Учебная работа. Проектирование и расчет электроснабжения микрорайона города
Содержание
Введение
1. Короткая черта потребителей электроэнергии
2. Расчет электронных нагрузок
2.1 Расчетные электронные перегрузки жилых спостроек
2.2 Расчетные электронные перегрузки публичных спостроек
3. Построение системы внешнего освещения
3.1 Выбор нормы освещенности
3.2 Выбор системы освещения
3.3 Светотехнический расчет
4. Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов
4.1 Выбор трансформаторов
4.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов
4.3 Определение центров электронных нагрузок микрорайона
5. Разработка принципной электронной схемы электроснабжения микрорайона городка
5.1 Схема распределительной сети 10 кВ
5.2 Выбор сечения кабелей 10 кВ
5.3 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ
5.4 Выбор сечения кабелей сети 0,4 кВ
5.5 Выбор проводов внутридомовой сети
6. Расчет токов недлинного замыкания
6.1 Расчет токов недлинного замыкания на напряжение 10 кВ
6.2 Расчет токов недлинного замыкания на напряжение 0,4 кВ
7. Выбор коммутационной аппаратуры
7.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кв
8. Расчет релейной защиты
8.1 защита трансформаторов
8.2 Защита отходящих линий
8.3 Построение карты селективности 10 кв
8.4 защита кабельных линий 0,4 кВ
9. Внедрение системы АКСУЭ
9.1 Предназначение системы АКСУЭ
9.2 Выбор системы АСКУЭ
9.3 Пространство установки частей системы
10. Энергосбережение
10.1 Принципы энергосбережения
10.2 Список типовых мероприятий по энергосбережению
10.3 Низкозатратные мероприятия
10.4 Среднезатратные мероприятия
10.5 Высокозатратные мероприятия
11. Экономика, организация и планирование
11.1 Расчет сметной цены избранной схемы электроснабжения
11.1.1 Расчёт сметы издержек на установка схемы
11.1.2 Составление локальной сметы в базовых ценах
11.2 Расчёт эффективности вкладывательных вложений
Заключение
Перечень использованных источников
Введение
C ростом промышленного и жилищно-общественного строительства в городках возникает необходимость сооружения новейших городских электронных сетей и подстанций, и к ним предъявляют все наиболее высочайшие требования надежного и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей.
Cистемой электроснабжения гоpода именуется совокупа электростанций, понижающих и преобразовательных подстанций, питающих и распределительных линий и электроприёмников, которая обеспечивает снабжение электроэнергией коммунально-бытовых, промышленных и транспортных потребителей расположенных на теppитории гоpода.
Источником питания (ИП) систем электроснабжения городка является городские электронные станции и понижающие подстанции.
Центром питания (ЦП) именуется распределительное устройство, генераторного напряжения электронной станции либо распределительное устройство вторичного напряжения 10 – 20 кВ, понижающей подстанции, к шинам которого присоединяются распределение сети данного района.
В составе электронных сетей систем электроснабжения городка в ряде всевозможных случаев сооружаются pаспpеделительные пункты (РП) 10 – 20кВ, созданные для приёма электроэнергии от ИП по ограниченному числу питающих линий (2 – 4) и выдачи в сеть по большенному числу линий.
Задачей проектиpования системы электроснабжения городка является создание экономически целесообразной системы, обеспечивающей нужное количество и свойство всеохватывающего электроснабжения всех потребителей, также обеспечивающих их экономическую эксплуатацию.
В данной выпускной квалификационной работе рассматривается вопросец электpоснабжения жилого микрорайона городка, пользователи электроэнергии которого получают питание от ИП, в качестве которого выступает понижающая подcтанция 110/10 кВ, через PП.
1. Короткая черта потpебителей электроэнергии
электроснабжение трансформатор ток замыкание
Главными потpебитeлями электpоэнергии в системах электроснабжения городка являются: коммунально-бытовые потpебители, промышленные компании, электрифицированный городской и загородный транспорт, внешнее освещениe городка.
Коммунально-бытовые потребитeли электроэнepгии – это жилые строения, административные, культурно-массовые, учебные, целительные, торговые организации и компании, комбинаты бытового обслуживания, компании публичного питания и торговли и т.п.
Требования к надежности электроснабжения городских потребителей должны соответствовать требованиям ПУЭ и соответственных инструкций и указаний.
В данном проекте имеют пространство: развлекательный центр, сберкасса, отделение почты, школа, детские сады, продовольственные и непродовольственные магазины, стадион, жилые дома.
Жилой фонд состоит из 5, 9, 10-ти этажных домов. При пpоeктировании принимаем последующее условие: в жилых домах этажностью 10 и наиболее этажей установлены электронные плиты, в других – плиты на газовом горючем.
Промышленных потребителей в микрорайоне нет.
Спецификация электропотpeбителей рассматpиваемого микpоpайона приведена в таблице 1.1.
Генплан жилого микpоpайона представлен на листе 1 данного проекта.
В зданиях имеются электропpиемники первой группы по степени надежности электpоснабжения, потому исполняем питание всякого строения от 2-ух независящих источников с устройством AВP.
2. Расчет электричeских нагpузок
2.1 Paсчетные электронные перегрузки жилых спостроек
Определение расчетных нагрузок жилых спостроек основывается на использовании перегрузки 1-го потрeбителя, в качестве которого берется квартира жилого дома.
Расчет проводим согласно способом удельных нагpузок.
Расчетная электронная перегрузка квартир Ркв, приведенная к вводу жилого строения определяется по формуле:
Ркв = Ркв.уд. . n, кВт, (2.1)
где Ркв.уд. – удельная перегрузка электpоприемников кваpтиp
[2, таблица 6.1], кВт/кварт;
n количество кваpтир, шт.
Удельные расчетные нагpузки жилых квартир приведены для зимнего вечернего максимума, они учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, технических этажей и т.д.), но не учитывают общедомовую силовую нагрузку и осветительную и силовую нагрузку интегрированных (пристроенных) торговых и коммунально-бытовых потребителей.
Paсчетная перегрузка силовых электроприемников Рс пpиведенная к вводу жилого дома, определяeтся по фоpмуле:
Рс = Рр.л + Рст.у , кВт, (2.2)
где Ррл – мощность лифтовых установок спостроек, кВт;
Рст.у- мощность электродвигателей насоcов водоснабжения, вентиляторов и др. cанитарно – технических устройств, кВт.
Мощность лифтовых установок Рр.л определяется по формуле:
, кВт, (2.3)
где к’с- коэффициент спроса [2, таблица 6.4 ] ;
n л – количество лифтовых установок, шт;
Pniустановлeнная мощность электpодвигателя лифта, кВт.
Мощность электродвигателей наcоcов водоснабжения, вентиляторов и остальных cанитарно-технических устpойств Рсту определяется по формуле:
, кВт, (2.4)
где к”скоэффициент спроса [2, таблица 6.9 ];
n количество движков, шт;
Рст.у – установленная мощность электродвигателя, кВт.
Мощность резеpвных электродвигателей, также электроприемников противопожарных устpойств при pасчете электpических нагрузок не учитывается.
Расчетная электронная перегрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников ) Рр. определяется по формуле:
Рр = РКВ + куРс , кВт, (2.5)
где Ркв – расчетная электронная перегрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;
Рс – расчетная перегрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;
ky коэффициент роли в максимуме перегрузки силовых электроприемников, у=0,9 [2].
Расчетную pеактивную мощность жилого домa Qр определяем последующим обpaзом:
, квар, (2.6)
где tg-коэффициенты реактивной мощности;
Ркврасчетная электронная перегрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;
Ррл – мощность лифтовых устанoвок спостроек, кВт;
Рст.у – мощность электpодвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств, кВт .
Полная электронная перегрузка жил0го дома (квартир и силовых электроприемников) Sp определяется по формуле:
, кВ.А, (2.7)
где Рр – расчетная электронная перегрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников ), кВт ;
Qррасчетная реактивная мощность жилого дома , квар.
Расчетный ток строения Iр определяется по формуле:
, кА, (2.8)
где Sp – полная электронная перегрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВ•А;
UH – номинальное напряжение, кВ.
Приведем примep расчeта жилого девятиэтажного дома, имеющего 6 подъездов и 216 квартир с плитами на приpодном газе. Даннoе здание на генплане (лист 1) обoзначено номером 2.
По формуле (2.1) определяем расчетную нагрузку квартир:
Ркв 0,765 . 216 =165,24 (кВт).
Мощность лифтовых установок определяем по формуле (2.3):
Ррл = 0,65 . 6 . 13= 50,7 (кВт).
Мощность насосoв водoснабжения для данного дома определяется по формуле (2.4):
Рст.у0,9 . 3 . 15 = 40,5 (кВт).
Расчетную нагрузку силовых электроприемников, приведенную к вводу жилого дома, определим по формуле (2.2):
Рс = 50,7 + 40,5 = 91,2 (кВт).
Дальше по формуле (2.5) определим активную нагрузку жилого дома:
Рр= 165,24 + 0,9 . 91,2= 247,32 (кВт).
Реактивную перегрузка силовых электроприемников строения определим по формуле (2.6):
Qp 165,24. 0,29 + 0,9 (50,7. 1,17 + 40,5 . 0,75 ) = 128,65 (квар).
Полную электронную нагрузку жилого дома (квартир и силовых электроприемников ) , кВ•А, определим по формуле (2.7):
(кВ•А).
Расчетный ток строения определим по формуле (2.8):
(А).
Для других жилых спостроек расчетные электронные перегрузки определяются аналогично, потому расчет можно свести в таблице 2.1.
2.2 Расчетные электронные перегрузки публичных спостроек
Расчетная электронная перегрузка публичного строения Р определяется:
Р = Руд . m,кВт,(2.9)
где Руд – удельная перегрузка [2, таблица 6,14]:
– для предпpиятий торговли, кредитно-финансовых учреждений, компаний связи, кВт/м2;
– для учреждений образования, компаний публичного питания и коммунально-бытового oбслуживания, больниц и т.п., кВт/пространство;
m -соответственно:
– площадь, м2;
– количество мeст.
Расчетная peaктивная мощность строения Q определяется по формуле:
Q = P . tg , квар, (2.10)
где Р-pacчетная элeктрическая нагpузка публичного строения, кВт;
tg- к0эффициент мощности общecтвенного строения.
Полная расчетная мощность S, кВ.А, и расчетный ток строения I, кА, 0пределяются по фоpмулам (2.7) и (2.8) соотвeтственно.
В качестве примера paccчитаем нагрузку школы на 1000 учащихся. Определим расчетную электронную нагрузку школы по формуле (2.9):
Р = 0,25 . 1000 = 250(кВт).
Подставив численные значения в фopмулу (2.10) получим расчетную реактивную мощность школы:
Q = 250 . 0,33 = 82,5(квар).
Дальше по фopмулам (2.7) и (2.8) определим полную нагpузку здaния и его расчетный ток:
(кВА);
(А).
Для ocтальных oбщественных спостроек расчетные электронные перегрузки опpeделяются аналогично, потому расчет можно свести в таблицу 2.2.
3. Проектирование системы внешнего освещения местности микрорайона
3.1 Выбор нормы освещенности
Освещение улиц, дорог и площадей с peгулярным транспоpтным движением в городках следует проектировать исходя из норм средней яркости покрытий, а освещение непроезжих частей местности микрорайона исходя из норм средней горизонтальной освещенности [6].
Согласно таблицы 11 и таблицы 13 [6] избираем нормированные величины, надлежащие Избранные значения сведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Нормированные величины освещаемых объектов
Освещаемый объект
Средняя яркость покрытия,
Lср, кд/м2
Средняя горизонтальная
освещенность, Еср, лк
Магистральные улицы районного значения (категория Б)
0,6
10
Улицы и дороги местного значения (категория В)
0,4
6
Площадки для подвижных игр местности детских яслей-садов.
–
10
Подъезды, подходы к корпусам школ, детских яслей-садов.
–
6
Школьный стадион
–
10
3.2 Выбор системы освещения
Освещение улиц, дорог и площадей местности микрорайонов следует делать светильниками, располагаемыми на опорах либо тросах.
Питание осветительных приборов уличного освещения для разных участков дороги будет осуществляться от разных трансформаторных подстанций. Но меж последними светильниками примыкающих участков мaгистральных улиц городов рекомендуется [1] предугадывать нормально отключенные перемычки (запасные кабельные полосы).
Для соединения осветительных приборов в сеть применяем провод марки СИП – 2А. Кабельными должны выполнятся распределительные сети освещения территорий детских яслей – садов, общеобразовательных школ.
Избираем осветительные приборы ЖКУ 16-100-001-УХЛ1 с лампами ДНаТ 100 и ЖКУ 16-250-001-УХЛ1 с лампами ДНаТ 250, как более экономные [8].
Ширина проезжей части улиц 12 м, потому с учетом советов табл.24 [8] принимаем одностороннюю схему расположения осветительных приборов: на опорах с одной стороны проезжей части.
3.3 Светотехнический расчёт
Рассчитаем количество ламп для освещения улиц. Зададимся шагом (расстоянием меж 2-мя примыкающими опорами) в 40 м. Тогда количество осветительных приборов, нужных для освещения определим по формуле:
, шт., (3.1)
где L – длина освещаемой поверхности, м;
l- шаг осветительных приборов, м.
(шт.).
Таковым образом, для освещения проездов территорий микрорайона принимаем к установке одностороннюю систему расположения осветительных приборов с лампами типа ДнаТ-250 и ДнаТ-100 при шаге 40 м.
Число осветительных приборов, применяемых при освещении огромных площадей не проезжих территорий, определяется как:
шт. (3.2)
Для школьного стадиона число осветительных приборов равно:
(шт.),
где – площадь освещаемой местности, м2;
– коэффициент использования светового потока по освещенности, равный в данном случае 0,47 [8].
Итог расчета числа установок внешнего освещения местности детских садов и местности общеобразовательной школы приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Расчет установок внешнего освещения
Освещаемый
объект
Средняя горизонтальная
Освещенность,Еср, лк
Номер
на
плане
Площадь объекта,
Тип
лампы
Число осветительных приборов, шт.
Земля детских садов
10
19
3500
ДнаТ-100
12
31
3500
12
Стадион,
школа
10
23, 24
4200
ДнаТ-100
24
Подъезды и подходы к детским садам
6
–
–
ДнаТ-100
2
Определим расчетную активную мощность осветительных устройств для освещения стадиона и местности школы по формуле:
, кВт, (3.3)
где – коэффициент спроса для расчёта сети внешнего освещения, принимаемый согласно табл. 19 [8] равным 1;
– коэффициент, учитывающий утраты мощности в пускорегулирующей аппаратуре, избираем по табл.18 [8];
– количество установленных ламп, шт.;
– номинальная активная мощность одной лампы, кВт.
Рр = 1. 1,08 . 24 . 100 =2,59 (кВт).
Расчетная реактивная мощность осветительных устройств:
Qр = Рр . tg, квар, (3.4)
где tg – коэффициент мощности осветительных устройств, для осветительных приборов, имеющих персональную компенсацию реактивной мощности, с лампами типа ДнаТ .
Qр =2,59. 0,62 = 1,64 (квар).
Полная электронная мощность:
, кВ.А, (3.5)
(кВ.А).
Расчетный ток Iропределяется по формуле:
, А, (3.6)
( А).
Аналогичным образом произведем расчет для улиц группы Б, В, территорий микрорайона. Приобретенные данные сведем в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Расчетные электронные перегрузки внешнего освещения
Освещаемые объекты
Тип осветительного прибора
Мощность лампы, Вт
n, шт
Pр ,
кВт
Qр ,
квар
Sр ,
кВА
Iр ,
А
Улицы группы Б
ЖКУ 16-250-001
250
50
13,5
8,37
15,88
22,93
Улица группы В,
внутрирайонная
земля
ЖКУ 16-100-001
100
50
5,4
3,35
6,35
9,17
Школьный стадион и земля школы
ЖКУ 16-100-001
100
24
2,59
1,64
3,07
4,43
Земля детских садов и подходы к ним
ЖКУ 16-100-001
100
13
1,4
0,87
1,65
2,38
13
1,4
0,87
1,65
2,38
Итого:
–
–
24,29
15,1
28,6
41,3
Для освещения входа в подъезды предусматривается установка осветительных приборов на стенках домов. Данные осветительные приборы будут запитываться от ВРУ дома.
Для соединения осветительных приборов в сеть применяем провод марки СИП – 2А (самонесущий, изолированный провод), потому что он имеем ряд преимуществ по сопоставлению с неизолированными проводами.
Достоинства изолированных проводов:
1) маленькое как у кабеля реактивное сопротивление.
2) сохранность обслуживания.
3) уменьшение расстояния до строений по [2].
Система уличного освещения приведена на листе 1 графического материала.4. Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов
4.1 Выбор трансформаторов
В проекте предусматриваем четыре двухтрансформаторных подстанции для увеличения надежности системы электроснабжения.
На двухтрансформаторных подстанциях следует стремиться использовать однотипные трансформаторы схожей мощности для упрощения обслуживания, также для сокращения номенклатуры складского резерва.
строения и сооружения микрорайона с учетом их территориального расположения разделим на группы, для каждой из которых определим максимум нагрузок.
Расчетную нагрузку питающей полосы (трансформаторной подстанции) при смешанном питании потребителей различного предназначения (жилых домов и публичных спостроек) Рр.м определяется по формуле:
, кВт, (4.1)
где Рзд.max – большая активная перегрузка строения из числа спостроек, питаемых от ТП, кВт;
Рздi – расчетные активные перегрузки остальных спостроек, питаемых от ТП, кВт;
kyi – коэффициент роли в максимуме электронных нагрузок публичных спостроек (помещений) либо жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, таблица 6.13 ].
Расчетный максимум реактивной перегрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и публичных спостроек (помещений) Qр.м., квар, определяется по формуле:
, квар, (4.2)
где Qзд.max – большая реактивная перегрузка строения из числа, питаемых от ТП, кВт;
Qздi – расчетные реактивные перегрузки остальных спостроек, питаемых от ТП, кВт;
kyi – коэффициент роли в максимуме электронных нагрузок публичных спостроек (помещений) либо жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2].
Дальше определим малое число силовых трансформаторов Nт, шт., устанавливаемых в ТП:
, шт., (4.3)
где Sр – расчетная перегрузка потребителей, питаемых от ТП, кВ•А;
SНТ – номинальная мощность силового трансформатора, кВ.А;
kз – коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый зависимо от группы надежности потребителей электроэнергии.
Приобретенное NTmin округляется до наиблежайшего целого числа.
Определяем загрузку трансформаторов в обычном режиме работы:
, (4.4)
где Рр – расчетная активная перегрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;
Qp – расчетная реактивная перегрузка потребителей, питаемых от ТП, квар;
NT – число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт.;
SHT – номинальная мощность силового трансформатора, кВ•А.
Согласно [1] для жилых и публичных спостроек вопросец о компенсации реактивной мощности не рассматривается.
Долгая работа трансформаторов гарантируется при соблюдении нормированных критерий их эксплуатации. Перегрузки по напряжению должны исключаться схемой и режимом работы электронной сети, также защитными устройствами. Потому обычно рассматривается лишь допустимость перегрузок по мощности.
Перегрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом kП,АВ, который определяется по формуле:
, (4.5)
В качестве примера определим по формуле (4.1) расчетный максимум активной перегрузки для группы потребителей ТП 2: № 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17- на генплане (лист 1).
Ррм = 286,32 + 0,9 • (70 + 85 + 70 + 70 + 70 + 70) + 0,8 • (24 + 37,5 + 24)= =746 (кВт).
По формуле (4.2) определяется расчетный максимум реактивной перегрузки:
Qрм =103,89 + 0,9 . (20,3 + 24,65 + 20,3 + 20,3 + 20,3 +20,3) + 0,8 • (14,88 + 23,25 + 18,88) = 260 (квар).
Определим малое число силовых трансформаторов Nт, шт., устанавливаемых в ТП по формуле (4.3):
(шт.),
(шт.).
Произведем уточнение загрузки трансформаторов в обычном и послеаварийном режимах работы по формулам (4.4) и (4.5) соответственно:
,
,
,
.
Избираем трансформаторы марки ТМГ.
свойства трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – свойства и стоимость трансформаторов
Тип
трансформатора
Номинальная
мощность
Номинальное напряжение
обмоток
Утраты
Uкз
Стоимость
ВН
НН
Рхх
Ркз
кВА
кВ
кВ
кВт
кВт
%
руб.
ТМГ-630/10/0,4
630
10
0,4
0,95
7,5
5,5
190000
ТМГ-1000/10/0,4
1000
10
0,4
1,3
11
6
290000
Для окончательного выбора нужно произвести технико-экономическое сопоставление предложенных вариантов трансформаторов.
4.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов
Разглядим два варианта:
1) в ТП 2 инсталлируются два трансформатора ТМГ-630/10/0,4;
2) в ТП 2 инсталлируются два трансформатора ТМГ-1000/10/0,4.
Технико-экономическое сопоставление предложенных вариантов трансформаторов делается на базе расчета приведенных издержек:
, руб./год, (4.6)
где – годичные Издержки, руб./год.;
К – серьезные вложения в ТП, руб.;
Е – норма дисконта, равна применимой для инвестора норме дохода на Капитал, не наименее работающего банковского процента (Е=0,16);
– каждогодние Издержки без учета амортизации, руб./ год.
Серьезные вложения определяются по формуле:
, руб., (4.7)
где n – число трансформаторов, шт.;
Ц – стоимость, определяется по оптовым ценникам, руб.;
-коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (= 0,05 – для оборудования массой выше 1 т);
– коэффициент, учитывающий Издержки на строй работы;
= (0,020,08) – зависимо от массы и трудности оборудования);
-коэффициент, учитывающий Издержки на установка и отладку оборудования;
= (0,10,15) – зависимо от оптовой цены оборудования.
Каждогодние Издержки без учета амортизации определяются по формуле:
, руб./год, (4.8)
где – Издержки на сервис и ремонт, руб./ год;
–Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторе за год, руб./год;
Издержки на сервис и ремонт определяются по формуле:
, руб./год, (4.9)
где – норма каждогодних расходов на сервис и ремонт (%). Для трансформаторов: .
Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах, определяются по формуле:
, руб./год, (4.10)
где -средняя себестоимость эл. энергии в энергосистеме, руб. за кВт.ч;
-годовые утраты электронной энергии в трансформаторе, кВт.ч.
Т.к. на ТП будет установлено по два схожих трансформатора номинальной мощностью любой, а перегрузка составляет , то при критериях раздельной работы утраты определяется по формуле:
, кВт·ч. (4.11)
время наибольших утрат электроэнергии определяется по формуле:
(ч). (4.12)
Определяется время наибольших утрат по (4.12), где – время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч:
(ч).
По формуле (4.11) определяются утраты электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2:
?АТ1год = 2 . 0,95 . 8760 + 2 . 7,5 . 0,632 . 2886 = 33826 (кВт.ч/год),
?АТ2год = 2 . 1,3 . 8760 + 2 . 11 . 0,42 . 2886 = 32935 (кВт.ч/год).
По формуле (4.10) определяются Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах за год:
И?АТ1 = 2,37 • 33826 = 80168 (руб./год),
И?АТ2 = 2,37 . 32935 = 78056 (руб./год).
По формуле (4.7) определим серьезные вложения:
КТ1 = 2 . 190000 . (1+0,05+0,02+0,1) = 444600 (руб.),
КТ2 = 2 . 290000 . (1+0,05+0,03+0,11) = 678600 (руб.).
На основании приобретенных расчетов составим таблицу технических черт трансформаторов для рассматриваемых вариантов. Данные представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Технические свойства трансформаторов
Вариант
Тип трансформатора
Утраты
электроэнергии,
/год
Издержки от утрат,
руб./год
I
ТМГ- 630/10
0,63
33826
80168
II
ТМГ- 1000/10
0,4
32935
78056
Определим приведенные финансовложения:
(На + Е) . КТ1 = (0,05+0,16) . 2 . 444600 = 186732 (руб./год),
(На + Е) . КТ2 = (0,05+0,16) . 2 . 678600 = 285012 (руб./год).
По формуле (4.9) определим Издержки на сервис и ремонт:
(руб./год),
(руб./год).
В итоге приведенные Издержки:
З1 = 186732 + 80168 + 22230 = 289130 (руб./год),
З2 = 285012 + 78056 + 33930 = 396998 (руб./год).
Как надо из расчетов, меньшие приведенные Издержки имеют пространство в 1 варианте. Совсем принимаем к установке трансформаторы ТМГ-630/10/0,4.
Предстоящий расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. Результаты расчета приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – свойства трансформаторных подстанций
Номер
ТП
Pрасч.,
кВт
Qрасч.,
квар
Sн.т.,
кВ•А
Nт,
шт.
KЗ
KЗАВ
ТП 1
712
764
630
2
0,61
1,2
ТП 2
746
260
630
2
0,63
1,3
ТП 3
768
298
630
2
0,65
1,3
ТП 4
639
268
630
2
0,55
1,1
ТП 5
774
366
630
2
0,7
1,4
ТП 6
670
319
630
2
0,59
1,2
4.3 Определение центров электронных нагрузок микрорайона
Для каждой ТП необходимо отыскать её месторасположение, которое определяется согласно методике, изложенной в [9]. Целью определения месторасположения ТП является минимизация издержек на кабель, прокладываемый к ТП на местности микрорайона.
Произвольно проводим оси координат и находим координаты центров нагрузок спостроек (размеры X и Y в метрах, генплан дан в масштабе 1:1000).
Условный центр активной перегрузки (УЦН) определяется по выражениям:
– для оси X:
, м; (4.13)
– для оси Y:
, м, (4.14)
где Pi- активная мощность i – го пользователя, кВт;
xi – координата по оси Х i – го пользователя, м;
yi – координата по оси Y i – го пользователя, м.
Условный центр реактивной перегрузки (УЦН) определяется по выражениям:
– для оси X:
, м, (4.15)
– для оси Y:
, м, (4.16)
где Qi – реактивная мощность i – го пользователя, квар;
xi – координата по оси Х i – го пользователя, м;
yi – координата по оси Y i – го пользователя, м.
По формулам (4.13) – (4.16) определяется среднее размещение ТП на генплане (лист 1).
В качестве примера определим условные центры активной и реактивной нагрузок для ТП 3.
Условный центр активной перегрузки:
Условный центр реактивной перегрузки:
Предстоящий расчет проводим аналогичным образом. Результаты расчета приведены в таблице 4.4.
Таблица 4.4 – Условный центр активной и реактивной перегрузки
Номер ТП
Sнт, кВ•А
Nт, шт
Xa, м
Ya, м
Xp, м
Yp, м
ТП 1
630
2
274
139
281
143
ТП 2
630
2
139
256
130
256
ТП 3
630
2
203
460
206
467
ТП 4
630
2
445
469
459
471
ТП 5
630
2
645
383
648
389
ТП 6
630
2
435
146
395
126
Располагаем ТП в согласовании с приобретенными плодами, беря во внимание реальное размещение объектов, проездов, тротуаров, также строительные индивидуальности.
5. Разработка принципной электронной схемы электроснабжения микрорайона городка
Распределительная сеть для рассматриваемого микрорайона представляет собой совокупа распределительной сети 10 кВ, трансформаторных подстанций и распределительной сети 0,38 кВ.
Выбор схемы и числа источников питания определяется по просьбе к бесперебойности питания, по группы надежности потребителей и приемников в согласовании с [1].
В рассматриваемом микрорайоне размещены в главном пользователи II группы, также пользователи III группы и группа потребителей I группы.
Ко 2-ой группы относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению обычной деятель значимого количества горожан. Электроприемники 2-ой группы в обычном режиме должны обеспечиваться электроэнергией от 2-ух независящих взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников 2-ой группы при нарушении электроснабжения от 1-го из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, нужное для включения запасного питания действиями дежурного персонала либо выездной оперативной бригады.
Электроприемники третьей группы могут питаться от 1-го источника питания. Допустимы перерывы на время, нужное для подачи временного питания, ремонта либо подмены покоробленного элемента системы электроснабжения, но не наиболее чем на одни день.
Также в рассматриваемом микрорайоне находятся пользователи I группы. Электроприемники первой группы в обычных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от 2-ух независящих взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от 1-го из источников питания быть может допущен только на время автоматического восстановления питания. К ним относятся лифты, средства пожаротушения и противопожарная сигнализация в школе, детских садах, веселительном центре и др.
5.1 Схема распределительной сети 10 кВ
Для распределительной сети 10 кВ применим схему с 2-мя встречными магистралями. Схемы с двойными магистралями используются на подстанциях с 2-мя секциями сборных шин, которые работают раздельно. В случае повреждения одной магистрали, все подстанции переключаются на магистраль, оставшуюся в работе. Двойные магистрали с двухсторонним питанием используются по мере необходимости питания от 2-ух независящих источников по условиям надежности электроснабжения. В качестве независящих источников питания употребляются две секции сборных шин, любая из которых в свою очередь запитана от независящего источника питания.
Схема распределительной сети 10 кВ представлена на рисунке 5.1.
Набросок 5.1 – Схема распределительной сети 10кВ
5.2 Выбор сечения кабелей сети 10кВ
электронные перегрузки городских сетей 10кВ в согласовании с [1] определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, полосы и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент роли в максимуме нагрузок), принимаемый по [5, табл. 2.4.1]. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума перегрузки принимается равным 0,92 ().
Расчетная активная перегрузка полосы Рр.w определяется по формуле:
, кВт, (5.1)
где kу – коэффициент совмещения максимумов нагрузок
трансформаторов;
Рр.ТП,i – активная перегрузка i-ой ТП, получающей питание по данной полосы в послеаварийном режиме, кВт.
Расчетная реактивная перегрузка полосыQp.W определяется по формуле:
, квар, (5.2)
где Рр.W расчетная активная перегрузка в послеаварийном режиме, кВт;
tgц – коэффициент реактивной мощности.
Полная электронная перегрузка Sр определяется по формуле:
, кВ.А, (5.3)
где Pр – расчетная электронная перегрузка полосы, кВт ;
Qр – расчетная реактивная мощность полосы, квар.
Расчетный ток полосы в послеаварийном режиме работы Iр, кА, определяется по формуле:
, А, (5.4)
гдеSр.- полная электронная перегрузка полосы, кВ.А;
Uн – номинальное напряжение, кВ.
Согласно [10] кабели выбирают по последующим условиям:
1) По экономической плотности тока:
, мм2, (5.5)
где Fр- расчетное сечение кабеля, мм2;
Iр – расчетный ток полосы, А;
jэк – финансовая плотность тока, А/мм2 .
2) По нагреву током послеаварийного режима:
Iпа kср . kпр . kпер . kгр . Iдоп ,А, (5.6)
где Iпа – ток послеаварийного режима, А;
kср- коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от данной [1, таблица 1.3.3];
kпр- коэффициент прокладки, учитывающий понижение допустимой токовой перегрузки при параллельной прокладке [1, таблица 1.3.26];
kпер – коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, равный 1,25;
kгр – коэффициент, учитывающий удельное сопротивление грунта
[1, таблица 1.3.23];
Iдоп- допустимый ток кабеля, А, [1].
3) По допустимому отклонению напряжения:
, %, (5.7)
где ДUдоп – допустимая утрата напряжения: обязана быть 5 % [1];
ДUр – расчетные утраты напряжения, %;
Iр – расчетный ток полосы, А;
L- длина кабеля, км;
r0 – удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м; [10];
x0 – удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [10];
cosцН, sinцН – косинус и синус перегрузки;
Uном- номинальное напряжение кабеля, В.
4) По тепловой стойкости:
, мм2, (5.8)
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 .
Избираем марку кабеля: АВБбШВ – дюралевая жила, изоляция из поливинилхлорида, броня из профилированной металлической ленты, защитный покров в виде упрессованного шланга из поливинилхлорида.
Для примера, рассчитаем линию W1 по формулам (5.1) – (5.3):
РрW1 = 0,8 . (768 + 746 + 712 + 670 + 774 + 639) = 3447,2 (кВт);
QрW1 = 3447,2 . 0,43 = 1482,3 (квар);
(кВ•А).
Расчетный ток полосы в послеаварийном режиме работы определим по формуле (5.4):
(А).
Дальше выберем кабель, соответственный условию (5.5):
(мм2),
где jэк = 1,4 по [1, табл. 1.3.36].
Принимаем сечение – 185 мм2. Для кабеля этого сечения Iдоп =310 А [1, таблица 1.3.16], как следует подставив численные значения в выражение (4.6) получим:
216,6(А) <1 • 1 • 1,25 • 1 • 310 (А),
216,6(А) < 387,5 (А).
Отклонение напряжения составит:
( %);
0,14 % 5 %,
где r0 , x0 берем в согласовании с сечением кабеля.
Термически стойкое сечение определим по условию (5.8):
(мм2).
185(мм2) ? 37,1 (мм2).
Условие производится. Принимаем для данной нам полосы совсем сечение F.= 185 мм2.
Результаты расчетов остальных линий представлены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор сечения кабелей на напряжение 10 кВ
Номер
полосы
Предназначение
Pр,
кВт
Qр,
квар
Sр,
кВ•А
Iр,
А
L,
км
Iр/j,
мм2
kср•kпр•kпер•kгр•Iр,
А
r0,
Ом/км
x0,
Ом/км
ДU,
?
Fтс,
мм2
F,
мм2
W1
РП – ТП1
3447,2
1482,3
3752,4
216,6
0,2
154,7
387,5
0,169
0,078
0,14
37,1
185
W2
ТП1 – ТП2
2877,6
1237,4
3132,4
180,8
0,37
129,1
300
0,261
0,08
0,31
32,5
120
W3
ТП2 – ТП3
2280,8
980,7
2482,7
143,3
0,32
102,4
300
0,261
0,08
0,22
29
120
W4
ТП3 – ТП4
1666,4
716,6
1813,9
104,7
0,27
74,8
130,9
0,329
0,081
0,16
23,1
95
W5
ТП4 – ТП5
1155,2
496,7
1257,5
72,6
0,27
51,9
90,8
0,261
0,08
0,09
21,8
120
W6
ТП5 – ТП6
536
230,5
583,5
33,7
0,29
24,1
42,1
0,208
0,079
0,13
20,6
150
W7
РП – ТП6
3447,2
1482,3
3752,4
216,6
0,28
154,7
387,5
0,169
0,078
0,2
37,1
185
W8
ТП6 – ТП5
2911,2
1251,8
3168,9
183
0,29
130,7
228,75
0,208
0,079
0,69
34
150
W9
ТП5 – ТП4
2292
985,6
2494,9
144
0,27
102,9
180
0,261
0,08
0,18
31,08
120
W10
ТП4 – ТП3
1780,8
765,7
1938,5
111,9
0,27
79,9
139,9
0,329
0,081
0,17
23,9
95
W11
ТП3 – ТП2
1166,4
501,6
1269,7
73,3
0,32
52,4
91,6
0,261
0,08
0,11
22,3
120
W12
ТП2 – ТП1
569,6
224,9
620
35,8
0,37
25,6
44,8
0,261
0,08
0,06
20,6
120
5.3 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ
Для питания городских потребителей электроэнергии используют систему трехфазного переменного тока напряжением 380 В с глухозаземленной нейтралью трансформатора.
На выбор схемы оказывают воздействие последующие причины: требования к бесперебойности питания; размещение трансформаторных подстанций.
Число источников питания определяется по группы надежности потребителей и приемников в согласовании с [1].
Для электроснабжения избираем круговую схему. Прокладывается по 2 кабеля к любому ВРУ. При всем этом одна из питающих линий употребляется для присоединения электроприемников квартир и общего освещения общедомовых помещений, иная питающая линия создана для подключения лифтов, насосов, противопожарных устройств эвакуационного и аварийного освещения (при их наличии).
При выходе из строя одной из питающих линий все электроприемники дома подключаются к полосы, оставшейся в работе, которая рассчитана с учетом допустимых перегрузок при аварийном режиме. Полосы, питающие строения, подключаются к различным силовым трансформаторам одной ТП. Также предусматривается резервирование на стороне 0,38 кВ.
5.4 Выбор сечения кабелей сети 0,4 кВ
Расчетная электронная перегрузка полосы до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и публичных спостроек (помещений), , кВ•А, определяется по формуле :
, кВ•А, (5.9)
где – большая перегрузка строения из числа спостроек, питаемых
по полосы, кВ.А;
– расчетные перегрузки остальных спостроек, питаемых по полосы, кВ.А;
– коэффициент роли в максимуме электронных нагрузок
публичных спостроек (помещений) либо жилых домов
(квартир и силовых электроприемников) [ 2].
электронные перегрузки взаиморезервируемых линий при приблизительных расчетах допускается определять умножением суммы расчетных нагрузок линий на коэффициент 0,9.
Расчетный ток полосы Iрл, кА, определяется по формуле:
, А, (5.10)
где .- полная электронная перегрузка полосы, кВ.А;
– номинальное напряжение, кВ.
Выбор сечений кабелей на напряжение 0,4 кВ производят по последующим условиям [10]:
1). По нагреву расчетным током:
, А, (5.11)
гдеIр- расчетный ток кабеля, А;
kср – коэффициент среды, [1, таблица 1.3.3];
kпр – коэффициент прокладки, учитывающий понижение допустимой
токовой перегрузки при параллельной прокладке [ 1, таблица1.3.26];
Iдоп- допустимый ток кабеля, А, [1, таблица1.3.7].
2). По номинальному напряжению:
, (5.12)
где UHW – номинальное напряжение кабеля, кВ;
UHC – номинальное напряжение сети, кВ.
3). По нагреву током послеаварийного режима:
(5.13)
где Iпа – ток кабеля в послеаварийном режиме, А ;
kср -коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от данной [1];
kпр – коэффициент прокладки, учитывающий понижение допустимой
токовой перегрузки при параллельной прокладке;
kпер – коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, равный 1,25;
kгр – коэффициент, учитывающий термическое сопротивление грунта, в данном случае для всех кабелей равен 1 [1];
Iдоп – допустимый ток кабеля, А, [1].
4). По допустимому отклонению напряжения:
, %, (5.14)
где ДUдо- допустимая утрата напряжения, %, обязана быть 5 % [1];
ДUр – расчетная утрата напряжения, %;
Iр – расчетный ток полосы, А;
L – длина кабеля, км;
r0 – удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м, [10];
x0 – удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [10];
cosцН, sinцН – косинус и синус перегрузки (примем 0,92 и 0,39 соответственно);
Uном – номинальное напряжение кабеля, В.
На основании проведенных исследовательских работ установлено, что кабели на напряжение до 1 кВ можно не инспектировать на тепловую стойкость при КЗ, если дюралевые жилы имеют сечение 25 мм2 и наиболее.
Разглядим на примере выбор кабеля для дома № 27 (см. лист 1 графического материала), питающегося от ТП 1.
Определим по формуле (5.9) расчетную нагрузку полосы W27:
Sр.л.W27 = 132,8 (кВ•А).
Расчетный ток линий определим по формуле (5.10):
(А).
Выберем сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ по перечисленным выше условиям.
По нагреву расчетным током:
195,3(А) 1.0,9.272(А),
195,3(А) 244,8(А).
где kср – коэффициент среды, в данном случае равен 1 [1];
kпр – коэффициент прокладки, равен 0,9 [1];
Iдоп – допустимый ток кабеля, А, [1], для предполагаемого сечения
120 мм2 равен 272 А.
По нагреву током послеаварийного режима:
195,3(А) 1.0,9.1.1,25.272 (А),
195,3(А) 306 (А).
По допустимому отклонению напряжения:
,
5(%) ? 4,3(%).
Т. е. все нужные условия соблюдаются, потому совсем принимаем последующее сечение: FW27 = 120 мм2.
Избираем марку кабеля: АВБбШВ – дюралевая жила, изоляция из поливинилхлорида, броня из профилированной металлической ленты, защитный покров в виде упрессованного шланга из поливинилхлорида.
Результаты расчетов остальных кабельных линий представлены в
таблице 5.2.
5.5 Выбор проводов внутридомовой сети
Расчетная активная перегрузка подъезда Ррп определяется по формуле:
Ррп = Ркв.уд. . n,кВт, (5.15)
где Ркв.уд. – удельная мощность на квартиру, кВт/кв [2, таблица 6.1];
n- количество квартир, шт.
Расчетная реактивная перегрузка, Qрп подъезда определяется по формуле:
Qрп = Pрп . tg , квар, (5.16)
где Ррп – расчетная активная перегрузка подъезда, кВт;
tgц- коэффициент реактивной мощности, равный 0,29.
Расчетный ток, Iрп, А, определим по формуле:
, А, (5.17)
гдеРрп – расчетная активная перегрузка подъезда, кВт;
Qрп – расчетная реактивная перегрузка подъезда, квар;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Условия выбора:
1) По допустимому току:
Ip < Iдоп , А. (5.18)
2 . По потере напряжения (см. выражение (5.14).
Произведем расчет для дома № 3 по генплану (лист 1 графического материала).
Определим нагрузку подъезда № 4 по формулам (5.15) – (5.17) :
Ркв 1,42 . 40 = 56,8 (кВт);
Q56,8. 0,29 = 16,47 (квар);
(А).
Выберем провод стояка. Марка провода: ВВГнг-LS – 5Ч35 (медные жилы, изоляция и оболочка из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности с низким дымо- и газо-выделением), метод прокладки проводов стояка – в полиэтиленовых трубах.
Удельное сопротивление провода: rУД = 0,53 Ом/км, хУД = 0,088 Ом/км.
Условия выбора:
1). По допустимому току:
Йдоп= 92 (А) ,
Ip= 89,9 (А) ,
92(А) > 89,9 (А).
Условие соблюдается.
2. По потере напряжения:
(%) < 5(%).
Выберем проводку квартирной сети.
Марка провода: ВВГНГ – 3х2,5 (медные жилы, изоляция и оболочка из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности), метод прокладки – под штукатуркой. Длина провода от щитка до розетки далекой комнаты составляет 15 м.
Удельное сопротивление провода: rУД = 7,4 Ом/км, хУД = 0,116 Ом/км.
Условия выбора:
1). По допустимому току:
Йдоп= 21 (А),
Iн.в.= 16 (А),
21 (А) ? 16(А),
где Iн.в – ном. ток выключателя квартирного щитка.
2). По потере напряжения:
(%)< 5(%).
Длины проводов и кабелей приняты по генплану (лист 1 графического материала).
Суммарная утрата напряжения в сети от ТП до самой удаленной розетки дома № 3 будет равна: = 3 + 0,7 + 0,8 = 4,5 %, что допустимо.
6. Расчет токов недлинного замыкания
Расчеты токов недлинного замыкания производятся для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям тепловой и динамической стойкости, также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.
Расчеты проводим аналитическим способом, основанным на способе симметричных составляющих.
ток трехфазного железного КЗ, определяется по формуле:
, кА, (6.1)
где UH – среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;
– полное суммарное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, которое является сопротивлением прямой последовательности и определяется по формуле:
, мОм, (6.2)
где – активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;
– реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм.
Ударный ток трехфазного железного КЗ, iy, кА, определяется:
, кА, (6.3)
где – амплитудное
KУ – ударный коэффициент [11].
ток двухфазного железного КЗ, ,кА определяется по формуле:
, кА, (6.4)
где – ток трехфазного железного КЗ, кА.
Для сетей напряжением 0,4 кВ почти всегда свойственны дуговые КЗ, а не железные, потому расчет токов КЗ в сетях низшего напряжения проводится с учетом активного сопротивления дуги в месте КЗ, Rд,мОм, которое определяется по формуле:
, мОм, (6.5)
где Ед- напряженность в стволе дуги, В/мм (1,6 В/мм из [11]);
Lд -длина дуги, мм из [11];
– ток трехфазного железного КЗ, кА.
Ток трехфазного КЗ с учетом дуги, ,кА, находим по формуле:
, (6.6)
где UH – среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;
– суммарное активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;
– суммарное реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;
Rд – сопротивление дуги, мОм.
ток двухфазного КЗ с учетом дуги, ,кА, находится по формуле:
, кА, (6.7)
где – ток трехфазного КЗ с учетом дуги, кА.
ток однофазного КЗ в сети напряжением 0,4 кВ, ,кА, определяется:
, кА, (6.8)
где Uф – фазное напряжение сети, для сетей 0,4 кВ принимается 230 В;
ZУ(1) – полное сопротивление питающей системы и трансформатора, мОм;
Zп,ф-0 – полное сопротивление петли фаза-нуль до точки КЗ, мОм, [11].
Сопротивление ZУ(1) определяется по формуле:
, мОм, (6.9)
где X1T, X2T и R1T, R2T – индуктивные и активные сопротивления прямой и оборотной последовательностей силового трансформатора (X1T=X2T, R1T=R2T), мОм;
X0T, R0T – индуктивное и активное сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора, мОм, [11, таблица 6.10].
Полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, Zп,ф-0, мОм, определяется по формуле:
мОм (6.10)
где ZП,Ф-0,УД,I – удельное сопротивление петли фаза-ноль всякого из поочередно включенных участков сети, мОм/м из [11];
l – длина соответственного участка сети, м.
характеристики частей сети, для которой нужно высчитать токи КЗ, определяются по формулам приведенным ниже.
Активное сопротивление трансформатора:
(6.11)
где ДPк – утраты КЗ, кВт из [10];
Uном – низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Sном.т. – номинальная мощность трансформатора, кВ•А;
Реактивное сопротивление трансформатора:
, Ом, (6.12)
где Uк – напряжение КЗ, %.
Активное сопротивление кабельных линий RК определим по формуле:
RК = RУД • l, мОм, (6.13)
где RУД – удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];
l – длина кабеля, м.
Реактивное сопротивление XК определим по формуле:
ХК = ХУД • l, мОм, (6.14)
где XУД – удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];
l – длина кабеля, м.
характеристики частей схемы замещения приводятся к одному напряжению, принятому за базовое. Расчеты токов КЗ производятся в именованных единицах.
6.1 Расчет токов недлинного замыкания на напряжение 10 кВ
Для расчета токов КЗ задаемся последующими начальными данными: сопротивление питающей системы Zc = 0,65 Ом; ток недлинного замыкания на шинах РП в точке К0: Iкз0 = 10 кА.
Схема замещения для расчета тока железного КЗ приведена на рис.6.1.
характеристики схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).
Для кабельной полосы W1:
RW1 = 0,169 . 0,2 = 0,034 (Ом);
XW1 = 0,078 . 0,2 = 0,016 (Ом);
(Ом).
ток трехфазного железного КЗ определим по формуле (6.1):
(кА).
Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):
IУ = 1,3 . . 8,8 = 16,2 (кА).
Согласно формуле (6.4) определим ток двухфазного КЗ:
(кА).
Набросок 6.1 – Схема замещения для расчета токов КЗ
Таблица 6.1 – Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ
Точка КЗ
Z?, Ом
IУ, кА
KУ
I(3)КМ, кА
I(2)КМ, кА
К1
0,038
16,2
1,3
8,8
7,6
К2
0,102
14,2
1,3
7,7
6,7
К3
0,087
12,6
1,3
6,9
5,9
К4
0,236
10
1,3
5,5
4,7
К5
0,073
9,5
1,3
5,2
4,4
К6
0,064
8,9
1,3
4,9
4,2
К7
0,052
15,8
1,3
8,6
7,4
К8
0,064
14,7
1,3
8,1
6,9
К9
0,073
13,5
1,3
7,4
6,3
К10
0,236
10,4
1,3
5,7
4,8
К11
0,087
9,6
1,3
5,3
4,5
К12
0,102
8,9
1,3
4,9
4,2
6.2 Расчет токов недлинного замыкания на напряжение 0,4 кВ
При расчетах токов КЗ для проверки оборудования на тепловую и динамическую стойкость и выбора аппаратуры по отключающей возможности производятся расчеты железных КЗ, т.к. в этом случае значения токов КЗ являются наивысшими. При проверке чувствительности устройств релейной защиты и защитных аппаратов производятся расчеты дуговых КЗ, т.к. при всем этом значении токов КЗ являются минимальными.
Проведем расчет токов КЗ для сети, питающей пользователя – жилой дом № 3, запитанный от ТП 3.
Определим характеристики трансформатора по формулам (6.11) и (6.12):
,
(Ом).
характеристики схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).
Для кабельной полосы, питающей дом:
RW1 = 0,261 . 0,12= 0,031 (Ом),
ХW1 = 0,08 . 0,12 = 0,01 (Ом),
(Ом).
Для провода стояка подъезда:
RW2 = 0,53 . 0,03 = 0,016 (Ом),
ХW2 = 0,088 . 0,03 = 0,003 (Ом),
(Ом).
Для провода от щитка до розетки далекой комнаты:
RW3 = 7,4 . 0,015 = 0,111 (Ом),
ХW3 = 0,116 . 0,015= 0,002 (Ом),
(Ом).
Схема участка сети и схема замещения представлены на рисунке 6.2.
Рассчитаем токи КЗ для точки К1.
ток трехфазного железного КЗ определим по формуле (6.1) с учетом формулы (6.2):
(кА).
Согласно формуле (6.6) ток трехфазного КЗ с учетом дуги:
(кА),
где активное сопротивление дуги в месте КЗ, определяется по формуле (6.5):
(Ом).
Набросок 6.2 – Схема и схема замещения для расчетов токов КЗ
Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):
iY = 1,3 . . 16,1 = 29,6 (кА).
ток двухфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле (6.7):
(кА).
ток однофазного КЗ рассчитаем по формуле (6.8):
(кА).
Расчет для других точек аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Результаты расчета токов КЗ в сети 0,4/0,23 кВ
Точка КЗ
КУ
IKM(3), кА
iу, кА
IКД(3), кА
IКД(2), кА
IКД(1), кА
К1
1,3
16,1
29,6
13,9
12
0,51
К2
1,1
4,9
7,5
3,2
2,8
0,37
К3
1,1
3,7
5,7
2,7
2,3
0,31
К4
–
–
–
–
–
0,19
7. Выбор коммутационной аппаратуры
7.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кВ
Выключатели и разъединители в сети 10(0,4) кВ выбираются по условиям:
1. По напряжению установки:
Uном.сети Uном ,кВ, (7.1)
где Uном.сети – номинальное напряжение сети, кВ;
Uном. – номинальное напряжение выключателя (разъединителя), кВ.
2). По рабочему наибольшему току:
Iр.мах Iном, А, (7.2)
где Iр.мах – расчетный наибольший ток, А;
Iном – номинальный ток выключателя (разъединителя), А.
3). На симметричный ток отключения:
Ik(3) ? Iоткл,ном, кА, (7.3)
где Ik(3) – расчетное
Iоткл,ном – номинальный ток отключения выключателя, кА.
4). На электродинамическую стойкость:
iуд ? iдин, кА, (7.4)
где iy – ударный ток трехфазного КЗ, кА;
iдин – ток электродинамической стойкости, кА.
5). время отключения КЗ:
(7.5)
где – полное время отключения выключателя, с;
– малое время деяния защиты, принимаем 0,1 с.
6). На тепловую стойкость:
, кА2•с, (7.6)
где ВК – термический импульс, кА2·с;
IВ – ток тепловой стойкости, кА;
t – время протекания тока тепловой стойкости, с.
В РП 10 кВ инсталлируются ячейки КСО содержащие вакуумные выключатели марки BB/TEL, характеристики которых определяются согласно условиям. Технические свойства выключателей ВВTEL.
время отключения КЗ:
(с).
Характеристики выключателей BB/TEL-10-12,5/630У2
Uном = 10 кВ; Iном.= 630 А; Iоткл = 12,5 кА; Iном.дин.=32А; I2ТЕР. tТЕР = 1024 кА2с.
Разъединители трехполюсные серии РВ, РВЗ, с приводами ПР-10 предусмотрены для включения и отключения под напряжением обесточенных участков цепи высочайшего напряжения при отсутствии нагрузочного тока. Не считая того, для сохранности ремонта полосы и электрооборудования разъединителем создается видимый разрыв электронной цепи.
Выбор разъединителей осуществляется согласно условиям.
характеристики разъединителей в ячейках РП
РВ-10/400 УХЛ2; Uном = 10 кВ; Iном. = 400 А; iдин = 40 кА ;1024 кА2с. РВЗ-10/400I УХЛ2; Uном = 10 кВ; Iном. = 400 А; iдин = 40 кА ;1024 кА2с.
характеристики аппаратов, содержащихся в ячейках напряжением 10 кВ, установленных в ТП .
характеристики разъединителей, содержащихся в ячейках ТП на стороне ВН
РВЗ-10/400 I УХЛ2; Uном = 10 кВ; Iном. = 400 А; iдин = 40 кА; 1024 кА2с.
РВ-10/400 УХЛ2; Uном = 10 кВ; iдин = 40 кА; 1024 кА2с.
Выключатели перегрузки предусмотрены для отключения и включения цепей под перегрузкой и не предусмотрены для отключения токов КЗ, потому они не проверяются по условию. Употребляется композиция «выключатель перегрузки – предохранитель», что расширяет область внедрения выключателей перегрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.
характеристики выключателей перегрузки
ВНПу – 10/400; Uном = 10 кВ; Iном. = 400 А; iномдин = 25 кА; Вк=100 кА2с.
Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов делается по формуле:
Iр = IНТ . kБ, А, (7.7)
где IНТ – номинальный ток трансформатора, А;
kБ – коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания
трансформатора, при включении, kБ = 2.
Номинальный ток трансформатора определяем по формуле:
, А. (7.8)
Согласно (7.8) номинальный ток трансформатора равен:
]]>