Электроснабжение микрорайона города через распределительные пункты

Тип:
Добавлен:

ВВЕДЕНИЕ

электроснабжение сеть трансформатор

Система электроснабжения микрорайона города является совокупностью электрических сетей всевозможных напряжений, в обычных случаях напряжением 220 - 35, 10 и до 1 кВ. Совокупность сетей напряжением 220 - 35 кВ называется электроснабжающими сетями. В их состав входят подстанции и линии напряжением 220 - 35 кВ. Сборные шины, находящиеся на подстанциях этих сетей, напряжением обычно 10 кВ называют центрами питания городских сетей. Сети напряжением (в основном) 10 кВ (в частности 35 кВ) используются для распределения электроэнергии между группами потребителей или питания отдельных потребителей. Данные сети называются городскими распределительными сетями (ГРС). Такие сети в большинстве случаев предназначены для питания расположенных на территории города коммунально-бытовых потребителей.

В общих случаях ГРС включают в себя питающую сеть 10 кВ и непосредственно распределительную сеть того же напряжения.

К ГРС относят следующие элементы:

) сети распределительные (обычно напряжением 10 кВ), с трансформаторными подстанциями (ТП), распределительными пунктами (РП), линиями, обеспечивающими связь центров питания с распредпунктами и трансформаторными подстанциями, линиями, необходимыми для соединения трансформаторных подстанций между собой, питающими линиями промпредприятий, расположенных на территории города;

) электроснабжающие сети напряжением 35 кВ и выше, подстанции и линии глубоких вводов, а также кольцевые сети с понижающими подстанциями;

) распределительные сети напряжением до 1 кВ, исключая сети такого же напряжения, относящиеся к промпредприятиям.

В электрических городских сетях производится понижение трёхфазного напряжения со значений 220 - 35 кВ до 10 - 0,38 кВ. Далее происходит распределение электрической энергии между потребителями. Как уже упоминалось выше для ГРС применяют и рекомендуют применять напряжение 10 кВ. При напряжении до 1 кВ в распределительных сетях используется напряжение 380 В, при этом режим нейтрали - глухозаземлённая нейтраль [2].

При проектировании электроснабжения города следует уделять внимание созданию экономически обоснованных систем. Они должны обеспечивать необходимый уровень комплексного электроснабжения потребителей - по надёжности и качеству электропитания. А также не стоит забывать и об их экономичной эксплуатации.

В данном дипломном проекте рассматриваем электроснабжение микрорайона города, в котором от понижающей подстанции 110/10,5 кВ через распределительные пункты потребители получают электронергию.

Для соблюдения надёжности и безопасности электроснабжения необходимо соблюдать определённые требования (при выборе оборудования и элементов защиты) норм, изложенных в руководящих документах и иных нормативных документах.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В этом дипломном проекте проектируется электроснабжение жилого микрорайона города. В качестве исходных данных используются генеральный план со сведениями об количестве этажей зданий и количестве квартир. Генплан представлен на листе 1.

По строительно-климатическим условиям район относится к IIВ району. Особенных планировочных ограничений это не накладывает.

Жилой фонд состоит из одно-двухквартирных и многоквартирных домов малой этажности и коттеджей, подключенных к сетям природного газа.

Основная идея строительства таких микрорайонов состоит в создании жилого комплекса, обладающего основными преимуществами загородного комплекса, но в тоже время располагающегося в городской черте.

Для успешности и получения долгосрочных конкурентных преимуществ микрорайон спроектирован не просто как комплекс частных и многоквартирных домов малой этажности, собранных на одной территории, но и как полноценная среда для постоянного проживания. В структуру микрорайона включены необходимые элементы социальной и общественной инфраструктуры: продовольственные и промтоварные магазины, аптека, гостиница, чайная, детский сад, храм, поликлиника и современный общественный центр с комплексом дополнительных услуг, что обеспечивает жильцам доступность всех необходимых для комфортного быта и приятного времяпрепровождения заведений. Это уменьшает зависимость людей от города и повышает привлекательность микрорайона как места для постоянного проживания.

Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории микрорайона.

Микрорайон ограничивают улицы, являющиеся магистральными, районного значения категории Б, дороги внутри микрорайона являются улицами местного значения категории В по классификации [3, табл.11].

Сеть наружного освещения проездов проектируется воздушной линией и кабельной линией на дворовых территориях, территории детских учреждений, детских площадок, парков.

Устройство АВР имеется на ТП2 и ТП3 на высшей стороне для всех категорий электроприемников. Распределение электроэнергии по микрорайону проектируются от распределительного пункта РП-1 10 кВ.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОКСИЛОВЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, выбора и проверки сетевых элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжений и выбора защиты.

.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

Параметры и объем электрических сетей определяются электрической нагрузкой объектов застройки. Методика определения нагрузок регламентируется «Инструкцией по проектированию городских распределительных сетей» РД 34.20.185-94 [4]. Согласно этой инструкции расчетная электрическая нагрузка жилых зданий определяется в зависимости от количества квартир с учетом совпадения максимума нагрузки квартир. В данном документе отмечается удельная нагрузка одной квартиры в зависимости от их количества. В результате расчетная нагрузка дома, приведенная к его ГРЩ, определяется произведением удельной нагрузки квартиры (при данном количестве квартир) на их число.

Расчетную нагрузку для жилого дома определим по формуле [4]:

(2.1)

где Ркв - расчетная нагрузка квартир, кВт [4];

kу - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников [4].

Рс - расчетная нагрузка силовых электроприемников, кВт [4];

Так как в проектируемом жилом микрорайоне города отсутствуют многоэтажные дома, то установка лифтовых установок не требуется. Следует также отметить, что все жилые дома подключены к централизованным системам водоснабжения, установка водоподкачивающих насосов в домах не требуется.

Расчетную электрическую нагрузку (приведенную к вводу здания) квартир Ркв, кВт определим по формуле [4]:

(2.2)

гдеРкв.уд. - удельная расчетная нагрузка квартиры [2, табл. 6.1], кВт/квартира [4];

n - количество квартир, шт [4].

При расчете электрических нагрузок не учитываются: мощности противопожарных устройств и мощности электродвигателей, использующихся в качестве резерва.

Определим расчетную реактивную мощность одного дома Qр, кВар по следующей формуле:

(2.3)

где Ркв - расчетная нагрузка всех квартир (приведенная к вводу жилого дома), кВт [4];

tgφ - коэффициенты реактивной мощности 2, табл. 6.12.

Далее определяется полная электрическая нагрузка дома (силовых электроприемников и квартир) следующим образом:

(2.4)

где Рр - расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир, а также силовых электроприемников), кВт [4];

Qр - расчетная реактивная мощность жилого дома, квар [4].

Расчетный ток здания Iр, кА, определяется по следующей формуле:

(2.5)

гдеSp - полная электрическая нагрузка дома кВ·А [4];

UH - номинальное напряжение, кВ [4].

Для примера произведём расчет жилого дома в 2 тажа на 12 квартир, который подключен к сетям природного газа, поэтому квартиры оборудованы газовыми плитами.

По формуле (2.2) определяем расчетную нагрузку квартир:

(кВт).

Расчетную нагрузку жилого дома примем равной расчетной нагрузке квартир:

(кВт).

Реактивную нагрузку силовых электроприемников здания рассчитаем по вышепрописанной формуле (2.3), при этом tgφ примем равным 0,29.

(квар).

Полную электрическую нагрузку жилого дома (силовых электроприемников, а также квартир) Sр.ж.д, кВ·А

(кВА).

Расчетный ток здания необходимо рассчитать по формуле (2.5):

(А).

Расчетные электрические нагрузки остальных зданий рассчитываются аналогичным образом. Результаты расчетов представлены в (табл. 1.1) приложения 1.

.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий

Согласно [2] расчетная электрическая нагрузка общественного здания

, кВт, определяется по формуле:

(2.7)

где Руд. - удельная нагрузка здания [2, табл. 6.14]:

1)для предприятий торговли, кредитно-финансовых учреждений, предприятий связи, кВт/м2 [2];

)для учреждений образования, предприятий общественного питания и коммунально-бытового обслуживания, клубов, больниц и т.п., кВт/место [2];

)для прачечных, кВт/кг вещей [2];

m - либо [2];

)площадь, м2 [2];

)количество место [2];

)масса вещей, кг [2].

Реактивная нагрузка, полная электрическая нагрузка и расчетный ток здания определяются по формулам (2.3) - (2.5), соответственно.

Коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства приняты по [2, табл. 6.12].

Для образца рассчитаем такое общественное учреждение как детсад на количество мест равных 90:

Активная мощность:

(кВт);

Реактивная мощность:

(квар);

Полная мощность:

(кВ·А);

Расчетный ток общественного учреждения:

(А).

Расчетные электрические нагрузки остальных зданий определяются аналогично, результаты расчета представлены в (табл. 1.2) приложения 1.

3. ВЫБОР МЕСТА, КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ, КТП

.1 Выбор количества трансформаторов ТП и определение их мощности

При выборе трансформаторов и их количества необходимо учитывать к какой категории в плане надёжности относится тот или иной потребитель электроэнергии. Однако, не стоит забывать и о том факторе, что надо учитывать перспективу роста энергетических нагрузок. И конечно же необходимо минимизировать приведённые затраты.

Проанализировав общую нагрузку данного микрорайона, приходим к решению установить четыре трансформаторные подстанции. Следовательно необходимо разделить микрорайон на четыре части. А далее задача состоит в том, чтобы определить условный центр нагрузок для всех четырёх частей.

Исходя из источника [4] для потребителей (в нашем случае жилые дома и общественные здания) на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции на соответственных шинах максимум активной нагрузки (расчётный), учитывая смешанный характер потребления электроэнергии, Рр.мп, кВт, рассчитывается по следующей формуле:

, кВт, (3.1)

где Рр,ж. наиб. - максимальная нагрузка для жилых корпусов, которые

запитаны от рассчитываемой ТП, кВт [4];

ку,i - коэффициент, обозначающий участие в максимуме нагрузок жилых корпусов (отдельных квартир или других электроприемников), определяется по 2, табл. 6.13;

Рр.ж.i - нагрузка i-го жилого корпуса, кВт [4];

ку,j - коэффициент, обозначающий участие в максимуме нагрузок общественных зданий или помещений, берётся по данным 2, табл. 6.13;

Рр.общ.j - нагрузка j-го общественного здания, кВт [4].

Рр.о - количество активной мощности, затрачиваемое на освещение, рассчитывается в 8 пункте данной пояснительной записки, кВт [4].

Также исходя из источника [4] для потребителей (в нашем случае жилые дома и общественные здания) на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции на соответственных шинах максимум реактивной нагрузки (расчётный), учитывая смешанный характер потребления электроэнергии, Qр.мп, квар, рассчитывается по следующей формуле:

квар,(3.2)

где - максимальная реактивная нагрузка общественных зданий и

помещений, которые запитаны от рассчитываемой ТП, квар [4];

ку,i , ку,j - коэффициенты, находятся также, как и для формулы (3.1) [4];

, - соответственно реактивные нагрузки (расчетные) для i-го жилого корпуса и j-го общественного здания, квар [4];

- количество реактивной мощности, затрачиваемое на освещение, рассчитывается в 8 пункте данной пояснительной записки, квар [4].

Полная мощность на трансформаторной подстанции рассчитывается по следующей формуле:

, кВА. (3.3)

Далее необходимо произвести расчёт максимумов нагрузок для дневного времени и вечернего.

В виде образца расчёта, рассчитаем по формуле (3.1) пики активных нагрузок для ячейки потребителей первой трансформаторной для дневного и вечернего периодов:

(кВт);

(кВт).

В итоге, большим является значение максиму нагрузок для вечернего периода, что в принципе очевидно и прогнозируемо. Расчёт значения максимума реактивной составляющей нагрузки произведём по формуле (3.2), но исключительно для вечернего периода.

(квар).

Теперь стало возможным определить полную нагрузку, которая приходится на трансформаторную подстанцию номер 1:

(кВ·А).

При рассмотрении проблемы об установках по компенсации реактивной мощности приходим к выводу, что они в данном случае не имеют смысла. А объясняется данный вывод тем, что в рассчитываемом районе жилые корпуса и общественные здания имеют небольшую высоту, то есть малое количество этажей, а мощность, потребляемая каждым объектом, имеет значение не больше 61 кВА.

Но итоговый выбор трансформаторов проводится в результате технико-экономического расчёта и сопоставления вариаций. Расчёт производится по методике, описанной в источнике [6].

Таблица 3.1 - Характеристики трансформаторов и их цена

Вид ТрансформатораНоминальная мощностьНоминальное напряжение сторонПотери хх и кзUкзСтоимостьВНННРххРкзкВАкВкВкВткВт%руб.ТСЗГЛ-400/10/0,4400100,41,004,35,0450110ТСЗГЛ -630/10/0,4630100,41,376,25,5582200

Выберем метод для технико-экономического сопоставления двух вариаций трансформаторов. Достаточно хорошим методом в данном случае будет метод сравнения приведённых затрат.

, руб./год, (3.4)

гдеКктп - капитальные вложения на комплектную трансформаторную подстанцию для микрорайона, руб [6];

НД - норма дисконта [6];

Еа - амортизационные вычеты на капитальный ремонт и текущее обслуживание, руб [6];

И - годовые издержки на обслуживание системы, руб [6].

Значение Кктп рассчитывается по следующей формуле:

, руб.,(3.5)

гдеn - количество трансформаторов, шт [6];

ЦОТР - стоимость, учитывая НДС, принимаем 18% (на 2016 г), тыс.руб [6];

- коэффициент, характеризующий транспортные издержки и заготовительные расходы, то есть расходы на закупку оборудования (=0,05 - для оборудования, масса которого превышает 1 т) [6];

- коэффициент, характеризующий издержки на строительство (=0,020,08 - решает вес оборудования и специфика монтажа) [6];

- коэффициент, характеризующий издержки при монтаже оборудования и дальнейшую его отладку (=0,10,15 - обуславливается оптовой стоимостью для оборудования) [6].

Рассчитаем ежегодные затраты, не беря в расчёт амортизационные отчисления, по следующей формуле:

, руб./год, (3.6)

где - затраты на ремонт и техническое обслуживание, руб. в год [6];

- затраты, высчитываемые по потерям мощности в трансформаторах за срок в один год (тыс.руб. в год) [6].

Затраты на ремонт и техническое обслуживание определяются по следующей формуле:

, руб/год,(3.7)

где - регламентируемая норма издержек за один год соответственно на техническое обслуживание и ремонтные работы. В данном случае примем: [6].

Затраты, высчитываемые по потерям мощности в трансформаторах определяются по следующей формуле:

(3.8)

где- значение себестоимости электроэнергии (среднее), руб. за кВтч [6];

- годовые затраты на потери мощности в трансформаторе, кВтч [6].

Годовые потери электрической энергии в трансформаторе определяется по формуле:

, кВт·ч/год,(3.9)

где n - число трансформаторов, шт [6];

- потери ХХ трансформатора, кВт [6];

- соответственно количество часов в году (8760, ч) [6];

- коэффициент загрузки трансформаторов [6];

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт [6];

τ - наибольшее количество часов потерь активной мощности, рассчитывается по следующей формуле [6]

(3.10)

где - количество часов наибольших нагрузок, ()[6].

(ч).

Рассчитаем потери энергии в трансформаторах Т1 и Т2:

;

.

Рассчитаем годовые затраты на потери мощности в трансформаторах Т1 и Т2 по формуле (3.8):

(руб./год);

(руб./год).

В итоге запишем и сравним величину вложений при использовании трансформаторов Т1 и Т2:

(руб.);

(руб.).

Для наглядности сведём в таблицу технико-экономические показатели для каждого варианта:

Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели трансформаторов

ВариантВид Трансформатора,

кВт·ч,

руб./годIТСЗЛГ-400/100,991926348928IIТСЗЛГ-630/100,631844246843

Рассчитаем и сведём в таблицу стоимость трансформаторных подстанций для обоих вариантов.

Таблица 3.3 - Цена трансформаторной подстанции

ВариантМощность трансформаторовСтоимость в рублях, с НДС 18% на 2016 г, руб.I400159240II630162720

Рассчитаем приведенные затраты на трансформаторные подстанции:

Вариант №1:

(руб./год);

Вариант №2:

(руб./год).

Рассчитаем издержки на техническое обслуживание и ремонтные работы для каждой из трансформаторных подстанций:

(руб./год);

(руб./год).

В конце получаем такие значения затрат:

Вариант №1:

(руб./год);

Вариант №2:

(руб./год).

Приведённые затраты для варианта №1 меньше, чем для варианта №2, но отличаются они не более чем на двадцать процентов. И нам следует учитывать тот факт, что в перспективе нагрузки будут увеличиваться, соответственно более надёжным вариантом будет в данном случае вариант №2.

Также отметим то, что трансформатор мощностью в 630 кВА для нашего микрорайона с невысокими зданиями подходит наилучшим образом, что отражается даже в рекомендациях [4, п.6.33], где также уточняется плотность нагрузки на шинах НН (0.4 кВ), а именно значение от 5,0 до 8,0 МВт/км2. У нас же в проекте это значение составляет 6,5 МВт/км2.

Следовательно, из всего вышенаписанного, делаем вывод, что необходимо использовать трансформатор ТСЗГЛ-630.

В наше время такие трансформаторы пользуются спросом, так как это в какой-то степени шаг вперёд для сухих трансформаторов. В трансформаторах такого типа обмотки изолированы эпоксидным компаундом, который содержит кварцевый наполнитель. Он же имеет название Геафоль. Для защиты при неблагоприятных режимах работы трансформатора, а именно перегрузках, обмотки покрыты так называемой стеклотканью. Этот фактор не допускает разрушения компаунда..

Можем отметить факторы, благодаря которым выбор сухих трансформаторов (литого типа) является достаточно верным:

) безопасность для окружающей среды. Так как в нём нет масла, то не произойдёт никаких протечек, которые в свою очередь наносят ущерб природе. Немаловажным преимуществом является то, что при возникновении возгорания, не будут выделятся газы, опасные для людей, характерные для маслонаполненных трансформаторов;

) противопожарные особенности структуры. Трансформаторы в принципе не могут загореться, так как их обмотки состоят из негорючих составляющих. Если же возгорание будет из вне, то самогасящая смола даст эффект «антипожара», то есть трансформатор не усилит возгорание.

) небольшие размеры. Это очень важный фактор для микрорайона, так как земля в городе на вес золота. Да и при обновлении трансформаторной подстанции, то есть, например, замена старых трансформаторов, такого рода трансформаторы легко устанавливаются в отсеки. При чём мощность можно увеличить и не бояться, что не хватит пространства в ТП;

) отлично работают при неблагоприятных климатических условиях (высокая влажность);

) довольно просто монтируется, по сравнению с масляным трансформаторами;

) не имеет каких-то особых предписаний по противопожарной безопасности;

) трансформатор сухой, следовательно не надо проверять и менять жидкости, что уменьшает затраты на обслуживание;

) высокая степень надёжности;

) невысокий уровень шума;

) последний фактор, но не маловажный - это то, что токи КЗ не наносят столь высокого ущерба, как для обычных трансформаторов;

Компания «Siemens» разрабатывает и поставляет обмотки для данных трансформаторов. Класс стойкости изоляции по температуре нагрева - F. Степень защиты ТСЗГЛ обычная - IР 21 [7], так как монтируются в ТП.

Подобным образом выбираем трансформаторы для других подстанций микрорайона. Для удобства сведём данные в таблицу.

Таблица 3.4 - Комплектация трансформаторных подстанций

ТПКоличество и мощность трансформаторовТП1ТСЗГЛ - 6300,6-ТП2ТСЗГЛ - 6300,480,96ТП3ТСЗГЛ - 2500,490,98ТП4ТСЗГЛ - 6300,87-

При выборе трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций было учтено то, что коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не был выше заданных значений.

.2 Выбор места расположения трансформаторных подстанций

Располагать трансформаторную подстанцию необходимо в центре нагрузок (в идеальном случае) либо рядом с ним, так как это прописано в источнике [8]. Такое расположение ТП позволяет в большой мере сократить протяжённость электрических сетей, а это в свою очередь положительно скажется на экономической составляющей проекта, так как меньше будет использовано материалов, и, в свою очередь, заметно снизятся потери энергии. Используя методы из источника [2] можно определить оптимальное местонахождение трансформаторной подстанции. Условный центр активной нагрузки (УЦН) рассчитывается по следующим уравнениям [2]:

, см, , см, (3.11)

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) рассчитывается по следующим уравнениям [2]:

, см, , см, (3.12)

где Pi - активная мощность i-го потребителя, кВт [2];

Qi - реактивная мощность i-го потребителя, квар [2];

xi - координата по оси ОХ i-го потребителя [2];

yi - координата по оси ОY i-го потребителя [2].

Определим условный центр нагрузок для микрорайона по предыдущим формулам (3.11), (3.12).

Результаты вычислений сводим в таблицу. Расшифровка и объяснение не требуются. Отсчёт координат производится по генеральному плану в единицах измерения - сантиметры.

Таблица 3.5 - Расчет условного центра нагрузок

№ п/п ТП,см, смТП114,531,9ТП230,529,0ТП337,721,75ТП446,431,9

Зная координаты расположения условных центров нагрузок, нанесём на генплан их расположение. При этом необходимо учитывается то, как расположены другие здания и объекты, включая дороги, велосипедные дорожки, тротуары. В общем обращаем внимание и на архитектурную составляющую микрорайона.

4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ 10 кВ

Для города энергетическая система с её сетями решает две задачи. Во-первых, функционирование источников питания происходит параллельно. Во-вторых, решаются сложные вопросы распределения энергии между микрорайонами города.

Рассмотрим следующий вопрос, а из чего состоят эти самые энергетические сети города. Тут стоит выделить две главные составляющие - это РП (распределительные пункты) и конечно же ЛЭП, которые и запитывают эти пункты. На напряжении 10 кВ разрешается использовать распределительные пункты, если нагрузка на шинах пункта более 7 МВт [4, гл.4.3]. Но так как в нашем проекте невысокие здания, а также плотность нагрузки невелика, то распредпункт будет установлен не в микрорайоне, а за его пределами. Там он выполняет задачи по обеспечению передачи электронергии ближайших микрорайонов.

.1 Схема распределительной сети 10кВ

В проектируемом микрорайоне находятся объекты, относящиеся по категории надёжности электроснабжения к первой, второй и третьей категориям. Категория надежности устанавливается из данных источника [2,табл.5.1].

Для обеспечения надёжности поставки электроэнергии для объектов (на напряжении 10 кВ) I категории используется следующий метод - радиальная схема распределения (два луча в нашем случае). При этом каждая линия должна друг другу выступать в качестве резерва, а питание линий осуществляется от независимых источников (п. 4.3). И конечно же для такой категории надёжности на стороне 0,38 кВ устанавливается АВР.

Рассматривая II категорию надёжности для напряжения 10 кВ, можно сказать то, что здесь используются схемы типа «петля». Она обеспечивает подачу электроэнергии с двух направлений. Для низшей стороны напряжения (0,4 кВ) также возможно использование «петли» 0,38 кВ. И возможен тот, факт что потребитель будет подключен к одной или нескольким трансформаторным подстанциям.

Для III категории надёжности при напряжении 10 кВ всё обстоит намного проще. Используется комбинации вышеперечисленных схем, при этом не устанавливается никакой резервный источник питания. А при аварийных ситуациях третью категорию вообще можно отключать от сети. На стороне 0,4 кВ для снабжения потребителей используются как ВЛ, так и КЛ.

В нашем случае в основном объекты второй и третьей категории надёжности. Но присутствуют и объекты первой категории, следовательно не стоит про них забывать при проектировании схемы питания.

Исходя из требований надёжности на напряжении 10 кВ используем радиальную систему, при том источник питания будет один.

.2 Расчет электрических нагрузок для сети напряжением 10 кВ

Электрические нагрузки для данного напряжения рассчитываются таким способом, что коэффициент участия в максимуме нагрузок [4] умножается на общее значение мощностей трансформаторных подстанций. Коэффициент участия в максимуме нагрузок для напряжения 10 кВ в период наибольших нагрузок берётся равным 0,92, а коэффициент реактивной мощности 0,43, исходя из источника [4].

Определим величину активной нагрузки для линии по следующей формуле:

, кВт,(4.1)

где - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов [4, табл. 2.4.1];

- активная нагрузка i-ой трансформаторной подстанции в послеаварийном режиме, кВт [4].

Для реактивной составляющей нагрузки, а также для полной мощности и тока используем формулы прописанные во второй главе - это формулы (2.4) - (2.6).

Выбор кабелей производим по условиям, описанным в литературе [9]:

) По экономической плотности тока [9]

, мм2(4.2)

гдеFр - расчетное сечение кабеля, мм2 [9];

Ip - расчетный ток линий, А [9];

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2 [10, табл. 1.3.36];

2) По нагреву кабеля в послеаварийном режиме [9]

А (4.3)

гдеIПА - ток послеаварийного режима, А [9];

Iд - длительно допустимый ток кабеля, А [10, табл. 1.3.16];

Кпр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [10, табл.1.3.26];

Кср - коэффициент среды, учитывающий различие температуры среды и заданной температуры [10, табл.1.3.1];

Кпер - коэффициент перегрузки [10, табл.1.3.1];

3) по потере напряжения [9]

, %,(4.4)

гдеΔUдоп - допустимые потери напряжения, % из [4, п. 5.2.4];

Ip - расчетный ток линии, А [9];

l - длина кабеля, км [9];

R0, - удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м [8, табл. 6.2];

x0 - удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м[8, табл. 6.2];

cosφн, sinφн - коэффициенты мощности нагрузки (0,92 и 0,39 соответственно) [9];

Uном- номинальное напряжение кабеля, В [9].

4) По термической стойкости [9]

, мм2 (4.5)

гдеFp - расчетное сечение кабеля, мм2 [9];

FT.C. - термически стойкое сечение кабеля, мм2 [9];

IK(3) - ток трехфазного короткого замыкания, А [9];

tр.з. - время отключения КЗ, с [9];

С- температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с/мм2 [11, табл. 3.13].

Наш выбор падает на кабель марки: АПвП. Это кабель с алюминиевой жилой, изоляция которого состоит из сшитого полиэтилена, а внешняя оболочка из полиэтилена. Прокладывается такой кабель обычно в земле, в нашем случае в траншее. При монтаже данного кабеля и эксплуатации не рекомендуется подвергать его растяжению.

Рассчитаем все мощности и токи, взяв за образец линию 2.

(кВт);

(квар);

(кВ·А);

(А).

Теперь подберём кабель, удовлетворяющий условию выражения (4.2):

, (мм2).

Сечение выбирается путём округления в большую сторону табличных значений сечений кабелей, то есть - 70 мм2. Для данной марки кабеля и данного сечения допустимы ток [10, табл. 1.3.16].

Теперь проверим кабель по нагреву в послеаварийном режиме по формуле (4.3):

;

,

Определим падение напряжения на линии:

%,

Также необходимо проверить кабель по термической стойкости:

(мм2),

Все условия проверок выполняются, соответственно останавливаем свой выбор на данном кабеле с данным сечением Fкабеля.=70, мм2.

Для удобства и наглядности для других линий результаты сведём в таблицу 2.1, находящейся в приложении 2.

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0,4 кВ

.1 Выбор типа схемы распределительной сети 0,4 кВ

В наше время в городах на напряжении 0,4 кВ используется трёхфазная система. Режим нейтрали при этом - глухозаземлённая.

Схема подключения энергообъекта проектрируется, исходя из предъявляемой категории надёжности, как описывали в предыдущей главе. То есть тут задействован фактор постоянной (бесперебойной) подачи электроэнергии потребителю, а от сюда определяется и количество источников питания.

Для третьей категории объектов, к которым у нас относятся все жилые корпуса (почему, объясняется в предыдущих главах) будем использовать обычную схему «кольцо». Нет в данном случае мощных электроприёмников, которым нужно бесперебойное питание. Линия проходит у каждого корпуса с отводами - они же перемычки. Это делается для того, чтобы при отключении одного корпуса при аварии или ремонтных работах не отключались другие здания, что логично впрочем. При такой схеме подключения сечение «магистрального» кабеля рассчитывается исходя из мощности всех энергообъектов. Для отводов сечение рассчитывается по максимальной мощности каждого корпуса [6].

Рисунок 5.1 - Принципиальная схема «петля» с перемычкой для резерва

Ко второй категории в нашем проекте относятся такие объекты, как магазины, аптека, отель, детсад. Объекты первых двух типов оборудуем схемой питания вида «петля». Что касается вторых двух типов объектов, то там будем использовать радиальную схему. Используем двухкабельную линию к каждому зданию.

Рассмотрим объекты первой категории. Это больница и общественное здание с отделением банка. В данном случае будем использовать конечно же радиальную схему, при этом обеспечивая бесперебойность питания. И конечно же, на шинах низшего напряжения в трансформаторной подстанции и в конце у объекта устанавливается модуль АВР.

И по традиции определимся с тем НИПом, который нужен будет если откажут основной и резервный. Для этих целей обычно используются электростанции местного значения, аппараты постоянного питания, аккумуляторы, дизельгенераторы и тп [4, гл.4.1].

.2 Определение нагрузок сетей 0,4 кВ

Расчёт электрической нагрузки линий до 1 кВ для жилых корпусов и общественных объектов, Sр.л , кВт, производится по формуле из источника [4, гл.2.3]:

Sр.л = Sзд.max +, кВ·А,(5.1)

где Sзд.max - наибольшая нагрузка объекта из всех объектов, подключённых к линии, кВА [4];

Sздi - расчетные нагрузки остальных объектов, подключённых к данной линии, кВА [4]; yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных объектов или жилых корпусов [4, табл. 2.3.1].

Для линий, использующих взаимное резервирование, нагрузки определяются приближённо, путём перемножения всей суммы нагрузок на коэффициент 0,9 [4, гл.2.3].

Токи в линиях рассчитаем используя формулы из главы 2, а именно формулу (4.4).

Выбор кабелей производим по условиям, описанным в литературе [9]:

. По термической стойкости в нормальном режиме [9]:

, А,(5.2)

где Iр - расчетный ток кабеля, А [9];

Iдоп - допустимый ток кабеля, А [10].

Допустимый ток кабеля узнаем из литературы [10, табл. 1.3.7.]. Необходимо помнить, что табличное значение тока умножается на 0,92, это описывается в примечании к таблице [10].

. По номинальному напряжению [9]:

, В,(5.3)

где UHW - ном. напряжение кабеля, кВ [9];

UHC - ном. напряжение сети, кВ [9].

Далее также как и в предыдущей главе проверяется выполнение условий по термической стойкости в нормальном и послеаварийном режимах. Необходимо проверить и посчитать падение напряжения в конце линии, и сравнить с допустимыми значениями. Для этого используем формулы (4,6),(4.7),(4.8).

Стоит отметить важную деталь, что в сетях 0,4 кВ кабели с пластмассовой изоляцией нет необходимости проверять по условиям термической стойкости при коротком замыкании. Но только в следующих случаях: алюминиевые кабеля с сечением ≥25 мм² и медные кабеля ≥16 мм².

Определимся с выбором кабеля: АВБбШв. Это марка кабеля с жилой из алюминия, имеющего пластмассовую изоляцию и оболочку из поливинилхлорида. Также особенностью данного кабеля является то, что он бронированный и помещён в шланг из поливинилхлорида.

Для образца расчёта определим сечение кабелей для трёх домов с 10 по 12, которые имеют схему подключения электроэнергии типа «кольцо». А питание идёт от трансформаторной подстанции №1.

Используя формулу (5.1) определим нагрузки линий передачи электронергии под номером 13 и 16, а также нагрузки перемычек для корпусов под номером 14 и 15.

Sр.л .W13 = 45,48 + 0,9 ∙ (32,49+32,49) =104 (кВ·А);

Sр.л .W16 = 45,48 + 0,9 ∙ (32,49+32,49) =104 (кВ·А);

Sпер.14 = Sпер.15 =45,48 + 0,9 ∙ 32,49 = 75 (кВ·А).

Ток в кабельных линиях:

Iрл W13 = (А),

Iрл W16 = (А),

Iрл W14 = (А),

Iрл W15 = (А).

Выше были перечислены условия выбора кабелей, по ним и произведём этот выбор по пунктам.

По термической стойкости в нормальном режиме:

1)кабельная линия номер 13, 16:

,

≤193;

2)кабельная линия номер 14, 16:

,

≤161;

Определим процент падения напряжения:

1)кабельная линия номер 13:

;

2)кабельная линия номер 16:

;

3)кабельная линия номер 14:

,

4)кабельная линия номер 15:

.

По результатам расчётов приходим к выводу, что условия проверок выполняются. Следовательно выбираем такие сечения для кабелей:

FW13 = 70 (мм2), FW14 = 50 (мм2), FW15 = 50 (мм2), FW16 = 70 (мм2).

Для наглядности и удобства получившиеся расчёты по другим кабелям сведём в таблицу 3.1 и вынесем в приложение 3.

.3 Расчёт ВЛ 0,38 кВ

В нашем проекте присутствует коттеджный посёлок. Перед нами стоит выбор каким образом осуществить подключение электроэнергии. Есть два способа - это КЛ и ВЛ.

Остановим свой выбор на воздушной линии. В наше время распространено и популярно использование кабеля СИП. СИП - это самонесущий изолированный провод [6]. Выберем марку - СИП - 2А: 3х95+1х95.

Необходимо произвести проверку кабеля по допустимому значению тока:

176 ˂ 240

Определим процент падения напряжения и сравним с допустимыми значениями:

Далее стоит вопрос о выборе опор для воздушных линий. В наши дни обычно используются железобетонные опоры. Они обязаны удовлетворять требованиям главы 2.4 из источника [10]. Также необходимо создать возможность крепления двух и более цепей воздушных линий. Не стоит забывать о том, что бывает возникает необходимость прокладывать линии связи, используя опоры ВЛ, а также оптоволокно или линии проводного вещания.

Также наши опоры будут использоваться для подвески ВЛИ и СИП одновременно для нужд освещения. В этом случае будем использовать следующее оборудование: промежуточные опоры типа П25 [10]; ответвлительные анкерные опоры А025 [10]; концевые анкерные опоры А25, оборудованные железобетонными стойками [10]. На улице третья Садовая установим промежуточную двуцепную опору. Тип опоры выберем П26, а также необходима железобетонная стойка. Необходимо знать, что дистанция между пучками самонесущего провода составляет более 0,3 м в соответствовании с требованиями из источника [10]. Также придётся использовать опору типа А026 для ответвления. Данные опоры и оборудование соответствуют требованиям по группам по ветру и по гололёду.

Необходимо будет использовать набор промежуточной подвески ES54-14 для монтажа проводов на опоры, который включает в себя поддерживающий зажим PS54 и систему подвеса LM54. На ответвительных опорах для одноимённых целей будем использовать герметичные прокалывающие зажимы TTD 151FJ. Необходимо также использовать анкерные зажимы марки РА95-2000. Они используются для решения задачи по креплению СИП к анкерным опорам, при чём на той опоре, которая будет концевой нужно обязательно установить капы концевые типа 102L, играющие роль изоляции. Те концевые опоры, которые по сути являются первыми от трансформаторной подстанции, должны быть оборудованы герметичными ответвлительными зажимами типа TTD, то же касается и концов магистрали ВЛ.

В восьмой главе, где производится расчёт освещения, мы зададимся величиной пролёта - 35 м. Такое расстояние допустимо и удовлетворяет условию по механической прочности для выбранных проводов СИП с выбранными сечениями, с учётом соблюдения требований по районам по гололеду и ветровых районах данной местности [13,табл.12].

Для монтажа провода, являющимся ответвлением от ВЛ к вводу, необходимо использовать натяжные зажимы РС63F. Марка провода выбирается следующая - АПРН 4х16. Длина пролёта в данном случае меньше 25м [10].

Никаких проверок по величинам допустимых токов не проводится. Падение напряжений также будет невелико, при использовании СИПа.

.4 Расчёт и выбор проводов для сети жилого корпуса

Произведём расчёт проводов для жилого здания номер пятнадцать. Как видно на генеральном плане здание двухподъездное.

Для рассчётов необходимо использовать формулы из главы 2, а именно (2.2) - (2.5), рассчитаем нагрузку одного подъезда

;

;

.

Исходя из произведённых расчётов можем выбрать марку кабеля: АПВ-5 (1х16). Это кабель с жилой из алюминия, имеющий изоляцию из поливинилхлорида. Провод прокладывается в канавках, выштробленных в стенах.

Необходимо проверить по некоторым условиям:

) по допустимым значениям тока

Iдоп=56 А; Ip=36,6 A;

А>36,6 А;

) по падению напряжения

;

ΔUp=0,22%; ΔUдоп=2 %;

,22% < 2%.

Как видим, судя по расчётам, условия выполняются, значит кабель удовлетворяет им и выбор хорош.

Определим провод для сети внутри жилых помещений. Выбираем марку ПУНП 3х1,5. Это кабель с медной жилой. Прокладывается по стенам под штукатуркой, либо в стене в гофрированных трубах, либо поверх стен в кабельканалах.

Необходимо проверить по некоторым условиям:

) по допустимому току

Iдоп=19 А; Iн.в=16 A;

А > 16А (условие соблюдается);

) по падению напряжения

ΔUp=1,29%; ΔUдоп=2 %;

,28% < 2%.

Как видим, судя по расчётам, условия выполняются, значит кабель удовлетворяет им и выбор хорош.

Посчитаем падение напряжения от трансформаторной подстанции до самой удалённой точки (то есть розетки в этом случае) для данного жилого здания:

.

В итоге мы видим, что падение напряжение превышает нормально допустимые пределы установившегося отклонения. Чтобы достичь нормального уровня значения напряжения на стороне трансформаторной подстанции с помощью такой системы регулировки как ПБВ. Расшифровывается как переключение без возбуждения. Регулировка проводится в диапазоне ±5% с шагом в 2.5%. Следовательно можем добиться того, что падение напряжения будет ниже 4% для самой удалённо точки.

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

.1 Расчет токов КЗ в сети напряжением 10 кВ

Нам необходимо выбрать для сети 10 кВ устройства коммутации, кабели и подобное оборудование для таких систем, а для этого нужно знать величины токов КЗ. Зная значения этих токов, возможно провести проверку оборудования по температурным параметрам. Также становится возможным проведение расчётов уставок для релейной защиты, которую также необходимо проверить на чувствительность к токам КЗ в различных точках сети.

Для нашего РП задан такой параметр, как ток трёхфазного короткого замыкания, он равен - Iк.с(3)=3,8 кА.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Во-первых, рассчитаем реактивное сопротивление системы по следующей формуле:

, Ом, (6.1)

гдеUср - среднее напряжение, кВ [14];

Iк.с(3)- ток трехфазного короткого замыкания на напр. 10 кВ, кА [14].

Во-вторых, рассчитаем активное сопротивление линии по следующей формуле:

, Ом, (6.2)

гдеRo.w - удельное активное сопротивление, Ом/км [14];

l - длина линии, км [14].

В-третьих, рассчитаем реактивное сопротивление линии по следующей формуле:

, Ом, (6.3)

где - удельное активное сопротивление, Ом/км [14];

l - длина линии, км [14].

В-четвёртых, определим полное сопротивление линии:

, (Ом); (6.4)

Для образца посчитаем параметры линии W1.

В данном случае мы не учитываем активное сопротивление системы, так как оно крайне мало, относительно реактивного сопротивления.

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом).

Для остальных линий проводим такие же подсчёты. Итоги сводим в таблицу ниже.

Таблица 6.1 - Параметры схемы замещения

ЛинияR0, Ом/кмХ0, Ом/кмL, кмR, ОмХ, ОмZ, ОмСистема----1,61,6W10,4470,0820,400,1790,0330,182W20,4470,0820,350,1560,0290,159W30,4470,0820,330,1480,0270,150W40,6250,0850,380,2340,0320,237W50,6250,0850,380,2340,0320,237W61,110,0870,310,3440,0270,345

У нас есть два варианта работы системы - нормальный и аварийный. Токи короткого замыкания необходимо определять для всех возможных случаев, а также при различных аварийных ситуациях.

На рисунке 6.1 показана система в нормальном режиме работы и соответственно её схема замещения. На рисунках 6.2 и 6.3 соответственно аварийные случаи.

Рисунок 6.1 - Схема системы и её схема замещения в нормальном режиме

Рисунок 6.2 - Схема системы и её схема замещения при аварии и отключении линии номер 1

Рисунок 6.3 - Схема системы и её схема замещения при аварии и

отключении линии номер 2

На рисунках мы видим пять точек короткого замыкания. Определим значение токов КЗ (3хф) в этих точках для всех перечисленных режимов.

Определим величины токов по следующей формуле [14]:

, кА, (6.5)

гдехΣ- реактивное сопротивление до выбранной точки, Ом [14];

RΣ - активное сопротивление до выбранной точки, Ом [14].

Зная значение тока трёхфазного короткого замыкания, можем определить величину тока двухфазного короткого замыкания [14]:

, кА, (6.6)

Далее определим значение ударного тока [14]:

, кА, (6.7)

гдеКу - ударный коэффициент, он определяется [14]:

, (6.8)

гдеТа- постоянная времени переходного процесса [14].

, (6.9)

гдеХ - реактивное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом [14];

ω - угловая частота, равна 2πf, где f - частота сети 50Гц[14];

R - активное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом [14].

Для систем с напряжением 10 кВ стоит задача определения емкостного тока замыкания на землю.

Этот ток определяется по следующей формуле:

, А, (6.10)

гдеLк - суммарная длина электрически связанных кабельных линий, км [14];

Lв - суммарная длина электрически связанных воздушных линий, км [14].

В нашем случае значение Lв равно 0, так как отсутствуют воздушные линии. Если значение этого тока будет меньше 20 А, то его компенсация не требуется [14].

Для образца рассчитаем все вышеперечисленные параметры для одной точки КЗ:

(кА),

(кА),

;

;

(кА),

(А).

Значение ёмкостного тока меньше 20 А, то есть делаем соответствующие выводы.

Произведём расчёт для остальных точек различных схем замещения по той же системе. Итоги сведём в таблицу и вынесем в приложение 4.

.2 Расчет токов КЗ в сети напряжением 0,4 кВ

Для систем электроснабжения с напряжением 0,4 кВ знать величины токов КЗ необходимо для того, чтобы узнать, выдержит ли физически оборудование те нагрузки, которые на него приходятся при коротких замыканиях. А также нужно оценить качество работы релейной защиты - чувствительность и селективность.

Для расчёта используем методику из литературы [8]. Вычислительные действия можно производить в относительных и именованных единицах, выбираем второй способ.

Для начала рассчитаем параметры трансформатора.

Во-первых, активное сопротивление [8]:

, мОм, (6.11)

гдеΔPк - потери КЗ, кВт [8];

Uном -номинальное напряжение НН трансформатора, кВ [8];

Sном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВ·А [8].

Во-вторых, реактивное сопротивление [8]:

, мОм, (6.12)

гдеUк - напряжение КЗ, % [8].

Для кабельных линий значения этих параметров определим по формулам (6.2), (6.3).

Оборудование на стороне 0,4 кВ обычно проверяют на воздействие 3хфазного короткого замыкания. Для расчётов будем использовать действующее значение этого тока в начальный момент времени. Возможность подпитки короткого замыкания от двигателей учитывать не будем.

, кА, (6.13)

гдеХΣ- сумма реактивных сопротивлений элементов от шин трансформаторной подстанции до точки КЗ, мОм [8];

RΣ- сумма активных сопротивлений элементов от шин трансформаторной подстанции до точки КЗ, мОм [8].

Также стоит учесть для формулы (6.13) то, что необходимо учесть сопротивление дуги, тогда формула примет следующий вид:

, кА, (6.14)

гдеRД - сопротивление дуги, мОм [8].

Теперь нам необходимо определить значение сопротивления дуги при коротком замыкании. Этот непростой параметр можно рассчитать по следующей формуле [6]:

, мОм, (6.15)

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

LД - длина дуги, мм из [6].

Для определения значения тока 2хфазного короткого замыкания воспользуемся такой формулой, аналогично формуле (6.6):

, кА, (6.16)

Далее необходимо проверить чувствительность систем защиты от токов КЗ. Минимальными токами при напряжении 0,4 кВ являются токи однофазного короткого замыкания.

Данный ток рассчитаем по следующей формуле:

, кА, (6.17)

гдеI(1)к.min - ток однофазного КЗ, кА [8];

Uф - фазное напряжение, В [8];

ZТ - сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, мОм [8].

ZП - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм [8].

Сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании найдём по следующему выражению:

, мОм, (6.18)

гдеХТ1, ХТ2, ХТ0 - индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм [8];

RT1, RT2, RT0 - активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм [8];

RД - сопротивление дуги, мОм [8].

Так как в нашем случае обмотки трансформатора соединены по схеме Δ/Y0, то сопротивления всех последовательностей имеют одно и то же значение [8]. Формула (6.18) принимает следующий вид:

, мОм, (6.19)

гдеХТ- реактивное сопротивления трансформатора, мОм [8];

RТ - активное сопротивление трансформатора, мОм [8];

RД - сопротивление дуги, мОм [8].

Теперь необходимо определить величину ударного тока:

, кА, (6.20)

гдеКу - ударный коэффициент [8];

I(3)к.max - ток 3хфазного КЗ, не учитывая сопротивление дуги, кА [8].

Для образца определим значения всех токов короткого замыкания для сети 0,4 кВ для здания номер 16.

Вначале определим, естественно, параметры схемы замещения.

Первый элемент схемы замещения - трансформатор:

(мОм),

(мОм).

Второй элемент схемы замещения - кабельная линия, подводящая электроснабжение к этому зданию:

Сопротивление петли фаза-ноль [8]:

, мОм/м,(6.21)

где zП.Ф-0 - полное удельное сопротивление петли фаза-нуль для алюминиевых кабелей при температуре жилы 650С, мОм /м [15,табл.2.17]

(мОм/м).

Подобным способом необходимо рассчитать оставшиеся кабельные линии на данном участке сети. Итоги сведём в таблицу, представленную ниже.

Таблица 6.2 - Параметры схемы замещения

ЭлементSн.т., кВАUк, %ΔРк, кВтUн, кВХТ, мОмRТ, мОмZT, мОмТрансформатор6305,56,20,4176,218ЛинияL, Х0,R0,ZП.Ф-0.удW,RW,ZП.Ф-0,ммОм/ммОм/ммОм/ммОммОммОмW1600,080,330,7974,819,847,82W2100,0991,454,431,1216,3149,75W3150,112,5341,5187,5510

Далее для оборудования, а точнее для трансформаторов тока, соединительных шин и коммутационных аппаратов, определим сопротивление по значению величины номинального тока устройства. При соединении кабелей в месте контакте также появляется дополнительное сопротивление, оно определяется по геометрическому параметру - сечение.

Для оборудования номинальный ток определяется при выполнении следующего условия:

, А,(6.22)

где- расчетный максимальный ток, А [8];

. - номинальный ток оборудования, А [8].

Параметры оборудования, шин и кабелей сведём для удобства в две таблицы, представленные ниже.

Таблица 6.3 - Сопротивления оборудования и контактных соединений шин

ЭлементНоминальный ток лини в месте установки, AНоминальный ток аппарата, АR, мОмX, мОмZ, мОмQF1863,2310000,250,10,27TA863,2310000,050,070,09QS1863,2310000,0800,08QF236,71000,500,50QS236,71000,500,50QS3181000,500,50QS4181000,500,50QF31616119,514,53контактное соединение шины в т. К1863,2310000,0035 00,0035контактное соединение шины в т. К236,72500,009 00,009

Таблица 6.4 - Сопротивления контакта соединений кабелей

ЭлементНоминальное сечение кабеля, мм2R, мОмконтактное соединение кабеля линии W1950,027контактное соединение кабеля линии W2160,085

Ниже на рисунке приведены расчетная схема и её схема замещения.

Рисунок 6.4 - Схема системы на 0,4 кВ и её схема замещения

Расшифруем буквенные обозначения кабелей в таблице 6.2 для лучшего понимания. Кабель номер 1 - это электроснабжение дома, кабель номер 2 - это кабель стояка, кабель номер 3 - это уже система проводов в квартире.

Для образца определим значение тока короткого замыкания для первой точки КЗ:

,

,

,

,

,

,

.

Для других точек КЗ произведём аналогичные действия и результаты сведём в удобную таблицу, представленную ниже.

Таблица 6.5 - Токи КЗ в сети 0,38/0,23 кВ

Точкаiy, кАI(3)к.max, кАI(3)к.min, кАI(2)к.min, кАI(1)к.min, кАК120,2912,2810,38,4910,01К23,288,367,066,13,6К32,061,491,291,160,46К40,21

7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры для сети 10 кВ

На распределительном пункте установлены КСО. Марка ячеек КСО298. В ячейках установлено оборудование, параметры которого определим далее. Камеры сборные одностороннего обслуживания - это металлические сооружения, собранные из профилей при помощи сварки. Данные камеры оснащены дверями в количестве двух штук. Одна сверху, другая снизу. Сверху располагаются выключатели, трансформаторы напряжения или предохранители. Снизу находятся доступ к кабельным присоединениям и ограничителю напряжения. Дверь экранирована изнутри для обеспечения защиты. В такой защите нуждаются низковольтные сети, расположенные с другой стороны. В данном случае избавляются от вредного воздействия высокого напряжения на эти цепи. Сборные камеры данной модели обладают небольшими размерами, если сравнивать с предшественниками. В камерах установлены вакуумные выключатели, разъединители, трансформаторы напряжения и тока, ОПНы, Марки оборудования соотве

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.