(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование системы электроснабжения населенного пункта
Содержание
Введение
1. Короткая черта потребителей
2. Определение расчетных электронных нагрузок населенного пт
3. Проектирование внешнего освещения
3.1 Выбор нормы освещенности
3.2 Выбор системы освещения
3.3 Черта схемы подстанции и спецификация электрооборудования
3.4 Расчет освещения местности детского сада
3.5 Освещение местности автостоянки
3.6 Освещение местности стадиона
3.7 Расчет освещения местности 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 сопоставление 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 недлинного замыкания
7.1 Расчет токов недлинного замыкания в сети напряжением 10 кВ
7.2 Расчет токов недлинного 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 электронной энергии
11. Разработка мероприятий по энергосбережению
12. Организационно-экономическая часть
12.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения
12.2 Сметно-финансовый расчет издержек на установка и пусконаладочные работы схемы электроснабжения
12.3 Организация работ по вводу объекта в эксплуатацию
Заключение
Перечень использованных источников
Приложения
Введение
В данной выпускной квалификационной работе разработана система электроснабжения населенного пт. Необходимость в разработке таковой системы диктуется новенькими требованиями к ней по надёжности с учетом электробезопасности и возможности обеспечивать потребителей нужным количеством электроэнергии. Надежность питания в главном зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных групп электроприемников, также от надежной работы частей системы электроснабжения.
В истинное время в итоге развития инфраструктуры села возрастает плотность строительства одноквартирных жилых домов, публичных спостроек, муниципальных учреждений, вырастают удельные мощности электроприемников. Все эти конфигурации приводят к необходимости использования новейшего оборудования на подстанциях и в распределительных сетях, в итоге что будут достигнуты значимая экономия употребления электроэнергии и понижения эксплуатационных издержек на техническое сервис электросетей, улучшатся условия работы эксплуатационного персонала.
При проектировании электроснабжения данного микрорайона выделяются главные задачки, для решения которых требуется полный подход к выбору схемы электроснабжения, технико-экономическое обоснование решений, определение частей системы электроснабжения микрорайона.
Требуемый уровень надежности и сохранности схемы электроснабжения обеспечивается серьезным соблюдением при выбирании оборудования и частей защиты норм и правил, изложенных в правилах устройства электроустановок (ПУЭ), СНиПах и ГОСТах.
1. Короткая черта потребителей
В данной выпускной квалификационной работе рассматривается вопросец электроснабжения. Главными пользователями электроэнергии являются коммунально-бытовые пользователи:
— жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные электронными плитами мощностью до 8,5 кВт;
— жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на сжиженном газе;
— коттеджи, оборудованные электронными 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 вопросец внешнего освещения микрорайона села.
Список электропотребителей рассматриваемого микрорайона приведен в приложении 1.
2. Определение расчетных электронных нагрузок населенного пт
2.1 Определение расчетных электронных нагрузок жилых спостроек
Расчетную нагрузку определяем способом удельных нагрузок [2].
Так как 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 перегрузка квартир, кВт;
— расчетные коэффициенты реактивной мощности [2, п. 6.12];
Полная электронная перегрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) , кВ·А, определяется по формуле:
, кВ·А, (2.2)
где — расчетная электронная перегрузка жилого дома, кВт;
— расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.
Расчетный ток жилого дома , А, определяется по формуле:
, А, (2.3)
где — полная электронная перегрузка жилого дома, кВ·А;
— номинальное напряжение, кВ.
Приведем пример расчета жилого дома с плитой на сжиженном газе.
Активная перегрузка жилого дома Pр.ж.д = 6 кВт. По формуле (2.1) определим реактивную мощность жилого дома:
квар.
По формуле (2.2) определим полную электронную нагрузку жилого дома:
кВ·А.
По формуле (2.3) определим расчетный ток:
А.
Расчет нагрузок других жилых спостроек аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении 1.
2.2 Определение расчетных электронных нагрузок публичных спостроек
электронный трансформатор энергосбережение
Расчетные электронные перегрузки публичных спостроек и учреждений определяются по укрупненным удельным перегрузкам в зависимости их от количественного показателя
Расчетная перегрузка публичных спостроек , кВт, определяется по формуле:
кВт, (2.4)
где — удельная перегрузка публичных спостроек [2, табл. 6.14], кВт/ед. изм.;
n — количественный показатель публичного строения, приведен в Приложении 2.
Расчетная реактивная мощность , квар, полная электронная перегрузка публичного строения , 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 электронную нагрузку детского сада:
кВ·А.
По формуле (2.3) определим расчетный ток:
А.
Расчет нагрузок других публичных спостроек аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении 2.
3. Проектирование внешнего освещения
3.1 Выбор нормы освещенности.
Согласно [4, таблица 13,14,15] определяем нормы освещаемых объектов. Избранные нормы представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 — Нормы освещаемых объектов
Наименование объекта
Средняя горизонтальная
освещенность, Еср, лк
Главные улицы в жилой стройке 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 группы А и Б
10
Остальная земля АЗС, имеющая проезжую часть
10
3.2 Выбор системы освещения
Сети внешнего освещения рекомендуется делать кабельными либо воздушными с внедрением самонесущих изолированных проводов.
В обоснованных вариантах для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, местности микрорайонов допускается внедрение неизолированных проводов согласно [1].
Распределительные сети освещения местности детских яслей — садов, общеобразовательных школ производятся кабельными линиями проложенными в земле.
Осветительные приборы внешнего освещения могут устанавливаться на специально созданных для такового освещения опорах, также на опорах воздушных линий до 1кВ, опорах контактной сети электрифицированного транспорта, стенках спостроек и сооружений, также могут быть подвешены на тросах, укрепленных на стенках спостроек и опорах.
Опоры установок уличного освещения площадей, улиц, дорог должны размещаться на расстоянии не наименее 1м от лицевой грани бордюра до наружной поверхности цоколя опоры на магистральных улицах и дорогах с интенсивным движением транспорта и не наименее 0,6 м на остальных улицах и площадях.
3.3 Расчет освещения улиц
Расчет делается точечным способом [3].
Для освещения улиц употребляются осветительные приборы ДКУ-01 со светодиодными лампами Street. При ширине проезжей части улиц 6 метров принимаем однородное однобокое размещение осветительных приборов: на опорах с одной стороны проезжей части. Количество осветительных приборов на опоре предполагается вначале равным 1. Осветительные приборы умеренно размещаются по периметру дороги с шагом равным 35 метрам.
Набросок 3.1 — Размещение осветительных приборов
Пользуясь точечным способом и кривыми силы света для осветительного прибора типа ДКУ-001 [3] (тип кривой силы света “Ш”), находится суммарная условная освещенность (?е), создаваемая наиблежайшими источниками света. Избираем контрольные точки и определяем расстояние до их от осветительных приборов как показано на рисунке 3.1.
Находим
Таблица 3.3 — Освещенность в контрольных точках
Контрольная точка
№ источника света
d, м
Условная освещенность
1-го осветительного прибора
Суммарная от всех осветительных приборов
А
1,2
17,5
0,22
0,44
Б
1,2
18,5
0,19
0,38
Потому что условная суммарная освещенность вышла меньше в точке А, то и расчет светового потока источника света будет производиться для точки А.
Световой поток источника света в любом осветительном приборе, обеспечивающий получение в избранной контрольной точке освещенности Е будет определяться по формуле:
, лм, (3.1)
где К- коэффициент припаса для осветительных приборов с разрядными лампами, равный 1,5 [3];
Е — освещенность в контрольной точке;
— коэффициент доборной освещенности, равный 1,1-1,2;
— суммарная условная освещенность, создаваемая наиблежайшими источниками света.
Для точки А световой поток равен:
По [3, таблица 16] выбирается тип лампы Stret-130 и, соответственно, осветительный прибор типа ДКУ 01-130-001.
установка осветительных приборов внешнего освещения производится на креплениях серии «Эталон» 0,4 кВ выше проводов ВЛ. Над проезжей частью улиц, дорог и площадей осветительные приборы данного типа должны устанавливаться на высоте не наименее 9,3 м. Питание установок внешнего освещения производится конкретно от ТП.
количество осветительных приборов n шт., нужных для освещения определим по формуле:
, шт., (3.2)
где — длина освещаемой поверхности согласно генплану, м;
— шаг осветительных приборов, м.
Расчет количества осветительных приборов сводится в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 — Расчет количества осветительных приборов.
Заглавие улицы
Длина улицы L, м
Шаг осветительных приборов D, м
количество осветительных приборов n
ул. Сиреневая
690
35
20
ул. Лазуревая
570
16
ул. Цветочная
570
16
пер. Полевой
415
12
пер. Соловьиный
480
14
Суммарное количество осветительных приборов 78.
3.4 Расчет освещения местности детского сада
Для освещения игровой площадки на местности детского сада употребляются осветительные приборы ДКУ-01 со светодиодными лампами Street. Размещение осветительных приборов и выбор контрольных точек приведены в приложении 3 на рисунке 3.1.
Определяем расстояние и находим
Таблица 3.5 — Освещенность в контрольных точках
Контрольная точка
№ источника света
d, м
Условная освещенность
1-го осветительного прибора
Суммарная от всех осветительных приборов
А
1,2
12,5
0,34
0,68
Б
1,2
16,01
0,28
0,56
Потому что условная суммарная освещенность вышла меньше в точке Б, то и расчет светового потока источника света будет производиться для точки Б.
Определяем световой поток в точке Б по формуле (3.1)
По [3, таблица 16] выбирается тип лампы Stret-130 и, соответственно, осветительный прибор типа ДКУ 01-130-001.
Проверим освещенность на подходах к корпусам и площадкам детского сада. Избираем контрольные точки и определяем расстояние до их от осветительных приборов, как показано в приложении 3 на рисунке 3.2.
Определяем расстояние и находим
Таблица 3.6 — Освещенность в контрольных точках
Контрольная точка
№ источника света
d, м
Условная освещенность
1-го осветительного прибора
Суммарная от всех осветительных приборов
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 вышла меньше в точке А.
Для точки с меньшей условной освещенностью определяем фактическую освещенность:
, лк. (3.3)
Определяем фактическую освещенность для точки Б:
лк.
Освещенность для точки Б удовлетворяет условиям.
3.5 Освещение местности автостоянки
Расчет освещения автостоянки производим в программке DIALux.
Для освещения употребляются осветительные приборы ДКУ 01-130-001 с лампами Street-130 с высотой установки — 9,3 м. План расположения осветительных приборов и объектов на местности 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 местности стадиона
Расчет освещения стадиона производим в программке DIALux.
Для освещения стадиона употребляются прожекторы со светильниками BLD-HPFL300H-W-90D мощностью 300 Вт. В любом прожекторе употребляется по 7 осветительных приборов. Прожекторы установлены на мачтах высотой 20 м. План расположения осветительных приборов и спортивных объектов на местности 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 местности АЗС
Расчет освещения местности АЗС производим в программке DIALux.
План местности АЗС представлен в приложении 3 на рисунке 3.14. План расположения осветительных приборов и объектов на местности АЗС представлен в приложении 3 на рисунках 3.15 — 3.16.
Результаты расчетов освещенности местности 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 данным значениям.
3.8 Выбор сечения проводников осветительной сети
Для электроснабжения микрорайона употребляется провод СИП-2 с жилой освещения, для соединения в сеть осветительных приборов в переулках применяем провод марки СИП — 2 без жилы освещения. Кабельными линиями должны производиться распределительные сети освещения территорий детского сада, стадиона, парковки, местности АЗС, также кабелем будет проложена линия от ТП до первой опоры.
Расчетная активная мощность осветительных устройств , кВт определяется по формуле:
, кВт, (3.4)
где — коэффициент спроса, который равен 1 в согласовании с [3];
— количество осветительных приборов, шт.;
— мощность осветительного прибора, кВт.
Расчетная реактивная мощность осветительных устройств , квар находится по формуле:
, квар, (3.5)
где Pр.осв — расчетная активная мощность осветительных устройств, кВт;
tgц — коэффициент мощности осветительных устройств.
Полная электронная мощность , кВ·А, определяется по формуле:
, кВ·А, (3.6)
где — расчетная активная мощность осветительных устройств, кВт;
— расчетная реактивная мощность осветительных устройств, квар.
Расчетный ток IР , А определяется по формуле:
, А, (3.7)
где — полная электронная мощность осветительных приборов, кВ·А;
— номинальное напряжение, кВ.
Провода и кабели выбирают по последующим условиям:
1) по нагреву расчетным током
, А, (3.8)
где — коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от данной в [1];
— коэффициент прокладки, учитывающий понижение допустимой токовой перегрузки при параллельной прокладке;
— допустимый ток кабеля, А по [1].
2) по потере напряжения
, %, (3.9)
где — допустимая утрата напряжения ( ? 5 % для жилых и публичных спостроек из [2]);
— расчетный ток полосы, А;
L — длина кабеля, км;
r0, x0 — удельное сопротивление кабеля, Ом/км из [4];
cosцн — косинус перегрузки (примем 0,96 по [3]);
sinцн — синус перегрузки (примем 0,28 по [3]);
Uном — номинальное напряжение кабеля, В.
Избираем марку кабеля:
АВБбШв — дюралевая жила, изоляция из ПВХ пластиката, броня из 2-х железных лент, внешняя 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 местности массовой жилой стройки городка, также числа подстанций и мощности трансформаторов, установленных в каждой подстанции, зависят экономические характеристики и надежность системы электроснабжения потребителей. Трансформаторные подстанции следует приблизить к центру питаемых ими групп потребителей, потому что при всем этом сокращается протяженность низковольтных сетей, понижаются сечения проводов и жил кабелей, а это приводит к значимой экономии цветных металлов и понижению утрат энергии. Понижаются также серьезные Издержки на сооружение сетей. Основой для выбора числа трансформаторов ТП является схема электроснабжения и группы по надежности электроснабжения электроприемников. Выбор числа трансформаторов зависит от группы надежности и избранной схемы электроснабжения присоединенных потребителей. А именно, для питания потребителей I группы и ответственных потребителей II группы используются двухтрансформаторные подстанции в сочетании с двухлучевыми схемами питания. Любой трансформатор при всем этом питается от отдельной полосы, присоединенной к независящему источнику питания. В случае выхода из строя 1-го из трансформаторов иной, в согласовании с допустимой по ПУЭ аварийной перегрузкой, обеспечивает питание практически всех потребителей, присоединенных к ТП. Перевод перегрузки с отказавшего трансформатора на оставшийся в работе должен осуществляться автоматом. Для питания потребителей II и III категорий зависимо от суммарной перегрузки потребителей могут применяться как двух-, так и однотрансформаторные подстанции в сочетании с петлевыми схемами питания. При этом, при применении однотрансформаторных подстанций питание потребителей II группы в аварийном режиме осуществляется от наиблежайшей ТП средством перемычки.
Hасчетный максимум активной перегрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и публичных спостроек (помещений) , кВт, определяется по формуле:
, кВт, (4.1)
где Pзд.max — большая из нагрузок спостроек, питаемых линией (ТП), кВт;
kyi — коэффициент роли в максимуме электронных нагрузок публичных спостроек (помещений) либо жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [2, табл.6.13];
Pздi — расчетные перегрузки всех спостроек, не считая строения, имеющего самую большую нагрузку Pзд.max, питаемых линией (ТП), кВт;
Pр.осв — расчетная активная мощность осветительных устройств, кВт.
Расчетный максимум реактивной перегрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и публичных спостроек (помещений). , 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) [2, табл.6.13];
Qр.осв — расчетная реактивная мощность осветительных устройств, квар.
Полная расчетная перегрузка , кВ·А:
, кВ·А. (4.3)
Дальше определим число силовых трансформаторов , шт., устанавливаемых в ТП:
, шт, (4.4)
где — расчетная перегрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;
— номинальная мощность силового трансформатора, кВ.А;
— коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый зависимо от группы надежности потребителей электроэнергии.
Приобретенное округляется до наиблежайшего целого числа.
Определяем загрузку трансформаторов в обычном режиме работы:
, (4.5)
где — расчетная активная перегрузка потребителей, питаемых от ТП, кВ.A;
— число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт;
— номинальная мощность силового трансформатора, кВ.А.
Согласно [2] 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 , который определяется по формуле:
. (4.6)
При этом согласно методике, приведенной в [9], допускается перегрузка трансформаторов:
— для масляных трансформаторов — не наиболее 1,4;
— для сухих трансформаторов — не наиболее 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 перегрузки:
,
кВт.
По формуле (4.2) определим расчетный максимум реактивной перегрузки:
, квар.
По формуле (4.3) определим расчетную полную нагрузку:
По формуле (4.4) определим малое число силовых трансформаторов, устанавливаемых на ТП:
шт.;
шт.;
шт.;
где согласно [6] = 0,7 — 0,8 , т.к. преобладают пользователи II группы.
По формуле (4.5) определим загрузку трансформаторов в обычном режиме работы:
По формуле (4.6) определим перегрузку силовых трансформаторов в послеаварийном режиме:
;
;
Расчеты для других ТП проводятся аналогичным образом и пояснений не требуют. Результаты расчетов перегрузки ТП приведены в приложении 5 таблицах 5.1 и 5.2.
Окончательное решение по выбору трансформаторов нужно принимать на основании технико-экономического сопоставления вариантов из таблицы. Это сопоставление представлено в последующем подразделе.
Избираем марку трансформаторов ТМГ. Достоинства трансформаторов ТМГ: не нуждаются в обслуживании при эксплуатации; отсутствует контакт масла с воздухом, что обеспечивает сохранность изоляционных параметров масла в течение не наименее 25 лет; наиболее малогабаритны, занимают не достаточно места по сопоставлению с трансформаторами с расширителем и воздушной подушечкой; малошумящие — уровень шума не превосходит 55 дБ (Децибел — логарифмическая единица уровней, затуханий и усилений) (А); сниженные на 15-20% утраты холостого хода по сопоставлению с подобными трансформаторами остальных компаний. свойства трансформаторов представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 — 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-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 сопоставление вариантов
Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов выбора трансформаторов на основании методики из [7]. Расчет представлен в приложении 6.
4.3 Выбор места расположения ТП
Среднее размещение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по методике из [10]. Условный центр активной перегрузки (УЦН) определяется по выражениям:
, . (4.7)
Условный центр реактивной перегрузки (УЦН) определяется по выражениям:
, , (4.8)
где — активная мощность i-го пользователя, кВт;
— реактивная мощность i-го пользователя, квар;
— координата по оси ОХ i-го пользователя;
— координата по оси ОY i-го пользователя.
В данной методике подтверждено, что областью размещения координат условного центра нагрузок являются эллипсы. Если источник питания (в нашем случае ТП) расположить в зоне эллипса рассеяния, то Издержки 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 перегрузки
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 согласовании с приобретенными плодами, беря во внимание реальное размещение объектов, проездов, также строительные индивидуальности.
5. Расчеты и проеКтирование питающих сетей 10 КВ
5.1 Схема распределительной сети 10 кВ
Согласно п. 4.3.2 [1] построение городской электронной сети по условиям обеспечения нужной надёжности электроснабжения потребителей производится применительно к главный массе электроприёмников рассматриваемого микрорайона.
Большая часть потребителей относится ко 2 группы по обеспечению надёжности электроснабжения и некие — к 3 группы. Исходя из этого, согласно п. 4.3.9 [1] главными принципами построения распределительной сети примем сочетание петлевых схем 10 кВ.
Схема распределительной сети 10 кВ представлена на рис.5.1.
Набросок 5.1 — Схема распределительной сети 10кВ
5.2 Выбор сечения проводов сети 10 кВ
сеть 10 кВ производится самонесущим изолированным проводом СИП-3. Надежность и эксплуатационная достоинства СИП-3 складываются из последующих критерий:
· провода защищены от схлестывания;
· на таковых проводах фактически не появляется гололед;
· исключено воровство проводов, потому что они не подлежат вторичной переработки;
· значительно уменьшены габариты полосы и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе использования;
· простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;
· высочайшая механическая крепкость проводов и соответственно невозможность их обрыва;
· пожаробезопасность таковых линий, основанная на исключении КЗ при схлестывании;
· сравнимо маленькая стоимость полосы (приблизительно на 35 % дороже «нагих»). При всем этом происходит существенное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80 %)
электронные перегрузки сетей 10кВ в согласовании с [5] определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, полосы и др.), на коэффициент одновременности, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок, принимаемый по [5, таблица 4.2].
Расчетная перегрузка полосы , кВт, определяется по формуле:
, кВт, (5.1)
где kо — коэффициент одновременности [5, таблица 4.2];
— полная перегрузка i-ой ТП, получающей питание по данной полосы в послеаварийном режиме, кВт.
Расчетный ток полосы в послеаварийном режиме Iр, кА, определяется по формуле:
, А, (5.2)
где Sр — полная электронная перегрузка полосы, кВ.А;
Uн — номинальное напряжение, кВ.
Cечение жил проводов выбирается по экономической плотности тока в обычном режиме и проверяется по допустимому долговременному току в аварийном и послеаварийном режимах, 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 — финансовая плотность тока, принимаемая по табл. 1.3.36 [1] равной 1,4;
— расчётный ток, А.
Проверку избранного провода на напряжение 10 кВ производят по последующим 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 данной [1, табл. 1.3.3];
kпр — коэффициент прокладки, учитывающий понижение допустимой токовой перегрузки 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 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 , [1];
x0 — удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [1];
cosцН, sinцН — косинус и синус перегрузки;
Uном — номинальное напряжение кабеля, В.
3) По тепловой 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 полосы W3.
Определяем мощность по формуле (5.1)
Расчетный ток полосы определим по формуле (5.2):
А.
Находим расчетное сечение провода по формуле (5.3):
За ранее избираем СИП 3-70. Проверим провод по перечисленным выше 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 данной для нас полосы совсем сечение F = 70 мм2.
Результаты расчетов остальных 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 итоге расчета нужно получить точку потокораздела, в какой подтекающая со всех сторон мощность на сто процентов потребляется.
Схема замещения с параметрами линий и мощностями нагрузок представлена на рисунке 5.2.
Набросок 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, при этом по полосы W2 получает 685,37, кВА, а оставшуюся мощность — 65,26, кВА получает по полосы W3.
Таковым образом точка потокораздела находится на ТП 4. В обычном режиме секционный выключатель на ТП 4 разомкнут.
6. Расчет питающих сетей 0,4 КВ
6.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ
Разглядим потребителей электроэнергии микрорайона по обеспечению надежности электроснабжения.
Жилые дома относятся к III группы, могут быть подключены по более обычной магистральной схеме, т.к. они не имеют силовых электроприемников и нет необходимости отделения осветительной перегрузки от силовой.
Для электроснабжения детских садов и школ, также остальных потребителей I и II группы принимаем круговую схему электроснабжения. Прокладываем по 2 кабеля к любому зданию.
6.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4 кВ
Расчетная электронная перегрузка полосы до 1 кВ, Sр.л , кВт, определяется с учетом коэффициента одновременности по формуле из [5]:
, кВт, (6.1)
где — расчетные перегрузки остальных спостроек, питаемых по полосы, кВт;
— коэффициент одновременности [5, таблица 4.1].
Расчетный ток полосы Iрл , А, определяется по формуле
, А, (6.2)
где Sр. — полная электронная перегрузка полосы , кВА;
Uн — номинальное напряжение, кВ.
Проверку избранного провода на напряжение 0,4 кВ производят по последующим условиям [6]:
1) По нагреву расчетным током
, А, (6.3)
где Iр — расчетный ток кабеля, А ;
kср — коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от данной [1];
kпр — коэффициент прокладки, учитывающий понижение допустимой
токовой перегрузки при параллельной прокладке [1];
Iдоп — допустимый ток кабеля, А , [1].
2) По допустимому отклонению напряжения
, %, (6.4)
где ДUдоп — допустимая утрата напряжения: обязана быть 7 % [1];
ДUр — расчетная утрата напряжения, %;
Iр — расчетный ток полосы, 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 перегрузки;
Uном — номинальное напряжение кабеля, В.
3) По тепловой 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 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 провода для полосы W1 (см. лист 1).
Определим по формуле (5.1) расчетную нагрузку полосы:
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.
За ранее избираем провод СИП-2 3х16+1х54,6+1х16.
Проверим провод по перечисленным выше 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:
.
Утраты напряжения вышли существенно больше допустимого значения, потому нужно прирастить сечение провода.
Избираем провод СИП-2 3х95+1х95+1х16 и проверяем допустимое отклонение напряжения:
Таковым образом, избранный провод удовлетворяет нужным условиям.
Результаты расчетов воздушных и кабельных линий представлены в приложении 8.
7. Расчеты токов недлинного замыкания
7.1 Расчет токов недлинного замыкания в сети напряжением 10 кВ
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.
Схема и схема замещения представлены на рисунках 7.1 и 7.2 соответственно.
Набросок 7.1 — Схема сети 10 кВ
Набросок 7.2 — Схема замещения
Определим характеристики 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 полосы, км.
Индуктивное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:
, Ом, (7.3)
где xo.w — удельное активное сопротивление, Ом/км;
l — длина полосы, км.
Полное сопротивление полосы 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] зависимо от места КЗ.
ток двухфазного КЗ рассчитывается по формуле:
, (7.7)
Пример расчета для точки К1
, кА;
, кА;
, кА.
Для остальных точек КЗ расчет аналогичен. Результаты расчетов представлены в приложении 9 таблице 9.2.
7.2 Расчет токов недлинного замыкания в сети напряжением 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. При расчете токов КЗ нужно учесть индуктивные и активные сопротивления короткозамкнутой цепи. В таковых сетях активные сопротивления существенно превосходят индуктивные.
Расчет будем проводить в именованных единицах на основании методики и соотношений изложенных в [4].
Определим характеристики трансформатора:
· Активное сопротивление:
, мОм, (7.8)
где ДPк — утраты 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 полосы определим по выражению:
, мОм, (7.10)
где ro.w — удельное активное сопротивление, Ом/км;
l — длина полосы, м.
Реактивное сопротивление полосы определим по выражению:
, мОм, (7.11)
где xo.w — удельное реактивное сопротивление, Ом/км;
l — длина полосы, 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, оборотной и нулевой последовательности, мОм;
rT1, rT2, rT0 — активные сопротивления трансформатора прямой, оборотной и нулевой последовательности, мОм;
rД — сопротивление дуги, мОм.
При соединении обмоток трансформатора по схеме Y /Y0 сопротивления всех последовательностей равны. Как следует, 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)
Набросок 7.3 — Схема и схема замещения
Проведем расчет для полосы, питающей жилой дом (№ 60 на генплане). Схема и схема замещения представлены на рисунке 7.3.
Произведем расчет характеристик 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 других линий рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 — Результаты расчета характеристик 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
полосы 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 других 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 других 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 интегрированной аппаратурой, расчет характеристик которой приведен ниже. Ячейки КСО-203 комплектуются выключателями перегрузки ВНР, предохранителями ПКТ.
Выключатели перегрузки предусмотрены для отключения и включения цепей под перегрузкой, не предусмотрены для отключения токов КЗ. Употребляется композиция «выключатель перегрузки — предохранитель», что расширяет область внедрения выключателей перегрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.
Условия выбора и проверки выключателей перегрузки в сети 10 кВ [4]:
1. Соответствие номинального напряжения выключателя номинальному напряжении сети :
(8.1)
где — номинальное напряжение сети, кВ;
— номинальное напряжение выключателя перегрузки, кВ.
2. Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:
(8.2)
где — расчетный наибольший 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 тепловую стойкость:
(8.4)
где — термический импульс, кА2·с;
— ток тепловой стойкости, кА;
— время протекания тока тепловой стойкости, с.
— время затухания апериодической составляющей тока недлинного замыкания, среднее расчетное значение принимается 0,01 с [3].
Приведем пример выбора выключателя перегрузки для ТП 3. Выбор выключателя представлен в таблице 8.1.
Таблица 8.1 — Выбор выключателей перегрузки
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 приблизительно двукратному номинальному току трансформатора:
(8.6)
где — номинальный ток плавкой вставки, А;
— номинальный ток трансформатора, А.
3. Избранный предохранитель проверяется на чувствительность токам КЗ:
(8.7)
где — ток двухфазного недлинного замыкания.
4. Избранный 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 делается для схемы, представленной на рисунке 7.3.
Для защиты сети 0,4 кВ употребляются 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 наибольший 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 предшествующей 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 возможности, кА;
7. Проверка на требуемую чувствительность защиты:
, (8.15)
где — коэффициент чувствительности отсечки;
— малый ток КЗ в конце защищаемой полосы, А;
— ток срабатывания отсечки, А;
-коэффициент, учитывающий вероятный разброс тока срабатывания отсечки относительно уставки, .
Избираем 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 предусмотрены для комплектования устройств напряжением 380/220 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) с глухозаземленной нейтралью, служащих для приема, распределения электронной энергии защиты отходящих линий от перегрузок и токов недлинного замыкания. Панели делаются с ошиновками, имеющими электродинамическую стойкость 20 кА.
По предназначению 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 устройствами учета и контроля электроэнергии.
Линейные панели комплектуются автоматическим выключателями Compact NS(X).
Избираем 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
Избираем 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 итоге расчетов выбираются панели ЩО, выставленные 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 вариантах присоединения трансформаторов к полосы без выключателя одним из мероприятий для отключения повреждений в трансформаторе является установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.
Избираем предохранители ПКТ, получившие наибольшее распространение.
Для предотвращения срабатывания предохранителей в обычном 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:
Избираем 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 (наибольшая токовая защита) согласно пт 3.2.94 [1]. Также предусматриваем защиту от замыкания на землю по пт 3.2.96 [1].
Релейная защита на цифровой базе будет выполнена с внедрением микропроцессорных устройств конторы «Радиус-Автоматика».
защиту полосы выполним микропроцессорным устройством релейной защиты сетей напряжением 6-35 кВ — «Сириус — Л».
АВР будет выполнена при помощи «Сириус — С».
Расчёты ведутся аналогичным образом как для электромеханической части РЗА, но с учётом собственных коэффициентов и времятоковых черт.
Главные технические данные устройств Сириус.
Питание устройства осуществляется от источника переменного (от 45 до 55 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)), неизменного либо выпрямленного тока напряжением от 178 до 242В либо от источника неизменного тока напряжением от 88 до 132В, зависимо от выполнения.
Мощность, потребляемая устройством от источника оперативного неизменного тока в дежурном режиме — не наиболее 15 Вт, в режиме срабатывания защит — не наиболее 30 Вт.
Доборная погрешность измерения токов, также доборная погрешность срабатывания блока при изменении температуры окружающей среды в рабочем спектре не превосходит 1% на любые 10°С относительно 20 °С.
Доборная погрешность измерения токов и срабатывания блока при изменении частоты входных сигналов в спектре от 45 до 55 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) не превосходит 2% на любой 1 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) относительно 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
Устройство не срабатывает неверно и не повреждается:
— при снятии и подаче оперативного тока, также при перерывах питания хоть какой продолжительности с следующим восстановлением;
— при подаче напряжения оперативного неизменного тока оборотной полярности;
— при замыкании на землю цепей оперативного тока.
9.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени
Ток срабатывания токовой отсечки моментального деяния Icо, кА, определим по формуле:
, А, (9.3)
где — коэффициент надёжности (=1,1; [10], таблица 3.2).
ток определяется при наивысшем 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 создают при более подходящих критериях: при трёхфазном КЗ в месте установки защиты:
, (9.5)
где Ik(3) — ток трехфазного КЗ, кА.
защиту будем делать по однорелейной схеме. Схема соединений ТТ — неполная звезда (kсх=1). Трансформатор тока выберем марки ТПЛМ-10 класса Р с kТ =500/5.
Рассчитаем характеристики 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 — наибольший рабочий ток, А.
Ток срабатывания реле и коэффициент чувствительности МТЗ определяется аналогично, как и для токовой отсечки по (9.4) и (9.5).
При выбирании тока срабатывания МТЗ употребляется ток послеаварийного режима, к примеру, обрыв на полосы меж КТП(м)-250 КБО №4 и ТП(к)-400 РДК №31. В этом случае ток А.
А;
А.
Оценку коэффициента чувствительности МТЗ создают при двухфазном КЗ в зоне основного деяния.
> 1,5 .
защита от замыкания на землю подключается через трансформаторы тока нулевой последовательности. Это защита с действием на сигнал, потому устанавливается на главной понизительной подстанции, где есть обслуживающий персонал.
]]>