Электроснабжение городов

СОДЕРЖАНИЕ Введение 1 Расчет электрических нагрузок 1.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий 1.2 Расчет электрических нагрузок жилых зданий со встроенными объектами
1.3 Расчет электрических нагрузок общественно – коммунальных потребителей 1.4 Расчет осветительной нагрузки 2. Проектирование низковольтного электроснабжения 2.1 Определение места расположения ТП 2.2 Выбор схемы и сечений распределительной сети 0,4 кВ 2.3 Расчет электрических нагрузок на шинах 0,4 кВ ТП 2.4 Выбор числа и мощности ТП 2.5 Определение потерь мощности и энергия в сетях 0,38 кВ 2.6 Определение потерь напряжения 3. Проектирование высоковольтного электроснабжения 3.1 Расчет электрических нагрузок в сети ВН 3.2 Выбор места расположения РП 3.3 Проверка необходимости КРМ на шинах РП 3.4 Выбор схемы и сечений питающих и распределительных линий 3.5 Определение потерь мощности и энергии в сети 3.6 Выбор схемы и конструкции РП 4 Расчет токов КЗ 4.1 Расчет токов КЗ на ВН 4.2 Расчет токов КЗ на НН 4.2.1 Расчет токов трехфазных КЗ 4.2.2 Расчет токов однофазных КЗ 5 Проверка выбранных сечений на воздействие токов КЗ 6 Выбор и проверка электрических аппаратов 6.1 Выбор и проверка выключателей 6.2 Выбор и проверка ТТ 6.3 Выбор и проверка ТН 6.4 Выбор предохранителей на высокой стороне ТП 6.5 Выбор автоматических выключателей 6.6 Выбор и проверка токоведущих частей 6.7 Выбор и проверка изоляторов 7 Релейная защита 8 Согласование защит карта селективности Заключение Библиографический Приложение А Приложение Б




ВВЕДЕНИЕ Для питания потребителей, расположенных на территории городов, создаются специальные системы электрических сетей, которые по сравнению с электрическими сетями энергетических систем имеют свои характерные особенности. Наиболее полно эти особенности выявляются при создании электрических сетей в больших городах. В настоящее время такие сети образуют специфические системы электроснабжения городов. Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей. Различают электроснабжающие сети напряжением 35 – 110 кВ и выше и распределительные сети напряжением 6 – 10 кВ. Учитывая беспрерывное развитие существующих городов и появление новых, а также все увеличивающиеся масштабы электрической энергии, передаваемой из системы электроснабжения городов, вопросы рационального построения таких систем все шире обсуждаются в различных проектных институтах. Целью проектирования жилого района является формирование знаний в области теории расчетов и обеспечения при их проектировании и эксплуатации экономичности, надежности, а также качества электроэнергии. Задачами проектирования электроснабжения городов, является создание экономически целесообразных систем, обеспечивающих необходимое качество электроснабжения всех потребителей, а также обеспечивающих их экономичную эксплуатацию. 1. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК При расчете электрических нагрузок необходимо различать максимальные длительные нагрузки, используемые для выбора элементов систем электроснабжения по их допустимому нагреву и определению технико – экономических показателей СЭС. Кратковременные нагрузки учитывают при расчете колебаний напряжения, условий самозапуска двигателя и несимметрия. По максимальной расчетной нагрузке, определяемой по допустимому нагреву, понимается такая длительная неизменная нагрузка, которая эквивалентна реальной изменяющийся нагрузке при наиболее сильном тепловом действии на рассматриваемый элемент СЭС. Электрические нагрузки определяются для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов, компенсирующих устройств, выбора защиты сетей и электрооборудования. 1.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий Расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле: , (1) где - удельная расчетная электрическая нагрузка ЭП квартир, определяется по таблице 2.1.1 РД. - количество квартир. Рассчитаем расчетную электрическую нагрузку девяти этажного жилого дома: Определяем реактивную мощность по формуле:
, (2) где - средневзвешанный коэффициент мощности, определяемый по табл. 2.2.1 РД. Также находим суммарную полную мощность: (3) Ток определяется по выражению: (4) 1.2 Расчет электрических нагрузок жилых зданий со встроенными объектами Достаточно часто коммунально-бытовые потребители расположены в жилых домах, в результате нагрузка на вводе в жилой дом определяется по формуле:
, (5) где - максимальная нагрузка жилого дома, - нагрузка встроенного объекта, в моем случае магазина, - коэффициент участия в максимуме, определяется по табл. 2.3.1 РД.
1300+10*0,8=1308 кВт Определяем реактивную мощность: Также находим суммарную полную мощность:
==1843,78 кВА. Ток определяется по выражению:
1.3 Расчет электрических нагрузок общественно – коммунальных потребителей Расчетные электрические нагрузки общественных зданий следует понимать по проектам электрооборудования этих зданий или по соответствующим аналогам; промышленных предприятий по проектам электроснабжения предприятий или по соответствующим аналогам. Электрические нагрузки существующих общественных зданий и предприятий допускается принимать по данным фактических замеров с учетом перспективного развития предприятия. Укрупненные электрические нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства определяются по табл. 2.2.1 РД.
Расчетная нагрузка школы определяется по формуле, где учитывается количество учащихся:
кВт. (6) Расчетная нагрузка магазина: , (7)
где - удельная нагрузка магазина, также учитывается продовольственный, непродовольственный, берется из таблицы 2.2.1 РД, - площадь магазина,м2. Определяем реактивную мощность: Также находим суммарную полную мощность: Ток определяется по выражению: Расчет нагрузок был произведен с помощью программы EXCEL. Все результаты расчета сведены в таблицу и представлены в Приложении А. 1.4 Расчет осветительной нагрузки Расчет электрических нагрузок сетей наружного освящения определяется как суммарная мощность осветительных установок с учетом коэффициента спроса равного единице. При этом мощность устанавливается на основе светотехнического расчета с учетом характера освещений территории, действующих нормальной освещенности этих территорий, типа и параметров используемых светильников. В результате светотехнического расчета определяется удельная мощность освещения, отнесенная к 1м2 освещаемой поверхности: , (8) где - номинальная мощность лампы, (Днат 250 Вт), - потери мощности в пускорегулируемый аппарат, ГРЛ, Вт, - число светильников фонаря, относящихся к одному ряду, - число рядов светильников, - шаг фонарей отдельных светильников, в м, - ширина проезжей части улицы. Расчет был произведен с помощью программы Light-in-Night Road. Мощность лампы 70 Вт, светильники расставлены в шахматном порядке, два ряда светильников, шаг фонарей 30 метров. В качестве светильника принимаем светильник ЖКУ12-70-001 с лампой ДНаТ на 70 Вт. В результате расчета были получены следующие значения: Таблица 1- Расчет освещения
По проезжей части Показатель Расчет Норма Lср, кд/м2 0.57 0.3 Lмин/Lср 0.54 0.3 Lмин/Lмакс 0.41 0.4 Eср, лк 8.6 4 Eмин/Еср 0.59 Eмакс/Еср 1.3 5:1 TI, % 4.9 P 34 150
По тротуару Показатель Расчет Норма Еср, лк 5.5 2 Eмакс/Еср 1.3 10:1 Емин, лк 3.8 Епц, мин, лк 0.6 2.ПРОЕКТИРОВАНИЕ НИЗКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Систему электроснабжения строят в зависимости от размеров объекта и потребляемой мощности. Как правило рассматриваются несколько вариантов электроснабжения и на основе технико–экономического сравнения принимают окончательное решение. 2.1 Определение места расположения ТП Были выбраны 6 трансформаторных подстанций. На каждый квартал имеется по две трансформаторные подстанции. Каждая ТП максимально приближена к центру сосредоточения нагрузок. 2.2 Выбор схемы и сечений распределительной сети 0,4 кВ Задача построения электрической сети обычно многовариантна. Поэтому важным критериям является ее экономичность по затратам на сооружение и эксплуатацию и по расходу цветного металла. Также должно уделяться внимание удобству эксплуатации, надежности схемы и ее простоте. Иногда эти требования имеют преимущество над требованиями экономичности. То есть схема должна строиться таким образом, чтобы поврежденный участок сети легко обнаруживался и заменялся, чтобы при этом отключалось как можно меньшее количество потребителей. Оценка и выбор схемы могут производиться только по совокупности всех показателей, применительно к конкретным условиям сооружаемой установки. Различают следующие возможные схемы питающей сети 0,4 кВ: петлевая, кольцевая, лучевая и другие. Наиболее надежной и экономичной, по сравнению с другими вариантами, является петлевая схема соединения элементов сети 0,4 кВ. Также петлевая схема заменяет 2 лучевые, поэтому мы принимаем петлевую схему.

Рисунок 2 – Петлевая схема соединения При электроснабжении потребителей часто по одной и той же линии питание получают и потребители жилых домов и общественных зданий и помещений. Расчетная электрическая нагрузка для линий до 1кВ определяется по формуле: (9) где - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии;
- расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по табл. 2.3.1. РД.
Выбор проводников распределительной сети осуществляется по длительно допустимому току и проверяется по допустимой потере напряжения. Для выбора сечений в петлевой схеме за расчетный ток принимается ток аварийного режима, т.е. когда один из головных участков оборван. Расчетный ток определяется по формуле: , (10) где - полная расчетная мощность линии; - номинальное напряжение сети. К установке принимается кабель с длительным расчетным током: , (11) где -длительно допустимый по условиям нагрева ток кабеля; - поправочный коэффициент, определяемый условиями прокладки кабеля и зависящий от температуры окружающей среды; - поправочный коэффициент проводов и кабеля, прокладываемых в коробах; - коэффициент, учитывающий условия допустимой перегрузки кабеля в после аварийном режиме. Выбор сечений кабеля произведем на примере петли 2-9-11 ТП1: кВт; кВар; кВт; кВар; кВт; кВар; кВт; кВар; кВт; кВар; кВт; кВар. Затем выбираем на одинаковых участках больший ток и по нему выбираем кабель. А; А; А; А; Принимаем кабель АПвП (кабель с алюминиевой жилой, с изоляцией из сшитого полиэтилена и оболочкой из полиэтилена). Выбор сечений сводится в таблицу. Таблица 2-Выбор сечений распределительной сети 0,4 кВ
ТП
Номер линии
Pр
Qр
Iр
Длина L, м
Сечение
1
2
3
4
5
6
7
ТП1
ТП1-12
319,854
87,993
478,824
52,5
2•(4•95)
1-12
176,418
48,933
264,25
52,5
4•95
ТП1-1
319,854
87,993
478,824
35
2•(4•95)
ТП1-2
196,74
39,348
289,59
52,5
4•95
2-11
150,3
30,06
221,236
52,5
4•95
11-9
126
25,2
185,467
24,5
4•70
ТП1-9
196,74
39,348
289,59
63
4•95
ТП2
ТП2-3
381,6
100,01
569,39
87,5
2•(4•150)
3-8
243,6
54,29
360,23
45,5
4•185
7-8
247,449
73,01
372,38
70
2•(4•70)
ТП2-7
381,6
100,01
569,39
35
2•(4•150)
ТП2-4
68,672
10,84
99,119
52,5
4•16
ТП2-6
68,672
10,84
99,119
52,5
4•16
Продолжение таблицы 2
1
2
3 4
5
6
7
4-5
47,672
7,325
68,81
52,5
4•10
5-6
43
6,7349
62,065
35
4•10
ТП2-10
6
1,74
9,017
17,5
4•4
ТП3
ТП3-17
378,016
248,39
652,868
63
2•(4•185)
ТП3-20
378,016
248,39
652,868
52,5
2•(4•185)
17-18
309,616
228,55
555,46
70
2•(4•120)
20-18
335,68
224,26
582,69
77
2•(4•150)
19
2
0,5
2,976
70
4•4
21,22,23,24
12
2,4
17,664
140
4•4(СИП2)
ТП4
ТП4-16
426,132
210,26
685,87
70
2•(4•185)
ТП4-14
426,132
210,26
685,87
87,5
2•(4•185)
16-13
337,932
192,616
561,43
52,5
2•(4•120)
14-13
269,64
121,06
426,618
52,5
2•(4•90)
15
2,5
0,725
3,757
17,5
4•4
ТП5
ТП5-25
360,57
73,494
531,14
105
2•(4•120)
ТП5-39
360,57
73,494
531,14
52,5
2•(4•120)
39-40
354,57
70,914
521,9
42
2•(4•120)
40-25
276
55,2
406,26
52,5
2•(4•70)
ТП5-26
182,997
40,56
270,54
35
4•120
ТП5-28
182,997
40,56
270,54
35
4•120
28-27
172,197
38,396
254,65
42
4•120
27-26
134,469
30,85
199,132
35
4•70
ТП5-29
126,578
64,61
205,124
77
4•70
ТП5-31
126,578
64,61
205,124
147
4•70
29-30
105,6
60,42
175,61
35
4•70
31-30
67,5
38,7
113,685
70
4•25
41
4
1,16
6,011
70
4•4
Продолжение таблицы 2
1
2
3 4
5
6
7
ТП6
ТП6-35
256,52
100,114
397,454
122,5
2•(4•70)
ТП6-38
256,52
100,114
397,454
87,5
2•(4•70)
35-36
216,114
82,054
333,66
42
4•185
36-37
206
77,2
317,53
77
4•185
37-38
200
76
308,815
122,5
4•150
33,34
6
1,2
8,83
105
4•4(СИП2)
32
1320
528
2052
87,5
6•(4•185) 2.3 Расчет электрических нагрузок на шинах 0,4 кВ ТП Результирующая нагрузка потребителей территории улуса таких элементов не может быть определена простым суммированием нагрузок отдельных потребителей. Следует учитывать характер электропотребления каждого из рассматриваемых потребителей и то, что максимум нагрузки потребителей наблюдается не в одно и то же время. При расчете нагрузок это обстоятельство должно быть учтено во избежание необоснованного удорожания системы электроснабжения. В результате, при определении расчетных нагрузок ТП необходимо учитывать не только нагрузку каждого индивидуального потребителя, но так же ее характер, то есть учитывать эффект несовпадения максимумов нагрузки потребителей. Последнее может быть произведено путем совмещения графиков нагрузки всех потребителей рассматриваемого элемента электроснабжении. Расчет суммарной нагрузки рассчитывается по следующей формуле: , (12) где - максимум нагрузки основного потребителя, кВт, - коэффициент участия максимума нагрузки, - мощность основных потребителей по отношению к основному потребителю. - Определим суммарную мощность по отношению к 1-й ТП: кВт. - 2 ТП: кВт. - 3 ТП: кВт. - 4 ТП: кВт. - 5 ТП: - 6 ТП: кВт. По такому же принципу производится расчет для реактивной мощности. - Определим суммарную реактивную мощность по отношению к 1-й ТП: кВар. - 2 ТП: кВар. - 3 ТП: кВар. - 4 ТП: кВар. - 5 ТП: кВар. - 6 ТП: кВар. 2.4 Выбор числа и мощности ТП при необходимости с учетом КРМ После нахождения нагрузки на шинах ТП производится выбор трансформаторов. Предварительно находится полная мощность нагрузки: (13) Выбор трансформаторов произведем на примере ТП1: кВА; По расчетной мощности трансформатора выбираем трансформатор марки ТСЗ-400/10. Необходимо так же после расчета определить фактический коэффициент загрузки трансформатора, а соответственно и целесообразность его установки. Таблица 3 - Выбор числа и мощности трансформаторов № ТП Р, кВт Q, кВАр ,кВА Тр-р ТП 1 503,99 124,821 0,7 370,869 0,649 2*ТСЗ-400/10 ТП 2 447,85 112,338 0,7 329,803 0,577 2*ТСЗ-400/10 ТП 3 389,816 250,799 0,7 331,09 0,579 2*ТСЗ-400/10 ТП 4 427,382 210,624 0,7 340,33 0,596 2*ТСЗ-400/10 ТП 5 645,675 155,69 0,7 474,41 0,527 2*ТСЗ-630/10 ТП 6 1549,62 617,986 0,7 1191,64 0,834 2*ТСЗ-1000/10 Так как на ТП 6 оптимальный коэффициент превышает допустимое значение, то в аварийном режиме будем отключать третью категорию. 2.5 Определение потерь мощности и энергии в сетях 0,38 кВ Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышение коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.
Потери мощности в линии определяется по формуле: , (14) где - расчетная активная нагрузка линии; - расчетная реактивная нагрузка линии; - номинальное напряжение. Потери реактивной мощности в линии в несколькими нагрузками определяются по формуле: (15) Энергия, теряемая на участке линии, определяется по формуле: , (16) где - время потерь, час. Время потерь определяется по формуле: , (17) где - число часов использования максимума нагрузки, час. Рассчитаем потери для кабеля АПвП 4•95. кВт; ; . Остальные результаты расчета заносятся в таблицу 4. Таблица 4 – Потери мощности и энергии
Сечение кабеля
Длина, м
I, А
R,Ом/м
X, Ом/м
P
Q
ΔP
ΔQ
ΔW
2*(4*95)
52.2
478.824
0.000329
0.000081
319.854
87.993 11.81228 2.90819162 14470.04848
2*(4*70)
35
478.824
0.000447
0.000082
319.854
87.993 10.76076 1.9740102 13181.9346
4*95
52.2
264.25
0.000329
0.000081
176.418
48.9329 3.597668 0.88574816 4407.143862
4*150
52.5
289.59
0.000329
0.000081
196.74
39.348 4.345641 1.06989957 5323.410793
4*150
63
289.59
0.000329
0.000081
196.74
39.348 5.21477 1.28387948 6388.092952
4*95
52.5
221.236
0.000329
0.000081
150.3
30.06 2.536218 0.62441833 3106.866611
4*70
24.5
185.467
0.000447
0.000082
126
25.2 1.130129 0.20731675 1384.408136
2×(4*150)
87.5
569.39
0.000208
0.000079
381.6
100.01 17.70184 6.72329451 21684.75242
2×(4*150)
35
569.39
0.000208
0.000079
381.6
100.01 7.080735 2.6893178 8673.900969
(4*185)
45.5
360.23
0.000169
0.000078
243.6
54.29 2.99354 1.38163378 3667.086314
2×(4*70)
70
372.38
0.000447
0.000082
247.449
73.01 13.01693 2.38789265 15945.73561
4*16
52.5
99.119
0.00195
0.000095
68.672
10.8432 3.092633 0.15066672 3788.475013
4*16
52.5
99.119
0.00195
0.000095
68.672
10.8432 3.092633 0.15066672 3788.475013
4*10
52.5
68.81
0.00312
0.000099
47.672
7.54 2.384796 0.07567142 2921.375253
4*10
35
62.065
0.00312
0.000099
43
6.973 1.295128 0.04109539 1586.531203
4*4
17.5
9.017
0.00781
0.000107
6
1.74 0.033338 0.00045674 40.83918192
2*(4*185)
63
652.868
0.000169
0.000078
378.016
248.39 13.61443 6.28358365 16677.67828
2*(4*185)
52.5
652.868
0.000169
0.000078
378.016
248.39 11.34536 5.23631971 13898.06523
2*(4*120)
70
555.46
0.000261
0.00008
309.616
228.55 16.91085 5.18340095 20715.78585
2*(4*150)
77
582.69
0.000208
0.000079
335.68
224.26 16.31366 6.19605294 19984.23149
4*4
70
2.976
0.00781
0.000107
2
0.5 0.014522 0.00019895 17.78910547
4*4(СИП1)
140
17.664
0.00781
0.000107
12
2.4 1.023422 0.01402128 1253.69244
2*(4*185)
70
685.87
0.000169
0.000078
426.132
210.26 16.69492 7.70534819 20451.27831
2*(4*185)
87.5
685.87
0.000169
0.000078
426.132
210.26 20.86865 9.63168523 25564.09789
2*(4*120)
52.5
561.43
0.000261
0.00008
337.932
192.616 12.95734 3.9715977 15872.73844
2×(4*95)
52.5
426.618
0.000329
0.000081
269.64
121.06 9.43092 2.32189831 11552.87735
4*4
17.5
3.757
0.00781
0.000107
2.5
0.725 0.005788 7.9296E-05 7.09013575
2*(4*150)
105
531.14
0.000208
0.000079
360.57
73.494 18.48375 7.02027069 22642.59459
2*(4*120)
52.5
531.14
0.000261
0.00008
360.57
73.494 11.59678 3.55456744 14206.05093
2*(4*120)
42
521.9
0.000261
0.00008
354.57
70.914 8.957919 2.74572229 10973.45072
2×(4*70)
52.5
406.26
0.000447
0.000082
276
55.2 11.61979 2.13159492 14234.24498
4*120
35
270.54
0.000261
0.00008
182.997
40.56 2.005876 0.61482777 2457.197622
4*120
35
270.54
0.000261
0.00008
182.997
40.56 2.005876 0.61482777 2457.197622
4*120
42
254.65
0.000261
0.00008
172.197
38.396 2.132524 0.65364725 2612.342096
4*70
35
199.132
0.000447
0.000082
134.469
30.85 1.861133 0.34141582 2279.887398
4*70
77
205.124
0.000447
0.000082
126.578
64.61 4.344633 0.7970021 5322.175911
4*70
147
205.124
0.000447
0.000082
126.578
64.61 8.2943 1.52154946 10160.51765
4*70
35
175.61
0.000447
0.000082
105.6
60.42 1.447352 0.26550973 1773.006008
4*25
70
133.685
0.00125
0.000091
68.6
38.7 3.392621 0.24698282 4155.96084
2×(4*70)
122.5
397.454
0.000447
0.000082
256.52
100.114 25.95003 4.76040858 31788.7894
2×(4*70)
87.5
397.454
0.000447
0.000082
256.52
100.114 18.53574 3.40029185 22706.27814
4*185
42
333.66
0.000169
0.000078
216.114
82.054 2.370649 1.09414551 2904.044528
4*185
77
317.53
0.000169
0.000078
206
77.2 3.936094 1.81665884 4821.715348
4*150
122.5
308.815
0.000208
0.000079
200
76 7.289828 2.76873275 8930.0393
4*4(CИП1)
105
8.83
0.00781
0.000107
6
1.2 0.191892 0.00262899 235.0673325
6*(4*185)
87.5
2052
0.000169
0.000078
1320
528 186.8016 86.21613 228831.9784 2.6 Определение потерь напряжения Для определения правильности выбора сечений кабельных линий необходимо оценить потери напряжения. В режиме минимальных нагрузок потеря напряжения не должна быть более 5%, в режиме максимальных нагрузок 10 %. Потеря напряжения определяется по формуле:
, (18) где - расчетный ток линии; - длина линии; , - соответственно активное и реактивное сопротивление линии. Результаты расчета сведем в таблицу 5. Таблица 5 – Потери напряжения
Сечение кабеля
Длина, м
I, А
R,Ом/м
X, Ом/м
cosф
sinф
Потеря напряжения
2*(4*95)
52.2
478.824
0.000329
0.000081
0.98
0.2
1.83243956
2*(4*70)
35
478.824
0.000447
0.000082
0.98
0.2
1.648960526
4*95
52.2
264.25
0.000329
0.000081
0.98
0.2
2.022547549
4*150
52.5
289.59
0.000329
0.000081
0.98
0.2
2.229236297
4*150
63
289.59
0.000329
0.000081
0.98
0.2
2.675083556
4*95
52.5
221.236
0.000329
0.000081
0.98
0.2
1.703053701
4*70
24.5
185.467
0.000447
0.000082
0.98
0.2
0.8941884
2×(4*150)
87.5
569.39
0.000208
0.000079
0.98
0.2
2.369190399
2×(4*150)
35
569.39
0.000208
0.000079
0.98
0.2
0.947676159
(4*185)
45.5
360.23
0.000169
0.000078
0.98
0.2
1.286168997
2×(4*70)
70
372.38
0.000447
0.000082
0.98
0.2
2.564783388
4*16
52.5
99.119
0.00195
0.000095
0.8
0.6
3.643567933
4*16
52.5
99.119
0.00195
0.000095
0.98
0.2
4.348847316
4*10
52.5
68.81
0.00312
0.000099
0.98
0.2
4.81388207
4*10
35
62.065
0.00312
0.000099
0.98
0.2
2.894672195
4*4
17.5
9.017
0.00781
0.000107
0.96
0.29
0.514418654
2*(4*185)
63
652.868
0.000169
0.000078
0.96
0.29
1.646188339
2*(4*185)
52.5
652.868
0.000169
0.000078
0.87
0.49
1.374717758
2*(4*120)
70
555.46
0.000261
0.00008
0.96
0.29
2.304578269
2*(4*150)
77
582.69
0.000208
0.000079
0.96
0.29
2.162243399
4*4
70
2.976
0.00781
0.000107
0.97
0.24
0.685684049
4*4(СИП1)
140
17.664
0.00781
0.000107
0.98
0.2
2.054695348
2*(4*185)
70
685.87
0.000169
0.000078
0.98
0.2
1.883721149 Продолжение таблицы 5
2*(4*185)
87.5
685.87 0.000169
0.000078
0.87
0.49
2.40701456
2*(4*120)
52.5
561.43
0.000261
0.00008
0.87
0.49
1.699212904
2×(4*95)
52.5
426.618
0.000329
0.000081
0.87
0.49
1.580447707
4*4
17.5
3.757
0.00781
0.000107
0.96
0.29
0.214336351
2*(4*150)
105
531.14
0.000208
0.000079
0.8
0.6
2.581526869
2*(4*120)
52.5
531.14
0.000261
0.00008
0.92
0.39
1.638025889
2*(4*120)
42
521.9
0.000261
0.00008
0.98
0.2
1.289806977
2×(4*70)
52.5
406.26
0.000447
0.000082
0.98
0.2
2.098600017
4*120
35
270.54
0.000261
0.00008
0.98
0.2
1.114339847
4*120
35
270.54
0.000261
0.00008
0.98
0.2
1.114339847
4*120
42
254.65
0.000261
0.00008
0.98
0.2
1.25866774
4*70
35
199.132
0.000447
0.000082
0.98
0.2
1.37153028
4*70
77
205.124
0.000447
0.000082
0.98
0.2
3.108160967
4*70
147
205.124
0.000447
0.000082
0.92
0.39
5.787004193
4*70
35
175.61
0.000447
0.000082
0.87
0.49
1.14194733
4*25
70
133.685
0.00125
0.000091
0.92
0.39
4.803737323
2×(4*70)
122.5
397.454
0.000447
0.000082
0.98
0.2
4.790592887
2×(4*70)
87.5
397.454
0.000447
0.000082
0.95
0.31
3.388797601
4*185
42
333.66
0.000169
0.000078
0.98
0.2
1.099664482
4*185
77
317.53
0.000169
0.000078
0.98
0.2
1.918590328
4*150
122.5
308.815
0.000208
0.000079
0.95
0.31
3.638011905
4*4(CИП1)
105
8.83
0.00781
0.000107
0.98
0.2
3.081345095
6*(4*185)
87.5
2052
0.000169
0.000078
0.93
0.37
2.410559087 3.ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Расчет электрических нагрузок в сети ВН Расчетные электрические нагрузки сетей 10(6) кВ определяется умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузки. Коэффициент мощности для линий 10(6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).
Потери мощности в трансформаторах определяются по формулам: ; (19) , (20) где , , - соответственно активная, реактивная и полная мощности нагрузки; - сопротивление трансформатора; - потери активной мощности на холостом ходу; - ток холостого хода трансформатора; - напряжение короткого замыкания трансформатора; , - соответственно мощность нагрузки и номинальная мощность трансформатора; Произведем расчет потерь на примере ТП1. кВт; кВАр. Все остальные расчеты сведем в таблицу. Таблица 6 – Расчет электрических нагрузок Номер ТП Мощность тр-ра, кВА , кВт , кВАр , кВт , кВар 1 400 0,649 5,942 30,912 453,591 112,3389 2 400 0,577 4,971 26,952 403,065 101,1042 3 400 0,579 5 27,073 350,8344 225,7191 4 400 0,596 5,209 27,926 384,644 189,562 5 630 0,527 6,139 29,099 581,108 140,121 6 1000 0,834 20,04 93,1 1394,658 556,187 3.2 Выбор места расположения РП Выбор места расположения РП должен производиться с учетом расположения трансформаторных подстанций, потерь мощности в сети 6-10 кВ, условий застройки и природных условий. Следует стремиться к расположению РП вблизи границы питаемого им участка электрической сети, углубляясь на территорию района не более, чем на 10-15 % его протяженности с целью снижения расходов проводникового материала и уменьшения обратных перетоков мощности. 3.3 Проверка необходимости КРМ на шинах РП При проектировании городской электрической сети целесообразна оценка необходимости компенсации реактивной мощности на шинах РП, так как в соответствии с руководящими указаниями компенсация реактивной мощности для потребителя не производится. Определяется суммарная активная мощность на шинах РП с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузок: , (21) где - расчетная мощность i-й подстанции; - коэффициент совмещения максимумов нагрузок. Экономически целесообразный коэффициент мощности , задаваемый энергосистемой для сетей 10 кВ равен 0,4. Следовательно, реактивная мощность, которую целесообразно потреблять из системы, определяется следующим выражением: ; (22) Требуемая расчетная реактивная мощность определяется выражением: ; (23) Реактивная мощность, которую требуется скомпенсировать, находится по формуле: (24) Для нашего случая получим: ; кВт; кВар; кВар; кВар; Так как в результате расчета экономически целесообразная реактивная мощность оказалась больше требуемой, то проведение КРМ не требуется 3.4 Выбор схемы и сечений питающих и распределительных линий
К питающим и распределительным сетям предъявляются следующие основные требования: сеть должна обеспечивать установленный уровень надежности электроснабжения потребителей; стоимость сооружения сети как и последующие ежегодные затраты на ее эксплуатацию должны находиться в оптимальных пределах; во всех режимах работы сети должно обеспечиваться требуемое качество энергии; сеть должна иметь простую схему, быть удобной в эксплуатации и безопасной для обслуживающего персонала. Учитывая простоту и надежность схемы, удовлетворительные технико – экономические показатели сетей, выполненных по петлевой схеме, а также определенные традиции, петлевые схемы рекомендуются в качестве основных. Они относятся к группе схем имеющих многочисленный опыт эксплуатации, применение схем не требует каких-либо технико – экономических обоснований.
Выбираем сечение на ВН, по такой же формуле: - РП-ТП 4 . Для остальных ТП считается аналогично, и результаты заносятся в таблицу 7. Таблица 7 – Марки и сечение проводов № Iр, А Марка провода Сечение,мм2 Iном, А ТП4-ТП 1 56,635 АПвПг 16 75 РП-ТП4 83,72 АПвПг 25 90 РП-ТП2 83,72 АПвПг 25 90 ТП2-ТП1 57,154 АПвПг 16 75 ТП3-ТП5 134,386 АПвПг 50 155 РП-ТП3 160,54 АПвПг 70 165 РП-ТП6 160,54 АПвПг 70 165 ТП5-ТП6 96,32 АПвПг 35 115 3.5 Определение потерь мощности и энергии в сети Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации. Потери мощности в линии определяются по формуле: , (25) где - расчетный ток участка, А, - удельное активное сопротивление участка, Ом/км, - длина участка в км. - Линия 1 кВт. Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле: , где - время потерь, час. Время потерь определяется по формуле: час. кВтч. Далее рассчитывается аналогично для всех линий и результаты заносятся в таблицу 9. Таблица 7 – Потери в линиях Участок сети I, А r0, Ом/км L, км , кВт , кВтч РП-ТП4 83,72 0,099 0,07 0,146 134,26 ТП2-РП 83,72 0,099 1,23 0,364 334,73 ТП4-ТП1 56,635 0,113 0,43 0,228 209,67 ТП2-ТП1 57,154 0,113 0,52 0,214 196,79 РП-ТП3 160,54 0,08 0,83 1,515 1393,17 ТП6-РП 160,54 0,08 0,61 1,515 1393,17 ТП3-ТП5 134,386 0,083 1,43 0,711 623,83 ТП5-ТП6 96,32 0,087 1,43 0,339 311,74 3.6 Выбор схемы и конструкции РП Так как в нашем районе преобладают дома 5 этажей, то необходимо использовать кабельные линии, которые прокладывают в земле в траншеях на глубине 0,7 метров. Но так как в районе существуют жилые дома барачного типа питание к ним будет подводиться с помощью самонесущих проводов СИП2.
4 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ 4.1 Расчет токов КЗ на высокой стороне Расчет токов КЗ необходим для выбора и проверки оборудования и защитных аппаратов на РП. Необходимо рассчитать периодическую составляющую тока трехфазного КЗ, апериодическую составляющую тока трехфазного КЗ, ударный ток КЗ. Характерными точками для расчета токов КЗ являются: шины РП и шины ТП. Схема замещения для расчетов токов КЗ представлена ни Рисунке-2:

Рисунок 2 – Схема замещения для расчета токов КЗ на 10 кВ Определим токи КЗ на точке К1: Определим параметры схемы замещения: Сопротивление системы: Ом. Сопротивление линии от РП до самого удаленного ТП 1: Ом. Сопротивление линии от РП до ближайшей ТП 4: Ес=1. Рассчитываем трехфазные токи КЗ в точке 1.

Рисунок 3 – Схема замещения относительно К1 Ом, Определяем периодическую составляющую тока трехфазного КЗ: кА. (26) Апериодическая составляющая тока трехфазного КЗ в начальный момент времени: кА, (27) Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле: кА. (28) Рассчитываем трехфазные токи КЗ в точке 2

Рисунок 4– Схема замещения относительно К2 Ом, Определяем периодическую составляющую тока трехфазного КЗ: кА. Апериодическая составляющая тока трехфазного КЗ в начальный момент времени: кА, Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле: кА 4.2 Расчет токи КЗ на низкой стороне В сетях напряжением до 1 кВ, где мощность понижающего трансформатора невелика, считают питающую систему источником бесконечной мощности. При этом расчетная схема включает трансформаторы, шины, кабели, представляемые активными и индуктивными сопротивлениями. В расчетах учитывает сопротивления контактов. Токи короткого замыкания в сети 0,4 кВ определяется в следующих точках: на шинах 0,4 кВ расчетной ТП, и в конце каждой отходящей линии Рисунок 5 – Схема замещения электрической сети 4.2.1 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания Проверку параметров электрооборудования обычно выполняют для режима трехфазного КЗ. Начальное действующие значение переменного трехфазного тока КЗ при питании электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор и без учета подпитки от электродвигателей определяют по формуле: , (29) где -среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается КЗ, В, , -соответственно суммарное активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности цепи КЗ, мОм. Активное и индуктивное сопротивление определяется как сумма i-х элементов от источника питания до т. КЗ: ; . Индуктивное сопротивление системы, активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности трансформаторов определяют по формуле: (30) (31) (32) Сопротивление контактов: Переходное сопротивление контактов допускается принимать: - для контактных соединений кабелей: мОм ; Переходное активное сопротивление дуги в месте КЗ в миллиомах зависит в основном от тока КЗ и длины дуги и рассчитывается по формуле: , (33) где - начальное действующее значение периодической составляющей тока в месте КЗ, определяемое без учета сопротивления дуги; - длина дуги. при при =5-50 мм; при >50мм, где , - соответственно суммарное активное и реактивное сопротивление цепи КЗ, мОм; - расстояния между фазами проводников. . . Остальные результаты расчетов сведем в таблицу. 4.2.2 Расчёт токов однофазного короткого замыкания Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ , кА:
, (34) где -полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов току однофазного КЗ; -полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки
КЗ. Сопротивление определяем по формуле: , (35) где , ,, , , - индуктивные и активные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности. Таблица 8-Результаты расчёта токов КЗ Точка КЗ I(3), кА I(1), кА iуд, кА К1 6,674 10,42 21,46 К2 5,056 2,23 8,681 К3 6,221 3,51 11,222 5.ПРОВЕРКА ВЫБРАННЫХ СЕЧЕНИЙ НА ВОЗДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КЗ Проверку кабеля на воздействие токов КЗ осуществим на примере КЛ (ТП1-9). Постоянная времени затухания определяется по формуле: , (36) где - суммарное реактивное сопротивление сети; - суммарное реактивное сопротивление сети; ; Тепловой импульс определяется по формуле: кА2с Минимальное сечение кабеля по условиям термической стойкости: мм2 Кабель для которого осуществлялась проверка имеет сечение 95мм2 >5,3 мм2, следовательно условие проверки выполняется. Остальные кабели в сети должны быть сечением не меньше 5,3 мм2. 6 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ 6.1 Выбор и проверка выключателей Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Выключатели высокого напряжения при одних и тех же параметрах могут быть выбраны масляные малообъемные или многообъемные, воздушные, элегазовые, вакуумные, электромагнитные. Для данной подстанции выбираем элегазовые выключатели. Выключатель выбирается по номинальному напряжению, длительному номинальному току и проверяется по отключающей способности, а также динамической и термической стойкости к токам коротких замыканий. Отключающую способность выключателя характеризуют номинальный симметричный ток отключения и номинальное относительное содержание апериодической составляющей . Подробно рассмотрим выбор вводного выключателя на стороне 10 кВ РП. Определяется максимальный рабочий ток: , (37) где - полная мощность нагрузки; - номинальное напряжение. А; Проверка на термическую стойкость осуществляется с учетом суммарного времени , состоящего из времени срабатывания релейной защиты с учетом ступени селективности и времени срабатывания выключателя. Выбираем выключатель BB/TEL-10-20/630 У2. кА2с Выключатель проверяется на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ: , (38) где - номинальный ток отключения выключателя; - содержание апериодической составляющей. кА Условием проверки является > (11,314>3,78 кА). Проверка на электродинамическую стойкость осуществляется согласно условию: , (39) где - ток электродинамической стойкости выключателя. В данном случае условие выполняется: кА. Проверка на термическую стойкость осуществляется в соответствии с условием: ; (40) Для проверки данного условия требуется определение : , (41) где - ток термической стойкости выключателя; - время протекания тока термической стойкости. В данном случае проверка условия выглядит: кА2с После проверки выключателя по всем условиям видно, что выключатель удовлетворяет всем требованиям. Результаты расчета удобно свести в табличную форму: Таблица 9- Выбор вводного выключателя на 10 кВ Расчётные данные Справочные данные Условия выбора =13,23 кА = 10 кВ 10≥10 =34,034 кА =630 А 630>244,155 =244,155 А =20 кА 20>13,23 = 3,78 кА =52 кА 52>34,034 =11,314 кА =20 кА 11,314>3,78 =405,679 кА2с =1200 кА2с 1200>405,679 Методика выбора секционного выключателя и выключателя на отходящие присоединения аналогична. Результаты расчета сведены в таблицы: Таблица 10 Выбор секционного выключателя на 10 кВ
Расчётные данные Справочные данные Условия выбора =8,576 кА = 10 кВ 10≥10 =22,061 кА =630 А 630>195,634 =195,634 А =20 кА 20>8,576 = 2,449 кА =52 кА 52>22,061 =11,314 кА =20 кА 11,314>2,449 =267,261 кА2с =1200 кА2с 1200>267,261 Таблица 11 Выбор выключателя на отходящие присоединения 10 кВ Расчётные данные Справочные данные Условия выбора =8,576 кА = 10 кВ 10≥10 =22,061 кА =630 А 630>153,417 =153,417 А =20 кА 20>8,576 = 2,449 кА =52 кА 52>22,061 =11,314 кА =20 кА 11,314>2,449 =143,529 кА2с =1200 кА2с 1200>143,529 6.2 Выбор и проверка трансформаторов тока Трансформаторы тока следует выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначена для включения электроизмерительных приборов, другая – для приборов защиты. Выбор трансформаторов тока производится по номинальному напряжению (в соответствии с классом изоляции), току первичной цепи, току вторичных обмоток при выбранном классе точности, а проверяется по электродинамической и термической стойкости при коротких замыканиях. Так как к трансформаторам тока подключаются цепи электрических счетчиков, то их класс должен быть 0,5. Трансформаторы тока выбираются сл вторичным током 5 А и двумя сердечниками. Для того, чтобы выбрать трансформаторы тока необходимо определить число и тип измерительных приборов, включенных во вторичную цепь ТТ. Для этого составим таблицу, в которой электроизмерительные приборы разобьем по фазам, и найдем самую загруженную фазу для дальнейшего расчета. К трансформатору тока на вводе в РП 10 кВ подключаются следующие электроизмерительные приборы: Амперметр Э-335, Ваттметр Д-335, Варметр Д-335, счетчики активной и реактивной энергии Альфа. Таблица 12 - Вторичная нагрузка трансформатора тока на вводе 10 кВ Прибор Тип Нагрузка, В*А, фазы А В С Амперметр Э-335 0,5 Ватметр Д-335 0,5 0,5 Варметр Д-335 0,5 0,5 Счетчик АЭиРЭ(Альфа) Альфа 0,12 0,12 0,12 0,12 Итого: 1,24 0,5 1,24 Из таблицы видно, что наиболее загруженными будут фазы А и С. Сопротивление приборов определяется по выражению: , (42) где - мощность приборов, подключаемых на вторичную обмотку трансформатора тока;
- вторичный ток ТТ; Для нашего случая: Ом; Выбираем ТТ ТЛК-10УЗ-300/5(тт с литой изоляцией). В классе точности 0,5 данный ТТ имеет сопротивление 0,4 Ом.
Допустимое сопротивление проводов: (43) Для выбранного ТТ: Ом Длина соединительных проводов l=10 метров, удельное сопротивление алюминия м/Оммм2. Минимальное сечение проводов определяется по формуле: мм2 (44) Минимальное сечение для алюминиевого провода составляет 4 мм2, следовательно принимаем 4 мм2. Далее осуществляется проверка на термическую и динамическую устойчивость. Условия проверки приведем в табличной форме: Таблица 13 Выбор ТТ на 10 кВ Расчётные данные Справочные данные Условия выбора =34,034 кА = 110 кВ 10≥10 =0,05 =300 А 300≥244,155 =276,55 кА2с =52 кА 52≥34,034 =244,155 кА 768≥276,55 Для всех остальных трансформаторов тока приведем таблицы сравнения каталожных данных с расчетными, а так же распределении приборов по фазам. На секционной перемычке установим ТТ марки ТЛК-10-У3-300А. Таблица 14 - Вторичная нагрузка трансформатора тока на 10 кВ (секц.) Прибор Тип Нагрузка, В*А, фазы А В С Амперметр Э-335 0,5 Итого: 0,5 Таблица 15 - Выбор ТТ на 10 кВ (секционная перемычка) Расчётные данные Справочные данные Условия выбора =2,449 кА = 10 кВ 10≥10 =0,02 =300 А 300≥195,634 =267,261 кА2с =52 кА 52≥22,064 =195,634 кА 768≥267,261 На отходящих присоединениях устанавливаем ТТ ТЛК-10УЗ-200А. Таблица 16 - Вторичная нагрузка трансформатора тока на 10 кВ Прибор Тип Нагрузка, В*А, фазы А В С Амперметр Э-335 0,5 Ватметр Д-335 0,5 0,5 Варметр Д-335 0,5 0,5 Счетчик АЭиРЭ(Альфа) Альфа 0,12 0,12 0,12 0,12 Итого: 1,24 0,5 1,24 Таблица 17 Выбор ТТ на 10 кВ (отход. присоединения) Расчётные данные Справочные данные Условия выбора =22,064кА = 10 кВ 10≥10 =0,02 =200 А 200≥153,417 =143,529 кА2с =52 кА 52≥22,064 =153,417 кА 300≥ 143,529 6.3 Выбор и проверка трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения устанавливаются в распределительных устройствах трансформаторных подстанций для питания обмоток напряжения приборов учета и контроля, аппаратов релейной защиты и подстанционной автоматики. Класс точности принимается равным 0,5.
По аналогии с выбором трансформаторов тока для проверки соответствия предъявляемым требованиям необходимо составить таблицу нагрузок и определить расчетную нагрузку во вторичной цепи трансформатора. Таблица 18 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на 10 кВ Прибор Тип Потребляемая мощность одной катушки, В*А Число катушек Соs j Sin j Число приборов Общая потребляемая мощность P, Вт Q, В*А Вольтметр Э-335 2 1 1 0 4 8 - Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 2 3 - Варметр Д-335 1,5 2 1 0 2 3 - Счетчик АЭ ЕА05 3,6 2 0,38 0,925 10 27,36 66,6 Счетчик РЭ ЕА05 3,6 2 0,38 0,925 10 27,36 66,6 Итого - - - - - - 54,72 133,2 Расчетная нагрузка вторичной цепи определяется по формуле: , (45) где - активная мощность, потребляемая приборами; -реактивная мощность, потребляемая приборами. Для нашего случая: ВА; Выбираем трансформатор напряжения 3хНОЛ.0,6-10У3 с номинальной мощностью обмоток в классе точности 0,5 равной 300 ВА. Таблица 19 - Выбор ТН на 10 кВ Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора = 10 кВ = 10 кВ 10 ³ 10 = 144 ВА =300 ВА 300³144 6.4 Выбор предохранителей на высокой стороне ТП Для защиты трансформатора на высокой стороне устанавливаются предохранители. Ток плавкой вставки предохранителя определяется выражением: , (46) где - номинальная мощность трансформатора; - номинальное напряжение сети. Ток плавкой ставки округляется до ближайшего стандартного значения в большую сторону. Например, для трансформатора 400кВА: А; Результаты расчета для остальных ТП сводятся в Таблицу 20 Таблица 20 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ ТП № ТП , кВА Марка ТП1 400 46,19 50 ПК2 – 10УЗ ТП2 400 46,19 50 ПК2 – 10УЗ ТП3 400 46,19 50 ПК2 – 10УЗ ТП4 400 46,19 50 ПК2 – 10УЗ ТП5 630 72,75 80 ПК3 – 10УЗ ТП6 1000 115,47 160 ПК4 – 10УЗ На отходящих присоединениях от ТП в качестве аппаратов защиты устанавливаем предохранитель. Предохранитель выбирается исходя из расчетного тока отходящей линии. Для примера покажем выбор предохранителя на ТП1: Расчетный ток отходящей линии: А, напряжение сети 0,4 кВ.
К установке принимаем предохранитель марки ПН2-250 с током плавкой вставки 250 А. 6.5 Выбор автоматических выключателей Современный автоматический выключатель (АВ) — сложное многофункциональное электротехническое устройство. Автомати­ческие выключатели НН могут снабжаться следующими встроен­ными в них расцепителями: 1) электромагнитным или электронным расцепителем максима­льного тока мгновенного или замедленного действия с практически не зависимой от тока скоростью срабатывания; 2) электротермическим или электронным инерционным расце­пителем максимального тока с зависимой от тока выдержкой времени; 3) расцепителем тока утечки; 4) расцепителем минимального напряжения; 5) расцепителем обратного тока или обратной мощности; 6) независимым расцепителем (для дистанционного отключения выключателя). Автоматические выключатели свободны от многих недостатков, присущих плавким предохранителям, а номенклатура позволяет широко применять их в промышленных сетях НН. В случае, когда по техническим показателям возможно применение как АВ, так и плавких предохранителей, выбор защитного аппарата производят по минимальным приведенным затратам, при этом учитывают стоимо­сти остальных элементов РУ и другие затраты, а также надежность. Условия выбора и проверки автоматического выключателя: 1. Соответствие номинального напряжения автоматического выключателя номинальному напряжению сети: ; (47) 2. Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи: ; (48) Предварительно автоматические выключатели по расчетному току, затем проверку выключателей осуществим после расчета токов КЗ. автоматических выключателей сведем в Таблицу 23: Таблица 21 – Выбор АВ №ТП Марка 1 519,22 749,43 1000 ВА53-41 2 461,72 666,44 1000 ВА53-41 3 463,53 669,05 1000 ВА53-41 4 476,46 687,72 1000 ВА53-41 5 664,18 958,66 1000 ВА53-41 6 1668,3 2407,98 2500 ВА75-45 Проверим выключатель на ТП1. Его параметры кА, А. Токи КЗ кА, . На отключающую способность выключателя: кА По чувствительности к токам КЗ: .кА. 6.6 Выбор и проверка токоведущих частей Выбор шин сводится к определению сечения и их проверке на электродинамическую и термическую устойчивость к токам КЗ. Сечение шин выбирается по длительному току нагрузки. К расчету принимается большее сечение. По экономической плотности тока не выбираются сборные шины РУ, цепи резервного питания, цепи шиносоединительного и секционного выключателей. Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций и аппараты в этих цепях соединены между собой различными проводниками, образующими токоведущие части электроустановки. В цепях 6-10 кВ вся ошиновка выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Медные шины не применяются из-за высокой стоимости. Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). Условие выбора: , (49) где - максимальный ток; - допустимый ток на шины выбранного сечения. К установке принимаем шины прямоугольного сечения однополосные 30х4 мм. Длительно допустимый ток для выбранного сечения 365 А. Следовательно, условие выбора выполнено, т.к. 365≥244,155 А. При выборе жестких шин производится механический расчет в данном случае однополосных шин. Наибольшее усилии при трехфазном КЗ определяется по выражению: , (50) где - ударный ток трехфазного КЗ; - расстояние между фазами. Для нашего случая: Н/м; Равномерно распределенная сила создает изгибающий момент: , (51) где -пролет между опорными изоляторами шинной конструкции. В данном случае: Нм; Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента: , (52)
где - момент сопротивления шины, относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3. Для данных шин =35,543. Условие механической прочности шин выглядит следующим образом:
0,7, (53) где - допустимое механической напряжение в материале шин. Для данного вида шин =130, следовательно шины механически прочные. Минимально допускаемое сечение шин по условию термической устойчивости определяется выражением: , (54) где - для алюминиевых шин допускается принимать равным 88. Для данного случая =7,238мм2. Следовательно, условие проверки выполняется. 6.7 Выбор и проверка изоляторов В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, подвесных и проходных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых осуществляется по следующим условиям. По номинальному напряжению: ; (55) По допустимой нагрузке: , (56) где - сила, действующая на изолятор; - допустимая нагрузка на головку изолятора. При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила определяется по выражению: , (57) где - расстояние между изоляторами. В данном случае Выбираем изолятор ИОС-10-30-01. Условие проверки на допустимую нагрузку выполняется 183,91≤1800. 7 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА В курсовом проекте предусматривается устройства автоматического ввода резерва (АВР), которое устанавливают на 0,4 кВ. Включение резервного источника питания на поврежденной секции сборных шин КРУ, как правило, не допускается во избежание увеличения объемов разрушений, вызванных КЗ, и аварийного снижения напряжения потребителей, электрически связанных с резервным источником. Схемы АВР должны: а) обеспечивать возможно раннее выявление отказа рабочего источника питания ; б) действовать согласованно с другими устройствами автоматически (АПВ, АЧР) в интересах возможно полного сохранения технологического процесса; в) не допускать включения резервного источника на КЗ; г) исключать недопустимые несинхронные включения потерявших питание синхронных электродвигателей на сеть резервного источника; д) не допускать подключение потребителей к резервному источнику, напряжение на котором понижено. Выключатели, включаемые устройствами АВР, должны иметь контроль исправности цепи включения. Устройство автоматического повторного включения предусматривается на выключателях всех воздушных и кабельно-воздушных линий электропередачи, сборных шинах подстанций, если эти шины не являются элементом КРУ, понижающих трансформаторов. Требования к устройству АПВ. Автоматическое повторное отключение выключателя должно осуществляться после неоперативного отключения выключателя, за исключением случая включения от релейной защиты присоединения, на котором установлено устройство АПВ, непосредственно после включения выключателя оперативным персоналом или средствами телеуправления, после действия защит от внутренних повреждений трансформаторов или устройств противоаварийной системы автоматики. Время действия t апв должно быть не меньше необходимого для полной деионизации среды в месте КЗ и для подготовки привода выключателя к повторному включению, должно быть согласовано с временем работы других устройств автоматики ( например, АВР), защиты, учитывать возможности источников оперативного тока по питанию электромагнитов включения выключателей, одновременно включаемых от АПВ. Характеристики выходного импульса устройств АПВ должны обеспечивать надежное одно или двукратное (в зависимости от требований ) включение выключателя. 8 СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ КАРТА СЕЛЕКТИВНОСТИ Карта селективности строится в логарифмическом масштабе: по оси абсцисс откладываются токи – расчетные, пиковые и короткого замыкания для самого дальнего электродвигателя; по оси ординат – времена продолжительности пиковых токов и времена срабатывания защит по защитным характеристикам. Проверим выбранную коммутационную аппаратуру по условию селективности. Исходя из расчета токов КЗ.

Рисунок 6 – Карта селективности





ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Курсовое проектирование по дисциплине электроснабжение городов является одним из последних в курсе обучения студентов по специальности 140211 и предназначено для закрепления знаний полученных в ходе обучения, а также для развития инженерного подхода к решению комплексных проектировочных задач. Полученный опыт будет незаменимым на государственном экзамене по одноименной дисциплине, а также на дипломном проектировании. В ходе выполнения курсового проекта была спроектирована и рассчитана распределительная сеть с малой плотностью нагрузок. Разработка схемы распределительной сети и ее проверка дает возможность понять задачи, которые ставятся перед инженерами в проектных организациях, а также некоторые аспекты реального применения подобных схем инженерами эксплуатации. Проект системы снабжения выполненный студентом не является образцом проектирования по сравнению с проектами специализированных организаций что связано с ограниченностью опыта, как проектирования, так и эксплуатации. Но выполнение таких проектов даже в учебных целях дает серьезное подкрепление и упорядочение имеющихся и вновь полученных знаний. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Козлов В. А. Городские распределительные сети, -Ленинград.: Энергия, 1971 2. Козлов В. А. Электроснабжение городов, -Ленинград.: Энергия, 1977 3. Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения, -М.: Энергоатомиздат, 1990. 4. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования по ред. Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е. и др., -М.: Энергоатомиздат, 1991. 5. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций, -М.: Энергоатомиздат, 1989. 6. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, М.: Энергоатомиздат, 1987.
7. ПУЭ, -М.: Энергоатомиздат, 2001 8. УМКД «Проектирование систем электроснабжения жилого района»