• Расчетная реактивная мощность , квар, полная электрическая нагрузка общественного здания , кВ·А, и расчетный ток определяются по формулам (2.1), (2.2) и (2.3) соответственно.
• Пример расчета детского сада на 100 мест.
• По формуле (2.4) определим расчетную нагрузку детского сада:
• кВт.
• По формуле (2.1) определим реактивную мощность детского сада:
• квар.
• По формуле (2.2) определим полную электрическую нагрузку детского сада:
• кВ·А.
• По формуле (2.3) определим расчетный ток:
• А.
• Расчет нагрузок остальных общественных зданий аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении 2.
• освещение сеть трансформатор релейный
• 3. Проектирование наружного освещения
• 3.1 Выбор нормы освещенности
• Согласно, таблица 16 [4] определяю нормы освещаемых объектов. Выбранные нормы представлены в таблице 3.1.
• Таблица 3.1 - Нормы освещаемых объектов

Наименование объекта	Средняя горизонтальная освещенность, Еср, лк
Основные улицы в жилой застройке сельских поселений	6
Поселковые дороги, проезды на территории садовых товариществ и дачных кооперативов	2

• 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 [1].
• Осветительные приборы наружного освещения могут устанавливаться на специально предназначенных для такого освещения опорах, а также на опорах воздушных линий до 1кВ, опорах контактной сети электрифицированного транспорта, стенах зданий и сооружений, а также могут быть подвешены на тросах, укрепленных на стенах зданий и опорах.
• Опоры установок уличного освещения площадей, улиц, дорог должны располагаться на расстоянии не менее 1м от лицевой грани бордюра до внешней поверхности цоколя опоры на магистральных улицах и дорогах с интенсивным движением транспорта и не менее 0,6 м на других улицах и площадях.
• 3.3 Расчет освещения улиц
• Расчет производится точечным методом [3].
• Для освещения улиц в настоящее время чаще используются светильники ЖСП20 с натриевыми лампами высокого давления. При ширине проезжей части улиц 6 метров принимаем однородное одностороннее расположение светильников: на опорах с одной стороны проезжей части. Количество светильников на опоре предполагается изначально равным 1. Светильники равномерно располагаются по периметру дороги с шагом равным 35 метрам.
• Пользуясь точечным методом и кривыми силы света для светильника нахожу суммарную условную освещенность (?е), создаваемая ближайшими источниками света. Выбираю контрольные точки и определяю расстояние до них от светильников как показано на рисунке 3.1.
• Рисунок 3.1 - Расположение светильников
• Находим значение условной освещенности Е по пространственным изолюксам [3, рисунок 7.4]. Расчет условной освещенности сводится в таблицу 3.2
• Таблица 3.2 - Освещенность в контрольных точках

Контрольная точка	№ источника света	d, м	Условная освещенность
			Одного светильника	Суммарная от всех светильников
А	1,2	17,5	0,22	0,44
Б	1,2	18,8	0,18	0,36

• Так как условная суммарная освещенность получилась меньше в точке Б, то и расчет светового потока источника света будет выполняться для точки Б.
• Световой поток источника света в каждом светильнике, обеспечивающий получение в выбранной контрольной точке освещенности Е будет определяться по формуле:
• , лм, (3.1)
• где К- коэффициент запаса для светильников с разрядными лампами, равный 1,5 [3];
• Е - освещенность в контрольной точке;
• - коэффициент дополнительной освещенности, равный 1,1-1,2;
• - суммарная условная освещенность, создаваемая ближайшими источниками света.
• Рассчитаем основные улицы в жилой застройке сельских поселений
• Для точки Б световой поток равен:
• По [3, таблица 4.19, 5.18] выбирается тип лампы: ДНаТ 250, и светильник тип: ЖСП20-250-121.
• Рассмотрим и сравним два варианта светильник ЖСП20-250-121 с лампами ДНаТ и уличный консольный светодиодный светильник «СДУ» Азимут-180 «АЭЛИТА». Потребляемая мощность - 175 Вт, световой поток - 20440 Лм. IP 65. Эффективная замена светильников с лампами ДРЛ 700, ДРЛ 700, ДНаТ 250.
• Установка светильников наружного освещения выполняется на кронштейнах серии «Стандарт» выше проводов ВЛ-0,4кВ. Над проезжей частью улиц, дорог и площадей светильники данного типа должны устанавливаться на высоте не менее 9,3 м. Питание установок наружного освещения выполняется непосредственно от ТП.
• Количество светильников n шт., необходимых для освещения определим по формуле:
• , шт., (3.2)
• где - длина освещаемой поверхности согласно генплану, м;
• - шаг светильников, м.
• Расчет количества светильников сводится в таблицу 3.3.
• Таблица 3.3 - Расчет количества светильников

Название фидера освещения улицы	Длина улицы L, м	Шаг светильников D, м	Кол-во светильников n
ТП-1
Лесютино	890	35	25
Центральная	765	35	22
ТП-3
Советская	470	35	13
Скважина	600	35	17
Дом культуры	200	35	6
Пекарня	880	35	25
ТП-4
Детский сад	900	35	26
Садовая	748	35	21
ТП-8
Мальчевская	900	35	26
Красная	752	35	21
ТП-9
Мартыновская	506	35	14
Новая	400	35	11
ТП-10
Кокшенская	800	35	23
ТП-11
Пожарище	900	35	26
Школа	495	35	14
ТП-15
Заборье	728	35	21
ТП-16
Дачи	552	35	16
Заречье	520	35	15

• Суммарное количество светильников 342.
• Аналогично рассчитаем поселковые дороги, проезды на территории садовых товариществ и дачных кооперативов и сведем в таблицу 3.4.
• Для точки Б световой поток равен:
• Таблица 3.4 - Расчет количества светильников

Название фидера освещения улицы	Длина улицы L, м	Шаг светильников D, м	Кол-во светильников n
ТП-12
Заболотье	900	35	26
ТП-17
Наквасино	560		16
ТП-18
Ивановская	860		25
Берег	320		9
ТП-19
Королевская	480		14
ТП-20
Задняя	320		9

• По [3, таблица 4.19, 5.18] выбирается тип лампы: ДНаТ 100, и светильник тип: ЖПП01-100.
• Также рассмотрим и сравним два варианта светильник тип: ЖПП01-100 с лампами ДНаТ и консольный уличный светодиодный светильник "Трасса-2" предназначен для наружного освещения автомагистралей, улиц и дорог. Световой поток - 7500 лм. Мощность - 60 Вт. Степень защиты - IP67. Аналог светильника с лампой ДРЛ 125-250, ДНаТ 100.
• Суммарное количество светильников 99.
• 3.4 Выбор сечения проводников осветительной сети

Для электроснабжения сельхоз района используем провод СИП-2 с жилой освещения.

Расчетная активная мощность осветительных приборов , кВт определяется по формуле:

, кВт, (3.4)

где - коэффициент спроса, который равен 1 в соответствии с [3];

- количество светильников, шт.;

- мощность светильника, кВт.

Расчетная реактивная мощность осветительных приборов , квар находится по формуле:

, квар, (3.5)

где P_р.осв - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

tgц - коэффициент мощности осветительных приборов.

Полная электрическая мощность , кВ·А, определяется по формуле:

, кВ·А, (3.6)

где - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

- расчетная реактивная мощность осветительных приборов, квар.

Расчетный ток I_Р , А определяется по формуле:

, А, (3.7)

где - полная электрическая мощность светильников, кВ·А;

- номинальное напряжение, кВ.

Провода выбираю по следующим условиям:

1) по нагреву расчетным током

, А, (3.8)

где - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной в [1];

- коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке;

- допустимый ток кабеля, А по [1].

2) по потере напряжения

, %, (3.9)

где - допустимая потеря напряжения ( ? 10 % для жилых и общественных зданий из [12]);

- расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельное сопротивление кабеля, Ом/км из [4];

cosц_н - косинус нагрузки (примем 0,96 по [3]);

sinц_н - синус нагрузки (примем 0,28 по [3]);

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

Пример расчета для жилы освещения и выбранные марки проводов приведены в Приложении 3.

4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов и трансформаторной подстанции

4.1 Определение типа, числа и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

Основой для выбора числа трансформаторов в ТП является схема электроснабжения и категории по надежности электроприемников. В частности, для питания потребителей I категории и ответственных потребителей II категории применяются двухтрансформаторные подстанции в сочетании с двухлучевыми схемами питания. Каждый трансформатор при этом питается от отдельной линии, подключенной к независимому источнику питания. В случае выхода из строя одного из трансформаторов другой, в соответствии с допустимой по ПУЭ аварийной перегрузкой, обеспечивает питание почти всех потребителей, подключенных к ТП. Перевод нагрузки с отказавшего трансформатора на оставшийся в работе должен осуществляться автоматически. Для питания потребителей II и III категорий в зависимости от суммарной нагрузки потребителей могут применяться как двух-, так и однотрансформаторные подстанции в сочетании с петлевыми схемами питания. Причем, при применении однотрансформаторных подстанций питание потребителей II категории в аварийном режиме осуществляется от ближайшей ТП посредством перемычки.

Расчётную нагрузку питающей линии ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) , кВт, определяется по формуле:

, кВт, (4.1)

где P_зд.max - наибольшая из нагрузок зданий, питаемых линией (ТП), кВт;

k_yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [2, табл.6.13];

P_здi - расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку P_зд.max, питаемых линией (ТП), кВт;

Расчётную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения , кВт, следует определять по формуле:

, кВт, (4.2)

P_р.осв - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт.

К - коэффициент, учитывающий несовпадение расчетных максимумов нагрузок силовых электроприемников, включая холодильное оборудование и освещение [2, табл.6.11].

Расчётную реактивную нагрузку питающей линии ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений)_. , квар, определяем по формуле:

, квар, (4.3)

где Q_зд.max - наибольшая реактивная нагрузка здания из числа, питаемых от ТП, кВт;

Q_здi - расчетные реактивные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт;

k_yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [2, табл.6.13];

Расчётную реактивную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения , кВт, следует определять по формуле:

, квар, (4.4)

Q_р.осв - расчетная реактивная мощность осветительных приборов, квар.

К - коэффициент, учитывающий несовпадение расчетных максимумов нагрузок силовых электроприемников, включая холодильное оборудование и освещение [2, табл.6.11].

Полная расчетная нагрузка , кВ·А:

, кВ·А. (4.5)

Далее определим число силовых трансформаторов , шт., устанавливаемых в ТП:

, шт, (4.6)

где - расчетная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;

- номинальная мощность силового трансформатора, кВ^.А;

- коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии. Для 1 категории -не менее двух трансформаторов, оба в работе. Коэффициент загрузки в нормальном режиме: ? 0,65 ч 0,7 - для 2 категории - 2 трансформатора ? 0,7 ч 0,8 - для 3 категории - достаточно одного трансформатора ? 0,9 ч 0,95 При выборе трансформаторов производится проверка коэффициента загрузки в аварий- ном режиме (один трансформатор не работает, другой должен обеспечить работу потребителей 1 и 2 категории); ? 0,85 ч 0,9

Полученное округляется до ближайшего целого числа.

Определяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

, (4.7)

где - расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВ^.A;

- число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт;

- номинальная мощность силового трансформатора, кВ^.А.

Согласно [2] для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не рассматривается.

Длительная работа трансформаторов гарантируется при соблюдении нормированных условий их эксплуатации. Перегрузки по напряжению должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитными устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допустимость перегрузок по мощности.

Перегрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом , который определяется по формуле:

. (4.8)

Причем согласно методике, приведенной в [9], допускается перегрузка трансформаторов:

- для масляных трансформаторов - не более 1,4;

- для сухих трансформаторов - не более 1,2.

Приведем пример расчета для ТП 3, от которой питаются: пекарня №54, котельная №55, магазин продовольственный №56, детский сад №57, парикмахерская №58, дом культуры №64, скважина №68, жилые дома №48-53, 59-63, 65-67, 69-90 и освещение улиц.

По формуле (4.1) определим расчётную нагрузку питающей линии W10, W11, W12, W13:

кВт.

кВт.

кВт.

кВт.

По формуле (4.2) расчётную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения:

кВт,

По формуле (4.3) определим расчётную реактивную нагрузку питающей линии W10, W11, W12, W13:

квар,

квар.

квар.

квар.

По формуле (4.4) определим расчётную реактивную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения:

квар,

По формуле (4.5) определим расчетную полную нагрузку:

По формуле (4.6) определим минимальное число силовых трансформаторов, устанавливаемых на ТП:

шт.;

шт.;

шт.;

где согласно [6] = 0,7 - 0,8 , т.к. имеются потребители II категории.

По формуле (4.7) определим загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

По формуле (4.8) определим перегрузку силовых трансформаторов в послеаварийном режиме:

;

;

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогичным образом и пояснений не требуют. Результаты расчетов нагрузки ТП приведены в Приложении 4 таблицах 4.1 и 4.2.

Окончательное решение по выбору трансформаторов необходимо принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов из таблицы. Это сравнение представлено в следующем подразделе.

Выбираем марку трансформаторов ТМГСУ. Минским электротехническим заводом им. В.И. Козлова разработаны, изготовлены и испытаны на соответствие всем требованиям действующих стандартов трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун со специальным симметрирующим устройством (СУ), самые экономичные для четырех проводных сетей 0,38кВ с однофазной или смешанной нагрузкой.

Трансформаторы с СУ улучшают работу защиты и повышают безопасность работы электрической сети. В них резко снижено разрушающее воздействие на обмотки токов при однофазных коротких замыканиях, в связи с явлением перегрева потоками нулевой последовательности при неравномерной нагрузке фаз и при ее суммарной мощности равной или ниже номинальной.

СУ значительно улучшает синусоидальность формы кривой изменения напряжения при наличии в сети нелинейных нагрузок, что крайне важно при питании многих чувствительных приборов, таких как телевизоры, автоматика, компьютеры.

Сокращен скачок повышения напряжения до допустимой величины на здоровых фазах при однофазных коротких замыканиях в сети 0,38кВ. СУ снимает повышенный шум трансформаторов при их неравномерной нагрузке по фазам, что важно при установке их в трансформаторные подстанции, встроенные в жилые здания.

Трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун с СУ имеют туже нулевую группу, что и трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун без СУ. Это позволяет использовать их в одних и тех же сетях.

Самыми экономичными аппаратами для четырех проводных сетей напряжением 0,38кВсоднофазной или смешанной нагрузкой считаются ТМГСУ со схемой соединения обмоток Y/YH и симметрирующим устройством (СУ). В этих трансформаторах не возникает перегрева токами нулевой последовательности при неравномерной нагрузке фаз ипри суммарной мощности нагрузки, равной или ниже номинальной, что существенно сокращает потери электроэнергии. СУ представляет собой катушки индуктивности, дополнительно подключенные к обмоткам трансформатора и соединенные в общую точку. Устраняя нулевое смещение, оно обеспечивает равномерность фазовых напряжений при несимметричной нагрузке, снижает шум работы трансформатора, улучшает синусоидальность кривой напряжения при наличии нелинейных приборов (люминесцентных ламп, выпрямителей, сварочных аппаратов), а при коротком замыкании одной из фаз поддерживает напряжение на других в приемлемых границах. Таким образом, трансформаторы с СУ комплексно улучшают характеристики сети, что ведет к продлению срока службы электрических машин, ламп, автоматики и бытовой техники. Характеристики трансформаторов представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики и стоимость трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Номинальное напряжение обмоток	Потери	Uкз, %	Ст-ть, руб.
		ВН, кВ	НН, кВ	Рхх, кВт	Ркз, кВт
ТМГСУ-25/10-У1	25	10	0,4	0,115	0,6	4,5	74517
ТМГСУ-40/10-У1	40	10	0,4	0,155	0,88	4,5	87097
ТМГСУ-63/10-У1	63	10	0,4	0,22	1,28	4,5	102350
ТМГСУ11-100/10-У1	100	10	0,4	0,29	1,97	4,5	116260
ТМГСУ11-160/10-У1	160	10	0,4	0,41	2,6	4,5	143503
ТМГСУ11-250/10-У1	250	10	0,4	0,57	3,7	4,5	191152
ТМГ-400/10/0,4-У1	400	10	0,4	0,8	5,5	4,5	233500
ТМГ-630/10/0,4-У1	630	10	0,4	1,05	7,6	5,5	289800

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Проведем технико-экономическое сравнение выбора вариантов трансформаторов на основании методики из [7]. Расчет представлен в Приложении 5.

5. Расчеты и проектирование питающих сетей 10 кВ

5.1 Схема распределительной сети 10кВ

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

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 10кВ.

Распределительная сеть 10кВ представлена на рис.5.1.

Рисунок 5.1 - Распределительная сеть 10кВ

5.2 Выбор сечения проводов сети 10 кВ

Сеть 10 кВ выполняется самонесущим изолированным проводом СИП-3. Надежность и эксплуатационная преимущества СИП-3 складываются из следующих условий:

- провода защищены от схлестывания;

- на таких проводах практически не образуется гололед;

- практически исключено воровство проводов, так как процесс демонтажа изоляции в кустарных условиях очень трудоёмок;

- существенно уменьшены габариты линии и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе эксплуатации;

- простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;

- высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;

- пожаробезопасность таких линий, основанная на исключении КЗ при схлестывании;

- сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35 % дороже "голых"). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80 %)

Электрические нагрузки сетей 10кВ в соответствии с [5] определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.), на коэффициент одновременности, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок, принимаемый по [5, таблица 4.2].

Расчетная нагрузка линии , кВт, определяется по формуле:

, кВт, (5.1)

где k_о - коэффициент одновременности [5, таблица 4.2];

- полная нагрузка i-ой ТП, получающей питание по данной линии в послеаварийном режиме, кВт.

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме I_р, кА, определяется по формуле:

, А, (5.2)

где S_р - полная электрическая нагрузка линии, кВ^.А;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

Cечение жил проводов 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 [1] определяется как отношение расчетного тока к экономической плотности тока:

мм², (5.3)

где - экономическая плотность тока, принимаемая по табл. 1.3.36 [1] равной 1,4;

- расчётный ток, А.

Проверку выбранного провода на напряжение 10 кВ осуществляют по следующим условиям [6]:

1) По нагреву током послеаварийного режима:

, А, (5.4)

где I_па - ток послеаварийного режима, А;

k_ср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [1, табл. 1.3.3];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [1, табл.1.3.26];

k_пер - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, k_пер =1,25;

k_гр - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление грунта [1, табл.1.3.23];

I_доп - допустимый ток кабеля, А, [1].

2) По допустимому отклонению напряжения:

,%,(5.5)

где ДU_доп - допустимая потеря напряжения: должна быть 10 % [8];

ДU_р - расчетные потери напряжения, %;

I_р - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м , [1];

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [1];

cosц_Н, sinц_Н - косинус и синус нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

3) По термической стойкости:

, мм², (5.6)

где F_p - выбранное сечение кабеля, мм²;

F_т.с. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, А;

t_п - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с^1/2/мм² .

Для примера, проведем расчет для линии W1.

Как видно из однолинейной схемы 10 кВ электроснабжения села (лист 3) наибольший ток будет протекать в случае аварии в кольцевой цепи. На линии W1 от ПС до ТП №3 или ТП №2 и W3 от ПС до ТП №2 или ТП №3 в зависимости от схемы соединения линий W1 и W3 на той или другой ТП. Суммарную нагрузку подстанций определим по таблице Е.1 в приложении Е. Для расчета линии W2 необходима суммарная нагрузка ТП 4-14 и ТП 3 так-как нагрузка на ней больше чем на ТП 2.

Определяем мощность по формуле (5.1)

Расчетный ток линии определим по формуле (5.2):

А.

Находим расчетное сечение провода по формуле (5.3):

Предварительно выбираем СИП 3-70. Проверим провод по вышеперечисленным условиям.

1) По нагреву током послеаварийного режима по формуле (5.4):

А;

86,32< 300 А.

2) Отклонение напряжения составит по формуле (5.5):

%,

Принимаем для этой линии сечение F = 70 мм².

3) Термически стойкое сечение по формуле (5.6):

мм².

Принимаем для этой линии окончательно сечение F = 70 мм². Выбор сечения проводов ВЛ и отпаек на ТП приведен в приложении Е таблица Е.1

5.3 Расчет потокораспределения в сети 10кВ

При добавлении нагрузки в кольцевую сеть возникает необходимость проверки проводов и кабелей на нагрев расчетным током. При такой проверке сопоставляются максимальные рабочие токи I_р, каждой линии с допустимыми токами I_доп. Сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме, если:

I_p ? I_доп. (5.7)

Результаты токов I_р и I_доп представлены в Приложении 6 таблица 6.1.

В результате сравнения выбранные сечения проводов удовлетворяют условиям нагрева в установившемся режиме.

6. расчеты и проектирование питающих сетей 0,4 кВ

6.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4кВ

Рассмотрим потребителей электроэнергии по обеспечению надежности электроснабжения.

Так как нет потребителей относящихся к I категории, подключим здания по наиболее простой магистральной схеме.

.

6.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4кВ

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ, S_р.л , кВт, определяется с учетом коэффициента одновременности по формуле из [5]:

, кВт, (6.1)

где - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт;

- коэффициент одновременности [5, таблица 3].

Расчетный ток линии I_рл , А, определяется по формуле

, А,(6.2)

где S_р. - полная электрическая нагрузка линии , кВА;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

Проверку выбранного провода на напряжение 0,4 кВ осуществляют по следующим условиям [6]:

1) По нагреву расчетным током

, А, (6.3)

где I_р - расчетный ток кабеля, А ;

k_ср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [1];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой

токовой нагрузки при параллельной прокладке [1];

I_доп - допустимый ток кабеля, А , [1].

2) По допустимому отклонению напряжения

, %, (6.4)

где ДU_доп - допустимая потеря напряжения: должна быть 10 % [8];

ДU_р - расчетная потеря напряжения, %;

I_р - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м , [1];

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [1];

cosц_Н, sinц_Н - косинус и синус нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

3) По термической стойкости

, мм², (6.5)

где F_p - выбранное сечение кабеля, мм²;

F_Т.С. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, А;

t_П - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с^1/2/мм².

На основании проведенных исследований установлено, что кабели на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 мм² и более.

Рассмотрим на примере выбор провода для линии W8 (см. лист 1).

Определим по формуле (5.1) расчетную нагрузку линии:

S_{р.л .} = 0,8·(21,77 + 9,32 + 13,06 + 29,39) = 73,48 кВ·А.

Расчетный ток линий определим по формуле (5.2):

А.

Так как линия является магистралью предварительно выбираем провод СИП-2 3х50+1х70.

Проверим провод по вышеперечисленным условиям.

1) по нагреву расчетным током:

,

где k_ср - коэффициент среды, в данном случае для всех кабелей равен 1 [7];

k_пр - коэффициент прокладки, равен 1 [7];

I_доп - допустимый ток кабеля, А (I_доп = 100 А);

) по допустимому отклонению напряжения:

.

Потери напряжения превысили допустимое значение, поэтому необходимо увеличить сечение провода.

Возьмём провод СИП-2 3х70+1х95 и проверяем допустимое отклонение напряжения:

Выбранный по сечению провод удовлетворяет необходимым условиям.

Результаты расчетов воздушных и кабельных линий представлены в Приложении 7.

7. Расчеты токов короткого замыкания

7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10кВ

Расчеты токов короткого замыкания выполняются для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям термической и динамической стойкости, а также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.

Расчетная схема и схема замещения представлены на 7.1 и 7.2 соответственно.

Рисунок 7.1 - Расчетная схема сети 10кВ

Определим параметры схемы замещения.

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

, Ом, (7.1)

где U_ср - среднее напряжение, кВ;

I_к.с⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ на стороне 10 кВ, кА.

Рисунок 7.2 - Схема замещения

Активное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, Ом, (7.2)

где r_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км.

Индуктивное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, Ом, (7.3)

где x_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км.

Полное сопротивление линии определяется по формуле:

(7.4)

Результаты расчетов приведены в Приложении 8 таблице 8.1.

Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точках, обозначенных на рис. 7.2.

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, (7.5)

где Z_У - суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

, (7.6)

где К_у - ударный коэффициент, который определяется по [9] в зависимости от места КЗ.

Ток двухфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, (7.7)

Пример расчета для точки К1

, кА;

, кА;

, кА.

Для других точек КЗ расчет аналогичен. Результаты расчетов представлены в Приложении 8 таблице 8.2.

7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4кВ

При расчетах токов КЗ для проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость и выбора аппаратуры по отключающей способности выполняются расчеты металлических КЗ, т.к. в этом случае значения токов КЗ являются максимальными. При проверке чувствительности устройств релейной защиты и защитных аппаратов выполняются расчеты дуговых КЗ, т.к. при этом значении токов КЗ являются минимальными. При расчете токов КЗ необходимо учитывать индуктивные и активные сопротивления короткозамкнутой цепи. В таких сетях активные сопротивления значительно превышают индуктивные.

Расчет будем проводить в именованных единицах на основании методики и соотношений изложенных в [12].

Определим параметры трансформатора:

1) Активное сопротивление:

, мОм, (7.8)

где ДP_к - потери КЗ, кВт;

U_ном - низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

2) Реактивное сопротивление:

, мОм, (7.9)

где U_к - напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление линии определим по выражению:

, мОм, (7.10)

где r_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, м.

Реактивное сопротивление линии определим по выражению:

, мОм, (7.11)

где x_o.w - удельное реактивное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, м.

Ток трехфазного КЗ находим по формуле:

, кА, (7.12)

где x_У - суммарное реактивное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм;

r_У - суммарное активное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, кА, (7.13)

где r_Д - сопротивление дуги, мОм.

Сопротивление дуги находим по формуле:

,мОм, (7.14)

где Е_Д - напряженность в стволе дуги, В/мм (Е_Д=1,6 В/мм из [12]);

L_Д - длина дуги, мм из [12].

Ток однофазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, кА. (7.15)

где I⁽¹⁾_к.min - ток однофазного КЗ, кА;

U_ф - фазное напряжение, В;

z_Т - сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ, мОм;

z_П - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм.

, мОм, (7.16)

где x_Т1, x_Т2, x_Т0 - индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

r_T1, r_T2, r_T0 - активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

r_Д - сопротивление дуги, мОм.

При соединении обмоток трансформатора по схеме Y /Y₀ сопротивления всех последовательностей равны. Следовательно, в нашем случае z_Т найдем по формуле:

, мОм, (7.17)

где x_Т, r_Т - сопротивления трансформатора, мОм;

r_Д - сопротивление дуги, мОм.

Ударный ток находится по формуле:

, кА, (7.18)

где k_у - ударный коэффициент;

I⁽³⁾_к.max- ток трехфазного КЗ без учета сопротивления дуги, кА.

; (7.19)

. (7.20)

Проведем расчет для линии, питающей жилой дом (№ 285 на генплане). Расчетная схема и схема замещения представлены на рисунке 7.3.

Произведем расчет параметров схемы замещения.

Сопротивления трансформатора определим по формулам (7.8) и (7.9).

Рисунок 7.3 - Расчетная схема и схема замещения

мОм;

мОм.

Сопротивление кабеля и СИП определим по формулам (7.9) и (7.10):

мОм;

мОм;

мОм.

Сопротивления остальных линий рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты расчета параметров схемы замещения

Линия	l, м	x0, мОм/м	r0, мОм/м	zП.Ф-0.уд, мОм/м	xW, мОм	rW, мОм	zП.Ф-0, мОм
W1	552	0,08	0,822	9,101	44,16	453,74	5024
W2	25	0,0865	2,448	2,521	2,162	61,2	63,25

Сопротивлений коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и контактных соединений шин и кабелей из [12] представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Сопротивления коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и контактных соединений

	QF1	TA1	QF2	QF3	Конт. соед. в т. К1	Конт. соед. в т. К2
линии в месте установки, A	390	390	17,32	6,8	390	17,32
аппарата, А	400	400	50	25	400	300
R, мОм	0,65	0,11	7	15	0,006	0,027
X, мОм	0,17	0,17	4,5	10,2	-	-

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

x_У.К1 = 41,964 + 0,17 + 0,17 = 42,304 мОм;

r_У.К1 = 16,25 + 0,65 + 0,11 + 0,006 = 17,016 мОм;

мОм;

;

;

кА;

мОм;

кА.

Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчетов представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчетов токов КЗ в сети 0,4 кВ

Точка	I(3)к.max, кА	I(3)к.min, кА	iy, кА	I(1)к.min, кА
К1	5,065	4,159	9,188	8,218
К2	0,475	0,456	0,672	0,045
К3	0,475	0,456	0,672	0,045

Результаты расчетов токов КЗ для остальных ЭП приведены в приложении 8. таблица 8.3.

8. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры

8.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10кВ

На стороне 10кВ КТП укомплектована ячейками КСО - 203 со встроенной аппаратурой, расчет параметров которой приведен ниже. Ячейки КСО-203 комплектуются выключателями нагрузки ВНР, предохранителями ПКТ.

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения цепей под нагрузкой, но не предназначены для отключения токов КЗ. Используется комбинация «выключатель нагрузки - предохранитель», что расширяет область применения выключателей нагрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.

Условия выбора и проверки выключателей нагрузки в сети 10 кВ [1]:

1. Соответствие номинального напряжения выключателя номинальному напряжении сети :

(8.1)

где - номинальное напряжение сети, кВ;

- номинальное напряжение выключателя нагрузки, кВ.

2. Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

(8.2)

где - расчетный максимальный ток, А;

_. - номинальный ток выключателя (разъединителя), А.

3. Проверка на электродинамическую стойкость:

(8.3)

где - ударный ток трехфазного КЗ, кА;

- ток электродинамической стойкости, кА.

4. Проверка на термическую стойкость:

(8.4)

где - тепловой импульс, кА²·с;

- ток термической стойкости, кА;

- время протекания тока термической стойкости, с.

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, среднее расчетное значение принимается 0,01 с [3].

Приведем пример выбора выключателя нагрузки для ТП 2. Выбор выключателя представлен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор выключателей нагрузки

Расчетные данные	Тип оборудования ВНР-10/400-10зп
Uном.сети = 10 кВ	Uном. = 10 кВ
Iр.мах = 86,32 А	Iном. = 400 А
iy = 1,791 кА	iдин = 25 кА
Вк = 0,8662·(0,1+0,01) = 0,082 кА2·с	Iв2 ·t = 10·1 = 10 кА2·с

Так же точно выбираем разъединитель для ТП 2. Выбор разъединителя представлен в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Выбор разъединителей

Расчетные данные	Тип оборудования РЛНД-1-10/200 У1
Uном.сети = 10 кВ	Uном. = 10 кВ
Iр.мах = 86,32 А	Iном. = 200 А
iy = 1,791 кА	iдин = 25 кА
Вк = 0,8662·(0,1+0,01) = 0,082 кА2·с	Iв2 ·t = 10·4 = 40 кА2·с

Выбор предохранителей в сети 10кВ :

Выбор калиброванных предохранителей в ТП осуществляем по номинальному току ВН выбранного трансформатора. Выбор предохранителей представлен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Выбор предохранителей

Марка трансформатора	Тип оборудования
ТМГСУ11-100/10-У1	ПКТ-101-10-8-12,5-У1
Iном. ВН = 5,77 А	Iном. = 8 А
	кА

8.2 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 0,4кВ

Выбор аппаратуры производится для схемы, представленной на рисунке 7.3.

Для защиты сети 0,4 кВ используются автоматические выключатели. Условия выбора и проверка выключателей в сети 0,4 кВ [6]:

1. Соответствие номинального напряжения АВ номинальному напряжению сети :

, В,(8.9)

где - номинальное напряжение сети, В;

- номинальное напряжение выключателя, В.

2. Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

, А,(8.10)

где - расчетный максимальный ток, А;

- номинальный ток выключателя, А.

3. По току срабатывания при перегрузке:

, А,(8.11)

где - ток срабатывания при перегрузке, А.

-длительно допустимый ток проводки, А;

4. Выбор времени срабатывания токовой отсечки:

(8.12)

где t_соп - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей защиты, с;

Дt - ступень селективности, с (Дt = 0,1-0,15 для выключателей серии ВА)

5. Проверка по условии стойкости при КЗ:

, кА,(8.13)

где - ток трехфазного КЗ для вводных и секционных выключателей, кА;

- ток предельной коммутационной способности, кА;

6. Проверка на требуемую чувствительность защиты:

,(8.14)

где - коэффициент чувствительности отсечки;

- минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, А;

- ток срабатывания отсечки, А;

-коэффициент, учитывающий возможный разброс тока срабатывания отсечки относительно уставки, .

Выбираем выключатель QF3, установленный в РУ №42. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования ВА-51-35М1-34
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 42,62 А	Iном = 50 А
Iдоп = 100·1.25 = 125 А	Iсп = 50 А
I(3) кз мин= 0,939 кА	Iсо = 250 А
I(3) кз= 0,976 кА	Iпкс = 8 кА
	1,43

Распределительное устройство НН 0,38 кВ комплектуется из типовых панелей ЩО-70, установленных над кабельным каналом и соединенных с трансформаторами шинами. Панели ЩО-70 предназначены для комплектования устройств напряжением 380/220 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с глухо заземленной нейтралью, служащих для приема, распределения электрической энергии защиты отходящих линий от перегрузок и токов короткого замыкания. Панели изготавливаются с ошиновками, имеющими электродинамическую стойкость 20 кА.

По назначению панели ЩО-70 делят на: линейные, вводные, секционные, вводно-линейные, вводно-секционные, панели с аппаратурой АВР, панели диспетчерского управления уличным освещением.

Панели ввода низкого напряжения комплектуются автоматическим выключателями, трансформаторами тока и приборами учета и контроля электроэнергии.

Линейные панели комплектуются автоматическим выключателями.

Выбираем выключатель QF2, установленный в линейном шкафу КТП. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.5.

Таблица 8.5 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования ВА-51-35М1-34
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 42,62 А	Iном = 50 А
Iдоп = 195·1.25 = 243,75 А	Iсп = 50 А
I(3) кз мин= 0,939 кА	Iсо = 250 А
I(3) кз= 0,976 кА	Iпкс = 8 кА
	1,43

Выбираем выключатель QF1, установленный во вводном шкафу низкого напряжения КТП. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования ВА51-35М2-34
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 220,8 А	Iном = 250 А
Iдоп = 400·1.25 = 500 А	Iсп = 250 А
I(3) кз мин= 2,56 кА	Iсо = 1500 А
I(3) кз= 3,179 кА	Iпкс = 20 кА
	1,43

Выбор трансформаторов тока представлен в таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Расчетные данные	Тип оборудования ТШЛ-0,66С 300/5 У2
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 220,8 А	Iном = 300 А

Выбор остального оборудования приведен в Приложении 9.

В результате расчетов выбираются панели ЩО, представленные в таблице 8.8.

Таблица 8.8 - Панели ЩО

Тип панели ЩО	Марка панели ЩО
Вводная панель ЩО	ЩО-70-1А-45УЗ
Линейная панель ЩО	ЩО-70-1А-15УЗ
Секционная панель ЩО	ЩО-70-1А-74УЗ
ЩО управления уличным освещением	ЩО-70-1А-94УЗ

9. Расчёт релейной защиты

9.1 Защита силовых трансформаторов

Согласно п. 3.2.58 [1] в случаях присоединения трансформаторов к линии без выключателя одним из мероприятий для отключения повреждений в трансформаторе является установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем предохранители ПКТ, получившие наибольшее распространение.

Для предотвращения срабатывания предохранителей в нормальном режиме и при бросках тока намагничивания трансформатора плавкую вставку предохранителя выбирают с номинальным током [10].

А, (9.1)

где - номинальный ток трансформатора, А.

(9.2)

В формуле (9.2) подставляем известные данные и получаем:

По формуле (9.1) получаем:

Выбираем предохранители ПКТ-103-10-20 с

По времятоковой характеристике, приведённой на рисунке 5.2 [10], находим, что при токе время плавления вставки предохранителя составляет

9.2 Защита линий 10кВ

Для защиты линий 10кВ предусматриваем токовую отсечку и МТЗ (максимальная токовая защита) согласно пункту 3.2.94 [1]. Также предусматриваем защиту от замыкания на землю по пункту 3.2.96 [1].

Релейная защита на цифровой базе будет выполнена с использованием микропроцессорных устройств фирмы «Радиус-Автоматика».

Защиту линии выполним микропроцессорным устройством релейной защиты сетей напряжением 6-35кВ - «Сириус - Л».

АВР будет выполнена с помощью «Сириус - С».

Расчёты ведутся аналогичным образом как для электромеханической части РЗА, но с учётом своих коэффициентов и времятоковых характеристик.

Основные технические данные устройств Сириус.

Питание устройства осуществляется от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением от 178 до 242В или от источника постоянного тока напряжением от 88 до 132В, в зависимости от исполнения.

Мощность, потребляемая устройством от источника оперативного постоянного тока в дежурном режиме - не более 15 Вт, в режиме срабатывания защит - не более 30 Вт.

Дополнительная погрешность измерения токов, а также дополнительная погрешность срабатывания блока при изменении температуры окружающей среды в рабочем диапазоне не превышает 1% на каждые 10°С относительно 20 °С.

Дополнительная погрешность измерения токов и срабатывания блока при изменении частоты входных сигналов в диапазоне от 45 до 55 Гц не превышает 2% на каждый 1 Гц относительно 50 Гц.

Устройство не срабатывает ложно и не повреждается:

- при снятии и подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности с последующим восстановлением;

- при подаче напряжения оперативного постоянного тока обратной полярности;

- при замыкании на землю цепей оперативного тока.