Электроснабжение микрорайона с использованием трехфазной системы напряжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткая характеристика потребителей микрорайона

электрический трансформатор мощность

В данном проекте рассматривается электроснабжение жилого микрорайона города.

Исходными данными для проектирования являются: генеральный план микрорайона, который представлен на листе 1 со сведениями об этажности зданий и количестве квартир.

В микрорайоне предусмотрено наличие объектов социально-культурной сферы: детские сады, школы, столовая, магазины, сбербанк.

Потребители представлены электроприёмниками I, II, III категории надежности электроснабжения [3].

В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) все электроприёмники в отношении обеспечения надёжности электроснабжения подразделяются на три категории.

Первая категория-относятся электроприемники у которых перерыв электроснабжения может повлечь опасность для жизни людей, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания.

Вторая категория-относятся электроприемники у которых перерыв электроснабжения приводит к нарушению нормальной жизнидеятельности большого количества городских жителей.

Электроприёмники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников.

Третья категория-относятся все другие электроприемники, не подходят под определение первой и второй категории.

Электроприёмники третьей категории можно запитать от одного источника питания. Перерыв допустимый на время, которое нужно для подачи временного питания или ремонта, а также замены повреждений той или иной системы электроснабжения, отводится не ьолее чем на сутки. [1].

Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (КТП), расположенных на территории микрорайона, которые питаются от распределительной подстанции (РП), а РП, в свою очередь, от подстанции «Вологда-Южная».

Жилой фонд состоит из 5-и этажных домов, подключённых к сетям природного газа и 9-и, 10-и, 12-и этажных домов с электрическими плитами. Объекты социальной сферы оборудованы электроплитами, номинальная мощность лифтов принимаем 5 кВт, количество электродвигателей лифтовых установок в жилых домах указаны без учета резервных двигателей, санитарно-технического оборудования в домах нет.

Микрорайон ограничивают улицы, являющиеся магистральными, районного и местного значения категории Б и В по классификации [2].



2. Определение расчётной нагрузки

Определение расчётной нагрузки микрорайона выполнено по [1].

2.1 Расчётные электрические нагрузки жилых зданий

Расчётная электрическая нагрузка квартир P_кв, приведённая к вводу жилого здания, определяется по формуле:

Р_кв=Р_кв.уд•n, кВт, (2.1)

где Р_кв.уд - удельная расчётная электрическая нагрузка электроприёмников квартир (зданий) [1], кВт/квартира;

n - количество квартир, шт.

Расчётная нагрузка силовых электроприёмников Р_с приведённая к вводу жилого дома, определяется по формуле

Р_с=Р_р.л+Р_ст.у, кВт, (2.2)

Мощность лифтовых установок Р_р.л определяется по формуле

n_л

Р_р.л=k'_c•?С_nЯ, (кВт), (2.3)

1

где k'_c - коэффициент спроса [1];

n_л - количество лифтовых установок;

С_nЯ - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Р_ст.у определяется по их установленной мощности с учётом коэффициента спроса k"_с

n

Р_ст.у=k"_c•?Р_ст.уi,(кВт), (2.4)

1

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчёте электрических нагрузок не учитывается.

Расчётная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприёмников Р_р.ж.д определяется по формуле

Р_р.ж.д=Р_кв+ k_у • Р_с, (кВт), (2.5)

где Р_кв - расчётная электрическая нагрузка квартир, приведённая к вводу жилого дома, кВт;

Р_с - расчётная нагрузка силовых электроприёмников жилого дома, кВт;

k_y - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых; электроприёмников (k_y=0,9).

Пример расчёта 10-ти этажного дома:

Р_кв=1,4•160=224 (кВт);

Р_р.л=0,7•5•4=14 (кВт);

Р_с=14+0=14 (кВт);

Р_р.ж.д=224+0,9•14=236,6 (кВт).

Расчётные коэффициенты реактивной мощности [1]:

tg ц_кв=0,2; tg ц_л=1,17.

Реактивная мощность:



Q_р.ж.д=Р_кв•tg ц_кв+ Р_р.л •tg ц_л.

Q_р.ж.д =236,6•0,2+14•1,17=61,2 (квар).

Полная мощность:

Расчёты для остальных электроприёмников выполняются аналогичным образом и приведены в табл. 2.1.

2.2 Расчётные электрические нагрузки общественных зданий и промышленных предприятий

Укрупнённые удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчётов рекомендуется принимать по табл. 6.14 [1] и по табл. 6.12 [1].

Результаты расчёта приведены в приложении1 - Расчётная нагрузка электропотребителей; и особых пояснений не требуют.



3. Выбор места, числа и мощности трансформаторов КТП

3.1 Определение расчётной нагрузки распределительных линий до 1 кВ

Расчётная электрическая нагрузка линии до 1кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рр (кВт), определяется по формуле [3]:

Р_р = Р_{зд.макс} + К₁Р_зд1, + К₂Р_зд2 + … + К_nР_зд.n, кВт, (3.1)

где Р_{зд.макс} - наибольшая из нагрузок зданий, питаемых линией (трансформаторной подстанцией), кВт;

Р_зд1…Р_зд.n - расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку Р_{зд.макс}, питаемых линией (трансформаторной подстанцией), кВт;

К₁, К₂, К_n - коэффициенты, которые учитывают долю электрических нагрузок, жилых домов, квартир а также силовых электроприемников в наибольшей расчетной нагрузке

Р_{зд.макс}, принимаемые по таблице [1]

Приведём пример расчёта полной нагрузки для КТП-1:

Р_р.= Р_{р.10 эт.ж.д}+ k_у •?Р_р.ж.д + k_у •Р_р.комб + k_у •Р_р.м =236,6+0,9•(1100,8-236,6) = 1014,4 (кВт).

Определим реактивную нагрузку:

Q_р.в= Q_{р.10эт.ж.д}+ k_у •?Q_р.ж.д + k_у•Q_р.комб + k_у •Q_р.м =61,2+0,9•(304-61,2)= 278,4 (квар).



Полная нагрузка КТП-1 составит:

.

3.2 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

Исходя из величины полной нагрузки КТП-1, примем к рассмотрению трансформаторы мощностью 630 кВ·А и 1000 кВ·А.

Вариант 1: S_НТ=630 кВ·А,

К_з=0,8 (учитывая, что 50% потребители II категории надёжности, [5]

Количество трансформаторов

, принимаем к установке 2 трансформатора.

Определим величину реактивной мощности, которую можно передать из сети ВН в сеть НН при принятом К_з=0,8:

.

Компенсация реактивной мощности не требуется, т.к. два трансформатора мощностью 630 кВ·А могут передать всю расчётную реактивную мощность:

Q_ку= Q_р - Q_в-н = 278,4-447,8 <0.



Определим реальный коэффициент загрузки трансформатора:

.

Коэффициент загрузки при выходе одного из трансформаторов составит:

.

Согласно [1] для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ для трансформаторов силовых масляных общего назначения допускается перегрузка трансформаторов: аварийная - до 1,7-1,8 номинальной мощности

Вариант 2: S_HT=1000 кВ·А,

К_з=0,8.

(электроприёмники II кат. рекомендуется обеспечивать электроэнергией от 2-х независимых источников питания).

.

Компенсация реактивной мощности не требуется, т.к.



Q_ку= Q_р - Q_в-н = 278,4-1438,3<0.

.



4. Число, мощность, расположение КТП

Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение рассматриваемых вариантов.

Оценку эффективности вариантов можно произвести по критерию минимума приведённых годовых затрат:

, (3.3.1)

где - приведённые капиталовложения, тыс. руб.;

- нормативный коэффициент экономической эффективности;

- стоимость КТП, тыс. руб.;

, где - справочная стоимость КТП, тыс. руб.;

25 - коэффициент удорожания;

- годовые издержки, включающие в себя следующие составляющие:

, тыс. руб. (3.3.2)

где - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

- стоимость кВт•ч электроэнергии;

- потери электроэнергии в тр-рах при непараллельной (раздельной) работе:

- потери в режиме ХХ трансформатора, кВт;

- годовое число часов работы трансформатора;

- потери в режиме КЗ, кВт;

- время максимальных потерь электроэнергии, ч:

;

- годовые амортизационные отчисления на реновацию (полное

восстановление):

, где - норма амортизационных отчислений;

- затраты на проведение капитального ремонта:

, где - коэффициент отчислений на

капремонт трансформаторов;

- затраты на проведение текущих ремонтов и обслуживание:

, где

- коэффициент отчислений на текущий ремонт и обслуживание тр-ров.

Поскольку компенсация реактивной мощности не требуется ни в первом, ни во втором вариантах, определение затрат на конденсаторные батареи не предусматривается.

На основании приведённых формул составим таблицу технических характеристик трансформаторов, а также затрат для рассматриваемых вариантов (табл. 3.1 - технико-экономическое сравнение трансформаторов).



Таблица 3.1. Технико-экономическое сравнение трансформаторов

Тип тр-ра	Кз.р	?Рхх	?Ркз	К	ККТП	ЕН•ККТП	ДWТ	СПЭ	ИАМ	ИКР	ИТР	И	ЗГ
		кВт	кВт	тыс. руб.	кВт?ч	тыс. руб
2*ТМГ-630/10/0,4	0,87	1,31	7,6	26,66	666,5	199,95	24387,7	36,58	33,33	19,33	6,67	95,9	295,85
2*ТМГ-1000/10/0,4	0,55	2,45	11	28,75	718,8	215,63	16970,2	25,46	35,94	20,84	7,19	89,42	305,1

Пример расчёта для варианта 1:

Как следует из расчётов, наименьшие приведённые затраты для КТП-1 имеют место в 1-ом варианте. Окончательно принимаем к установке 2 трансформатора ТМГ-630/10/0,4 с номинальной мощностью S_НТ=630 кВ·А. В выбранном варианте К_з=0,83, К_з.пав=1,66, что допустимо [2]: допускается перегрузка трансформаторов для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ - аварийная - до 1,7-1,8 номинальной мощности трансформатора.

Аналогично выполняется выбор числа и мощности трансформаторов для других КТП. Результаты см. табл. 3.2 - Выбор числа и мощности трансформаторов.

Таблица 3.2. Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

	Рр	Qр	Sр	Число и мощность ТМГ	Qв-н	Кз.р	Кз.пав
	кВт	квар	кВ·А		квар
1	1014,4	278,4	1051,9	2*ТМГ-630/10/0,4	447,8	0,83	1,7
2	686,6	186,2	711,38	2*ТМГ-630/10/0,4	870,7	0,57	1,1
3	725,5	230,4	761,2	2*ТМГ-630/10/0,4	644,2	0,60	1,2
4	996,5	377,6	1065,7	2*ТМГ-630/10/0,4	486,2	0,88	1,7
5	674,05	281,2	730,35	2*ТМГ-630/10/0,4	880,4	0,58	1,2
6	995,26	298,3	1039	2*ТМГ-630/10/0,4	488,8	0,8	1,7

Выбор места расположения КТП

От размещения КТП на генеральном плане микрорайона зависит суммарная протяжённость линий электропередачи напряжением 380/220 В и, следовательно, капитальные затраты на их строительство. При нерациональном размещении КТП увеличиваются и потери электроэнергии в распределительных сетях. Поэтому выбор месторасположения КТП является важной экономической задачей.

Оптимальное месторасположение КТП на генеральном плане микрорайона определяется по выражениям (3.4.1), (3.4.2) [4]:

; , (3.4.1; 3.4.2)

где S_i - полная мощность i-го потребителя, кВ·А;

x_i - координата по оси 0Х i-го потребителя, см;

y_i - координата по оси 0Y i-го потребителя, см.

Точка на генплане, имеющая координаты , , будет являться теоретически оптимальным местом расположения КТП, соответствующим наименьшим приведённым затратам на строительство и эксплуатацию электрических сетей.

Намеченное количество КТП равно шести. Расчёт ведём относительно одной, общей для всех КТП, точки начала координат. Найдём условные центры нагрузок (УЦН) для всего микрорайона. Генеральный план микрорайона выполнен в масштабе 1:1000. Данные расчётов приведены в приложении2 - Расчет условного центра нагрузок; и пояснений не требуют.

Пример расчёта для КТП-1:

; .

Размещаем КТП согласно полученных результатов, учитывая также реальное положение объектов, проездов, тротуаров, а также архитектурные особенности микрорайона.



5. Расчет токов КЗ

5.1 Расчёт токов КЗ в сети 10 кВ

Рассчитаем, токи короткого замыкания, это нужно для того чтобы проверить коммутационную аппаратуру и сетевые элементы схемы на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.

Расчёт проведён в именованных единицах.

Заданы параметры питающей сети:

(точка К1 на схеме замещения).

Ток КЗ на шинах 10 кВ подстанции определяется:

, кА (4.2.1)

где U_ср - среднее номинальное напряжение сети, в которой

рассматривается КЗ, кВ;

Z_? - полное суммарное сопротивление прямой последовательности

цепи тока КЗ (от источника питания до расчётной точки), Ом.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

, кА (4.2.2)



Параметры энергосистемы:

, Ом (4.2.3)

, кВ (4.2.4)

Активное и индуктивное сопротивления кабеля определяются по выражениям:

, Ом (4.2.5)

, Ом (4.2.6)

где r_О - удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км;

х_О - удельное индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км;

L - длина кабеля, км.

Полное сопротивление кабеля

, Ом (4.2.7)

Ударный ток определяется по формуле

, (4.2.8)

где k_у - ударный коэффициент, который определяется по формуле

. (4.2.9, 4.2.10)



Рассмотрим пример расчёта КЗ для точки К2 в нормальном режиме.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1. Параметры питающей системы приведены к стороне 10 кВ:

;

2. Сопротивление линии W1 (кабель ААБл 3*185, L=1,57 км, r_О=0,169 Ом/км, х_О=0,0596 Ом/км):

r_w1= r_О•L=0,169•1,57=0,27 (Ом);

x_w1=x_О•L=0,0596•1,57=0,09 (Ом);

z_w1=;

Определим токи КЗ:

;

;

;

;

;.



Аналогичный расчёт ведётся и для других точек.

Схема замещения электрической сети 10 кВ в нормальном режиме представлена на рис. 4.2.1

Рис. 4.2.1. Схема замещения сети 10 кВ в нормальном режиме

Результаты расчёта токов КЗ 10 кВ в нормальном режиме представлены в табл. 4.2.1.

Таблица 4.2.1. Результаты расчёта токов КЗ 10 кВ в нормальном (max) режиме

Точки КЗ	Z?, Ом	, кА	, кА	, с		iу, кА
1	-	4,63	4,01	-	-	-
2	1,43	4,24	3,68	0,017	1,55	9,30
3	1,45	4,18	3,62	0,015	1,5	8,87
4	1,47	4,11	3,56	0,013	1,46	8,49
5	1,48	4,1	3,55	0,012	1,43	8,30
6	1,44	4,21	3,64	0,015	1,51	8,98
7	1,42	4,28	3,71	0,018	1,57	9,50
8	1,39	4,35	3,76	0,022	1,64	10,08



Схема замещения электрической сети 10 кВ в послеаварийном режиме представлена на рис. 4.2.2.

Рис. 4.2.2. Схема замещения сети 10 кВ в послеаварийном режиме

Результаты расчёта токов КЗ 10 кВ в послеаварийном режиме представлены в табл. 4.2.2.

Таблица 4.2.2. Результаты расчёта токов КЗ 10 кВ в послеаварийном (min) режиме

Точки КЗ	Z?, Ом	, кА	, кА	, с		iу, кА
1		4,63	4,01
2	1,43	4,24	3,68	0,017	1,55	9,3
3	1,45	4,18	3,62	0,015	1,5	8,87
4	1,47	4,11	3,56	0,013	1,46	8,49
5	1,51	4,01	3,47	0,011	1,39	7,88
6	1,54	3,93	3,41	0,01	1,35	7,51
7	1,57	3,86	3,34	0,009	1,32	7,2

5.2 Расчёт токов КЗ в сети 0,4 кВ

Расчёт проведён в соответсвии с [8].

При расчете токов короткого замыкания в электроустановках которые получают питание от сети энергосистемы, разрешается считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление системы. Значение этого сопротивления (х_с) в миллиомах, приведенное к ступени низшего напряжения сети, рассчитывают по формуле

(6.4.1)

где - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;

- среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, В;

- действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА;

Sк - условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, МВА.

При отсутствии указанных данных эквивалентное индуктивное сопротивление системы в миллиомах допускается рассчитывать по формуле

(6.4.2)

где - номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора цепи.

В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ расчет токов короткого замыкания выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры и шинопроводов на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защиты.

Проверку параметров электрооборудования обычно выполняют для режима трехфазного КЗ. Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ при питании через понижающий трансформатор и без учета подпитки от электродвигателей определяется по формуле [2]:

, (6.4.3.)

где U_ном - среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается КЗ, В;

r, x - соответственно, суммарное активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности цепи до точки КЗ.

При расчете тока КЗ следует учитывать ограничивающее действие активного сопротивления электрической дуги r_д. Сопротивление дуги определяется отношением падения напряжения на дуге U_д и током КЗ I_по в месте повреждения, рассчитанным без учета дуги:

, (6.4.4.)

где U_д = Е_дl_д;

Е_д - напряженность в стволе дуги, В/мм;

l_д - длина дуги, мм.

При I_по > 1000А, Е_д = 1,6 В/мм.

Расстояния а, мм между фазами проводников и КТП приведены в справочнике.

Токи однофазного КЗ в сетях напряжением до 1 кВ, как правило, являются минимальными. По величине этих токов проверяется чувствительность защитной аппаратуры. Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ, определяется по формуле:

, (6.4.6)

где z_ТТ - полное сопротивление линии питающей системы трансформатора;

z_п - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ.

Сопротивление z_TT определяется по формуле:

, (6.4.7)

где x_1T, x_2T и r_1T, r_2T - индуктивное и активное сопротивление прямой и обратной последовательности силового трансформатора (x_1T = x_2T и r_1T = r_2T);

x_0T, r_0T - индуктивное и активное сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора;

r_Д - сопротивление дуги.

Рассмотрим пример расчёта КЗ для дома №1 КТП-1

Расчётная схема участка сети 0,38 кВ представлена на рис. 6.4.1.

Рис. 6.4.1. Расчётная схема участка сети 0,38 кВ

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1. Сопротивление питающей системы

2. Параметры трансформатора:

S_T=630 кВ·А; U_k=5,5%; ?P_k=7,6 кВт (справочные данные);

3. Параметры линий:

r_w1=r_0w1•L₁=0,329/2·0,09·10і=14,8 (мОм);

x_w1=x_0w1•L₁=0,081/2·0,09·10і=3,65 (мОм);

z_w1,пФ-0=z_0,пФ-0•L₁=0,78/2•0,09·10і=35,1 (мОм) [5];

r_w2=r_0w2•L₂=1,25·0,102·10і=127,5 (мОм);

x_w2=x_0w2•L₂=0,091·0,102·10і=9,3 (мОм);

z_w2,пФ-0=z_0,пФ-0•L₂=2,96·0,102·10і=301,92 (мОм),

z_w3,пФ-0=z_0,пФ-0•L₃=26,6·0,015·10і=399,0 (мОм).-

4. Сопротивления АВ автоматических выключателей:

R_QF1=0,14 мОм, X _QF1=0,08 мОм;

R_QF2=7,0 мОм, X _QF1=4,5 мОм, [5].

Схема замещения для расчёта токов КЗ представлена на рис. 6.4.2.



Рис. 6.4.2. Схема замещения для расчёта токов КЗ 0,38 кВ

Определим токи КЗ для точки К1.

Аналогичным образом определяем токи КЗ в остальных точках. Результаты заносим в табл. 6.4.2



Таблица 6.4.2. Результаты расчёта токов КЗ 0,38 кВ для дома №1 (КТП-1)

Точки КЗ
1	15,7	6,1	13,5	11,7	50,4	13,7	0,005	1,14	22,09
2	9,06	1,98	8,57	7,42	44,9	4,6	0,003	1,03	7,39
3	1,56	6,56	1,49	1,29	51,2	1,16	0,01	1,19	1,16
4	-	-	-	-	44,8	0,56	-	-	-

Результаты расчёта токов КЗ 0,38 кВ на вводно-распределительных устройствах (ВРУ) других электроприёмников представлены в приложении3.



6. Выбор проверка электрической аппаратуры

6.1 Электроснабжение линий 10 кВ.

Потребители рассматриваемого микрорайона представлены электроприёмниками I, II, III категории надежности электроснабжения (см. табл. 2.1) согласно [1].

Надежностью электроснабжения называется способность системы электроснабжения и ее определенных частей обеспечивать бесперебойное снабжение потребителей электрической энергией. Понятие надёжности непосредственно связано с понятием повреждения (отказа). Надёжность может быть охарактеризована различными показателями, такими как повреждаемость системы электроснабжения, которая складывается из повреждаемости её элементов (коммутационных аппаратов, линий электропередачи, трансформаторов и т.д.), ожидаемая продолжительность бесперебойной работы, математическое ожидание длительности перерыва электроснабжения, а также предполагаемый ущерб (убытки) от перерыва электроснабжения.

Требования к надёжности электроснабжения определяют выбор схемы электрических сетей, объём и способы резервирования. Под резервированием понимается дублирование элементов системы электроснабжения (резервная линия электропередачи, резервный трансформатор, аварийная система освещения и т.д.). Повышение надёжности электроснабжения неизбежно влечёт за собой необходимость дополнительных капитальных затрат. Вместе с тем не все потребители электрической энергии требуют одинаково высокого уровня надёжности электроснабжения. Поэтому определение степени надёжности электроснабжения потребителей и объёма резервирования является важной задачей. Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Схема распределительных сетей 10 Кв

Схема распределительной сети должна выполняться с условием, чтобы секции сборных шин 10 кВ ЦП (центра питания) не включались в нормальном и послеаварийном режимах на параллельную работу через указанную сеть.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроснабжения электроприёмников первой категории является двулучевая схема с двусторонним питанием. При этом на шинах 0,4 кВ двухтрансформаторных КТП и непосредственно у потребителя (при наличии электроприёмников первой категории) должно быть предусмотрено АВР.

Следует также рассматривать питание электроприёмников первой категории по сети 0,4 кВ от разных КТП, присоединённых к разным независимым источникам.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприемников второй категории является сочетание петлевых схем 10 кВ, обеспечивающих двустороннее питание каждой КТП, и петлевых схем 0,4 кВ для питания потребителей. При этом линии 0,4 кВ в петлевых схемах могут присоединяться к одной или разным КТП.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприёмников третьей категории является сочетание петлевых линий 10 кВ и радиальных линий 0,4 кВ к потребителям. При применении воздушных линий электропередачи для питания электроприёмников третьей категории резервирование линий может не предусматриваться. При применении в сети 0,4 кВ кабельных линий должна учитываться возможность использования временных шланговых кабелей. Положения взяты из [2] Для электроснабжения микрорайона с преобладанием нагрузок электроприёмников II категории (более 50%), а также наличием электропотребителей I категории (порядка 10%) согласно рекомендациям на напряжение 10 кВ применим комбинированную петлевую двулучевую схему с двусторонним питанием (см. рис. 4.1.1).Расчетные параметры к рис. 4.1.1 в таблице 4.1.1

Рис. 4.1.1. Схема электрической сети 10 кВ

Таблица 4.1.1. Расчётные параметры КТП

КТП по плану	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ·А	Число и мощность ТМГ
1	1014,4	278,4	1051,9	2*ТМГ-630/10/0,4
2	686,6	186,2	711,4	2*ТМГ-630/10/0,4
3	725,5	230,4	761,2	2*ТМГ-630/10/0,4
4	996,5	377,6	1065,7	2*ТМГ-630/10/0,4
5	674,1	281,2	730,4	2*ТМГ-630/10/0,4
6	995,3	298,3	1039	2*ТМГ-630/10/0,4

Расчёт электрических нагрузок сетей 10 кВ

Расчётные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются умножением суммы расчётных нагрузок трансформаторов отдельных КТП, присоединённых к данному элементу сети (РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по табл. 2.4.1 [2]. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43) [2].

Произведём расчёт нагрузок линий 10 кВ согласно схеме (рис. 4.1.1).

Линия W2:

Р_w2 = k_y•(Р _pТП5 + Р _pТП6 + Р _pТП1 + Р _pТП2 + Р _pТП3) = 0,8•(674,05 + 995,26 + 1014,35 + 686,6+725,5) = 3276,61 (кВт);

Q_w2 = Р_w2•tg ц = 3276,61•0,43 = 1408,94 (квар).

Линия W3:

Р_w3 = k_y•(Р _pТП6 + Р _pТП1 + Р _pТП2 + Р _pТП3) = 0,8•(996,5 + 1014,35 + 686,59+725,49) = 2737,37 (кВт);

Q_w3 = Р_w3•tg ц = 2737,37•0,43 = 1177,07 (квар).

Линия W4:

Р_w4.1 = k_y•(Р _pТП1 + Р _pТП2 + Р _pТП3) = 0,8•(1014,35 + 686,6+725,49) = 1941,16 (кВт);

Р_w4.2 = k_y•(Р _pТП4 + Р _pТП5 + Р _pТП6) = 0,8•(996,52 + 674,05 + 996,52) = 2132,67 (кВт);

Q_w4 = Р_w4•tg ц = 2132,67•0,43 = 917,05 (квар).

Линия W5:

Р_w5 = k_y•(Р _pТП4 + Р _pТП5 + Р _pТП6 + Р _pТП1) = 0,8•(996,52 + 674,05 + 995,26 + 1014,35) = 2944,15 (кВт);

Q_w5 = Р_w5•tg ц = 2944,15•0,43 = 1265,98 (квар).



Линия W6:

Р_w6 = k_y•(Р _pТП4 + Р _pТП5 + Р _pТП6 + Р _pТП1 + Р _pТП2) = 0,75•(996,52 + 674,05 + 996,52 + 1014,35 + 686,6) =3275,09 (кВт);

Q_w6 = Р_w6•tg ц = 3275,09•0,43 = 1408,29 (квар).

Расчётные нагрузки на шинах 10 кВ РП

Расчётные нагрузки на шинах 10 кВ ЦП определяются с учётом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий (питающихся от ЦП по самостоятельным линиям) путём умножения суммы их расчётных нагрузок на коэффициент совмещения максимумов, принимаемый по табл. 2.4.2 [2].

В расчёте примем отношение расчётной нагрузки предприятий к нагрузке городской сети равной 0,2.

Расчётная нагрузка линий W1, W7 на шинах РП в утренний максимум:

Р_{w1,7,РП,утр} = k_у,утр•(Р _pТП1 + Р _pТП2 + Р _pТП3 + Р _pТП4 + Р _pТП5+ Р _pТП6) = 0,75•(1014,35 + 686,6+725,49+996,52 + 674,05 + 995,26) =3819,21 (кВт).

Расчётная нагрузка линий W5, W6 на шинах РП в вечерний максимум:

Р_{w1,7,РП,веч} = k_у,веч•(Р_pТП1 + Р _pТП2 + Р _pТП3 + Р _pТП4 + Р _pТП5+ Р _pТП6) =0,85•(1014,35 + 686,6+725,49+1031,5 + 674,05 + 995,26)=4328,44 (кВт).

В качестве расчётной нагрузки на шинах 10 кВ РП принимается наибольшая нагрузка, т.е. Р_{w1,7,РП,веч.}

Определим реактивную нагрузку:



Q_{w1,7,РП,веч} = Р_{w1,7,РП,веч}•tg ц =4328,44 •0,43 = 1861,23 (квар).

Для всех линий определим полную нагрузку Sw и расчётный ток Iр по известным формулам:

; .

Результаты сведём в табл. 5.3.2.

Таблица 4.1.3. Расчётные параметры линий

Линия	Pw, кВт	Qw, квар	Sw, кВ·А	Iр, А
W1	4328,44	1861,23	4711,64	272,35
W2	3276,61	1408,94	3566,69	206,16
W3	2737,37	1177,07	2979,71	172,24
W4	2132,67	917,05	2321,47	134,19
W5	2944,15	1265,98	3204,80	185,25
W6	3275,09	1408,29	3565,03	206,07
W7	4328,44	1861,23	4711,64	272,35

6.2 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 10 кВ

Кабели 10 кВ выбираются и проверяются по следующим условиям [5]:

1) по экономической плотности тока:

, (4.3.1)

где F_р - расчётное сечение кабеля, мм²;

I_р - расчётный ток линии, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² [6].

2) по термической стойкости:

, (4.3.2)

где F_ст - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_кз⁽³⁾ - расчётное значение тока трёхфазного КЗ, А;

t_п - приведённое расчётное время КЗ, t_п=t_c.в+t_защ, с;

С - термический коэффициент, С=62 АсЅ/мм² для кабелей с алюминиевыми жилами.

Принимается стандартное сечение ближайшее к большему из расчётных сечений и далее проверяется:

3) по нагреву:

, (4.3.3)

где I_доп - допустимый ток кабеля, А [6];

k_ср - поправочный коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от заданной в ПУЭ [6];

k_пр - поправочный коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [6];

k_пер - поправочный коэффициент перегрузки [6];

Iр.max - расчётная токовая нагрузка линии в нормальном режиме.

4) по допустимой потере напряжения, %:

, (4.3.4)

где I_рл - расчётный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км [5];

cos ц_Н=0,92, sin ц_Н=0,39;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

ДU_доп 6% [2].

Выбираем марку кабеля: ААБл (кабель с алюминиевыми жилами, бумажной изоляцией, в алюминиевой оболочке, бронированной двумя стальными лентами, с наружным слоем из жгута, для прокладки в земле).

Выберем и проверим сечение кабеля 10 кВ на примере линии W2:

1) ;

2) .

выбираем кабель сечением 120 ммІ: ААБл 3*120;

3) ;

4) ;

.

Выбор и проверка сечений кабелей 10 кВ для остальных линий аналогичны. Результаты расчётов представлены в табл. 4.3.1.

Таблица 4.3.1. Результаты выбора кабелей 10 кВ

Линия	Iр.max, А	Fр, мм2	F, мм2	Кабель марки	Iдоп*kср* *kпр*kпер	L, км	ro, Ом/км	хo, Ом/км	ДU, %
W1	272,35	194,5	150	ААБл3*150	300,44	1,57	0,208	0,0596	1,59
W2	206,16	147,3	120	ААБл 3*120	262,20	0,21	0,261	0,0602	0,2
W3	172,24	123,0	95	ААБл 3*95	223,96	0,23	0,329	0,0602	0,22
W4	134,19	95,9	70	ААБл 3*70	180,26	0,30	0,447	0,0612	0,30
W5	185,25	132,3	95	ААБл 3*95	223,96	0,25	0,329	0,0602	0,26
W6	206,07	147,2	120	ААБл3*120	262,20	0,24	0,261	0,0602	0,23
W7	272,35	194,5	150	ААБл3*150	300,44	1,18	0,208	0,0596	1,19

Произведём технико-экономический анализ оптимального выбора сечения жил кабеля 10 кВ по годовым приведённым затратам [7]:

, (4.3.5)

где - приведённые капиталовложения:

- нормативный коэффициент экономической эффективности,

- капитальные затраты по кабельной линии (КЛ), тыс. руб.:

, тыс. руб.: (4.3.6)

где - справочная стоимость 1 км КЛ, тыс. руб. (цены 2013 г.),

- длина КЛ, км;

- годовые издержки, включающие в себя следующие составляющие:

, тыс. руб. (4.3.7)

где - стоимость потерь электроэнергии в КЛ, тыс. руб.:

- стоимость кВт•ч электроэнергии,

- потери электроэнергии в КЛ, кВт•ч:

- ток в линии, А,

- активное сопротивление, Ом;

- удельное активное сопротивление, Ом/км;

- время максимальных потерь электроэнергии, ч:

;

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.:

, (4.3.8)

где - норма ежегодных отчислений на амортизацию и обслуживание, о.е. (- для КЛ до 10 кВ с алюминиевой оболочкой (в земле) [7]).

Результаты технико-экономического анализа поместим в приложении 4

Оптимальным считается вариант с минимальными приведёнными затратами.

6.3 Расчёт точки токораздела

Методика расчёта из [7].

Точками токораздела называются точки, в которых подтекающая со всех сторон мощность полностью потребляется нагрузкой. Определим точку токораздела по полным мощностям.

Схема для расчёта приведена на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Схема к расчёту точки токораздела



Полная мощность КТП Sр (кВ·А) из табл. 4.1.

Полное сопротивление линии Zw (Ом) найдём по формуле

, Ом (4.4.1)

К расчёту примем сечение кабеля с учётом технико-экономического анализа. Результаты расчётов сведём в табл. 4.4

Таблица 4.4. Расчет сечения кабеля

Линия	Кабель марки	L, км	rо, Ом/км	хо, Ом/км	Zw, Ом
W1	ААБл 3*185	1,57	0,169	0,0596	0,28
W2	ААБл 3*150	0,21	0,208	0,0596	0,05
W3	ААБл 3*150	0,23	0,208	0,0596	0,05
W4	ААБл 3*120	0,30	0,261	0,0602	0,08
W5	ААБл 3*150	0,25	0,208	0,0596	0,05
W6	ААБл 3*150	0,24	0,208	0,0596	0,05
W7	ААБл 3*185	1,18	0,169	0,0596	0,21

Определим мощность на головном участке РП:

Так как к точке 3 мощность подтекает с двух сторон и вся потребляется нагрузкой (719,47+319,55=1039), то КТП-6 является точкой токораздела.

6.4 Выбор и проверка электрических аппаратов 10 кВ

В трансформаторной подстанции в качестве распределительных устройств 10 кВ применены камеры сборные типа КСО-393, которые комплектуются выключателями нагрузки, разъединителями, предохранителями. В РП ячейка комплектуется силовым выключателем типа - ВВ/TEL («Таврида Электрик», Украина), 3-х позиционными разъединителями - SML («Sarel», Италия). В КТП предусмотрены 3-х позиционные выключатели нагрузки - IML - K1 («Sarel», Италия).

Выбор и проверка силовых выключателей 10 кВ

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа.

Выключатели выбираются по следующим условиям [9]:

1) по напряжению электроустановки U_уст:

U_уст ? U_ном.в, (4.5.1.1)

где U_ном - номинальное напряжение выключателя, В;

2) по длительному току:



I_р.max ? I_ном.в, (4.5.1.2)

где I_ном.в-номинальный ток выключателя, А;

3) по отключающей способности:

, (4.5.1.3)

где I_откл.в-номинальный ток отключения выключателя, кА.

Выключатели проверяются по следующим условиям [9, § 4.7]:

1) проверка на симметричный ток отключения:

I_п,ф ? I_откл.в; (4.5.1.4)

2) на электродинамическую стойкость:

i_y ? i_дин= i_пр.с, (4.5.1.5)

где i_y - расчётное значение ударного тока, кА;

i_дин - действующее значение предельного сквозного тока КЗ, кА;

i_пр.с - предельный сквозной ток выключателя, кА;

3) на термическую стойкость:

B_к ? I²_тер•t_тер, (4.5.1.6)

где B_к - тепловой импульс тока КЗ по расчёту, кАІ·с:

; (4.5.1.7)

где I_тер - предельный ток термической устойчивости, кА;

t_тер - длительность протекания тока I_тер, с;

t_сз - время срабатывания защиты, с.

Выбираем выключатель ВВ/TEL 10/12,5 - 630У2:

1. U_уст ? U_ном.в > 10 кВ = 10 кВ;

2. I_р.max ? I_ном.в > 272,35 А ? 630 А;

3. > 4,35 кА ? 12,5 кА;

4. i_y ? i_дин= i_пр.с > 10,08 кА ? 32 кА;

5. B_к ? I²_тер•t_тер > 4,24² • 0,5=8,98 кАІ·с ? 313 кАІ·с.

Защита силовых трансформаторов 10/0,4 кВ

Согласно ПУЭ на трансформаторах мощностью менее 1 МВ•А в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями должна быть предусмотрена защита, действующая на отключение, на основе предохранителей.

Предохранители выбираются по следующим условиям:

1) по напряжению -

U_УСТ U_НОМ; (4.5.2.1)

2) по длительному току I_Р,МАХ -

I_Р,МАХ I_НОМ, (4.5.2.2)

где I_НОМ - номинальный ток предохранителя, А;

3) по отключающей способности -

I_ПО I_ОТКЛ, (4.5.2.3)

где I_ПО - периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

I_ОТКЛ - номинальный ток отключения предохранителя, кА.

Рассмотрим защиту силового трансформатора.

Защиту трансформатора от многофазных КЗ на стороне 10 кВ выполним предохранителем марки - ПКТ 103-10-80-20 У3 [9]:

Для КТП-1 определим номинальный ток трансформатора:

А.

1) U_ном,пр?U_{ном.сети}; U_ном = 10 кВ = U_{ном. сети} = 10 кВ.

2) I_{ном. пл. вст.} = 80 А > I_Р = 2•I_{ном. тр.} = 2•36,37=72,74 А.

где 2-коэффициент отстройки от броска тока намагничивания

трансформатора

3) I⁽³⁾_k ? I_п,откл > 4,24 кА < 20 кA;

4) Время плавления предохранителя составляет t_пл = 0,01 с>

> .

Все расчеты сведены в табл. 4.5

Таблица 4.5. Выбор предохранителей для защиты трансформаторов

ТП	IК, кА	тип предохранителя	Iном. пл. вст., А	Iном. откл., кА	tпл, с
1	4,24	ПКТ 103-10-80-20 У3	80	20	0,01
2	4,18	ПКТ 103-10-80-20 У3	80	20	0,01
3	4,11	ПКТ 103-10-80-20 У3	80	20	0,01
4	4,1	ПКТ 103-10-80-20 У3	80	20	0,01
5	4,21	ПКТ 103-10-80-20 У3	80	20	0,01
6	4,28	ПКТ 103-10-80-20 У3	80	20	0,01



6.5 Схемы электроснабжения линий 0,4 кВ

В рассматриваемом микрорайоне имеются потребители I, II, III категории надежности электроснабжения (см. табл. 2.1).

Для питания потребителей третьей категории применяем магистральные схемы с односторонним питанием. Для питания потребителей второй категории используем петлевую и радиальную петлевую схему. Для питания потребителей первой категории применяем радиальные схемы [1].

Распределение потребителей электроэнергии по категориям надёжности электроснабжения (на примере КТП 1)

5-ти этажные дома, относящиеся к третьей категории и эти дома допускаются к подключению простой схемы «кольцевой», так как они не имеют силовых электроприёмников и нет необходимости отделения осветительной нагрузки от силовой.

Для этого от КТП предусматривают прокладку по одному кабелю к каждому дому. Между ними прокладывается перемычка, позволяющая не нарушать электроснабжение любого дома при выходе из строя одного из питающих кабелей. При выборе сечения этих кабелей необходимо учитывать суммарную нагрузку от обоих домов. Сечение перемычки выбирается по наибольшей нагрузке.

Три 5-ти этажных дома №3,4,7 объединяем в кольцевую сеть, причем кабели прокладываем к домам №3 и №7, а дом №4 подключаем через перемычку. Три 5-ти этажных дома №5,6,8 объединяем в кольцевую сеть аналогично домам №3,4,7.

Для электроснабжения 9,10 - ти этажных домов, относящихся ко II категории, принимаем схему, которая позволит отделить силовую нагрузку лифтов. Применяем радиальную схему электроснабжения. Прокладываем по 2 кабеля к каждому дому. Это дома №1,2,5,6,8.

Аналогично для остальных КТП.

Расчёт электрических нагрузок сетей 0,38 кВ

Выполним расчёт электрических нагрузок сети 0,38 кВ на примере КТП-1

Объект 1:

.

Объект 2:

Объект 3,4,7:

P_рл= Р_р3+Р_р4+Р_р7=50+50+50=150 (кВт);

Q_рл= P_рл•tg ц=150•0,29=43,5 (квар);

P_пер.3,4 = Р_р3+Р_р4=50+50=100 (кВт);

Q_пер.3,4 =100•0,29=29 квар;

S_пер.3,4 =104,1 кВ·А;

I_пер.3,4=150,4 A.

P_пер.4,7 = Р_р4+Р_р7=50+50=100 (кВт);

Q_пер.4,7 =29 квар;

S_пер.4,7 =104,1 кВ·А;

I_пер.4,7=150,4 A.

Объект 5:

Объект 6:

Объект 8:

.

Объект 9,10,11:

P_рл= Р_р9+Р_р10+Р_р11=63+63+63=189 (кВт);

Q_рл= P_рл•tg ц=189•0,29=54,8 (квар);

P_пер.9,10 = Р_р9+Р_р10=63+63=126 (кВт);

Q_пер.9,10 =126•0,29=36,5 квар;

S_пер.9,10 =131,2 кВ·А;

I_пер.9,10=189,6 A.

P_пер.10,11 = Р_р10+Р_р11=63+63=126 (кВт);

Q_пер.10,11 =36,5 квар;

S_пер.10,11 =131,2 кВ·А;

I_пер.10,11=189,6 A.

6.6 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 0,38 кВ

Кабели 0,38 кВ выбираются (1) и проверяются (2) по следующим условиям [5]:

1) по нагреву расчётным током:

, (6.2.1)

где k_ср - поправочный коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от заданной в ПУЭ [6];

k_пр - поправочный коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [6];

I_доп - допустимый ток кабеля, А [6];

2) по допустимой потере напряжения, %:

, (6.2.2)

где I_рл - расчётный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км [5];

cosц_Н=0,95, sinц_Н=0,31;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

ДU_доп 6% для малоэтажных домов;

ДU_доп 4% для многоэтажных домов [2].

Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 ммІ и более, а медные 16 ммІ и более.

В сетях напряжением до 1 кВ с числом часов использования максимума нагрузки, не превышающим 4000-5000 ч сечения кабелей по экономической плотности не выбираются, так как в этом случае они превышают в 2-3 раза сечения, выбранные по нагреву расчётным током [5].

Выбираем марку кабеля: АВБбШв (кабель с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката, бронированный, в шланге из поливинилхлоридного пластиката).

Произведём выбор сечения жил кабелей 0,38 кВ на примере КТП-1

Объект 1:

I_рл=353,2 А;

выбираем 2 кабеля сечением 95 мм²: 2* АВБбШв 4*95

I_доп.1к=255•0,92=234,6 (А) [6, табл. 1.3.7];

k_ср=0,95 (tж=+65°С, tс=+15°С) [6, табл. 1.3.3];

k_пр=0,9 [6, табл. 1.3.26];

I_рл<401,2 А;

L=0,09 км; r₀=0,329 Ом/км, х₀=0,081 Ом/км [5, табл. 6.2];

.

Объект 2:

I_рл=163,6 А;

выбираем 2 кабеля сечением 50 мм²: 2* АВБбШв 4*50

I_доп.1к=175•0,92=161 (А);

k_ср=0,95; k_пр=0,9;

I_рл<275 А;

L=0,06 км; r₀=0,625 Ом/км, х₀=0,085 Ом/км;

.

При расчёте сечения кабелей, идущих от КТП до домов №3,4,7 учитываем нагрузку, создаваемую тремя жилыми домами. Между ними прокладывается перемычка, сечение которой выбирается по наибольшей нагрузке. Расчёт на отклонение напряжения произведён для наиболее удалённого от ТП дома №3.

Объект 3,4,7:

I_рл=225,6 А;

выбираем кабель сечением 150 мм²: АВБбШв 4*150

I_доп.=335•0,92=308,2 (А);

k_ср=0,95; k_пр=1,0;

I_рл<292,8 А;

L=0,10 км; r₀=0,208 Ом/км, х₀=0,079 Ом/км;

.

I_пер.3,4=150,4 A;

выбираем кабель сечением 50 мм²: АВБбШв 4*50

I_доп.=175•0,92=161 (А);

k_ср=0,95; k_пр=1,0;

I_рл<153 А;

L=0,05 км; r₀=0,625 Ом/км, х₀=0,085 Ом/км;

.

I_пер.4,7=150,4 A.

выбираем кабель сечением 50 мм²: АВБбШв 4*50

I_доп.=175•0,92=161 (А);

k_ср=0,95; k_пр=1,0;

I_рл<153 А;

L=0,06 км; r₀=0,625 Ом/км, х₀=0,085 Ом/км;

.

Объект 5:

I_рл=353,2 А;

выбираем 2 кабеля сечением 95 мм²: 2* АВБбШв 4*95

I_доп.1к=255•0,92=234,6 (А) [6];

k_ср=0,95 (tж=+65°С, tс=+15°С) [6];

k_пр=0,9 [6, табл. 1.3.26];

I_рл<401,2 А;

L=0,024 км; r₀=0,329 Ом/км, х₀=0,081 Ом/км [5];

.

Объект 6:

I_рл=122,34 А;

выбираем 2 кабеля сечением 35 мм²: 2* АВБбШв 4*35

I_доп.1к=140•0,92=128,8 (А) [6];

k_ср=0,95 (tж=+65°С, tс=+15°С) [6];

k_пр=0,9 [6, табл. 1.3.26];

I_рл<220,25 А;

L=0,12 км; r₀=0,894 Ом/км, х₀=0,088 Ом/км [5];

.

Объект 8:

I_рл=157,42 А;

выбираем 2 кабеля сечением 50 мм²: 2* АВБбШв 4*50

I_доп.1к=175•0,92=161 (А) [6];

k_ср=0,95 (tж=+65°С, tс=+15°С) [6];

k_пр=0,9 [6, табл. 1.3.26];

I_рл<275,31 А;

L=0,13 км; r₀=0,625 Ом/км, х₀=0,085 Ом/км [5];

.

Объект 9,10,11:

I_рл=284,37 А;

выбираем кабель сечением 150 мм²: АВБбШв 4*150

I_доп.=335•0,92=308,2 (А);

k_ср=0,95; k_пр=1,0;

I_рл<292,8 А;

L=0,31 км; r₀=0,208 Ом/км, х₀=0,079 Ом/км;

.

I_пер.9,10=189,6 A;

выбираем кабель сечением 95 мм²: АВБбШв 4*95

I_доп.=225•0,92=234,6 (А);

k_ср=0,95; k_пр=1,0;

I_рл<222,9 А;

L=0,08 км; r₀=0,329 Ом/км, х₀=0,081 Ом/км;

.

I_пер.4,7=189,6 A.

выбираем кабель сечением 95 мм²: АВБбШв 4*95

I_доп.=225•0,92=234,6 (А);

k_ср=0,95; k_пр=1,0;

I_рл<222,9 А;

L=0,06 км; r₀=0,329 Ом/км, х₀=0,081 Ом/км;

.

6.7. Выбор проводов во внутридомовой сети

Расчёт производим для дома №9 который находится на самом большом удалении от КТП-1 и соответственно в кабеле, питающем дом, имеются самые большие потери напряжения.

Нагрузка 4-го подъезда дома №9:

Р_р4п=1,05•15=17,75 (кВт);

Q_р4п=17,75•0,2=3,55 (квар);

S_р4п=18,10 кВ·А;

I_р4п=23,23 А.

Выбор провода стояка 4-го подъезда:

выбираем провод марки 5*АПВ 1*25

I_доп.=70 А [6, табл. 1.3.5]; I_р8п< I_доп.; L=0,07 км;

.

Выбор провода в квартире:

Р_р=4,5•1=4,5 (кВт);

Q_р=4,5•0,29=1,31 (квар);

S_р=4,69 кВ·А;

I_р=7,13 А;

выбираем провод марки ПУНП 3*1,5

I_доп.=18 А; I_р < I_доп.; I_ном.в=16 А < I_доп.; L=0,015 км;

.

Общая потеря напряжения:

.

Для получения напряжения надлежащего качества по ГОСТ 13109-97 (-5%) воспользуемся трансформатором с ПБВ (трансформатор с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети).

При этом потеря напряжения составит 2,5%, т.к. ПБВ позволяет повысить напряжение на 5,0%.

6.8 Выбор и проверка электрических аппаратов 0,4 кВ

В сети 0,4кВ используются два вида защитных аппаратов: предохранители и выключатели.

Предохранители выбираются (1, 2) и проверяются (3, 4) по следующим условиям [5, п. 7.2]:

1) U_ном.пр ? U_{ном.сети}, (6.5.1)

где U_ном.пр - номинальное напряжение предохранителя, В;

U_{ном.сети} - номинальное напряжение электрической сети, В;

2) I_{ном.вст} ? I_р, (6.5.2)

где I_{ном.вст} - номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А;

I_р - расчётный ток защищаемой цепи, А;

3) I_k⁽³⁾ ? I_п.откл, (6.5.3)

где I_k⁽³⁾ - максимальный ток КЗ в месте установки предохранителя, А;

I_п.откл - предельно отключаемый ток, А;

4) , (6.5.4)

где k_ч - коэффициент чувствительности в эл. сетях общего назначения;

I_kз.min⁽¹⁾ - минимальный ток КЗ в защищаемой линии, А.

Выключатели выбираются (1-4) и проверяются (5-7) по приведенным ниже условиям [5]:

1) U_ном.в ? U_{ном.сети}, (6.5.5)



где U_ном.в-номинальное напряжение выключателя, В

2) I_ном.в ? I_р, (6.5.6)

где I_ном.в-номинальный ток выключателя, А;

3) I_c.п? 1,25М I_ном.в, (6.5.7)

где I_c.п - ток срабатывания при перегрузке, А;

4) I_c.o? k_нМI_пик, (6.5.8)

где I_c.o - ток срабатывания отсечки, А;

k_н - коэффициент надёжности отстройки [5];

I_пик - пиковый ток электроприёмника, А;