Электроснабжение микрорайона "Северный" г.Красноярска (20 домов, 4 подстанции)
Расчет электрической нагрузки микрорайона. Определение числа и мощности сетевых трансформаторных подстанций. Выбор схем электроснабжения микрорайона. Расчет распределительной сети высокого и низкого напряжения. Проверка аппаратуры защиты подстанции.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 25.12.2014 |
Размер файла | 4,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
А2*с/мм4,
Этому значению соответствует С.
2. Участок 1-2: сечение 120 мм2, интеграл Джоуля (т. К2) - 41.906 кА2*с
А2*с/мм4,
Этому значению соответствует С.
3. Участок 2-3: сечение 70 мм2, интеграл Джоуля (т.К3) - 33.206 кА2*с
А2*с/мм4,
Этому значению соответствует С.
Значит увеличиваем сечение кабеля на одну ступень и повторяем проверку.
А2*с/мм4,
Этому значению соответствует С.
4. Участок 3-4: сечение 35 мм2, интеграл Джоуля (т.К4) - 22.316 кА2*с
А2*с/мм4,
Этому значению соответствует С.
Таким образом, данная проверка подтверждает правильность выбора кабелей.
Проверка кабелей по допустимому отклонению напряжения
Выбранные сечения кабелей должны быть проверены по допустимому отклонению напряжения в нормальном и послеаварийном режимах. Согласно ГОСТ 13109-97 нормально допустимые значения отклонений напряжения на зажимах ЭП составляют ±5 %, а предельно допустимые ±10%. Указанные значения отклонений напряжения на зажимах потребителей 0,4 кВ будут обеспечиваться в том случае, если в распределительной сети 10 кВ расчетное значение потерь напряжения будет находиться в пределах максимальной располагаемой потери напряжения. На стадии проектирования принимается усредненное значение расчетных потерь напряжения, которое для сети 10 кВ составляет около 6 % в нормальном режиме.
Расчет потерь напряжения на участке сети в процентах производится по следующей формуле
, |
где Р - активная мощность участка сети, кВт;
Q - реактивная мощность участка сети, квар;
r, x - активное и реактивное сопротивления участка, Ом;
Uном - номинальное напряжение, кВ.
Полученное значение потерь сравнивается с допустимым (располагаемым) значением (6 %). При этом должно соблюдаться соотношение
.
Полученные значения потерь напряжения были сведены в таблицу 16.
Таблица 16 - Проверка по допустимому отклонению напряжения
Линия |
Fстi, мм2 |
Ri, Ом |
Xi, Ом |
Pi, кВт |
Qi, квар |
U, % |
Pi, кВт |
Qi, квар |
U, % |
|
Послеаварийный режим |
Нормальный режим |
|||||||||
0-1 |
185 |
0,0689 |
0,0216 |
1374 |
391.462 |
0.103 |
687 |
195.731 |
0.05 |
|
1-2 |
120 |
0,1059 |
0,0205 |
1445 |
389 |
0.161 |
722 |
194.5 |
0.08 |
|
2-3 |
95 |
0,1134 |
0,0220 |
1259 |
365.034 |
0.151 |
629 |
182.5 |
0.07 |
|
3-4 |
70 |
0,0443 |
0,0086 |
1420 |
361 |
1.938 |
710 |
180.5 |
0.9 |
Так как расчётные значения потерь напряжения не превышают допустимые, то сечения кабелей были выбраны правильно.
Выбор электрооборудования для электроустановок высокого напряжения 10 кВ. Для установки в ТП выбираем камеры типа КСО. Камеры КСО 300 серии предназначены для установки в трансформаторные подстанции наружного исполнения. Камеры комплектуются выключателями нагрузки, разъединителями, заземляющими устройствами, предохранителями, измерительными трансформаторами тока и напряжения и другими электротехническими аппаратами высокого напряжения.
Выбор камер КСО-366 ВВ на примере ТП-1.
1) по номинальному напряжению установки:
Uн ? Uраб; Uн = 10 кВ ? Uраб = 10 кВ;
2) по номинальному току:
Iн ? Iраб; Iн = 630 А ? Iраб = 329.147 А;
3) по электродинамической стойкости:
;
Выбор вакуумных выключателей.
Выбранные ячейки КСО-366 комплектуются вакуумными выключателями.
В качестве выключателя применим вакуумный выключатель фирмы "Таврида электрик" ВВ/ TEL-10-20-630. Вакуумные выключатели BB/TEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах. Вакуумные выключатели BB/TEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска.
Условия выбора и проверки выключателей нагрузки BB/TEL-10-12.5-630-У2
Выбор шинного линейного разъединителя .
Разъединители выбирают по номинальному току и напряжению и конструктивному исполнению с проверкой на динамическую и термическую стойкость.
Условия выбора и проверки разъединителя РЛНД 1 -10/400 У1.
Выбор предохранителей.
Для защиты силовых трансформаторов выбираем предохранители для ТП с кварцевым наполнителем серии ПКТ - 103.
Условия выбора и проверки предохранителей на примере ТП-1.
Паспортные данные |
ПТ1.3-10 серия |
Условия выбора |
проверка |
|
По номинальному напряжению. |
10 |
|||
По номинальному току. А |
50 |
|||
По предельно отключаемому току. кА |
31.5 |
Для остальных ТП выбор оборудования аналогичен и сводится в таблицу.
№ ТП |
Тип ячеек. |
Тип выключателей. |
Тип разъеденителей. |
Тип предохранителей |
|
ТП-1 |
КСО-366 ВВ |
ВВ/ TEL-10-20-630. |
РЛНД 1- 10/400 У1. |
ПТ1.3-10 |
|
ТП-2 |
КСО-366 ВВ |
ВВ/ TEL-10-20-630. |
РЛНД 1-10/400 У1. |
ПТ1.3-10 |
|
ТП-3 |
КСО-366 ВВ |
ВВ/ TEL-10-12.5-630. |
РЛНД-1-10-200 У1 |
ПТ1.3-20 |
|
ТП-4 |
КСО-366 ВВ |
ВВ/ TEL-10-12.5-630. |
РЛНД-1-10-200 У1 |
ПТ1.2-10 |
6. Расчет распределительных сетей низкого напряжения
Расчет распределительных сетей низкого напряжения 0.4 кВ.
Расчет распределительных сетей низкого напряжения заключается в определении тока протекающего по кабелю в нормальном и послеаварийном режиме, определение сечения кабельной линии, выборе аппаратов защиты, с последующей проверкой надежности их срабатывания при однофазном коротком замыкании, и проверкой на предельную отключающую способность при трехфазном коротком замыкании.
Сечения проводов и кабелей должны выбираться по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах и допустимым отклонениям напряжения. При проверке кабельных линий по длительно допустимому току нагрева необходимо учитывать поправочные коэффициенты на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле; на фактическую температуру окружающей среды; тепловое сопротивление грунта и на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме.
Покажем выбор поправочных коэффициентов на примере кабельной линии состоящей из двух кабелей, питающей ВРУ образовательной школы (объект 10).
Поправочный коэффициент (К1н), учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в нормальном режиме работы, принимается по табл.1.3.26./2/ для расстояния между кабелями в свету а=100 мм: К1н=0,9 (два кабеля);
Коэффициент (К1п.ав), учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в послеаварийном режиме работы (обрыв одного кабеля рассматриваемой линии), принимается по табл.1.3.26./2/ для расстояния между кабелями в свету а=100 мм: К1п.ав=1,0 (один кабель).Поправочный коэффициент (К2) для приведенного теплового сопротивления Rгрунта=80 см·К/Вт и песчано-глинистой почвы с влажностью (12-14)% по табл.1.3.23./2/ равен К2=1,0
Так как для данной территории нагрузка максимальна в осенне-зимний период, то температура земли на глубине прокладки кабеля равна t=5С табл.1.3.3 /2/. Следовательно поправочный температурный коэффициент (для нормальной температуры при прокладке в земле t=15C) равен К3=1,08.
Коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме (К4) определяется по табл.1.3.2./2/, К4=1,25.
Согласно ПУЭ при выборе поправочных коэффициентов вычисляется значение суммарного коэффициента:
для нормального режима:
Кнобщ.=К1.н·К2·К3,(30)
Кнобщ.=0,9*1,0*1,08=0,972;
для послеаварийного режима:
Кп.авобщ.=К1.пав·К2·К3·К4,(31)
Кп.авобщ.=1,0*1,0*1,08*1,25=1,35
Поправочные коэффициенты для остальных объектов микрорайона приведены в таблице 17
Таблица 17 Поправочные коэффициенты для выбора сечений КЛ по длительно допустимому току нагрева для первого варианта сети
Исходными данными для расчета сетей являются длина и нагрузка элементов сети. Длина участков может быть получена из генерального плана микрорайона. Нагрузка элементов сети определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом графиков их нагрузок.
Определение расчетных токов и выбор сечений кабельных линий
В связи с тем, что основную часть потребителей в микрорайоне составляют электроприемники второй категории, то, согласно требований по надежности электроснабжения, они должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания. Поэтому кабельные линии, соединяющие электроприемники с трансформаторными подстанциями, выполняются двумя кабелями, присоединенными к разным сборным шинам 0.4 кВ трансформаторных подстанций.
Для выбора сечения кабельных линий необходимо знать значение тока в линии, как в нормальном, так и в послеаварийном режиме.
Покажем определение нормального и послеаварийного тока на примере линии Л3, питающей ВРУ 10 и состоящей из двух кабелей
Мощность, передаваемая по каждому из кабелей в нормальном и послеаварийном режимах, определяется на основании расчетных схем, показанных на рис.11.
Рис11 Расчетная схема для определения мощностей на участках линий
а) нормальный режим, б) послеаварийный режим.
Расчетные токи будут определятся согласно расчетных схем показанных на рис.11.
Для примера рассмотрим определение расчетных токов на основании расчетной схемы для ТП1 (рис11.а).
Рис 12. Расчетные схемы для определения токов в линиях: а) расчетная схема для ТП1; б) расчетная схема для ТП2; в)расчетная схема для ТП3; г)расчетная схема для ТП4.
Значение расчетного тока в нормальном режиме определяется по выражению:
,(32)
где Sнр..-полная расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме, кВА;
Uн - номинальное напряжение сети, Uн=0.38 кВ.
Так как питание жилого дома (поз. 1) производится по двум кабелям, то расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме определяется следующим образом:
,(33)
где Sр.ж.д-полная расчетная мощность жилого дома, согласно таблице 4, Sр.ж.д=419 кВА
По формуле (32):
В послеаварийном режиме (один кабель вышел из строя) расчетный ток может быть определен по формуле:
, (34)
где 0.9 - поправочный коэффициент для взаиморезервируемых линий, взятый согласно п.2.3.3. /1/.
- полная расчетная мощность на участке сети в послеаварийном режиме,
.
Аналогичные расчеты проводятся для остальных линий питающих жилые дома и общественные здания.
Результаты расчетов приведены в таблице 18.
Таблица 18 Определение расчетных токов на участках линий от ТП до ВРУ
Линия |
Участок линии |
Число кабелей в линии n |
Полная расчетная нагрузка в норм. режиме.: Sнр |
Полная расчетная нагрузка в ПАВ режиме: Sрпав |
Расчетный ток одного кабеля: Iрн |
Расчетный ток кабеля в ПАВ: Iрп.ав |
|
шт |
кВА |
кВА |
А |
А |
|||
ТП-1 |
|||||||
Л1 |
ТП1-1 |
2 |
209.5 |
377.1 |
318.302 |
572.944 |
|
Л2 |
ТП1-20 |
2 |
32.98 |
59.364 |
50.108 |
90.194 |
|
Л3 |
ТП1-2 |
2 |
188.362 |
339.052 |
286.186 |
515.136 |
|
Л4 |
ТП1-6 |
2 |
114.844 |
206.719 |
174.487 |
314.077 |
|
Л5 |
ТП1-7 |
2 |
111.546 |
200.783 |
164.477 |
305.058 |
|
Л6 |
ТП1-3 |
2 |
77.408 |
139.334 |
117.609 |
211.696 |
|
ТП-2 |
|||||||
Л7 |
ТП2-4 |
1 |
98.881 |
---- |
150.234 |
---- |
|
Л8 |
ТП2-5 |
2 |
163.663 |
294.594 |
248.66 |
447.589 |
|
Л9 |
ТП2-9 |
2 |
188.36 |
339.048 |
286.183 |
515.13 |
|
Л10 |
ТП2-8 |
2 |
209.5 |
377.1 |
318.302 |
572.944 |
|
Л11 |
ТП2-14 |
2 |
145.654 |
262.177 |
221.298 |
398.337 |
|
ТП-3 |
|||||||
Л12 |
ТП3-10 |
2 |
111.108 |
199.944 |
168.811 |
303.859 |
|
Л13 |
ТП3-11 |
2 |
168 |
302.339 |
255.25 |
459.357 |
|
Л14 |
ТП3-19 |
2 |
147.093 |
264.767 |
223.485 |
402.272 |
|
Л15 |
ТП3-12 |
2 |
343.943 |
619.098 |
522.567 |
940.622 |
|
ТП-4 |
|||||||
Л16 |
ТП4-15 |
2 |
230.935 |
415.683 |
350.869 |
631.565 |
|
Л17 |
ТП4-16 |
2 |
230.935 |
415.683 |
350.869 |
631.565 |
|
Л18 |
ТП4-13 |
2 |
77.408 |
139.334 |
117.609 |
211.696 |
|
Л19 |
ТП4-17 |
2 |
111.546 |
200.783 |
169.477 |
305.058 |
|
Л20 |
ТП4-18 |
2 |
97.08 |
174.744 |
147.498 |
265.496 |
Принимаем для прокладки на территории микрорайона кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией марки ААБлУ, прокладываемый в земле. Сечение данной марки кабеля выбирается по табл.1.3.16./2/ в ПУЭ в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ. Для линии Л1, по значению по табл.1.3.16 /2/ для принятой марки кабеля и способа его прокладки выбирается сечение с учетом условия:
, (35)
где Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, определяемый по табл.1.3.16/2/. Принимаем и соответствующее ему сечение F=185мм2
345А > 318,302А
Определяем фактический допустимый ток и сравниваем его с током нормального режима:
.,(36)
(37)
где Кнобщ. -суммарный поправочный коэффициент для нормального режима работы сети, по табл. 12, Кнобщ.=0,972
Если условие (37) выполняется, то сечение выбрано верно и необходимо проверить послеаварийный режим, если же не выполняется, то необходимо увеличить сечение на одну ступень и снова сделать проверку.
I'д.=0,972*345=335.34 А.
335.34 А>318.302 А
Т.к. условие выполняется, то осуществим проверку в послеаварийном режиме работы распределительной сети низкого напряжения.
Проверку в послеаварийном режиме работы осуществляют по выражению:
(38)
(39)
где Кп.авобщ. - суммарный поправочный коэффициент в послеаварийном режиме работы сети по табл. 12, Кп.авобщ=1,35.
Iр.п.ав - расчетный ток линии в послеаварийном режиме определяемый по табл. 13, Iр.п.ав=572.944 А.
Если данное условие не выполняется то необходимо увеличить сечение жилы кабеля F еще на одну ступень; если же условие выполняется, то принимаем выбранное сечение жилы.
Iд.п.ав=1,35*345=465.75 А.
465.75 A>572.944 А.
Т.к. условие не выполняется, то принимаем два кабеля в параллель так как большего сечения чем F=185 мм2 кабели ААБлУ не выпускаются, берем два сечением F=95 мм2, Iдоп.=240 А.
Iд.п.ав=1,35 *(240+240)=648 А.
648 A>572.944 А
Видим, что условия (37) и (39) выполняются, следовательно дальнейший расчет прекращаем и принимаем окончательно сечение жил двух кабелей подключенных параллельно F=95 мм2, Iд.т.=240 А.
Аналогичные расчеты произведены и для других участков линий распределительной сети и представлены в таблице 19.
Таблица 19 Расчетная таблица для определения сечения жил кабеля
7. Выбор типа трансформаторной подстанции
Схемы и конструкции ТП
Трансформаторная подстанция (ТП) - это электрическая установка, служащая для приема, преобразования и распределения электрической энергии переменного тока.
Подстанция состоит из силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, распределительных устройств управления, релейной защиты и автоматики.
Трансформаторные подстанции должны проектироваться с учетом эксплуатации их без постоянного дежурства персонала с применением устройств автоматики, а в случае необходимости простейших устройств телемеханики. Для поддержания требуемого уровня надежности и безотказности работы, подстанции рекомендуется выполнять по простейшим схемам: без силовых выключателей на вводах и без сборных шин на стороне высшего напряжения.
В настоящее время для вновь проектируемых систем электроснабжения городов рекомендуется применять ТП типа К-42-Sт-М5:
К - ввод в ТП в виде кабеля; 4 - количество вводных кабелей, равно четырем; 2 - количество трансформаторов в ТП, равно двум; Sт - номинальная мощность трансформаторов; М - означает, что ТП модернизированная; 5 - модификация, которая соответствует самой удобной и универсальной разработке ТП.
Таким образом, принимаем к установке в микрорайоне следующие ТП:
ТП-1 К-42-1000-М5.
На рис.12 показан разрез трансформаторной подстанции
1-камера КСО-10кВ;2-шинный мост 10 кВ;3-ввод 10кВ; 4-вывод 10 кВ;5-панели ЩО-70 0.4кВ; 6-трансформатор;8-щиты управления
Рис.13 Разрез трансформаторной подстанции.
Схему электрических соединений на стороне высшего напряжения покажем на примере ТП-1, для остальных ТП схема будет аналогичной.
Рис.14. Схема электрических соединений на стороне высшего напряжения ТП-1
В данной схеме силовой трансформатор защищается с помощью предохранителя, который выбирается в зависимости от мощности установленного трансформатора.
На рис.13 показана схема электрических соединений на стороне низшего напряжения (0.4кВ) для ТП-1.
Согласно п.3.1.10./1/ для установки в трансформаторные подстанции приняты следующие марки трансформаторов:
ТМ-1000/10/0.4 с параметрами: Uвн=10 кВ; Uнн=0,4 кВ;Uк=6%; Iх=1,2%; схема соединения Y/Y0; сопротивление прямой последовательности: Rт=5,5 мОм.
8. Обеспечение нормального качества напряжения на электроприемниках и у потребителей
Нормальное качество напряжения в системах электроснабжения городов по всем показателям должно соответствовать требованиям ГОСТ 13.109-97.
Обеспечение требуемого уровня напряжения у электроприемников достигается правильным выбором закона регулирования напряжения на шинах ЦП и ответвления на трансформаторах ТП. Исходными данными для анализа режимов напряжения в сетях являются результаты расчета потери напряжения в выбранных сечениях проводов и кабелей в режиме максимальных и минимальных нагрузок.
В соответствии с ПУЭ городские электрические сети должны обеспечивать на зажимах присоединенных к ним приемников электрической энергии в нормальном режиме отклонения напряжения, не превышающие следующие значения:
а) для основной массы электроприемников 5%;
б) на зажимах приборов рабочего освещения в производственных помещениях и общественных зданиях, где требуется длительное зрительное напряжение, а также в прожекторных установках наружного освещения от -2.5% до +5%;
в) на зажимах электродвигателей - их аппаратуры пуска и управления от - 5% до +10%.
При этом падение напряжения в нормальном режиме не должно превышать значения 6% -в сетях 10кВ, и 4-6% - в сетях 0.4 кВ от ТП до вводов в здание, причем меньшие потери напряжения относятся к высокоэтажным зданиям, а большие - к малоэтажным.. Падение напряжения во внутридомовой сети не должно превышать 2.5%.
Проверка выбранных сечений кабелей по допустимой потере напряжения
Допустимые потери напряжения для кабелей 0.38 кВ, по которым будет осуществляться проверка, составляют:
- в нормальном режиме ?Uндоп.=5%;
- в послеаварийном режиме допускается потеря дополнительно 5% напряжения, т.е. ?Uп.авдоп.=10%.
Определение потери напряжения в кабельных линиях покажем на примере линии Л1 ТП1-1 распределительной сети.
Потери напряжения в кабельной линии в нормальном режиме работы определяются по формуле:
,(40)
где I нр- расчетный ток в нормальном режиме работы из таблицы 13;
cos- расчетный коэффициент, определяемый по табл.2.2.1-для общественных зданий, и по табл. 2.1.4 /1/-для жилых зданий, cos=0,95;
Uн - номинальное напряжение сети, Uн=380 В;
r0 и x0 -удельные сопротивления кабеля, которые зависят от сечения жилы, и определяется по табл. 20; r0=0,17Ом/км; х0=0,06 Ом/км
L - длина линии, L=0.095 км;
Тогда потери в нормальном режиме по формуле (40) будут:
.
Проверяем полученные потери по допустимой потере напряжения:
(41)
2,48% ? 5%
Таким образом, предварительно принятое сечение, в нормальном режиме работы удовлетворяет требованиям качества электрической энергии
Таблица 20 Удельное активное сопротивление кабеля
F, мм2 |
16 |
25 |
35 |
50 |
70 |
95 |
120 |
150 |
185 |
|
r0,Ом/км |
1,95 |
1,28 |
0,92 |
0,64 |
0,46 |
0,34 |
0,27 |
0,21 |
0,17 |
|
х0,Ом/км |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
Проведем проверку предварительно выбранного сечения по потере напряжения в послеаварийном режиме работы.
Потери напряжения в кабельной линии в послеаварийном режиме работы определяются по формуле:
, (42)
где I павр- расчетный ток в послеаварийном режиме работы из таблицы 13;
.
Проводим проверку полученных потерь по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме работы:
(43)
4.47% ? 10%
Таким образом, полученные потери меньше допустимых значений, поэтому, можем сказать, что сечение кабеля выбрано верно.
В случае если условие (41) или (43) не выполняются, то необходимо увеличить сечение токопроводящей жилы кабеля и снова сделать проверку.
Аналогичные расчеты проводятся для всех линий сети, а результаты сводятся в таблицу 21
Таблица 21 Расчет потерь напряжения распределительной сети 0.4 кВ
Проверка распределительной сети 0.4 кВ на колебания напряжения при запуске асинхронных двигателей лифтовых установок
При пуске асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором, пусковой ток которого в 48 раз больше его номинального тока, возникает резкое снижение напряжения на некоторое малое время. Затем, по мере разгона двигателя и уменьшения его пускового тока, напряжение на зажимах снова повышается.
Для того, чтобы качество напряжения соответствовало ГОСТ 13.109-97 проверим спроектированную распределительную сеть 0.4 кВ на колебание напряжения при пуске АД.
В лифтовых установках рассматриваемых домов используются два типа электродвигателей:
АСМ 52-6 с параметрами: Р=4.5 кВт, Iн.д=14.11 А, Кп=4.5, mп=2.2, mмах=2.3, соs=0.57, соsп=0.52;
4АМ-180S6/18НЛБ с параметрами: Р=7 кВт, Iн.д=16.23 А, Кп=5.5, mп=2.5, mмах=2.8, соs=0.78, соs п=0.41.
При проектировании электрических сетей жилых и общественных зданий возможность совмещенного питания рабочего освещения и силовых электроприемников (лифтов) должна быть проверена специальным расчетом. Данным расчетом определяется: а) возможность прямого пуска электродвигателя; б) размах и изменение напряжения на шинах ВРУ, к которому, кроме силовых электроприемников, может быть присоединена и осветительная нагрузка.
Осуществим расчет колебаний напряжения при запуске АД лифтовых установок для наиболее длинных и наиболее загруженных линий из распределительной сети.
Пример расчета покажем для линии ТП3-12 (L=148м). Если для электродвигателей лифтовых установок питаемых по данным линиям выполнятся условия: а) прямого пуска наиболее удаленного двигателя и, б) устойчивой работы отдельных включенных двигателей при пуске еще одного; то с достаточной достоверностью можем сказать, что данные условия будут выполняться и для других линий.
Составим расчетную схему для линии ТП3-12, которая показана на рис.15. Определим параметры схемы используя справочные данные.
Сопротивления трансформатора: rтр=5,5 мОм, хтр=17,1 мОм.
Сопротивления линии в нормальном режиме определяются на основании табл. 20: rаб=34.56 мОм, хаб=7.68 мОм.
Сопротивления проводников соединяющих ВРУ и двигатели:
провод F=16 мм2 r0=1,95 Ом/км, х0=0,095 Ом/км;
Рис. 15 . Расчетная схема для проверки распределительной сети 0.4 кВ на колебание напряжения при запуске АД
rбв=r0Lбв=1,95*20=39 мОм, хбв=х0Lбв=0,095*20=1.9 мОм;
rбг=1,95*120= 234мОм, хбг=0,095*120=11.4 мОм.
Определим значение расчетного коэффициента А, который необходим для вычисления дополнительного напряжения:
, (44)
где R и X - сопротивления рассматриваемого участка от ВРУ до АД, мОм;
n - количество последовательных участков линий до соответствующей точки, в которой определяется коэффициент А;
соs п и sin п - пусковые характеристики двигателя.
Ааб=[(34.56+5,5)*0,52+(7.68+17,1)*0,85]=41.894 мОм;
Аав=[(34+39+5,5)*0,52+(7.68+1.9+17,1)*0,85]= 63.789 мОм;
Ааг=[(34+234+5,5)*0,52+(7.68+11.4+17,1)*0,85]=173.264 мОм.
Изменение напряжения на зажимах электродвигателя в момент его запуска определяется по формуле:
,(45)
где Uн=380 В - номинальное напряжение электродвигателя.
,
,
.
Принимая полную потерю в сети равной 10% (?Uс=10%) определим напряжение на зажимах электродвигателя при его пуске, по отношению к номинальному напряжению, т.е. в относительных единицах:
U*дв=1,05•Uн-(?Uс+?Uдв) , (46)
U*д.ав=1,05•1-(0,10+0,02439)=0,926 о.е.
U*д.аг=1,05•1-(0,10+0,0635)=0,894 о.е.
Т.е. это напряжения на зажимах ближайшего и самого удаленного электродвигателя соответственно. Возможность прямого пуска электродвигателей определяется из условия:
(U*дв)2•mп ? 1.1•mмех•Кз , (47)
где mмех - кратность начального момента приводимого механизма, который для пассажирских лифтов равен mмех=1,7, а для грузовых mмех=1,8;
Кз - коэффициент загрузки, Кз=1;
mп - кратность пускового момента двигателя.
0,9262*2,5>1,1*1.8*1
2,14>1.98
0,8942*2,5>1,1*1,8*1
1,99>1.98
Т.к. условие выполняется, то прямой пуск двигателей обеспечивается.
Проверим условие устойчивой работы электродвигателя лифта при пуске другого двигателя лифта.
(U*дв)2•mmax ? 1.1•Кз,(48)
0,9262*2,8>1,1*1
2,4>1,1
0,8942*2,8>1,1*1
2,23>1,1
Т.к. условие выполняется, то можно сказать, что двигатель лифта будет продолжать нормально работать.
Устойчивость работы пусковых аппаратов электродвигателей работающих от рассматриваемой сети не нарушается, т.к. магнитные пускатели и контакторы не отключаются при снижении напряжения на их зажимах до 65% от Uном. В связи с этим в большинстве случаев проверка нормальной работы пусковой аппаратуры для остальных электродвигателей не требуется.
Наиболее серьезными случаями, которые требуют обязательной проверки на колебания напряжения, являются моменты включения электромагнитного тормоза лифтовой установки. Данное включение вызывает дополнительные пусковые токи. Практически выполненные расчеты для различных схем зданий и высотностей показали, что дополнительное снижение напряжения, вызванное включением электромагнитного тормоза, составляет 0.4% от Uном. При этом допустимое снижение напряжения не более 10%.
Определим снижение напряжения на ВРУ (в точке б) при пуске двигателя лифта с учетом потерь напряжения при включении электромагнитного тормоза:
?Uдв.б.общ.=?Uдв.б+?Uдв.эм.т. ,(49)
?Uдв.б.общ.=1,616+0,4=2.016%
2.016%<10%
Получили, что суммарное снижение напряжения находится в допустимых пределах.
Т.к. линия ТП3-12 удовлетворяет всем установленным требованиям, то все другие линии тоже будут удовлетворять этим условиям.
9. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка аппаратуры защиты ТП и кабелей на стойкость токам короткого замыкания
Расчет токов КЗ на шинах ТП в сети напряжением 0.4 кВ.
Расчетаем токи трехфазного КЗ в сети напряжением 0.4 кВ на примере ТП-1.
Составляем схему замещения:
Рисунок 16 прямая последовательность.
Рисунок 17 нулевая последовательность.
Находим сопротивление системы :
гдеUСР.НН - среднее номинальное напряжение сети, подключаемой к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;
UСР.ВН - среднее номинальное напряжение сети, подключаемой к обмотке высшего напряжения трансформатора, В;
IКЗ - действующее значение тока короткого замыкания при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, МВА.
мОм.
Активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности трансформатора :
мОм
мОм
Параметры схемы замещения нулевой последовательности:
Активные и индуктивные сопротивления трансформатора таблица ( П 6.1) 11.
Расчет токов трехфазного короткого замыкания.
Болтовые контактные соединения
Результирующие сопротивления прямой последовательности:
мОм.
Расчитываем металлическое трехфазное КЗ:
кА.
Угол сдвига по фазе напряжения или ЭДС источника от периодической составляющей тока КЗ:
рад.
Время появления ударного тока:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей токаКЗ:
Ударный коэффициент:
Ударный ток металлического трехфазного КЗ:
кА
Находим дуговой ток трехфазного КЗ:
Дуговой ток трехфазного КЗ рассчитывается с учетом поправочных коэффициентов:
Периодическая составляющая дугового максимального трехфазного тока КЗ:
Ударный дуговой максимальный ток трехфазного КЗ:
Расчет токов однофазного КЗ:
Находим результирующее сопротивление нулевой последовательности
мОм.
Полное сопротивление цепи при однофазном КЗ:
Однофазный ток металлического КЗ:
кА.
Поправочные коэффициенты для однофазного тока дугового КЗ:
Дуговые токи:
Для остальных точек КЗ ТП расчет аналогичен результаты расчетов сводятся в таблицу.
Выбор защитных аппаратов
Выбор вводного автоматического выключателя, устанавливаемого после трансформатора.
Выключатели выбирают по номинальным значениям тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и коммутационной способности. Выбор автоматов производится с учётом следующих требований: Номинальное напряжение автомата, В:
Номинальный ток автомата, А:
По номинальный ток расцепителя любого вида, А:
По предельно отключаемому току автомата, кА:
Выбираем автоматический выключатель марки "Электрон" типа Э25С-04 , рассчитанный на номинальное напряжение 380 В и токи расцепителей максимального тока 1000 -1600-2500 А. Расцепители максимального тока имеют полупроводниковый блок защиты с регулировкой пяти следующих уставок: Условия выбора и проверки выключателя
Таблица
Паспортные данные выключателя |
Условия выбора и проверка |
|
Номинальное напряжение =0.4 кВ |
||
Номинальный ток =3200 А |
||
Номинальный ток расцепителя =2500 А |
||
Предельно откл. ток =55 кА |
Выбор уставок автомата Э25С-04.
1 - Номинальный ток автомата 3200 А
2 - Ток расцепителя 2500 А
3 - По току в зоне перегрузки 1.25*2500=3125
4 - Уставка в зоне тока КЗ по условию
Ток срабатывания 3*2500=7500 А
Где: ток однофазного дугового КЗ
номинальный ток расцепителя автомата
3- уставка по току в зоне КЗ
5 - По времени срабатывания 4с так как легкие условия пуска
6- По времени в зоне КЗ 0.25 так как за автоматом нет селективных выключателей.
Выбор предохранителей.
Для защиты отдельных элементов распределительных сетей напряжением 0.4 кВ в городских электрических сетях широко применяются предохранители и автоматические выключатели, чувствительные элементы которых включаются последовательно с сетью. Предохранители и автоматические выключатели выполняют функции защиты сети от теплового и динамического действия тока, которое возникает при его увеличении выше допустимого значения, например, при перегрузке. В связи с простотой конструкции, малой стоимостью и высокой надежностью в работе, преимущественное распространение в сетях 0.4 кВ городов получили предохранители.
В настоящее время для надежного электроснабжения качественной электроэнергией в городских условиях рекомендуется принимать к установке аппараты защиты, выполняемые плавкими предохранителями типа ПН-2.
В качестве примера рассматривается выбор плавкой вставки предохранителя, защищающего кабельную линию, которая запитывает жилой дом II категории (поз.1).
Расчетная схема для выбора плавкой вставки предохранителя приведена на рис.
Рис.16. Расчетная схема участка сети для выбора плавкой вставки предохранителя
а) нормальный режим;
б) послеаварийный режим.
Выбор тока плавкой вставки по нормальному режиму работы осуществляется согласно следующих неравенств:
а) в случае если защищаемый объект (кабель) не питает силовую нагрузку (электродвигатели лифтовых установок), ток плавкой вставки предохранителя Iв выбирается из условия:
Iв ? Iр.н , (50)
б) в случае если кабель питает силовую нагрузку:
, (51)
где Iр.н - максимальный расчетный ток нормального режима, определяемый по табл.13, Iр.н= 318.302А;
Кп - кратность пускового тока электродвигателя;
б - коэффициент, учитывающий условия запуска электродвигателя, =2,5 т.к. запуск электродвигателя лифтовой установки легкий.
Iн.дв. - номинальный ток электродвигателя лифтовой установки, определяемый по формуле:
,(52)
где Рн.дв - номинальная мощность электродвигателя лифта, кВт;
Uн.дв-номинальное напряжение электродвигателя лифта кВ, Uн.дв.=0,38кВ.
Вычисления по формуле (51) проводим для наибольшего номинального тока электродвигателя лифта Iн.дв=16,23 А:
.
По табл. 4-1 /8/ выбираем Iв.ном=350 А, ток предохранителя Iпред.=400 А, предельный ток отключения Iпр.отк.=25 кА.
Проверим выбранный номинальный ток плавкой вставки предохранителя в послеаварийном режиме по выражению:
,(53)
где Iмах(пав) - максимальный ток через защищаемый объект в послеаварийном режиме, определяемый по табл. 13 , Iмах(пав)= 572.944 А;
1.4 - коэффициент, учитывающий, что плавкая вставка не перегорит при токе равном 1.4Iв.ном в течение 3-х часов; это условие допустимо, т.к. расчетное время максимума нагрузки составляет 30 минут.
Если данное условие выполняется, то ток плавкой вставки считается выбранным верно; если же условие не выполняется, то следует взять следующую ступень тока плавкой вставки по отношению к ранее выбранному по условиям (50) или (51). Получаем:
,
350 А >409 А.
400 А >409 А.
500 А >409 А.
Увеличиваем ток Iв.ном=500 А, ток предохранителя Iпред.=600 А
Проверим согласование защитных характеристик предохранителя с тепловыми характеристиками кабеля. Данное согласование достигается путем сопоставления защитной характеристики аппарата с характеристикой нагрева защищаемого объекта. При этом последняя должна находиться выше характеристики защитного аппарата. Данное согласование проверяется по выражению:
I'д 0,33Iв.ном , (54)
где I'д - допустимый ток кабеля с учетом поправочных коэффициентов определяется по табл. 14 I'д=437.4 А.
437.4 А>0,33*500 А.
437.4 А>165А
Видно, что условие выполняется, следовательно, предохранитель выбран правильно. Аналогичные расчеты проводятся для остальных кабельных линий в обоих вариантах распределительной сети низкого напряжения, а результаты расчетов приведены в таблице 22.
Таблица 22 Расчетная таблица для определения тока плавкой вставки и согласования его с защищаемым проводником.
- Расчет однофазного тока КЗ и проверка чувствительности защитного аппарата.
- Проверка надежности срабатывания защитных аппаратов- предохранителей типа ПН-2 - производится по току однофазного КЗ, определяемого в наиболее удаленной точке сети.
- В качестве примера рассматривается проверка правильности выбора плавкой вставки предохранителя, защищающего кабельную линию, которая питает жилой дом (поз.2).
- Рис.17. Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ.
- Согласно ПУЭ ток однофазного КЗ определяется по формуле, в которой пренебрегают переходными сопротивлениями коммутационных аппаратов:
- (55),
- где Uф.ср. - фазное среднее напряжение сети, Uф.ср.=230 В;
- - полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ,
- =0,08 Ом =0.027 Ом;
- - полное сопротивление петли фаза-ноль, которое включает в себя сопротивление шин, шинопроводов, проводов и кабелей, аппаратов и контактов, определяемое по выражению:
- Zп=Zп.0L (56),
- здесь Zп.0 - удельное сопротивление петли фаза-ноль, определяемое по табл. 5-12 /6/, Zп.0=0.31 Ом/км;
- L - длина линии до точки КЗ, определяемая по табл.16, L=0.115 км.
- Таким образом, ток однофазного КЗ в точке К(1):
- Чувствительность защитного аппарата к данному току определяется коэффициентом чувствительности, который определяется по формуле:
- (57),
- где Iв.ном-номинальный ток плавкой вставки предохранителя установленного на рассматриваемой линии в распределительном пункте 0.4 кВ ТП.
- Для предохранителя кабеля ТП1-2:
- 9.17>3
- Полученное значение коэффициента чувствительности сравнивается с минимально допустимым значением Кч.мин.доп.=3. Т.к. Кч=9.17, то можно сказать, что предохранитель линии ПН-2-400 при однофазном токе КЗ отключит поврежденную линию. Если же получается, что Кч<3, то в этом случае необходимо увеличить сечение фазной жилы кабеля F на один шаг и снова сделать проверку.
- Проверка правильности выбора плавких вставок предохранителей, защищающих кабельные линии, которые питают остальные ЭП, производится аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 23.
- Таблица 23 Расчет токов однофазного КЗ и проверка коэффициента чувствительности для распределительной сети 0.4 кВ
- Определение трехфазного тока КЗ и проверка аппаратов защиты на предельную отключающую способность
- Проверка защитных аппаратов (предохранителей типа ПН-2) на предельную отключающую способность производится по току трехфазного КЗ, определенного на шинах трансформаторной подстанции.
- Рис.18. Расчетная схема для определения тока трехфазного КЗ
- На основании данной схемы составлена схема замещения, показанная на рис.18.
- Рис. 19. Схема замещения для определения тока трехфазного КЗ
- Ток трехфазного КЗ будет одинаков для всех трех ТП (ТП-1, ТП-2, ТП-3,ТП-4) т.к. в них установлены одинаковые трансформаторы мощностью по 1000 кВА.
- Ток трехфазного КЗ на шинах ТП () определяется по выражению, кА:
- ,(58)
- где Uср. - среднее линейное напряжение сети, Uср.=0.4 кВ;
- Zтр. - полное сопротивление трансформатора, которое равно, Zтр., Zтр.1000кВА=0.08 Ом по табл. 8.10 /5/.
- Таким образом, ток трехфазного КЗ для трансформаторов мощностью 400кВА равен:
- кА.
- Выбор предохранителя с точки зрения предельной отключающей способности оценивается условием:
- ,(59)
- где Iпр.отк.- предельный ток отключения предохранителя, т.е. максимальный ток, который может отключить выбранный предохранитель. Согласно табл. 17 из всего множества установленных предохранителей выберем минимальные значения Iпр.отк. для распределительной сети: - Iпр.отк.мин.=11кА.
- Проверим условие (60):
- Iпр.отк.мин.=11кА > =2,887 кА, условие выполняется.
- Т.к. условие (59) выполняется для сети и для всех предохранителей, то можем сказать, что предохранители ПН-2 выбраны верно.
- Таким образом, в результате всех проделанных расчетов и проверок окончательно получены сечения кабелей, которые представлены в таблице 24.
- Таблица 24 Марка кабеля и сечение его жил распределительной сети 0.4 кВ
- 10. Определение потерь мощности и электроэнергии в элементах системы электроснабжения
- Определение потерь мощности и электроэнергии в распределительной сети низкого напряжения
- Определение потерь мощности и электроэнергии проводим в нормальном режимах работы сети. Покажем определение потерь мощности и электроэнергии на примере участкаТП1-2.
- Потери активной и реактивной мощности в линии трехфазной электрической сети в нормальном режиме определяются по выражениям:
- , (60)
- , (61)
- где -расчетный ток нормального режима, А, = 286.186 А;
- Uном-номинальное напряжение сети Uном=0,38кВ;
- r0 и x0 -удельные активное и реактивное сопротивления линии, мОм/м, r0=0,21 мОм/м, x0=0,06 мОм/м;
- L-длина линии, м, L=115 м;
- Так как участок линии ТП1-2 состоит из двух кабелей, то общие потери мощности в линии равны:
- Потери активной и реактивной электроэнергии в линии трехфазной электрической сети в нормальном режиме определяются по формулам:
- ,[кВт•час], (62)
- ,[кВАр•час], (63)
- где ф -время наибольших потерь, [час] вычисляемое по формуле:
- ф=(0,124+Тмах*10-4)2*8760 , (64)
- здесь Тмах -годовое число часов использования максимума нагрузки, определяемое по табл.53.10./5/, Тмах=3500
- ф=(0,124+3500*10-4)2*8760=1968час,
- кВт•час,
- кВАр•час,
- Аналогичные расчеты проводим для других линий распределительной сети, а результаты сводим в таблицу 25
Линия |
Участок линии |
Количество кабелей в линии |
Марка кабеля-сечение фазной жилы-сечение нулевой жилы |
|
--- |
--- |
штук |
мм2 |
|
ТП-1 |
||||
Л1 |
ТП1-1 |
2 |
ААБлУ-2(495) |
|
Л2 |
ТП1-20 |
2 |
ААБлУ-416 |
|
Л3 |
ТП1-2 |
2 |
ААБлУ-2(470) |
|
Л4 |
ТП1-6 |
2 |
ААБлУ-495 |
|
Л5 |
ТП1-7 |
2 |
ААБлУ-495 |
|
Л6 |
ТП1-3 |
2 |
ААБлУ-450 |
|
ТП-2 |
||||
Л7 |
ТП2-4 |
1 |
ААБлУ-450 |
|
Л8 |
ТП2-5 |
2 |
ААБлУ -4185 |
|
Л9 |
ТП2-9 |
2 |
ААБлУ -2(470) |
|
Л10 |
ТП2-8 |
2 |
ААБлУ-4185 |
|
Л11 |
ТП2-14 |
2 |
ААБлУ-4150 |
|
ТП-3 |
||||
Л12 |
ТП3-10 |
2 |
ААБлУ-495 |
|
Л13 |
ТП3-11 |
2 |
ААБлУ-4185 |
|
Л14 |
ТП3-19 |
2 |
ААБлУ-4150 |
|
Л15 |
ТП3-12 |
2 |
ААБлУ -2(470) |
|
Л15.1 |
ТП3-12 |
2 |
ААБлУ -2(470) |
|
ТП-4 |
||||
Л16 |
ТП4-15 |
2 |
ААБлУ-395+125 |
|
Л16.1 |
ТП4-15 |
2 |
ААБлУ-395+125 |
|
Л17 |
ТП4-16 |
2 |
ААБлУ-395+125 |
|
Л17.1 |
ТП4-16 |
2 |
ААБлУ-395+125 |
|
Л18 |
ТП4-13 |
2 |
ААБлУ-350+125 |
|
Л19 |
ТП4-17 |
2 |
ААБлУ-395+125 |
|
Л20 |
ТП4-18 |
2 |
ААБлУ-370+125 |
Таблица25 Расчетные значения потерь мощности и электрической энергии в КЛ 0,4кВ распределительной сети
Расчет потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах ТП
Потери активной мощности в трансформаторе складываются: из потерь активной мощности в стали и потерь активной мощности в меди, которые соответственно определяются мощностью холостого хода (?Рхх) и мощностью короткого замыкания (?Ркз).
Расчет потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах покажем на примере ТП1. Общие потери мощности в ТП в нормальном режиме работы определяются по выражениям:
, (65)
(66)
где ?Рст, ?Рхх -потери активной мощности в стали трансформатора, ?Рст=1.9 кВт;
?Рм, ?Ркз -потери активной мощности в меди трансформатора при его номинальной нагрузке, ?Рм=10.8 кВт;
К-количество трансформаторов ТП;
Sр.ТП-расчетная мощность трансформаторной подстанции, кВА;
Ixx-ток холостого хода, %, Iхх=1.2%;
Uк-напряжение короткого замыкания, %, Uк=5.5%;
Sн-номинальная мощность трансформатора, кВА, Sн=1000 кВА.
Таким образом, потери равны:
Потери активной энергии в трансформаторах ТП определяются по формуле:
=2*?Рст*t+0,5*?Рм*в2*ф , (67)
где t=8760 часов -время работы ТП в год;
в-коэффициент загрузки в послеаварийном режиме;
ф -время наибольших потерь, определяемое по формуле (64).
По рис.2 /7/ т.к. нормальная загрузка трансформатора составляет 65-70%, то все что выше 70% и будет обуславливать максимальные потери, т.е. с 17 до 22 часов (в течении 5 часов в сутки), тогда: Тмах=5*365=1825 часов.
ф=(0,124+1825*10-4)2*8760=822,93 час
=2*1,9*8760+0,5*10.8*822,93*(1429/1000)2=42360кВт•час
Аналогичные расчеты проведены и для остальных ТП распределительной сети низкого напряжения, а результаты представлены в таблицах 26
Таблица26 Расчетные значения потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах распределительной сети 0,4кВ
11. Заземление ТП 10/0,4 кВ
Согласно п 1.7.32. /2/ для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции следует применять, по крайней мере, одну из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение и т.д. Заземление следует применять во всех электроустановках напряжением выше 1кВ, а также в электроустановках до 1кв с изолированной нейтралью.
Назначение защитного заземления состоит в том, чтобы обеспечить между корпусами заземляемого электрооборудования и землей электрическое соединение с достаточно малым сопротивлением, и тем самым снизить до безопасного значения напряжение прикосновения во время замыкания на корпус оборудования.
Для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, согласно п 1.7.62. /2/ , сопротивление заземляющего устройства, при линейном напряжении 380 В, в любое время года должно быть не более 4 Ом. Рассчитаем заземляющее устройство для трансформаторной подстанции ТП-1, для остальных ТП расчет будет полностью аналогичен, т.к. их номинальные мощности одинаковы.
Предполагается сооружение заземляющего устройства с внешней стороны здания ТП с расположением вертикальных электродов по ее периметру. В качестве вертикальных заземлителей принимаем, стальные стержни диаметром 16 мм и длиной 2 м, которые погружаются в грунт методом ввертывания. Верхние концы электродов, погруженные на глубину 0.7 м. Предварительно, с учетом площади, занимаемой ТП, намечаем расположение заземлителей - по периметру с расстоянием между вертикальными электродами равным 4 м.
Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей по выражениям:
р.г=суд*Кп.г ,(68)
р.в=суд*Кп.в , (69)
где суд - удельное сопротивление грунта, которое для микрорайона по табл.8-1 /9/ берется равным суд=100 Ом•м, (тип почвы - суглинок);
Кп.г и Кп.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов, определяемые по табл.8-8 /9/.
Для грунта средней влажности (коэффициент К2) по табл.8-8 /9/ эти коэффициенты равны Кп.г=2; Кп.в=1,5.
р.г=100•2=200 Ом•м;
р.в=100•1,5=150 Ом•м.
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:
, (70)
где l - длина электрода, l=2 м;
d - внешний диаметр электрода, d=0,016 м;
t -расстояние от поверхности земли до середины электрода, t=0.5*2+0.7=1.7 м.
Ом
Определим примерное число вертикальных заземлителей по формуле:
,(71)
где Ки.в. - коэффициент использования вертикальных заземлителей, размещенных по контуру, без учета влияния горизонтальных электродов связи, принимаемый по табл.8-5 /9/.
Коэффициент Ки.в. определяется по примерно выбранному количеству вертикальных электродов (в нашем случае принятому равным 20) и отношению расстояний между вертикальными электродами к их длине: 4/2=2, поэтому Ки.в.=0.66.
штук.
Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов (шина полосовая 408 мм) по формуле:
,(72)
где Ки.г. - коэффициент использования горизонтальных соединительных электродов в контуре из вертикальных электродов, определяемый по табл.8-7 /9/, Ки.г.=0.32;
l -общая длина горизонтальных электродов, для принятого типа ТП l=42м;
t - расстояние до поверхности земли, t=0,7 м;
b - ширина полосы, b=0,08 м.
Ом.
Уточненное сопротивление вертикальных электродов определяется по формуле:
,(73)
Ом.
Определим уточненное число вертикальных электродов при коэффициенте использования вертикального электрода соответствующего N=27 (штук) определяемом по табл.8-5 /9/ и равном Ки.в.у.=0,61, по формуле:
,(74)
шт.
Таким образом, окончательно принимаем 25 вертикальных электродов, расположенных вокруг ТП. Тогда сопротивление вертикальных заземлителей из формулы (74) будет:
Ом.
Общее сопротивление заземлителя с таким количеством электродов будет:
, (75)
Ом.
Полученное сопротивление меньше 4 Ом, т.е. рассчитанный заземлитель удовлетворяет всем необходимым требованиям.
Подобные документы
Определение расчетной нагрузки на вводах в жилые дома и общественные здания микрорайона. Расчет количества трансформаторных подстанций, выбор их мощности и месторасположения. Разработка схемы электроснабжения микрорайона и ее техническое обоснование.
курсовая работа [608,5 K], добавлен 04.06.2013Развитие нетрадиционных видов энергетики в Крыму. Выбор схемы электроснабжения микрорайона. Расчет электрических нагрузок жилого микрорайона. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции. Расчет токов короткого замыкания в сетях.
курсовая работа [386,1 K], добавлен 08.06.2014Краткая характеристика микрорайона. Расчетные электрические нагрузки жилых зданий. Определение числа и мощности трансформаторных подстанций и размещение. Нагрузка общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий. Расчет электрической нагрузки.
курсовая работа [509,3 K], добавлен 12.02.2015Разработка принципиальной схемы электроснабжения микрорайона города. Расчет электрических нагрузок. Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Выбор коммутационной аппаратуры.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 15.02.2017Расчет электрических нагрузок жилых и производственных зданий, расположенных в пределах исследуемого района. Определение суммарной нагрузки микрорайона. Выбор технически целесообразных вариантов схем электроснабжения. Анализ местоположения подстанций.
курсовая работа [168,7 K], добавлен 20.11.2014Краткая характеристика потребителей электричества микрорайона. Определение расчетных нагрузок. Проектирование системы электроосвещения микрорайона. Выбор числа и мощности трансформаторов. Проектирование связи с питающей системой, электрической сети.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 15.04.2014Расчетные электрические нагрузки жилых домов, общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий, располагающихся на территории микрорайона. Загрузка трансформаторов в распределительной сети, проверка сечений питающих кабелей распределительной сети.
дипломная работа [156,3 K], добавлен 02.04.2011Расчетные нагрузки общественных зданий социального назначения. Расчет уличного освещения. Выбор числа места, типа трансформаторных подстанций и их мощности. Выбор схемы распределительной сети 10 кВ на основе вариантов технико-экономического сравнения.
дипломная работа [496,6 K], добавлен 25.09.2013Принципы построения систем электроснабжения городов. Расчет электрических нагрузок микрорайона, напряжение системы электроснабжения. Выбор схемы, расчет релейной защиты трансформаторов подстанций.Разработка мероприятий по экономии электроэнергии.
курсовая работа [178,1 K], добавлен 31.05.2019Описание предприятия ЗАО "Братская электросетевая компания". Структура энергоснабжаемого микрорайона. Построение графика нагрузок микрорайона. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры.
дипломная работа [380,4 K], добавлен 01.08.2015