Данная дипломная работа посвящена реконструкции системы электроснабжения жилого микрорайона города в связи с увеличением потребляемой мощности. Текст пояснительной записки состоит из 119 страниц печатного текста и сопровождается 10 иллюстрациями (расчетными схемами, графиками, рисунками), поясняющими методику расчета и принципы работы основного электрооборудования и 49 таблиц, в которых представлены исходные данные, технические характеристики и условия выбора основного электрооборудования.
Графическая часть дипломной работы состоит из семи листов формата А1:
1. Генеральный план электроснабжения жилого микрорайона
2. Схема освещения микрорайона
3. Принципиальная схема электроснабжения района на 6 кВ
4. Принципиальная схема электроснабжения района на 10 кВ
5. Дифференциальная защита трансформатора
6. Реконструкция электроснабжения школы (1ый этаж)
7. Реконструкция электроснабжения школы (2ой и 3ий этаж)
Города являются крупными потребителями электроэнергии, так как в них проживает не только большая часть населения, но и расположено также большое количество промышленных предприятий.
В зависимости от размера города для питания потребителей, расположенных на его территории, должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения, которая охватывает всех потребителей города, включая промышленные предприятия.
Для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением 6–10 кВ и сеть общего пользования напряжением 0,38 кВ.
Для городов характерен рост электропотребления, что требует систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления связан не только с увеличением количества жителей и развитием промышленности, но также с беспрерывным проникновением электрической энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.
Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой энергии. Таким образом, сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает определённое народно-хозяйственное значение.
Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Городские электрические сети напряжением 6-10 кВ характерны тем, что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по надёжности электроснабжения. Естественно, это требует и надлежащего построения схемы сети.
В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям, размещению, оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не разрешается встраивать в жилые здания, школы, больницы, спальные корпуса санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением взрывоопасны, их не разрешается размещать под и над помещениями, в которых могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.
Основной целью данной дипломной работы является расчёт электроснабжения района на напряжение в 10 кВ. В данный момент в больших городах происходит переход тупиковых подстанций с 6 кВ на 10 кВ. Это обусловлено уменьшением потерь и увеличением мощности. Электроснабжение данного района было рассчитано и воплощено в жизнь ещё в 60-ых годах прошлого века, после освобождения Сахалина. Необходимость данной работы также обусловлена устареванием как физически, так и морально всего электрооборудования.
Задачей данной дипломной работы было произвести расчёт и определить сечения и марки кабелей, подходящих к ТП-10/0,4 и сечение проводов ВЛ-0,4 на освещение данного района. Рассчитать распределительную сеть 0,38 кВ для школы. Выполнить расчёт токов короткого замыкания согласно заданию, выбрать и проверить коммутационные и защитные аппараты для питающих и распределительных сетей.
Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены коммунально-бытовыми потребителями.
Потребители распределительной городской сети (ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5, ТП-6, ТП-7) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 5 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, магазины, детские дошкольные учреждения, школы.
Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.
В качестве расчётной нагрузки принимается получасовой (30-минутный) максимум нагрузки. Получасовой максимум принят для выбора всех элементов системы электроснабжения (проводников, трансформаторов, аппаратуры). В основе расчёта нагрузок коммунально-бытовых потребителей используется нагрузка одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов.
В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 15000 жителей. Предполагается, что район города будет состоять из 82 домов: 5 - двухэтажных, 3 - четырехэтажных и 74 - пятиэтажных. Так как к городу Холмску не подведен газ, все дома будем считать с электроплитами.
Пятиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:
10 домов по 120 квартир;
1 дом с 80 квартирами;
14 домов по 40 квартир;
20 домов по 60 квартир;
29 дома по 20 квартир;
Четырехэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:
3 дома по 32 квартиры;
Двухэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:
5 домов по 6 квартир.
Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 3746. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий:
1 школа с 450 мест;
1 детский сад с 300 мест;
1 магазин промышленных товаров;
12 продовольственных магазинов и парикмахерских;
5 из которых находится в жилых зданиях;
1 отделение почты;
1.2 Расчет удельных электрических нагрузок
Расчетная электрическая нагрузка квартир РКВ
, кВт, приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле 1.1:
(1.1)
где РКВ.УД
– удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников (зданий), кВт/квартира, n – число квартир [2].
Удельную расчетную нагрузку электроприемников находим по таблице. Если нет типового решения, то находим ее по формуле:
Остальные удельные расчетные электрические нагрузки находим аналогичным методом. Результаты расчетов приведены в приложении 1. Удельные расчетные нагрузки школ и детских садов ищем то таблице. Благодаря, расчетным данным, сведенным в приложении 1, мы знаем расчетные нагрузки, исходя из которых, можем произвести дальнейшие расчеты и определить реальную потребляемую мощность каждого отдельного потребителя.
1.3 Определение расчетных нагрузок электроприёмников
Общественными являются следующие здания: различные учреждения и организации управления, финансирования, кредитования, госстраха, просвещения, дошкольные; библиотеки, архивы, предприятия торговли, общепита, бытового обслуживания населения; гостиницы, лечебные учреждения, музеи, зрелищные предприятия и спортивные сооружения.
Все электроприёмники общественных зданий условно можно разделить на две группы: осветительные и силовые. В основных помещениях общественных зданий используются светильники с люминесцентными лампами в исполнении, соответствующем условиям среды и выполняемой работы.
К силовым электроприёмникам относятся: механическое оборудование; электротепловое оборудование; холодильные машины, подъёмно-транспортное оборудование, санитарно-технические установки, связи, сигнализации, противопожарные устройства и др.
Общественные здания имеют также приточно-вытяжные вентиляционные установки, широко применяются системы кондиционирования воздуха, насосы систем горячего и холодного водоснабжения. Большинство механизмов оборудовано асинхронными двигателями с короткозамкнутым ротором.
Электрические нагрузки любого общественного здания слагаются из нагрузок электрического освещения и силового электрооборудования.
Расчетная силовая электрическая нагрузка на вводах в общественное здание определяется по проектам оборудования зданий.
Для ориентировочных расчетов усредненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности допускается принимать по таблице. удельных показателей нагрузок, приведенных с учетом внутреннего освещения.
Расчетные нагрузки определяем по данным формулам. Если в здание встроен магазин или парикмахерская, то определяем удельные расчетные нагрузки, без учета занимаемой ими площади. После чего находим расчетную нагрузку этого здания. Расчетную нагрузку встроенных магазинов или парикмахерских определяем отдельно и суммируем с нагрузкой здания.
(1.2)
(1.3)
(1.4)
(кВАр)
Таким образом, находим и нагрузку остальных электроприемников. Результаты этих расчетов приведены в приложении 2.
В этой главе мы расчётным путем узнали реальную потребляемую мощность каждого отдельного потребителя, что в дальнейшем нам поможет в расчетах коротких замыканий и выбора оборудования.
Графики нагрузок дают представление о характере изменения во времени электрических нагрузок. По продолжительности они бывают суточными и годовыми. Графики нагрузок микрорайона в целом дают возможность определить потребление активной энергии потребителями микрорайона, правильно выбрать силовые трансформаторы и питающие линии. По графикам планируется текущий и капитальный ремонты элементов системы электроснабжения, определяют необходимое количество и суммарную мощность рабочих агрегатов станции, в различные часы суток.
В табл. 2.1 приведены ориентировочные суточные (зимний и летний) графики электрических нагрузок некоторых характерных городских потребителей. Для потребителей микрорайона летний максимум составляет для жилых домов с электроплитами 80%, а для остальных объектов – 70%.
Суточные графики используют для построения годового графика по продолжительности. Можно условно принять продолжительность зимнего периода 200 дней, летнего – 165. По оси ординат годового графика по продолжительности в соответствующем масштабе откладывают нагрузки в кВт от РМАКС
до РМИН
, а по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760.
Площадь годового графика выражает количество потребленной электроэнергии за год в кВт·ч. По данным графика определяют число часов использования максимальной нагрузки, ч.,
,(2.1)
где РЗi
– нагрузка i –го часа в декабре, кВт; РЛi
- нагрузка i –го часа в июне, кВт; РМАКС.З
– максимальная нагрузка в зимний период, кВт [6].
Основываясь на данных этой таблицы производим вычисление и находим число часов использования максимальной нагрузки.
Для начала находим полную нагрузку отдельных типов потребителей.
Далее чтобы найти потребляемую мощность потребителя за какой-то конкретный час, находим ее по формуле:
(2.3)
Таким образом, находим остальные почасовые нагрузки потребителей в зимний период. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 Расчет почасовых нагрузок потребителей в зимний период
Часы сут
%з
%з
%з
%з
0-1
15
1032,8
20
27,6
10
22,5
60
60,6
1143,5
1-2
15
1032,8
20
27,6
10
22,5
60
60,6
1143,5
2-3
15
1032,8
20
27,6
10
22,5
60
60,6
1143,5
3-4
15
1032,8
20
27,6
10
22,5
60
60,6
1143,5
4-5
15
1032,8
20
27,6
10
22,5
60
60,6
1143,5
5-6
15
1032,8
20
27,6
10
22,5
60
60,6
1143,5
6-7
60
4131,2
35
48,3
20
45
60
60,6
4285,1
7-8
60
4131,2
35
48,3
20
45
60
60,6
4265,1
8-9
50
3442,7
65
89,7
60
135
90
90,9
3848,3
9-10
50
3442,7
65
89,7
100
225
90
90,9
3756,3
10-11
50
3442,7
100
138
100
225
100
101,01
3906,7
11-12
50
3442,7
100
138
70
157,5
100
101,01
3849,2
12-13
50
3442,7
85
117,3
40
90
90
90,9
3740,9
13-14
50
3442,7
85
117,3
40
90
80
80,8
3730,8
14-15
40
2754,1
85
117,3
40
90
90
90,9
3052.3
15-16
40
2754,1
85
117,3
40
90
90
90,9
3052,3
16-17
50
3442,7
80
110,4
60
135
90
90,9
3778,9
17-18
50
3442,7
80
110,4
90
202,5
90
90,9
3846,5
18-19
100
6885,3
60
83,8
90
202,5
90
90,9
7261,5
19-20
100
6885,3
60
83,8
90
202,5
90
90,9
7261,5
20-21
100
6885,3
30
41,4
50
112,5
80
80,8
7120
21-22
90
6196,8
30
41,4
50
112,5
80
80,8
6431,5
22-23
30
2065,6
30
41,4
10
22,5
60
60,6
2190,1
23-24
30
2065,6
30
41,4
10
22,5
60
60,6
2190,1
78492,4
1738,8
2340
1868,7
Выбираем максимальную зимнюю суммарную нагрузку в зимний период, которая равна
Далее чтобы найти потребляемую мощность потребителя за какой-то конкретный час, находим ее по формуле:
(2.3)
Таким образом, находим остальные почасовые нагрузки потребителей в летний период, представленные в таблице 2.3.
Таблица 2.3 Расчет почасовых нагрузок потребителей в летний период
Часы сут
%л
%л
%л
%л
0-1
15
826,2
20
19,32
10
15,75
60
42,42
1-2
15
826,2
20
19,32
10
15,75
60
42,42
2-3
15
826,2
20
19,32
10
15,75
60
42,42
3-4
15
826,2
20
19,32
10
15,75
60
42,42
4-5
15
826,2
20
19,32
10
15,75
60
42,42
5-6
15
826,2
20
19,32
10
15,75
60
42,42
6-7
60
3304,9
35
33,81
20
31,5
60
42,42
7-8
60
3304,9
35
33,81
20
31,5
60
42,42
8-9
50
2754,1
65
62,79
60
94,5
90
63,63
9-10
50
2754,1
65
62,79
60
94,5
90
63,63
10-11
50
2754,1
100
96,6
60
94,5
100
70,71
11-12
50
2754,1
100
96,6
100
157,5
100
70,71
12-13
50
2754,1
85
82,11
100
157,5
90
63,63
13-14
50
2754,1
85
82,11
70
110,25
80
56,56
14-15
40
2203,3
85
82,11
40
63
90
63,63
15-16
40
2203,3
85
82,11
40
63
90
63,63
16-17
50
2754,1
80
77,28
40
63
90
63,63
17-18
50
2754,1
80
77,28
40
63
90
63,63
18-19
50
2754,1
60
57,96
60
94,5
90
63,63
19-20
50
2754,1
60
57,96
90
141,75
90
63,63
20-21
100
5508,2
30
28,9
90
141,75
80
56,56
21-22
100
5508,2
30
28,9
90
141,75
80
56,56
22-23
100
5508,2
30
28,9
50
76,75
60
42,42
23-24
90
4957,4
30
28,9
50
76,75
60
42,42
2340
1795,5
1868,7
1308,08
На основании данных таблиц 2.2 и 2.3 строем график нагрузок жилых зданий (см. рис 2.1), график нагрузок детского сада (см. рис 2.2), график нагрузок школы (см. рис 2.3), график нагрузок предприятий торговли (см. рис 2.4).
Рис 2.1 График нагрузок жилых зданий.
Рис 2.2 График нагрузок детского сада.
Рис 2.3 График нагрузок школы.
Рис 2.4 График нагрузок предприятий торговли.
Далее по формуле 2.1 определяем число часов использования максимальной нагрузки:
Находим время максимальных потерь:
Исходя из расчетов в данной главе, мы рассчитали число часов использования максимальной нагрузки, нагрузку потребителей в зимний и летний период и время максимальных потерь.
Правильное размещение трансформаторных подстанций (ТП) в микро-районе типа существенно влияет на экономические показатели и надежность системы электроснабжения потребителей.
Для определения оптимального местоположения трансформаторных подстанций на генеральном плане строится картограмма электрических нагрузок. Силовые нагрузки представляют в виде кругов, а осветительные нагрузки – в виде секторов. Площадь кругов и секторов в выбранном масштабе соответствует полной нагрузке потребителей.
Координаты центра электрической нагрузки определяются по формулам
(3.1)
(3.2)
где Рİ
– активная мощность İ – го объекта, подключенного к шинам ТП, кВт; Χİ
, Υİ
– координаты центра нагрузок отдельных потребителей, см [5].
Трансформаторные подстанции располагают как можно ближе к центру нагрузок, что позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и сократить протяженность распределительных сетей низкого напряжения, уменьшить расход цветного материала и снизить потери электрической энергии.
ТП1
Расчет производим далее и результаты заносим в таблицу 3.1.
В этой главе мы рассчитали места расположения трансформаторных подстанций, что позволит нам оптимизировать работу всей распределительной сети 10/0,4 кВ данного района.
Активная расчетная нагрузка линии на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей различного назначения (жилые дома и общественные здания), РР.Л.
, кВт, определяется по формуле:
(4.1)
где Р ЗД. МАКС
– наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт; РЗД.İ
- расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; КУİ
– коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [9].
Расчетная реактивная нагрузка линии при смешанном питании потребителей различного назначения (QР
), кВАр, определяется по формуле:
(4.2)
где QМАКС.
– наибольшая реактивная нагрузка зданий, питаемых от шин ТП, квар; QР.İ
– расчетная реактивная нагрузка всех остальных зданий, квар
Полная нагрузка подстанции, кВ·А, определяется по формуле:
(4.3)
Коэффициент мощности ТП определяется по формуле:
(4.4)
Коэффициент загрузки трансформаторов
(4.5)
где ΣSН.ТР
- суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на ТП, кВ·А
ТП1
Выбираем трансформатор ТМ630/10. Остальные расчеты заносим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1Выбор трансформаторов
ТП1
ТП2
ТП3
ТП4
ТП5
ТП6
ТП7
825,084
1513,74
532,02
1071,91
1161,37
920,024
1239,2
166,65
313,7
95,6
230,89
279,45
191,72
251,29
841,745
1545,9
540,46
1096,49
1194,52
939,79
1264,42
0,98
0,97
0,98
0,98
0,97
0,97
0,98
0,67
0,77
0,68
0,87
0,95
0,75
1
1,34
1,55
1,35
1,74
1,89
1,49
2
ТР
2*630
2*1000
2*400
2*630
2*630
2*630
2*630
Мы выбираем двух трансформаторные подстанции из-за высоких нагрузок, обусловленных наличием электроплит, электротитанов и электрического обогрева квартир. Благодаря этому, исходя из того что практически все потребители входят во вторую категорию по надежности, нам необходимо резервировать свои сети.
В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.
4.2 Выбор схем построения электрических сетей напряжением 0,38-20 кВ
Распределительная и питающая сеть 10(6) кВ используется для питания городских потребителей коммунально-бытового и промышленного характера. Принцип построения городских сетей выбирается применительно к основной массе электроприемников для обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения. В данном случае мне не целесообразно возведение РП так как понизительная подстанция находится в 400 м от района. Основным принципом построения распределительной сети 10(6) кВ для электроснабжения электроприемников первой категории является двухлучевая схема с двухсторонним питанием при условии подключения взаимно резервирующих линий 10(6) кВ к разным независимым источникам питания. На рисунке 4.1. представлена схема соединения трансформаторных подстанций.
Рис. 4.1. Схема соединения
В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.
5. ОСВЕЩЕНИЕ
5.1 Сети наружного освещения
Основной задачей наружного освещения улиц и внутрирайонных проездов является обеспечение безопасности движения в темное время суток. Уличное освещение должно обеспечивать нормированную величину освещенности или величину средней яркости дорожного покрытия. Освещенность должна быть по возможности равномерной.
В сетях наружного освещения следует применять напряжение 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали.
Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными линиями с использованием самонесущих изолированных проводов. В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территорий микрорайонов и населённых пунктов допускается использовать неизолированные провода.
Линии, питающие светильники, подвешенные на тросах, должны выполняться кабелями, проложенным по тросу, самонесущими изолированными проводами.
Линии сети наружного освещения должны подключаться к пунктам питания с учетом равномерной нагрузки фаз трансформаторов, для чего отдельные линии следует присоединять к разным фазам или с соответствующим чередованием фаз.
В установках наружного освещения рекомендуется применять преимущественно высокоэкономичные газоразрядные источники света высокого давления:
Лампы ДРЛ (дуговые ртутные) различной мощности – на улицах и дорогах всех категорий, а также в транспортных и пешеходных тоннелях.
Коэффициент мощности светильника должен быть не ниже 0,85.
Сечения нулевых жил кабелей в осветительных установках с газоразрядными источниками света следует, как правило, принимать равными сечению фазных проводов.
Опоры с венчающими их светильниками рекомендуется размещать по односторонней схеме при ширине пешеходной части до 12 м, а при большей ширине – по двухрядной прямоугольной или шахматной схеме
При воздушных сетях расстояние между светильниками ограничивается стрелой провеса проводов и обычно не превышает 40 м.
Выбранные сечения проводников осветительной сети должны обеспечивать: достаточную механическую прочность, прохождение тока нагрузки без перегрева сверх допустимых температур, срабатывание защитных аппаратов при токах К.З. (короткого замыкания) Расчетная нагрузка РР.О.
, Вт, питающей осветительной сети определяется как.
На линиях наружного освещения, имеющих более 20 светильников на фазу, ответвления к каждому светильнику должны защищаться индивидуальными предохранителями или автоматическими выключателями.
Для начала произведем расчет освещения основной проезжей части. По СНИПам средняя горизонтальная освещенность таких дорог должна составлять 10 лк. Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ на 250 Вт на фонарях высотой 11 м с расстоянием друг от друга в 25 м.
Запитывание этого освещения будет производиться от ТП2, так как она находится ближе всего к центру нагрузки этого освещения. Электроэнергия от ТП2 до фонарей освещения будет производиться кабелям, а далее проводами СИП.
Расчетная нагрузка питающей осветительной сети определяется как [8]:
(5.1)
где РУСТ.
– установленная мощность ламп, Вт; КС
– коэффициент спроса (одновременности), КС
= 1 – для наружного освещения; КПРА
– коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующем аппарате, КПРА
= 1,1.
5.2 Расчет сетей наружного освещения жилых зданий
Находим нагрузку питающей осветительной сети в головных отрезках участков на которые мы разбили линию, находим по формуле 5.1:
Расчетный ток осветительной сети IР.О.
, А, для трехфазной сети (с нулевым проводом и без него) при равномерной нагрузке фаз определяется по формуле:
(5.2)
где UН
– номинальное напряжение сети, UН
= 380 В; cosφ – коэффициент мощности нагрузки. Для ламп ДРЛ cosφ = 0,9.
Найдя мощность и токи в головных отрезках можно выбрать провод, так как далее по линии нагрузки будут только падать. Мы выбираем провод СИП-1
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА). Здесь и далее на освещение будем ставить кабели АВВБ 16 мм2
.
Потери напряжения на участках линии определяются по формуле, %,
(5.3)
где С – коэффициент, равный 46 для схем трехфазной сети с нулевым проводом и алюминиевыми жилами; S - сечение данного участка осветительной сети, мм2
; LУЧ
– длина участка линии, м.
Данные расчёта потерь напряжения сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 Расчет потерь напряжения на освещении основной проезжей части.
№уч
P Вт
Lуч
м
Sмм2
%
№уч
P Вт
Lуч
м
Sмм2
%
КЛ1
15125
100
16
2,055
3300
25
16
0,112
W2.7
6050
25
16
0,206
3025
25
16
0,103
5775
25
16
0,196
2750
25
16
0,09
5500
25
16
0,187
2475
25
16
0,084
5225
25
16
0,177
2200
25
16
0,074
4950
25
16
0,168
1925
25
16
0,065
4675
25
16
0,159
1650
25
16
0,056
4400
25
16
0,149
1375
25
16
0,046
4125
25
16
0,14
1100
25
16
0,037
3850
25
16
0,13
825
25
16
0,028
3575
25
16
0,12
550
25
16
0,018
275
25
16
0,009
4,418%
КЛ1
15125
25
16
2,055
1650
25
16
0,056
W2.8
8800
25
16
0,299
1375
25
16
0,046
8525
25
16
0,29
1100
25
16
0,037
8250
25
16
0,28
825
25
16
0,028
7975
25
16
0,271
550
25
16
0,018
7700
25
16
0,262
275
25
16
0,009
7425
25
16
0,252
W2.10
3025
25
16
0,103
7150
25
16
0,243
2750
25
16
0,09
6875
25
16
0,234
2475
25
16
0,084
6600
25
16
0,224
2200
25
16
0,074
6325
25
16
0,215
1925
25
16
0,065
W2.9
3025
25
16
0,103
1650
25
16
0,056
2750
25
16
0,09
1375
25
16
0,046
2475
25
16
0,084
1100
25
16
0,037
2200
25
16
0,074
825
25
16
0,028
1925
25
16
0,065
550
25
16
0,018
275
25
16
0,009
4,8%
Потери нас удовлетворяют так как на ТП2 стоят трансформаторы ТМ1000/10 с коэффициентом загрузки Кз
=0,7. Допустимая потеря
=6,7%.
Далее производим расчет освещения улиц и дорог меньшего значения. По СНИПам средняя горизонтальная освещенность таких дорог должна составлять 4 лк. Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ125ХЛ Вт на фонарях высотой 8м с расстоянием друг от друга в 35 м и типом светильника РКУ01-125-008.
Производим расчет освещения подключенного к ТП1. данные расчета сведены в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП1
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.1.1
1237
2,08
9
W.1.2
962,5
1,63
6
W.1.3
412,5
0,69
3
КЛ1.2
550
0,93
4
КЛ1.1
2200
3,7
16
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Данные расчёта потерь напряжения сведены в таблицу 5.3.
Таблица 5.3 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП1
W1.1%
W1.2%
W1.3%
0,15
0,15
0,012
0,058
0,026
0,019
0,052
0,019
0,013
0,045
0,013
0,01
0,039
0,01
0,033
0,026
0,019
0,013
0,01
0,444
0,385
0,8
Потери нас удовлетворяют. Производим расчет освещения подключенного к ТП2. данные расчета сведены в таблицу 5.4.
Таблица 5.4 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП2
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W2.1
825
1,39
6
W2.2
137,5
0,23
1
W2.3
412,5
0,7
3
W2.4
1237,5
2,09
9
W2.5
275
0,46
2
W2.6
412,5
0,7
3
КЛ.2.1
1100
1,86
8
КЛ.2.2
1787,5
2,98
13
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА). Выбор кабелей.Кабели рассчитываем по формулам
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении подключенного к ТП2 представлен в таблице 5.5.
Таблица 5.5 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП2
W2.1.%
W2.2.%
W.2.3.%
W2.5.%
W2.6.%
0,305
0,305
0,058
0,058
0,058
0,039
0,01
0,019
0,065
0,065
0,033
0,013
0,058
0,058
0,026
0,01
0,052
0,052
0,019
0,046
0,046
0,013
0,019
0,013
0,01
0,013
0,01
0,01
0,49
0,315
0,1
0,321
0,25
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП3. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП3 представлен в таблице 5.6.
Таблица 5.6 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП3.
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.3.1
412,5
0,7
3
W.3.2
137,5
0,23
1
W.3.3
275
1,39
6
W.3.4
687,5
1,16
4
W.3.5
1650
2,79
12
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА). Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП3 представлен в таблице 5.7.
Таблица 5.7 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП3
W.3.1. %
W.3.2%
W.3.4%
W.3.5%
0,13
0,13
0,13
0,22
0,039
0,039
0,026
0,072
0,033
0,033
0,019
0,065
0,019
0,03
0,013
0,058
0,013
0,01
0,01
0,052
0,01
0,045
0,039
0,033
0,026
0,019
0,013
0,01
0,244
0,242
0,198
0,652
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП4. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП4 представлен в таблице 5.8.
Таблица 5.8 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП4
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.4.1
825
1,39
6
W.4.2
275
0,46
2
W.4.3
275
0,46
2
КЛ.4.1
1512,5
2,55
11
W.4.4
412,5
0,7
3
W.4.5
412,5
0,7
3
КЛ.4.2
962,5
1,62
7
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП4 представлен в таблице 5.9.
Таблица 5.9 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП4
W.4.1%
W.4.2%
W.4.3%
W.4.4%
W.4.5%
0,23
0,23
0,23
0,02
0,02
0,039
0,013
0,013
0,019
0,019
0,033
0,01
0,01
0,013
0,013
0,026
0,01
0,01
0,019
0,013
0,01
0,37
0,253
0,253
0,62
0,62
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного ТП5. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП5 представлен в таблице 5.10.
Таблица 5.10 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП5
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.5.1
1375
2,32
10
W.5.2
275
0,46
2
КЛ.5.1
1787,5
3,02
13
W.5.3
1100
1,86
8
W.5.4
687,5
1,16
5
КЛ.5.2
1925
3,25
14
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5 представлен в таблице 5.11.
Таблица 5.11 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5
W.5.1%
W.5.2%
W.5.3%
W.5.4%
0,51
0,51
0,25
0,25
0,065
0,013
0,052
0,033
0,058
0,01
0,045
0,026
0,052
0,039
0,019
0,045
0,033
0,013
0,039
0,026
0,01
0,033
0,019
0,026
0,013
0,019
0,01
0,013
0,01
0,909
0,533
0,487
0,351
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП6. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП6 представлен в таблице 5.12.
Таблица 5.12 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП6
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.6.1
1787,5
3,02
13
КЛ.6.1
1925
3,25
14
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА). Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП6 представлен в таблице 5.13.
Таблица 5.13 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП6
W.6.1
0,13
0,08
0,07
0,07
0,06
0,05
0,05
0,04
0,03
0,03
0,02
0,01
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП7. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП7 представлен в таблице 5.14.
Таблица 5.14 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП7
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.7.1
962,5
1,62
7
W.7.2
412,5
0,7
3
W.7.3
1512,5
2,55
11
W.7.4
962,5
1,62
7
КЛ.7.1
2612,5
4,41
19
Выбираем провода СИП
мм2
с допустимым током Iдоп
=70(А), Iкз
=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам:
Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП7 представлен в таблице 5.15.
Таблица 5.15 Расчет потерь напряжения при освещении от ТП7
W.7.3%
W.7.1%
W.7.2%
0,46
0,46
0,46
0,045
0,079
0,072
0,039
0,045
0,019
0,033
0,039
0,013
0,026
0,033
0,01
0,019
0,026
0,013
0,019
0,01
0,013
0,01
0,645
0,724
0,574
Потери нас удовлетворяют.
5.3 Расчет сетей наружного освещения общественных зданий
Среднюю горизонтальную освещенность территорий общественных зданий следует принимать по строительным нормам. Для детских садов и школ она должна быть равна 10 лк.
Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ 250 Вт на фонарях высотой 11 м с расстоянием друг от друга в 25 м.
Освещение детских садов и школ производится с ВРУ. Следовательно, нет необходимости протягивать кабельные линии от ТП.
Данные расчета освещения территории детского сада представлены в таблице 5.16
Таблица 5.16 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети детского сада.
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников шт.
WДс
1
1,375
2,32
5
WДс
2
825
1,39
3
КЛДс
1
2475
4,18
9
Выбираем кабели АВВБ сечением 16 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП2 представлен в таблице 5.17.
Таблица 5.17 Расчет потерь напряжения при освещении
WДс
1%
WДс
2%
0,084
0,084
0,046
0,028
0,037
0,018
0,028
0,009
0,018
0,009
0,303
0,139
Потери нас удовлетворяют.
Данные расчета освещения территории школы представлены в таблице 5.18
Таблица 5.18 Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети детского сада.
№ уч
Вт
А
Кол-во светильников щт.
WШ
1
1375
2,32
5
WШ
2
1925
3,25
7
КЛШ
1
3575
6,04
13
Выбираем кабели АВВБ сечением 16 мм2
.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5 представлен в таблице 5.19.
Таблица 5.19 Расчет потерь напряжения при освещении
WШ
1%
WШ
2%
0,13
0,13
0,065
0,046
0,056
0,037
0,046
0,028
0,037
0,018
0,028
0,009
0,018
0,009
0,389
0,259
Потери нас удовлетворяют.
Линии электропередачи до 20 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше должны выполняться, как правило, кабельными, с алюминиевыми жилами. Кабельные линии прокладываются в земляных траншеях под тротуарами или под пешеходными дорожками внутри квартала.
Здания, которые находятся в непосредственной близости от ТП, следует питать по отдельным линиям. Для домов высотой до 16 этажей при числе секций до семи рекомендуется предусматривать один ввод в здание.
В районах застройки зданиями высотой до 3 этажей включительно линии электропередачи следует, как правило, выполнять воздушными.
Линии наружного освещения рекомендуется располагать на общих опорах с воздушными линиями электропередачи до 1 кВ.
В данной главе мы произвели расчет освещения в данном районе, который соответствует всем техническим нормативам. Освещение каждого района запитывается от ближайшей трансформаторной подстанции. Освещение по району произведено воздушной линией проводами СИП. Прилежащие к школе и детскому саду площадки освещаются светильниками РКУ, которые подключены через кабели АВВБ.
6. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ
6.1 Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением до 1 кВ
Сечения кабелей напряжением до 1 кВ выбираются в соответствии с главой 2.3 ПУЭ [5] по условию нагрева длительным расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах и проверяются по потере напряжения.
На время ликвидации послеаварийного режима допускается перегрузка кабелей с бумажной изоляцией до 130%, если в нормальном режиме их нагрузка не превышала 80% допустимой. Следовательно, в послеаварийном режиме сечение кабеля должно удовлетворять соотношению
(6.1)
где IДОП
– допустимый продолжительный ток, А; К – поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей, проложенных в одной траншее; IП.АВ.
– расчетная токовая нагрузка линий в послеаварийном режиме. При этом должно учитываться число оставшихся в работе кабелей, проложенных в одной траншее в послеаварийном режиме [2].
Допустимые потери напряжения в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здание) составляют не более 4-6%. Большие значения относятся к линиям, питающим малоэтажные и односекционные здания, меньшие значения – к линиям, питающим многоэтажные многосекционные жилые здания, крупные общественные здания и учреждения.
Расчетная электрическая нагрузка линии (РР.Л
) напряжением до 1 кВ при смешанном питании потребителей, кВт.
Рабочий ток, А, в линии определяется по формуле:
(6.2)
где n – количество кабелей, проложенных в траншее к объекту. Для потребителей второй категории, согласно ПУЭ, принимают к прокладке UН
– номинальное напряжение сети, равное 380 В.
Ток послеаварийного режима, А, равен
(6.3)
Сечение кабеля должно удовлетворять допустимому длительному току, А, определенному по формуле
(6.4)
Выбранное сечение кабеля необходимо проверить по потере напряжения.
Потери напряжения на i –том участке LУЧ.i
кабельной линии, %, определяются по формуле
(6.5)
где А – коэффициент, зависящий от принятых единиц измерения, определяется по справочнику [9], А = 21,9 – для сети 0,4 кВ; А = 0, 0875 – для сети 6 кВ и А = 0,0316 – для сети 10 кВ; РР.i
- активная мощность участка линии, кВт; n – число кабелей; S – сечение кабеля, мм2
, LУЧ.i
– длина i -го участка линии, км.
Далее потери напряжения на участках линии суммируются и результат сравнивается с располагаемыми потерями напряжения от шин ТП до наиболее удаленного потребителя.
В результате должно выполняться условие:
(6.6)
Кабели на стороне 0,4 кВ, защищаемые плавкими предохранителями, на термическую стойкость не проверяются, т.к. время срабатывания предохранителя мало и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры.
Потери мощности в линии, кВт, определяются:
(6.7)
где RО
– активное сопротивление 1 км кабеля при 20О
С, Ом,
Достаточно часто используется расчет потерь напряжения и потерь мощности без учета индуктивного сопротивления линий.
Дом 1.
Остальные рассчитываем и заносим в приложение 3
В данном разделе мы произвели расчет кабелей 0,4 кВ по рассчитанным нами ранее нагрузкам потребителей в нашем районе. Применяемые нами кабели специально рассчитаны на прокладку в земле и на расположение в агрессивной среде около моря. Мы решили произвести прокладку кабелей удовлетворяющих всем этим требованиям и выбрали АВВБ
6.2 Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением 10 кВ
Сечения проводов ВЛ и жил кабелей должны выбираться по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяться по допустимому току в аварийном и послеаварийном режимах, а также по допустимому отклонению напряжения.
При проверке кабельных линий по допустимому длительному току должны быть учтены поправочные коэффициенты: на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме, фактическую температуру среды, тепловое сопротивление грунта и на отличие номинального напряжения кабеля от номинального напряжения сети.
Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме – в сетях 10(6) кВ не более 6%.
Расчетная активная нагрузка городских электрических сетей 10(6) кВ (РР.Л.
), кВт, определяется по формуле (6.2) в разделе 6.1.
Рабочий ток в линии, А, определяется по формуле
(6.8)
где UН
– номинальное напряжение сети, равное 10(6) кВ; n – количество кабелей, проложенных в траншее к объекту; cosφ – коэффициент мощности, принят равным 0,92.
Экономически целесообразное сечение SЭ
, мм2
, определяется согласно ПУЭ, из соотношения
(6.9)
где jЭК
– нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2
, для заданных условий работы.
В распределительных сетях 10(6) кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм2
, но не более 240 мм2
.
Сечение кабелей по участкам линии следует принимать с учетом изменения нагрузки участков по длине. При этом на одной линии допускается применение кабелей не более трех типоразмеров.
Потери напряжения определяются по формуле (6.5) раздела 6.1. Дальнейший ход расчета аналогичен расчету сети напряжением до 1кВ.
Полученное экономическое сечение для условий нормального режима проверяется по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме. Кроме того, кабели должны быть подвергнуты проверке на термическую стойкость токам К.З. Начинаем расчет сечения кабелей 10 кВ.
ТП1
Выбираем кабель сечением 70 мм2
. Так как это сечение минимально возможное при этом напряжении.
Результаты остальных расчетов заносим в таблицу 6.1
Таблица 6.1 Расчет сечения кабелей до 1 кВ
№.
(кВт)
(А)
(А)
(А)
(%)
(кВт)
(мм2
)
(м)
W7
1239,2
38,88
77,76
65,02
0,035
0,7634
70
190
W6
2159,2
67,75
135,5
113,3
0,16
3,660
70
300
W5
3320,6
104,2
208,4
174,3
0,22
9,812
70
340
W4
4392,5
137,8
275,6
230,4
0,16
8,914
95
240
W3
4924,5
154,5
309
258,4
0,2
11,205
95
240
W2
1513,74
47,49
94,98
79,4
0,06
1,858
70
310
W1
7263,35
227,9
455,8
381,1
0,306
25,678
150
400
1,14
61,89
-ТП6 - ТП7
-ТП5 - ТП6
-ТП4 - ТП5
-ТП3 - ТП4
-ТП1 - ТП3
-ТП1 - ТП2
-ЦП - ТП1
6.3 Проверка кабелей на термическую стойкость
Выбранные в нормальном режиме и проверенные по допустимой перегрузке в послеаварийном режиме кабели проверяются по условию
(6.10)
где SМИН
– минимальное сечение по термической стойкости, мм2
; SЭ
– экономическое сечение, мм2
При этом кабели небольшой длины проверяются по току при коротком замыкании в начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току К.З. в начале каждого участка. Два параллельных кабеля и более проверяют по токам К.З. непосредственно за пучком кабелей, т.е. с учетом разветвления тока К.З.
где IП.О
– начальное значение периодической составляющей тока К.З., А; tР.З
- время действия релейной защиты, с. Принимается tР.З
= 2 с. – для питающих сетей; tР.З
= 0,5 с. – для распределительных сетей [9]; tВ
– полное время отключения выключателя, с. В зависимости от типа выключателя tВ
= 0,04-0,2 с.; TА
– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с. Для распределительных сетей напряжением 6-10 кВ ТА
= 0,01 с. На термическую стойкость проверяются только кабели на напряжение выше 1000 В.
ТП7.
Результаты остальных расчетов приводим в таблице 6.2.
Таблица 6.2 Выбор кабелей на термическую стойкость
ЦП - ТП1
60,03
9,92
25,3
150
ТП1 - ТП2
56,2
9,8
24,45
70
ТП1 - ТП3
57,39
9,7
24,7
95
ТП3 - ТП4
35,7
9,56
35,7
95
ТП4 - ТП5
45,7
8,66
22,1
70
ТП5 - ТП6
31,7
7,8
19,86
70
ТП6 - ТП7
33,4
7,4
18,8
70
Исходя из расчетов, по данным таблицы 6.3 можно определить, что сечение всех выбранных кабелей на напряжение 10 кВ выше минимальных сечений кабелей по термической стойкости. В данном разделе мы произвели расчет кабелей 0,4 - 10 кВ по рассчитанным нами ранее нагрузкам потребителей в нашем районе. Применяемые нами кабели специально рассчитаны на прокладку в земле и на расположение в агрессивной среде около моря. Мы решили произвести прокладку кабелей удовлетворяющих всем этим требованиям и выбрали АВВБ. Также в этой главе произвели проверку кабелей на термическую стойкость.
В этом разделе мы рассчитали сопротивления кабельных и воздушных линий и трансформаторов. Также мы рассчитали токи коротких замыканий на напряжение 10 кВ.
Расчет коротких замыканий до 1000 В производим в именованных единицах. Трехфазные короткие замыкания являются более опасными, но более редкими, нежели какие – либо другие.
Ищем сопротивление трансформаторов в именованных единицах по формулам:
(7.8)
(7.9)
Так как трансформаторов по 2, ищем их общее сопротивление.
ТМ 400/10
ТМ 630/10
ТМ 1000/10
Находим сопротивление кабельных линий 10 кВ прямой и нулевой последовательности. Сопротивление нулевой последовательности находим для того, чтобы в будущем можно было найти однофазные короткие замыкания. Находим их по формулам:
(7.10)
(7.11)
(7.12)
(7.13)
Так как у нас по 2 линии, то соответственно ищем их общее сопротивление.
Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.3
Таблица 7.3 Сопротивления прямой и нулевой последовательности на линии 10 кВ.
R1(1каб)
Ом
X1(1каб)
Ом
R1(2каб)
Ом
X1(2каб)
Ом
R0(1каб)
Ом
X0(1каб)
Ом
R0(2каб)
Ом
X0(2каб)
Ом
L м
W1
0,082
0,074
0,04
0,015
0,33
0,3
0,16
0,15
400
W2
0,137
0,025
0,068
0,012
0,55
0,25
0,22
0,12
310
W3
0,024
0,019
0,039
0,0094
0,31
0,19
0,16
0,09
240
W4
0,024
0,019
0,039
0,0094
0,31
0,19
0,16
0,09
240
W5
0,151
0,027
0,075
0,014
0,6
0,27
0,3
0,136
340
W6
0,133
0,024
0,056
0,012
0,5
0,24
0,27
0,12
300
W7
0,084
0,015
0,042
0,0076
0,34
0,15
0,16
0,076
190
Далее ищем сопротивление прямой последовательности до трансформаторов.
Далее ищем сопротивление нулевой последовательности до трансформаторов.
Остальные расчеты будут подобными.
ТП2
ТП3
ТП4
ТП5
ТП6
ТП7
Ищем сопротивление прямой и нулевой последовательности 0,4 кВ.
Результаты остальных расчетов сводим в таблицу приложение 4
Ищем полное сопротивление по прямой последовательности
Д1
Аналогично считаем полные сопротивления прямой последовательности сводим их в приложение 5
Ищем полное сопротивление по нулевой последовательности
Д1
Аналогично считаем полные сопротивления обратной последовательности и сводим их в таблицу приложение 6
Исходя из тех расчетов, что мы произвели, можно начинать рассчитывать токи короткого замыкания.
Считаем токи трехфазного короткого замыкания на 0,4 кВ.
Ток трехфазного короткого замыкания ищем по формуле:
(7.7)
ТП1 Д1
Аналогично считаем остальные токи трехфазного короткого замыкания и приводим их в таблице 7.4
Таблица 7.4 Токи трехфазного к.з. на 0,4 кВ
ТП1
ТП2
ТП3
ТП4
ТП5
ТП6
ТП7
3,83кА
1,3 кА
2 кА
1,7 кА
0,82 кА
0,66 кА
0,65 кА
1,89 кА
1,3 кА
2,5 кА
1,4 кА
1,1 кА
0,57 кА
0,67 кА
3,3 кА
1,4 кА
1,9 кА
0,89 кА
0,87 кА
0,65 кА
0,63 кА
3,9 кА
1 кА
1,8 кА
1,8 кА
0,85 кА
0,59 кА
0,62 кА
4,2 кА
1 кА
1,9 кА
1,7 кА
0,8 кА
0,69 кА
0,64 кА
2,4 кА
0,71 кА
1,8 кА
1,7 кА
0,95 кА
0,63 кА
0,67 кА
4,2 кА
1,9 кА
1,6 кА
1,1 кА
0,71 кА
0,63 кА
2,8 кА
1,6 кА
0,73 кА
1,1 кА
0,76 кА
0,53 кА
2 кА
0,71 кА
1,7 кА
0,95 кА
0,66 кА
0,57 кА
1,3 кА
0,71 кА
0,58 кА
0,66 кА
0,58 кА
4,4 кА
0,66 кА
0,65 кА
0,67 кА
0,58 кА
0,64 кА
1,1 кА
0,68 кА
0,57 кА
1,9 кА
0,79 кА
0,56 кА
1,5 кА
0,76 кА
0,55 кА
1,4 кА
0,57 кА
0,55 кА
1,4 кА
0,55 кА
0,31 кА
1,7 кА
0,53 кА
0,26 кА
1,6 кА
0,59 кА
0,41 кА
0,58 кА
Максимальные токи к. з. 0,4 кВ
4,4 кА
1,9 кА
2,5 кА
1,89 кА
1,1 кА
0,79 кА
0,67 кА
Ток однофазного короткого замыкания ищем по формуле:
(7.14)
ТП1 Д1
Аналогично считаем остальные токи однофазного короткого замыкания и приводим их в таблице 7.5
Таблица 7.5 Токи однофазного к.з. на 0,4 кВ
с
ТП2
ТП3
ТП4
ТП5
ТП6
ТП7
5,1 кА
1,5 кА
3 кА
3,1 кА
1,3 кА
1,7 кА
1,2 кА
2,1 кА
1,4 кА
4,3 кА
2,2 кА
2,1 кА
0,9 кА
1,3 кА
4,3 кА
1,5 кА
2,8 кА
1,1 кА
1,4 кА
1,1 кА
1,2 кА
5,5 кА
1,3 кА
2,5 кА
3,4 кА
1,4 кА
0,96 кА
1,2 кА
5,9 кА
1,3 кА
2,7 кА
3,2 кА
1,2 кА
1,3 кА
1,2 кА
3,4 кА
1,1 кА
2,5 кА
3,2 кА
1,7 кА
1,1 кА
1,3 кА
5,9 кА
2,4 кА
2,8 кА
2,2 кА
1,3 кА
1,2 кА
3,4 кА
1,9 кА
1 кА
2,2 кА
1,6 кА
0,86 кА
2,8 кА
1,2 кА
3,2 кА
1,7 кА
1,2 кА
0,95 кА
1,6 кА
1,2 кА
0,98 кА
1,2 кА
0,99 кА
4,4 кА
1,1 кА
1,1 кА
1,2 кА
0,99 кА
1 кА
2,3 кА
1,2 кА
0,95 кА
2,3 кА
1,7 кА
0,94 кА
1,7 кА
1,5 кА
0,92 кА
1,6 кА
0,9 кА
0,89 кА
1,7 кА
0,85 кА
0,53 кА
2,1 кА
0,79 кА
0,42 кА
1,9 кА
0,96 кА
0,74 кА
0,92 кА
5,9 кА
2,4 кА
4,3 кА
3,4 кА
2,3 кА
1,7 кА
1,3 кА
В этой главе мы произвели расчет сопротивления КЛ, ВЛ, трансформаторов по прямой, обратной и нулевой последовательности. На основании этого был произведен расчет токов короткого замыкания на шинах трансформаторных подстанций со стороны 10 кВ и на отходящих от ТП к домам линиях (на ВРУ) на напряжение 0,4 кВ.
Для питания коммунально-бытовых электропотребителей микрорайона применяются типовые трансформаторные подстанции серии К–42–630–м4 на два трансформатора мощностью 630 кВ∙А и К–42–400–м4 на два трансформатора мощностью 400 кВ∙А, размещенные в отдельно стоящих одноэтажных зданиях. Основные показатели подстанций приведены в таблице 8.1.
Причем распределение электроэнергии на напряжение 10 кВ осуществляется через распределительное устройство (РУ), укомплектованное камерами КСО-366, распределение электроэнергии на напряжение 0,4 кВ осуществляется со щита одностороннего обслуживания, укомплектованного панелями серии ЩО-70.
Таблица 8.1 Основные показатели подстанций 10/0,4 кВ
Тип ТП
Число трансформаторов и
их мощность, шт × кВ∙А
Площадьзастройки,
м2
Строительный обьем,
м3
Стоимость,
тыс.руб.
К–42–630–м4
2×630
64,05
243,4
1121
К–42–400–м4
2×400
51,94
201,5
984
К–42–1000–м4
2×1000
85,31
305,4
1562
Выбор и проверка оборудования на стороне 10 кВ
Выбор жёстких шин и кабелей
В ТП 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами.
1. Выбор сечения шин и кабелей производится по нагреву (по допустимому току). Условие выбора,
,(8.1)
где IДОП.
– допустимый ток для шин и кабелей выбранного сечения А;
IМАХ
= IР.Л. П.АВАР.Р.
, принимаемпо таблице 3.8 , А.
2. Проверка шин на термическую стойкость к токам короткого замыкания,
(8.2)
где S – выбранное сечение шины, мм2
;
SМИН.
– минимальное сечение по термической стойкости, мм2
, определяется по формуле
(8.3)
где I(3)П.О. К.З.
– периодическая составляющая действующего значения тока короткого замыкания;
С – термический коэффициент, равный 91
( для алюминиевых шин),
tФ
– время срабатывания релейной защиты, принимаем 2,25 с
3. Проверка шин на механическую прочность. Шины механически прочны, если,
,(8.4)
где σДОП.
– допустимое механическое напряжение в материале шины по, принятое равным 75 МПа ;
σРАСЧ.
– напряжение в материале шины, возникающее при возникновении изгибающего момента, МПа,
(8.5)
где f – наибольшее удельное усилие при трёхфазном коротком замыка - нии, Н ∙ м-1
;
– длина пролета между опорными изоляторами, принимается равной 1,2 м ;
W – момент сопротивление шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3
, определяемый по выражению,
(8.6)
где b и h – размеры шин, см.
Наибольшее удельное усилие между фазами при протекании трёхфазного КЗ, Н∙м-1
определяется как,
(8.7)
где а – расстояние между осями смежных фаз, а = (0,2 –0,3) м ;
iУ
– мгновенный ударный трёхфазный ток короткого замыкания, кА , принимается по таблице 4.1.
Выбор кабелей от шин 10 кВ к силовым трансформаторам проводится по допустимому току,
(8.8)
где IР.МАХ
– максимальный рабочий ток (ток форсированного режима), А, определяется как
,(8.9)
По термической стойкости кабель не проверяется, так как защищён плавкими предохранителями.
Выбор шин ТП 7.
Выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения АД 31Т 30×4
Осуществим проверку шин:
1.По допустимому току
(8.10)
2.Проверка шин на термическую стойкость к токам короткого замыкания,
(8.11)
= 116,8 мм2,
3.Проверка шин на механическую прочность:
Наибольшее удельное усилие при трёхфазном КЗ,
Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия,
Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента,
(8.12)
Максимальный рабочий ток кабеля ( с учетом потерь мощности в трансформаторах),
.
Выбирается кабель марки АВВБ 1(3×35), прокладываемый в воздухе
Таблица 8.2 Выбор шинопроводов на 10 кВ
№ТП
Линия подсоединяющая к данной секции ТП
Тип жёстких шин
Кабели
Марка
Число и сечение
ТП 1
ЦП – ТП1
АД31Т45*5
АВВБ
1(3×150)
ТП 2
ТП1 – ТП2
АД31Т45*5
АВВБ
1(3×70)
ТП 3
ТП1 – ТП3
АД31Т45*5
АВВБ
1(3×95)
ТП 4
ТП3 – ТП4
АД31Т45*5
АВВБ
1(3×95)
ТП 5
ТП4 – ТП5
АД31Т35*4
АВВБ
1(3×70)
ТП 6
ТП5 – ТП6
АД31Т35*4
АВВБ
1(3×70)
ТП7
ТП6 – ТП7
АД31Т30*4
АВВБ
1(3×70)
Выбор разъединителей
Производится:
1.По напряжению установки,
;(8.13)
2. По току,
;(8.14)
3. По конструкции, по роду установки ;
4. По электродинамической стойкости,
(8.15)
где iУ
– мгновенный ударный ток короткого замыкания, кА [2];
iПР.СКВ.
– предельный сквозной ток короткого замыкания, кА ;
5. По термической стойкости,
(8.16)
где IТЕРМ.
– предельный ток термической стойкости, кА ;
tТЕРМ.
– длительность протекания предельного тока термической стойкости, с ; ВК
– тепловой импульс, кА2
∙ с , определяемый выражением,
(8.17)
где IП.О.КЗ
– периодическая составляющая действующего значения тока короткого замыкания, кА ;
tОТКЛ.
– время отключения, принимается равным 0,6 с ;
TА
– постоянная времени, принимается равной 0,05 с .
Выполним проверку разъединителей РВФЗ-10/630 II-IIУ3, установленных на ТП 7, для двух секций шин.
Так как подстанция ТП 7 проходная и не получает питание с двух сторон, то проверка для двух секций шин одинакова ( по токам КЗ ).
1. По напряжению установки,
;
2. По электродинамической стойкости,
3. Проверка на термическую стойкость :
– главных ножей :
– заземляющих ножей :
,
.
Проверка разъединителей ТП рассчитывается аналогично и результаты расчета сведены в таблицу 8.3