Проектирование системы электроснабжения населенного пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика потребителей

2. Определение расчетных электрических нагрузок населенного пункта

3. Проектирование наружного освещения

3.1 Выбор нормы освещенности

3.2 Выбор системы освещения

3.3 Характеристика схемы подстанции и спецификация электрооборудования

3.4 Расчет освещения территории детского сада

3.5 Освещение территории автостоянки

3.6 Освещение территории стадиона

3.7 Расчет освещения территории АЗС

3.8 Выбор сечения проводников осветительной сети

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

4.1 Определение типа, числа и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

4.3 Выбор места расположения ТП

5. Расчеты и проектирование питающих сетей 10 КВ

5.1 Схема распределительной сети 10 кВ

5.2 Выбор сечения проводов сети 10 кВ

5.3 Расчет потокораспределения в сети 10 кВ

6. Расчет питающих сетей 0,4 КВ

6.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ

6.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4 кВ

7. Расчеты токов короткого замыкания

7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ

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

8. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры

8.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10 кВ

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

9. Расчёт релейной защиты

9.1 Защита силовых трансформаторов

9.2 Защита линий 10 кВ

9.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

9.2.2 МТЗ с выдержкой времени

9.3 Расчет устройства автоматического включения резерва

10. Проектирование системы учета и контроля электрической энергии

11. Разработка мероприятий по энергосбережению

12. Организационно-экономическая часть

12.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения

12.2 Сметно-финансовый расчет затрат на монтаж и пусконаладочные работы схемы электроснабжения

12.3 Организация работ по вводу объекта в эксплуатацию

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

В данной выпускной квалификационной работе разработана система электроснабжения населенного пункта. 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 микрорайона выделяются основные задачи, для решения которых требуется комплексный подход к выбору схемы электроснабжения, технико-экономическое обоснование решений, определение элементов системы электроснабжения микрорайона.

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), СНиПах и ГОСТах.

1. Краткая характеристика потребителей

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

- жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные электрическими плитами мощностью до 8,5 кВт;

- жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на сжиженном газе;

- коттеджи, оборудованные электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт;

- магазины продовольственные с кондиционированием воздуха площадью торгового зала 240 м2 и 180 м2;

- магазин бытовой техники с кондиционированием воздуха площадью торгового зала 200 м2;

- аптека с кондиционированием воздуха площадью торгового зала 100 м2;

- парикмахерская, имеющая 6 рабочих мест;

- детский сад на 120 мест;

- котельная для отопления детского сада;

- автозаправочная станция;

- магазин автозапчастей с кондиционированием воздуха площадью торгового зала 100 м2;

- шиномонтаж;

- автомойка площадью 150 м2.

Также в проекте рассматривается вопрос наружного освещения микрорайона села.

Перечень электропотребителей рассматриваемого микрорайона приведен в приложении 1.

2. Определение расчетных электрических нагрузок населенного пункта

2.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

Расчетную нагрузку определяем методом удельных нагрузок [2].

Поскольку жилые дома являются одноквартирными, то его расчетная активная мощность равна удельной мощности Pр.ж.д = Pкв.уд.

Расчетная реактивная мощность жилого дома определяется по формуле:

, квар, (2.1)

где - расчетная нагрузка квартир, кВт;

- расчетные коэффициенты реактивной мощности [2, п. 6.12];

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.

Приведем пример расчета жилого дома с плитой на сжиженном газе.

Активная нагрузка жилого дома Pр.ж.д = 6 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

электрический трансформатор энергосбережение

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.

Приведем 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.

3. Проектирование наружного освещения

3.1 Выбор нормы освещенности.

Согласно [4, таблица 13,14,15] определяем 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	4
Площадки для подвижных игр детского сада	10
Проезды и подходы к корпусам и площадкам детского сада	4
Футбольное поле стадиона	20
Беговые дорожки стадиона	10
Открытые стоянки в микрорайонах	2
Места заправки и слива нефтепродуктов	20
Подъездные пути к АЗС с улиц и дорог категории А и Б	10
Остальная территория АЗС, имеющая проезжую часть	10

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].

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

Осветительные приборы наружного освещения могут устанавливаться на специально предназначенных для такого освещения опорах, а также на опорах воздушных линий до 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 используются светильники ДКУ-01 со светодиодными лампами Street. 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.

Рисунок 3.1 - Расположение светильников

Пользуясь точечным методом и кривыми силы света для светильника типа ДКУ-001 [3] (тип кривой силы света “Ш”), находится суммарная условная освещенность (?е), создаваемая ближайшими источниками света. Выбираем контрольные точки и определяем расстояние до них от светильников как показано на рисунке 3.1.

Находим значение условной освещенности е по пространственным изолюксам [3, рисунок 7.8]. Расчет условной освещенности сводится в таблицу 3.

Таблица 3.3 - 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	18,5	0,19	0,38

Так как условная суммарная освещенность получилась меньше в точке А, то и расчет светового потока источника света будет выполняться для точки А.

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.

Для точки А световой поток равен:

По [3, таблица 16] выбирается тип лампы Stret-130 и, соответственно, светильник типа ДКУ 01-130-001.

Установка светильников наружного освещения выполняется на кронштейнах серии «Стандарт» 0,4 кВ выше проводов ВЛ. 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 3.4.

Таблица 3.4 - Расчет количества светильников.

Название улицы	Длина улицы L, м	Шаг светильников D, м	Количество светильников n
ул. Сиреневая	690	35	20
ул. Лазурная	570		16
ул. Цветочная	570		16
пер. Полевой	415		12
пер. Соловьиный	480		14

Суммарное количество светильников 78.

3.4 Расчет освещения территории детского сада

Для освещения игровой площадки на территории детского сада используются светильники ДКУ-01 со светодиодными лампами Street. Расположение светильников и выбор контрольных точек приведены в приложении 3 на рисунке 3.1.

Определяем расстояние и находим значение условной освещенности е по пространственным изолюксам [3, рисунок 7.8]. Расчет условной освещенности сводится в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 - Освещенность в контрольных точках

Контрольная точка	№ источника света	d, м	Условная освещенность
			Одного светильника	Суммарная от всех светильников
А	1,2	12,5	0,34	0,68
Б	1,2	16,01	0,28	0,56

Так как условная суммарная освещенность получилась меньше в точке Б, то и расчет светового потока источника света будет выполняться для точки Б.

Определяем световой поток в точке Б по формуле (3.1)

По [3, таблица 16] выбирается тип лампы Stret-130 и, соответственно, светильник типа ДКУ 01-130-001.

Проверим освещенность на подходах к корпусам и площадкам детского сада. Выбираем контрольные точки и определяем расстояние до них от светильников, как показано в приложении 3 на рисунке 3.2.

Определяем расстояние и находим значение условной освещенности е по пространственным изолюксам [3, рисунок 7.8]. Расчет условной освещенности сводится в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Освещенность в контрольных точках

Контрольная точка	№ источника света	d, м	Условная освещенность
			Одного светильника	Суммарная от всех светильников
А	1,4	25	0,12	0,24
Б	1,2	19,53	0,16	0,56
В	1,3	29,15	0,08	0,16
	2	15	0,3	0,3
			Уne = 0,46 лк

Суммарная освещенность получилась меньше в точке А.

Для точки с наименьшей условной освещенностью определяем фактическую освещенность:

, лк. (3.3)

Определяем фактическую освещенность для точки Б:

лк.

Освещенность для точки Б удовлетворяет условиям.

3.5 Освещение территории автостоянки

Расчет освещения автостоянки производим в программе DIALux.

Для освещения используются светильники ДКУ 01-130-001 с лампами Street-130 с высотой установки - 9,3 м. План расположения светильников и объектов на территории автостоянки показан в приложении 3 на рисунках 3.3 - 3.4.

Результаты расчетов представим в приложении 3 на рисунках 3.5 - 3.7, в виде изолиний освещенности, градаций освещенности и графика значений освещенности.

3.6 Освещение территории стадиона

Расчет освещения стадиона производим в программе DIALux.

Для освещения стадиона используются прожекторы со светильниками BLD-HPFL300H-W-90D мощностью 300 Вт. В каждом прожекторе используется по 7 светильников. Прожекторы установлены на мачтах высотой 20 м. План расположения светильников и спортивных объектов на территории стадиона представлен в приложении 3 на рисунках 3.8 - 3.9.

Результаты расчетов освещенности футбольного поля и беговых дорожек представим в приложении 3 на рисунках 3.10 - 3.13, в виде изолиний освещенности, градаций освещенности и графика значений освещенности.

3.7 Расчет освещения территории АЗС

Расчет освещения территории АЗС производим в программе DIALux.

План территории АЗС представлен в приложении 3 на рисунке 3.14. План расположения светильников и объектов на территории АЗС представлен в приложении 3 на рисунках 3.15 - 3.16.

Результаты расчетов освещенности территории АЗС представим в приложении 3 на рисунках 3.17 - 3.25, в виде изолиний освещенности, градаций освещенности и графика значений освещенности.

Из рисунков видно, что результаты расчетов удовлетворяют заданным значениям.

3.8 Выбор сечения проводников осветительной сети

Для электроснабжения микрорайона используется провод СИП-2 с жилой освещения, для соединения в сеть светильников в переулках применяем провод марки СИП - 2 без жилы освещения. Кабельными линиями должны выполняться распределительные сети освещения территорий детского сада, стадиона, парковки, территории АЗС, также кабелем будет проложена линия от ТП до первой опоры.

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 Pр.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 IР , А определяется по формуле:

, А, (3.7)

где - полная электрическая мощность светильников, кВ·А;

- номинальное напряжение, кВ.

Провода и кабели выбирают 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 ( ? 5 % для жилых и общественных зданий из [2]);

- расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

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

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

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

Uном - номинальное напряжение кабеля, В.

Выбираем марку кабеля:

АВБбШв - алюминиевая жила, изоляция из ПВХ пластиката, броня из 2-х стальных лент, наружная оболочка из ПВХ пластиката.

Пример расчета для жилы освещения улицы Сиреневой, питающейся от ТП 1, приведен в приложении 4.

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

4.1 Определение типа, числа и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

От правильного размещения трансформаторной подстанций (ТП) на территории массовой жилой застройки города, а также числа подстанций и мощности трансформаторов, установленных в каждой подстанции, зависят экономические показатели и надежность системы электроснабжения потребителей. Трансформаторные подстанции следует приблизить к центру питаемых ими групп потребителей, так как при этом сокращается протяженность низковольтных сетей, снижаются сечения проводов и жил кабелей, а это приводит к значительной экономии цветных металлов и снижению потерь энергии. Снижаются также капитальные затраты на сооружение сетей. Основой для выбора числа трансформаторов ТП является схема электроснабжения и категории по надежности электроснабжения электроприемников. Выбор числа трансформаторов зависит от категории надежности и выбранной схемы электроснабжения подключенных потребителей. 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.

Hасчетный максимум активной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) , кВт, определяется по формуле:

, кВт, (4.1)

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

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

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

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

Расчетный максимум реактивной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений). , квар, определяется по формуле:

, квар, (4.2)

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

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

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

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

Полная расчетная нагрузка , кВ·А:

, кВ·А. (4.3)

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

, шт, (4.4)

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.

Полученное округляется до ближайшего целого числа.

Определяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

, (4.5)

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:

. (4.6)

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 2, от которой питаются детский сад, котельная, магазин продовольственный, парикмахерская, стадион, жилые дома № 10 - 15, 27 - 32, 44 - 49, 60 - 65.

По формуле (4.1) определим расчетный максимум активной нагрузки:

,

кВт.

По формуле (4.2) определим расчетный максимум реактивной нагрузки:

, квар.

По формуле (4.3) определим расчетную полную нагрузку:

По формуле (4.4) определим минимальное число силовых трансформаторов, устанавливаемых на ТП:

шт.;

шт.;

шт.;

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

По формуле (4.5) определим загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

По формуле (4.6) 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 5 таблицах 5.1 и 5.2.

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

Выбираем марку трансформаторов ТМГ. Преимущества трансформаторов ТМГ: не нуждаются в обслуживании при эксплуатации; отсутствует контакт масла с воздухом, что обеспечивает сохранность изоляционных свойств масла в течение не менее 25 лет; более компактны, занимают мало места по сравнению с трансформаторами с расширителем и воздушной подушкой; малошумящие - уровень шума не превышает 55 дБ (А); сниженные на 15-20% потери холостого хода по сравнению с аналогичными трансформаторами других фирм. Характеристики трансформаторов представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Характеристики и стоимость трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток	Потери	Uкз	Стоимость
		ВН	НН	Рхх	Ркз
	кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	руб.
ТМГ-160/10/0,4	160	10	0,4	0,41	2,6	4,5	108000
ТМГ-250/10/0,4	250	10	0,4	0,55	3,1	4,5	147000
ТМГ-400/10/0,4	400	10	0,4	0,8	5,5	4,5	187000

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов на основании методики из [7]. Расчет представлен в приложении 6.

4.3 Выбор места расположения ТП

Оптимальное расположение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по методике из [10]. Условный центр активной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

, . (4.7)

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

, , (4.8)

где - активная мощность i-го потребителя, кВт;

- реактивная мощность i-го потребителя, квар;

- координата по оси ОХ i-го потребителя;

- координата по оси ОY i-го потребителя.

В данной методике доказано, что областью размещения координат условного центра нагрузок являются эллипсы. Если источник питания (в нашем случае ТП) расположить в зоне эллипса рассеяния, то затраты на систему электроснабжения будут минимальными.

Найдем условные центры нагрузок (УЦН) для всех частей микрорайона. Данные расчетов приведены в приложении 5 в таблице 5.3 и пояснения не требуют. Координаты по чертежу (Лист 1).

Рассчитанные условные центры активной и реактивной нагрузок для ТП представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Условный центр активной и реактивной нагрузки

Номер ТП	Sн.т, кВ?А	NТ, шт.	xа, см	уа, мм	xр, мм	ур, мм
1	160	2	619,24	486,88	619,42	496,1
2	250	1	595,9	196,02	617,36	167,01
3	160	2	228,54	224,88	199,72	192,6
4	160	1	278,97	465,41	276,52	463,77

Располагаем ТП в соответствии с полученными результатами, учитывая реальное расположение объектов, проездов, а также архитектурные особенности.

5. Расчеты и проеКтирование питающих сетей 10 КВ

5.1 Схема распределительной сети 10 кВ

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

Большинство потребителей относится ко 2 категории по обеспечению надёжности электроснабжения и некоторые - к 3 категории. Исходя из этого, согласно п. 4.3.9 [1] основными принципами построения распределительной сети примем сочетание петлевых схем 10 кВ.

Схема распределительной сети 10 кВ представлена на рис.5.1.

Рисунок 5.1 - Схема распределительной сети 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;

· исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработки;

· 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 kо - 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 Iр, кА, определяется по формуле:

, А, (5.2)

где Sр - полная электрическая нагрузка линии, кВ.А;

Uн - 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 Iпа - ток послеаварийного режима, А;

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

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

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

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

Iдоп - допустимый ток кабеля, А, [1].

2) По допустимому отклонению напряжения:

,%, (5.5)

где ДUдоп - допустимая потеря напряжения: должна быть 5 % [1];

ДUр - расчетные потери напряжения, %;

Iр - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

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

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

cosцН, sinцН - косинус и синус нагрузки;

Uном - номинальное напряжение кабеля, В.

3) По термической стойкости:

, мм2, (5.6)

где Fp - выбранное сечение кабеля, мм2;

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

IK(3) - ток трехфазного КЗ, А;

tп - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с1/2/мм2 .

Для примера, проведем расчет для линии W3.

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:

210,57 < 1.0,9.1,25.1.240 А;

210,57 < 270 А.

2) Отклонение напряжения составит:

%,

3) Термически стойкое сечение определим по условию (5.5):

мм2.

Принимаем для этой линии окончательно сечение F = 70 мм2.

Результаты расчетов других линий представлены в приложении 7.

5.3 Расчет потокораспределения в сети 10 кВ

Расчет проводим при условии, что сеть 10 кВ работает в режиме кольца. В результате расчета необходимо получить точку потокораздела, в которой подтекающая со всех сторон мощность полностью потребляется.

Схема замещения с параметрами линий и мощностями нагрузок представлена на рисунке 5.2.



Рисунок 5.2 - Схема замещения для расчета рабочего режима сети 10 кВ

Произведем расчет потоков согласно схеме на рисунке 5.2:

, кВА

, кВА.

, кВА;

, кВА;

, кВА;

, кВА.

ТП 4 потребляет мощность 750,63, кВА, причем по линии W2 получает 685,37, кВА, а оставшуюся мощность - 65,26, кВА получает по линии W3.

Таким образом точка потокораздела находится на ТП 4. В нормальном режиме секционный выключатель на ТП 4 разомкнут.

6. Расчет питающих сетей 0,4 КВ

6.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ

Рассмотрим потребителей электроэнергии микрорайона по обеспечению надежности электроснабжения.

Жилые дома относятся к III категории, могут быть подключены по наиболее простой магистральной схеме, т.к. они не имеют силовых электроприемников и нет необходимости отделения осветительной нагрузки от силовой.

Для электроснабжения детских садов и школ, а также других потребителей I и II категории принимаем радиальную схему электроснабжения. Прокладываем по 2 кабеля к каждому зданию.

6.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4 кВ

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ, Sр.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 4.1].

Расчетный ток линии Iрл , А, определяется по формуле

, А, (6.2)

где Sр. - полная электрическая нагрузка линии , кВА;

Uн - 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 Iр - расчетный ток кабеля, А ;

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

kпр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой

токовой нагрузки при параллельной прокладке [1];

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

2) По допустимому отклонению напряжения

, %, (6.4)

где ДUдоп - допустимая потеря напряжения: должна быть 7 % [1];

ДUр - расчетная потеря напряжения, %;

Iр - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

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

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

cosцН, sinцН - косинус и синус нагрузки;

Uном - номинальное напряжение кабеля, В.

3) По термической стойкости

, мм2, (6.5)

где Fp - выбранное сечение кабеля, мм2;

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

IK(3) - ток трехфазного КЗ, А;

tП - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с1/2/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 W1 (см. лист 1).

Определим по формуле (5.1) расчетную нагрузку линии:

Sр.л . = 0,5·6,25·4 + 0,32·10,19·14 = 58,15 кВ·А.

Расчетный ток линий определим по формуле (5.2):

А.

Предварительно выбираем провод СИП-2 3х16+1х54,6+1х16.

Проверим провод по вышеперечисленным условиям.

по нагреву расчетным током:

,

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

kпр - коэффициент прокладки, равен 1 [7];

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

по допустимому отклонению напряжения:

.

Потери напряжения получились значительно больше допустимого значения, поэтому необходимо увеличить сечение провода.

Выбираем провод СИП-2 3х95+1х95+1х16 и проверяем допустимое отклонение напряжения:

Таким образом, выбранный провод удовлетворяет необходимым условиям.

Результаты расчетов воздушных и кабельных линий представлены в приложении 8.

7. Расчеты токов короткого замыкания

7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ

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 рисунках 7.1 и 7.2 соответственно.

Рисунок 7.1 - Расчетная схема сети 10 кВ



Рисунок 7.2 - Схема замещения

Определим параметры схемы замещения.

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

, Ом, (7.1)

где Uср - среднее напряжение, кВ;

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

Активное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, Ом, (7.2)

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

l - длина линии, км.

Индуктивное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, Ом, (7.3)

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

l - длина линии, км.

Полное сопротивление линии определяется по формуле:

(7.4)

Результаты расчетов приведены в приложении 9 таблице 9.1.

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

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, (7.5)

где ZУ - суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

, (7.6)

где Ку - 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 9 таблице 9.2.

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

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 [4].

Определим параметры трансформатора:

· Активное сопротивление:

, мОм, (7.8)

где ДPк - потери КЗ, кВт;

Uном - низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

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

· Реактивное сопротивление:

, мОм, (7.9)

где Uк - напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление линии определим по выражению:

, мОм, (7.10)

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

l - длина линии, м.

Реактивное сопротивление линии определим по выражению:

, мОм, (7.11)

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

l - длина линии, м.

Ток трехфазного КЗ находим по формуле:

, кА, (7.12)

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

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

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, кА, (7.13)

где rД - сопротивление дуги, мОм.

Сопротивление дуги находим по формуле:

,мОм, (7.14)

где ЕД - напряженность в стволе дуги, В/мм (ЕД=1,6 В/мм из [4]);

LД - длина дуги, мм из [4].

Ток однофазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, кА. (7.15)

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

Uф - фазное напряжение, В;

zТ - сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ, мОм;

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

, мОм, (7.16)

где xТ1, xТ2, xТ0 - индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

rT1, rT2, rT0 - активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

rД - сопротивление дуги, мОм.

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

, мОм, (7.17)

где xТ, rТ - сопротивления трансформатора, мОм;

rД - сопротивление дуги, мОм.

Ударный ток находится по формуле:

, кА, (7.18)

где kу - ударный коэффициент;

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

; (7.19)

. (7.20)



Рисунок 7.3 - Расчетная схема и схема замещения

Проведем расчет для линии, питающей жилой дом (№ 60 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).

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	15	0,091	1,25	2,01	1,365	18,75	30,15
W2	320	0,0758	0,411	0,78	24,256	131,52	249,6
W3	16	0,0865	2,448	3,7	1,384	39,168	59,2

Сопротивлений коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и контактных соединений шин и кабелей из [4] 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	389,26	389,26	73,686	14,708	389,26	73,686
аппарата, А	400	400	100	25	400	300
R, мОм	0,65	0,11	2,15	15	0,006	0,027
X, мОм	0,17	0,17	1,2	10,2	-	-

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

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

rУ.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	1,357
К2	1,262	1,177	1,785	0,503
К3	-	-	-	0,453

Результаты расчетов токов КЗ для остальных ЭП приведены в приложении 9.

8. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры

8.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10 кВ

На стороне 10 кВ 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, 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 [4]:

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 3. 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 = 7,42А	Iном. = 400 А
iy = 4,153 кА	iдин = 25 кА
Вк = 2,0982·(0,1+0,01) = 0,48 кА2·с	Iв2 ·t = 10·1 = 10 кА2·с

Условия выбора и проверки предохранителей в сети 10 кВ [8]:

1. Соответствие номинального напряжения предохранителя номинальному напряжении сети :

 (8.5)

где - номинальное напряжение сети, кВ;

- номинальное напряжение предохранителя, кВ.

2. Номинальный ток плавкой вставки для предохранителей, защищающих трансформаторы 6 и 10 кВ со стороны высшего напряжения, выбирается равным примерно двукратному номинальному току трансформатора:

(8.6)

где - номинальный ток плавкой вставки, А;

- номинальный ток трансформатора, А.

3. Выбранный предохранитель проверяется на чувствительность токам КЗ:

(8.7)

где - ток двухфазного короткого замыкания.

4. Выбранный предохранитель проверяется на отключающую способность:

(8.8)

Выбор предохранителя представлен в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Выбор предохранителей

Расчетные данные	Тип оборудования
	ПКТ103-10-20-12,5У3
кВ	кВ
А	А
кА	кА

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

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. Токовая отсечка АВ отстраивается от пиковых токов электроприемника:

, А, (8.12)

где - коэффициент надежности отстройки;

- пиковый ток, А;

- ток срабатывания отсечки, А.

5. Выбор времени срабатывания токовой отсечки:

(8.13)

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

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

6. Проверка по условии стойкости при КЗ:

, кА, (8.14)

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

- ток предельной коммутационной способности, кА;

7. Проверка на требуемую чувствительность защиты:

, (8.15)

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 ВРУ жилого дома. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования
	ВА-51-25
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 14,708 А	Iном = 25 А
Iдоп = 100·1.25 = 125 А	Iсп = 21,6 А
kн·Iпик = 1,5·15,27 = 22,9 А	Iсо = 112 А
Iкз(3) = 1,1 кА	Iпкс = 3,8 кА
	1,5

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 глухозаземленной 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 Masterpact NW, трансформаторами тока и приборами учета и контроля электроэнергии.

Линейные панели комплектуются автоматическим выключателями Compact NS(X).

Выбираем выключатель QF2, установленный в линейном шкафу КТП. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования
	Compact NSX100F
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 77,78 А	Iном = 100 А
Iдоп = 100·1,25 = 125 А	Iсп = 96 А
kн·Iпик = 1,5·93,34= 140,01 А	Iсо = 240 А
Iкз(3) = 6,06 кА	Iпкс = 25 кА
	1,5

Выбираем выключатель QF1, установленный во вводном шкафу низкого напряжения КТП. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.5.

Таблица 8.5 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования
	Compact NSX400F
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 392,2 А	Iном = 400 А
Iдоп = 400·1,25 = 500 А	Iсп = 400 А
kн·Iпик = 1,5·470,4= 705,6А	Iсо = 800 А
Iкз(3) = 6,06 кА	Iпкс = 36 кА
	1,5

Выбор трансформаторов тока представлен в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Расчетные данные	Тип оборудования
	ТШЛ-0,66С 400/5 У2
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 392,2 А	Iном = 400 А

Выбор остального оборудования приведен в приложении 10.

В результате расчетов выбираются панели ЩО, представленные в таблице 8.7.

Таблица 8.7 - 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 10 кВ

Для защиты линий 10 кВ 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 6-35 кВ - «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.

9.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

Ток срабатывания токовой отсечки мгновенного действия Icо, кА, определим по формуле:

, А, (9.3)

где - коэффициент надёжности (=1,1; [10], таблица 3.2).

Ток определяется при максимальном режиме питающей системы ( А).

Ток срабатывания реле определим по формуле:

, А, (9.4)

где kсх - коэффициент схемы;

kТ - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Оценку коэффициента чувствительности отсечки производят при наиболее благоприятных условиях: при трёхфазном КЗ в месте установки защиты:

, (9.5)

где Ik(3) - ток трехфазного КЗ, кА.

Защиту будем выполнять по однорелейной схеме. Схема соединений ТТ - неполная звезда (kсх=1). Трансформатор тока выберем марки ТПЛМ-10 класса Р с kТ =500/5.

Рассчитаем параметры токовой отсечки.

А;

А.

Чувствительность определяем по формуле (9.5):

> 1,2.

9.2.2 МТЗ с выдержкой времени

Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

, А, (9.6)

где kн - коэффициент надежности;

kсзп - коэффициент самозапуска;

kв - коэффициент возврата;

Iраб.МАХ,W - максимальный рабочий ток, А.

Ток срабатывания реле и коэффициент чувствительности МТЗ определяется аналогично, как и для токовой отсечки по (9.4) и (9.5).

При выборе тока срабатывания МТЗ используется ток послеаварийного режима, например, обрыв на линии между КТП(м)-250 КБО №4 и ТП(к)-400 РДК №31. В этом случае ток А.

А;

А.

Оценку коэффициента чувствительности МТЗ производят при двухфазном КЗ в зоне основного действия.

> 1,5 .

Защита от замыкания на землю подключается через трансформаторы тока нулевой последовательности. Это защита с действием на сигнал, поэтому устанавливается на главной понизительной подстанции, где есть обслуживающий персонал.