Главная Коллекция "Otherreferats" Программирование, компьютеры и кибернетика Проектирование электрооборудования и электроснабжения микрорайона Новая ветка города Котласа

Проектирование электрооборудования и электроснабжения микрорайона Новая ветка города Котласа

Характеристика потребителей электрической энергии. Выбор элементов системы электроснабжения, расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры. Расчет релейной защиты и автоматики. Организация электромонтажных работ.

Рубрика Программирование, компьютеры и кибернетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 04.07.2018
Размер файла 601,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

  • Содержание
  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
  • 2. РАСЧЕТ СИЛОВЫХ НАГРУЗОК
  • 3. РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК
  • 4. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
  • 5. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
  • 5.1 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций
  • 5.2 Выбор кабельных линий
  • 5.2.1 Выбор кабелей 0,4 кВ
  • 5.2.2 Выбор кабелей 10 кВ
  • 6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
  • 6.1 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ
  • 6.2 Расчет токов короткого замыкания 10 кВ
  • 7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ
  • 7.1 Выбор выключателей 10 кВ
  • 7.2 Выбор предохранителей
  • 7.3 Выбор трансформаторов тока
  • 7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
  • 7.5 Выбор автоматических выключателей 0,4 кВ
  • 8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
  • 9. КОМПОНОВКА ТП
  • 10. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
  • 10.1 Оценка затрат на проведение работ
  • 10.2 Организация электромонтажных работ
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
  • ПРИЛОЖЕНИЕ А Расчет нагрузок жилых зданий
  • ПРИЛОЖЕНИЕ Б Выбор трансформаторов ТП
  • ПРИЛОЖЕНИЕ В Выбор кабелей
  • Введение
  • Рост электропотребления городами связан с непрерывным проникновением электроэнергии во все сферы жизнедеятельности населения. Развитие существующих и появление новых городов, увеличение числа предприятий на их территории обуславливает рост электропотребления, требующего, в свою очередь, создания новых электрических сетей.
  • В настоящее время электроэнергия имеет широкое применение в приборах жилищно-коммунального хозяйства, в электрификации городского транспорта, насосных установок предприятий, водопроводно-канализационного хозяйства и других технологических потребителей. Это обусловлено тем, что на современном уровне техники использование других энергоносителей невозможно или экономически нецелесообразно.
  • Дальнейшее интенсивное повышение уровня электрификации определяется:
  • - социальными обстоятельствами, заключающимися в необходимости сокращения времени на ведение домашнего хозяйства.
  • - санитарно-гигиеническими требованиями по улучшению воздушной среды в квартирах;
  • - экономическими условиями, то есть использование электроэнергии как наиболее целесообразного вида топлива.
  • С развитием и усложнением структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности. С внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к изучению и использованию экономических моделей и методик в сфере энергетики.

Задачами проектирования системы электроснабжения города является создание экономически целесообразных систем, обеспечивающих необходимое качество комплексного электроснабжения всех потребителей (по надежности питания и качеству электроэнергии), а также обеспечивающих их экономичную эксплуатацию.

Проектирование системы электроснабжения города должно осуществляться на сроки, согласованные с общим генеральным планом развития города на перспективу 15 - 25 лет, с учетом динамики всех факторов энергоснабжения города: питающей энергосистемы и состава потребителей, требований охраны природы, технико-экономических показателей и т. п.

Объектом проектирования данной выпускной квалификационной работы (ВКР) является микрорайон «Новая ветка» города Котлас. Задачей ВКР являются проектирование системы электроснабжения микрорайона и выбор основного электрооборудования (ЭО) для надежной и безопасной работы. Исходными данными для проектирования являются генеральный план микрорайона и сведения об этажности зданий и количестве квартир.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Исходными данными для проектирования является генеральный план микрорайона, который представлен в графическом материале (лист 1). Сведения об этажности зданий и количестве квартир приведены в ПРИЛОЖЕНИИ А.

В микрорайоне предусмотрено наличие инфраструктуры.

По степени надежности электроснабжения, проектируемые здания относятся ко II категории потребителей. К I категории относятся электродвигатели лифтов, насосов, аварийное освещение, пожарная сигнализация.

Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории микрорайона, которые питаются от распределительной подстанции.

Жилой фонд состоит из 5-и и 9-и этажных домов, подключённых к сетям природного газа, и 12-ти этажных домов, оборудованных электроплитами.

2. РАСЧЕТ СИЛОВЫХ НАГРУЗОК

В основу расчета положена «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» [1].

Целью расчета электрических нагрузок является определение числа и мощности потребительских ТП. Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии и нагрузок питающей осветительной сети.

Определим расчетную электрическую нагрузку квартир, приведенную к вводу жилого дома по формуле:

Ркв= Ркв.уд • n, кВт, (2.1)

где Ркв.уд. - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, принимая в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир;

n - количество квартир.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) - Рр.жд., кВт, определяется по формуле:

Рр.жд = Ркв + Ку • Рс, кВт, (2.2)

где Ку - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, Ку=0,9;

Рс - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников, приведенная к вводу жилого дома, определяется:

Рс = Рр.л. + Рст.у, кВт, (2.3)

где Рр.л. - мощность лифтовых установок, кВт;

Рст.у.- мощность электродвигателей санитарно-технических устройств, кВт.

Мощность лифтовых установок определяется по формуле:

Рр.л. = Кс • Рл • n, кВт, (2.4)

где Кс - коэффициент спроса [2];

Рл - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт;

n - количество лифтовых установок.

Реактивная расчетная нагрузка Qр, квар, определяется по формуле:

Qр = Pр•tg, кВАр, (2.7)

где Pр - активная расчетная нагрузка, кВт;

tg - расчетный коэффициент реактивной мощности по табл. 2.1.4 [1].

Полная расчетная мощность Sр, кВ•А, определяется следующим образом:

, кВА, (2.8)

где Pр - активная расчетная нагрузка, кВт;

Qр - реактивная расчетная нагрузка, кВАр.

Расчетный ток здания Iр, А, определяется по формуле:

, А, (2.9)

где Sр - полная расчетная мощность здания, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ.

Расчет электрических нагрузок для жилого дома № 1 по генплану приведен ниже.

По выражению (2.1) определена расчетная нагрузка квартир:

кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников определяется по (2.3):

Pc=Pp.л. =0,5• 7• 11=38,5 кВт.

Расчетная электрическая нагрузка дома по выражению (2.5) составит:

Pр.ж.д. =281,16+ 0,9• 38,5=315,81 кВт.

По выражению (2.7) определяем реактивную нагрузку для квартир и лифтовых установок:

Qр.кв=281,16• 0,29=81,5 кВАр;

Qр.л. =38,5• 1,17=45,05 кВАр.

Реактивная мощность жилого дома составит:

Qр.ж.д=81,5+ 0,9• 45,05=122,1 кВАр.

Активная и реактивная расчетная нагрузка аптеки:

Pр.п=1,5•15=22,5 кВт;

Qр.п=22,5•0,25=5,63 кВАр.

Нагрузка магазина:

Pр.м=0,16•100=16 кВт;

Qр.м=16•0,48=7,68 кВАр.

Общая нагрузка дома № 1 определяется по следующим формулам. Активная расчетная нагрузка:

Pр,=Pр.кв+ ko•Pр.л+ ko•Pр.п+ko•Pр.м, кВт, (2.10)

где kо - коэффициент одновременности [1] (для каждого потребителя он свой).

Реактивная расчетная нагрузка:

Qр,=Qр.кв+ ko•Qр.л+ ko•Qр.п+ko•Qр.м, кВАр. (2.11)

Pр,=281,16+0,9•38,5+0,7•22,5+0,8•16=344,4 кВт;

Qр,=81,5+0,9•45,05+0,7•5,63+0,8•7,68=132,13 кВАр.

Полная расчетная мощность здания:

кВА.

Расчетный ток здания согласно выражению 2.9:

А.

Расчет нагрузок остальных потребителей производиться аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. А.1. ПРИЛОЖЕНИЯ А.

3. РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК

Проектом предусматривается освещение улиц и фасадов домов микрорайона светильниками ЖКУ на железобетонных опорах и на кронштейнах по фасадам зданий. Подключение наружного освещения микрорайона предусматривается от распределительных шкафов типа ВРУ-В3. Щит уличного освещения ЩУО устанавливается в населенных пунктах для автоматического регулирования уличного освещения в вечернее и ночное время, что предусматривает централизованное управление освещением. Щит комплектуется вводными автоматами на 100 А с трансформатором тока и счетчиком и четырьмя групповыми автоматами ВА47-29 на 25 А и 40 А. В ночное время 2/3 светильников отключается. Для надежной работы осветительной установки и ее экономичности нужно учитывать государственные нормативы (СНиП РК).

При расчете нагрузок уличного освещения принимаем, что улицы, ограничивающие микрорайон, являются магистральными районного значения категории Б, а дворовые дорожки - категории В. Принимаем, что освещение улиц выполняется с однорядным расположением светильников марки ЖКУ-08-150-001 на опорах высотой 11,5 м с лампами ДНаТ-150. Освещение дворовых дорожек выполняется с однорядным расположением светильников марки ЖКУ-08-70-001 на опорах высотой 11,5 м с лампами ДНаТ-70.

Зададимся шагом (расстоянием между двумя соседними опорами) в 30 м. Тогда количество ламп по длине микрорайона будет считаться следующим образом:

, шт, (3.1)

где Nдл - количество ламп по длине микрорайона;

a - длина микрорайона, м;

d - шаг опор, м.

Количество ламп по ширине микрорайона будет рассчитываться по аналогичному выражению, т.е.:

, шт, (3.2)

где Nш - количество ламп по ширине микрорайона;

b - ширина микрорайона, м;

d - шаг опор, м.

Подставив численные значения в выражения (2.12), (2.13) получаем:

шт;

шт.

Количество ламп для освещения дворовых дорожек равно 115 шт.

Проверим, обеспечивают ли выбранные светильники с таким шагом опор нормируемую яркость покрытия L=0,8 кд/м2 по длине и ширине микрорайона и L=0,2 кд/м2 дворовых дорожек, согласно табл. 11 [4].

Площадь, освещаемая светильниками, находится следующим образом:

S=h•d, м2, (3.3)

где h - высота подвеса светильника, м;

d - шаг опор, м;

S=11,5•30=345 (м2).

Необходимая светимость находится по следующему выражению:

, лм/м2, (3.4)

где M - светимость, лм/м2;

L - нормируемая яркость покрытия, кд/м2;

kз - коэффициент запаса;

- коэффициент использования светильников [5].

Расчетное значение светимости для дорог по длине и ширине микрорайона b дворовых дорожек:

лм/м2;

лм/м2.

Площадь, которую могут осветить светильники при однорядном расположении, определяется следующим образом:

, м2, (3.5)

где Ф - световой поток лампы, лм;

М - светимость, лм/м2.

Лампа ДНаТ-150 имеет световой поток Ф=15000 лм, а лампа ДНаТ-70 световой поток Ф=5950 лм. Согласно выражению (3.5) по длине и ширине микрорайона и во дворах светильники освещают площадь:

м2;

м2.

Освещение подъездов жилых домов выполняется лампами ДНаТ-70, со светильниками ЖКУ. Питание их осуществляется от ВРУ зданий.

Активная осветительная нагрузка составит:

Pосв,у = nсв•Pл, кВт, (3.6)

где nсв - количество светильников, шт;

Pл - мощность лампы, кВт.

Pосв,у=128•0,07+99•0,15=23,81 кВт.

Активная осветительная мощность:

Росв= Pосв,у •kc• kпра, кВт, (3.7)

где kс - коэффициент спроса, kс=1 [5];

kпра - коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре, kпра=1,1 для ламп ДНаТ [5];

Росв= 23,81•1•1,1=26,2 кВт.

Светильники оснащены индивидуальными конденсаторными батареями для компенсации реактивной мощности, поэтому сos=0,85. Реактивная осветительная нагрузка находиться по следующему выражению:

Qр = Pосв•tg, кВАр, (3.8)

где Pосв - активная осветительная нагрузка, кВт;

tg - коэффициент реактивной мощности;

Qосв=26,2•0,62=16,2 кВАр.

Полная осветительная нагрузка определяется следующим образом:

, кВА, (3.9)

где Pосв - активная осветительная нагрузка, кВт;

Qосв - реактивная осветительная нагрузка, квар;

кВА.

Питание уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от разных ТП.

Результаты расчетов сведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 - Электрический расчет освещения

Наименование

светильника

Наименование

лампы

Назначение

Кол- во

шт

Pосв,у

кВт

Росв

кВт

Qосв

кВАр

Sр

кВА

ЖКУ-08-150-001

ДНаТ-150

Улица

99

14,85

16,4

10,12

19,2

ЖКУ-08-70-001

ДнаТ-70

Дворовые

дорожки

125

8,96

9,8

6,1

11,6

23,81

26,2

16,2

30,8

4. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Питание потребителей осуществляется от четырех ТП.

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения.

Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, по разомкнутой петлевой с АВР, по замкнутой петлевой.

Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по петлевой схеме, изображенной на рисунке 4.1. Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителей.

Рисунок 4.1 - Петлевая схема электроснабжения

Электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м.

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями (рис. 4.2).

Рисунок 4.2 - Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ

Пятиэтажные дома, относящиеся к третьей категории, могут быть подключены по наиболее простой “кольцевой” схеме, рис. 4.3. т.к. они не имеют силовых электроприемников и нет необходимости отделения осветительной нагрузки от силовой. Для этого от ТП предусмотрена прокладка по одному кабелю к каждому дому. Между ними прокладывается перемычка, позволяющая не нарушать электроснабжение любого дома при выходе из строя одного из питающих кабелей.

Рисунок 4.3 - Кольцевая схема электроснабжения 0,4 кВ

Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах.

5. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

Согласно ПУЭ электроприемники II категории необходимо обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

, кВА, (5.1)

где PУmax - суммарная активная мощность, кВт;

cosцср.взв - средневзвешенное значение cosц, который определяется через tgцср.взв:

. (5.2)

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

, (5.3)

где К3- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К3 =0,7.

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки:

В качестве примера разберем часть микрорайона, включающая в себя здания №№ 2-6,7,13,15,18,21-23,37 в соответствии с генпланом. На данном участке преобладают жилые здания, следовательно, необходимо рассчитывать вечерний максимум нагрузки, который, согласно [1], находится по следующему выражению:

, кВт, (5.4)

где Pр.веч. - вечерний максимум активной нагрузки группы потребителей, кВт;

Pр,ж.д,наиб. - наибольшая активная нагрузка здания, из числа зданий, питаемых ТП, кВт;

n - количество зданий, питаемых ТП;

kу - коэффициент участия в максимуме нагрузки [1];

Рр,ж.д,i - активная нагрузка i-го жилого дома, кВт;

Рр,общ,i - активная нагрузка i-го общественного здания, кВт;

кВт.

Аналогично находится вечерний максимум реактивной нагрузки по выражению:

, кВАр, (5.5)

где Qр.веч. - вечерний максимум реактивной нагрузки группы потребителей, кВАр;

Qр,ж.д,наиб. - наибольшая реактивная нагрузка здания, из числа зданий, питаемых ТП, кВАр;

n - количество зданий, питаемых ТП;

kу - коэффициент участия в максимуме нагрузки [1];

Qр,ж.д,i - реактивная нагрузка i-го жилого дома, кВАр;

Qр,общ,i - реактивная нагрузка i-го общественного здания, кВАр;

кВАр.

В данной части микрорайона потребители второй категории составляют 63%, потребители третьей категории - 37%.

Т.к. максимум нагрузок непродолжителен и присутствуют потребители третьей категории, которых можно отключить в аварийном режиме, то коэффициент загрузки трансформатора принимаем kз=0,9 (kз,па=1,4).

Количество трансформаторов находится по следующему выражению:

, (5.6)

где Nтр - количество трансформаторов;

Pр.веч. - вечерний максимум активной нагрузки группы потребителей, кВт;

kз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sн,тр - номинальная мощность трансформатора, кВ•А.

Первый вариант:

.

Принимаем к установке 2 трансформатора 630 кВ•А.

Для определения величины реактивной мощности, которую можно передать из сети ВН в сеть НН при заданном kз трансформатора, воспользуемся следующим выражением:

, кВАр, (5.7)

где QВ-Н - реактивная мощность, которую может передать трансформатор, кВАр;

Nтр - количество трансформаторов;

kз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sн,тр - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Pр.веч. - вечерний максимум активной нагрузки группы потребителей, кВт.

кВАр.

Для определения реактивной мощности, компенсируемой в сети НН, воспользуемся следующим выражением:

Qку=Qр,веч.-QВ-Н , кВАр, (5.8)

где Qр.веч. - вечерний максимум реактивной нагрузки группы потребителей, кВАр;

QВ-Н - реактивная мощность, которую может передать трансформатор, кВАр.

Qку=349,13-466,4<0,

т.е. компенсация реактивной мощности не требуется, т.к. два трансформатора мощностью 630 кВ•А могут передать всю Qр,веч..

Выражение для уточнения коэффициента загрузки трансформаторов выглядит так:

, (5.9)

где kз - уточненный коэффициент загрузки;

Pр.веч. - вечерний максимум активной нагрузки группы потребителей, кВт;

Qр.веч. - вечерний максимум реактивной нагрузки группы потребителей, кВАр;

Qку - мощность компенсирующих установок, кВАр;

Nтр - количество трансформаторов;

Sн,тр - номинальная мощность трансформатора, кВА.

.

Загрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом kз,па, который определяется по следующему выражению:

; (5.10)

.

Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу Б.1 ПРИЛОЖЕНИЕ Б.

5.2 Выбор кабельных линий

5.2.1 Выбор кабелей 0,4 кВ

Выбор сечений кабелей на напряжение 0,4 кВ выполняется по следующим условиям:

1. по нагреву расчетным током

, (5.11)

где Iр - расчетный ток линии, А;

kср - коэффициент среды [4];

kпр - коэффициент прокладки [4];

Iд - длительно допустимый ток кабеля [4], А.

2. по номинальному напряжению

, (5.12)

где Uн,w - номинальное напряжение кабеля, кВ;

Uн,с - номинальное напряжение сети, кВ.

3. по нагреву током послеаварийного режима

, (5.13)

где Iпа - ток послеаварийного режима, А;

Iд - длительно допустимый ток кабеля [4], А;

kпр - коэффициент прокладки [4];

kср - коэффициент среды [4];

kпер - коэффициент перегрузки [4].

4. по потере напряжения

, (5.14)

где - допустимые потери напряжения, % [1];

Iр - расчетный ток линии, А;

l - длина кабельной линии, м;

r0, x0 - удельные активное и реактивное сопротивления кабеля, Ом/м;

, - коэффициенты мощности нагрузки;

Uн - номинальное напряжение кабеля, кВ.

5. по термической стойкости

, (5.15)

где Fр - расчетное сечение кабеля, мм2;

Iк(3) - ток трехфазного короткого замыкания, А;

tр,з - время отключения короткого замыкания, с;

с - постоянная, принимающая значение для кабелей с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией 62 А•с-0,5/мм2.

На основании проведенных исследований установлено, что кабели на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 мм2 и более.

Рассмотрим выбор кабелей для домов №36 и №35, соединенных по кольцевой схеме и питающихся от ТП 1. Расчетный ток этих домов составляет 105,2 А. Кабель W4, длиной 40 м (перемычка) в любом режиме будет питать только один дом, следовательно, его выбираем по этому расчетному току. Согласно (5.11):

105,20,92•0,9•129;

105,2106,8,

условие выполняется при Iд=129 А, которому соответствует сечение 4х35 мм2.

Согласно условию (5.12) выбираем кабель напряжением до 1 кВ. Выполним проверку по потере напряжения по условию (5.14):

,

что удовлетворяет требованиям, согласно [1] 5%.

Кабели W5, длиной 140 м и W6, длиной 120 м нельзя выбрать такого же сечения, поскольку в послеаварийном режиме им надо выдержать нагрузку двух домов. В этом случае Iпа составит 210,4 А. Согласно условию (5.13):

210,40,92•0,9•1,25•235;

210,4243,2,

условие выполняется при выбранном сечении 4х95 мм2, которому соответствует Iд=235 А. Проверим выбранные кабели по потере напряжения:

;

.

Условие 5% выполняется.

Дальнейший расчет выполняется аналогично, его результаты сведены в табл. В.1 ПРИЛОЖЕНИЕ В. Все кабели, питающие дома, выполнены маркой АВБШВ, т.е. кабелем с алюминиевыми жилами, поливинилхлоридной изоляцией, бронированный, с оболочкой из ПВХ шланга.

5.2.2 Выбор кабелей 10кВ

Выбор кабелей на напряжение 10 кВ осуществляется по следующим условиям:

1. по экономической плотности тока

, (5.16)

где Fт - справочное значение сечения кабеля, мм2;

Iр - расчетный ток линии, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2, согласно [4] принимает значение 1,4 А/мм2;

2. по току послеаварийного режима, согласно (5.13);

3. по потере напряжения, согласно выражению (5.14);

4. по термической стойкости при токах КЗ, согласно (5.15).

Для примера рассмотрен выбор кабеля линии W1 (рис 6.1). Расчетный ток:

А.

Сечение по экономической плотности тока в этом случае составит:

мм2.

Самым тяжелым режимом для линии W1 будет являться обрыв кабеля W3. В этом случае ток послеаварийного режима составит:

, А, (5.17)

где - суммарная мощность всех ТП, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

А.

Выбираем кабель сечением 120 мм2 с допустимым током Iд=240 А. Тогда согласно условию (5.16): 120>79,9.

Условие (5.13): 226,4<240•0,9•1•1,25; 226,4<270.

Условие (5.14):

.

Условие (5.15):

;

120>71,8.

Все условия выполняются. Дальнейший расчет аналогичен, его результаты сведены в табл. В.1 ПРИЛОЖЕНИЕ В.. Кабели на 10 кВ выполнены маркой АСБ.

6. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6.1 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ

Расчет токов короткого замыкания произведен для дома с наибольшими потерями напряжения в питающем кабеле W2. Для расчета токов КЗ необходимо рассчитать параметрs схемы замещения. Сопротивления трансформатора рассчитываются по следующим выражениям:

Активное сопротивление трансформатора:

, мОм, (6.1)

где - потери короткого замыкания, кВт;

Uср,н - среднее номинальное напряжение, кВ;

Sн,тр - номинальная мощность трансформатора, кВА;

мОм.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

, мОм, (6.2)

где Uк - напряжение короткого замыкания, %;

мОм.

Полное сопротивление трансформатора:

, мОм, (6.3)

где rтр - активное сопротивление трансформатора, мОм;

xтр - индуктивное сопротивление трансформатора, мОм;

мОм.

Сопротивления кабеля и провода рассчитываются по следующим выражениям:

, мОм; (6.4)

, мОм; (6.5)

, мОм, (6.6)

где хw, rw, Zп.ф-0 - индуктивное, активное и сопротивление петли «фаза-ноль», мОм;

х0, r0, Zп.ф-0,уд. - удельные сопротивления, мОм ;

lw - длина кабеля или провода, м.

мОм;

мОм;

мОм;

мОм;

мОм;

мОм;

мОм;

мОм;

мОм.

Расчетная схема и схема замещения представлены на рис. 6.1.

а б

Рисунок 6.1 - Расчет токов КЗ на стороне 0,4 кВ:

а - расчетная схема, б - схема замещения

Произведем расчет тока КЗ для точки К1.

Ток трехфазного КЗ без учета сопротивления дуги находится по следующему выражению:

, кА, (6.7)

где Uн - номинальное напряжение, В;

Zт - полное сопротивление трансформатора, мОм;

кА.

Сопротивление дуги находится следующим образом:

, мОм, (6.8)

где Rд - сопротивление дуги, мОм;

Ед - напряженность в стволе дуги, В/мм;

lд - длина дуги, мм;

- трехфазный ток КЗ без учета сопротивления дуги, кА;

мОм.

Ток трехфазного КЗ с учетом сопротивления дуги находится по следующему выражению:

, кА, (6.9)

где Uн - номинальное напряжение, В;

xт - индуктивное сопротивление трансформатора, мОм;

rт - активное сопротивление трансформатора, мОм;

Rд - сопротивление дуги, мОм;

кА.

Ток двухфазного КЗ с учетом сопротивления дуги находится по следующему выражению:

, кА, (6.10)

где - ток двухфазного КЗ с учетом сопротивления дуги, кА;

- ток трехфазного КЗ с учетом сопротивления дуги, кА;

кА.

Ток однофазного КЗ с учетом сопротивления дуги определяется по следующему выражению:

, кА, (6.11)

где - ток однофазного КЗ с учетом сопротивления дуги, кА;

Uф - фазное напряжение, кВ;

Zт - сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ, мОм.

Сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ определяется следующим образом:

, мОм, (6.12)

где - индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

- активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

Rд - сопротивление дуги, мОм.

При соединении обмоток трансформатора по схеме «треугольник-звезда с нулем» сопротивления всех последовательностей равны. Следовательно, в данном случае Zт будет находиться следующим образом:

, мОм; (6.13)

мОм.

Тогда:

(кА).

Ударный ток:

, кА, (6.14)

где kуд - ударный коэффициент [6];

кА.

Расчет токов КЗ для других точек ведется аналогично. Результаты расчета сведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Токи КЗ на стороне 0,4 кВ

Точки КЗ

Ток трехфазного КЗ

Ток двухфазного КЗ, Iкз(2), кА

Ток однофазного КЗ, Iкз(1), кА

Ударный ток, iуд, кА

без учета дуги, Iкз,max(3), кА

с учетом дуги, Iкз,min(3), кА

К1

16,6

14,24

12,3

14,24

34,7

К2

4,1

4,04

3,5

1,73

6,09

К3

3,05

2,95

2,55

1,3

4,3

К4

0,7

0,68

0,59

0,32

0,99

6.2 Расчет токов короткого замыкания 10 кВ

Для расчета тока КЗ на шинах РП необходимо задаться следующими исходными данными: марка трансформатора на подстанции от которой запитан РП, ТРДН - 40000/110/10; кабельная линия, идущая от шин ГПП до РП, имеет длину lw'=4,5 км и выполнена кабелем марки АСБ - 3х240 с удельными сопротивлениями r0,w'=0,13 мОм/м, х0,w'=0,0587 мОм/м.

Схема замещения для расчета тока КЗ на шинах РП (точка К1) приведена на рис. 6.2.

Рисунок 6.2- Схема замещения

Сопротивления трансформатора имеют следующие значения:

Ом;

Ом;

Ом.

Сопротивления кабеля имеют следующие значения:

Ом;

Ом;

Ом.

Ток трехфазного КЗ на шинах РП рассчитывается по следующему выражению:

, кА, 6.15

где Uн - номинальное напряжение, кВ;

ZТ - полное сопротивление трансформатора, Ом;

ZW' - полное сопротивление кабельной линии, Ом;

кА.

Ток двухфазного КЗ в точке К1:

кА.

Ударный ток в точке К1:

кА.

Схема замещения для расчета токов КЗ в остальных точках приведена на рис. 6.3. электроснабжение коммутационный защитный автоматика

Расчет токов КЗ для точек К2 и К4 произведен для нормального и аварийного режимов. Расчет токов КЗ в точках К3 и К5 произведен для нормального режима.

Расчет в аварийном режиме необходим для проверки релейной защиты на срабатывание при минимальном токе КЗ. Расчет токов КЗ ведется аналогично расчету точки К1 (рис. 6.2), результаты расчетов сведены в табл. 6.2.

Рисунок 6.3 - Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне 10 кВ

Таблица 6.2 - Токи КЗ на стороне 10 кВ

Точки КЗ

Ударный ток

Ток трехфазного КЗ

Ток двухфазного КЗ

iуд, кА

iуд, кА

I(3)кз,нб, кА

I(3)кз,нм, кА

I(2)кз,нб, кА

I(2)кз,нм, кА

К1

12,1

12,1

6,5

6,5

5,66

5,66

К2

10,66

6,59

5,71

3,53

4,95

3,06

К3

8,16

8,16

4,37

4,37

3,78

3,78

К4

10,57

6,65

5,66

3,56

4,9

3,1

К5

8,05

8,05

4,31

4,31

3,73

3,73

7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОМУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

7.1 Выбор выключателей нагрузки

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

1) по напряжению

Uном ? Uсети, ном, (7.1)

где Uном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

Uсети, ном - номинальное напряжение сети, кВ.

2) по длительному току

Iном ? Iраб, max, (7.2)

где Iном - номинальный ток выключателя, А;

Iраб, max - максимальный рабочий ток, А;

3) по отключающей способности:

, (7.3)

где ia,r - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

ia,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя.

Допускается выполнение условия:

, (7.4)

где внорм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

ф - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов.

ф = фз, мин + tсоб , с, (7.5)

где фз, мин = 1,5 с - минимальное время действия защит;

tсоб - собственное время отключения выключателя.

4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по сквозному предельному току короткого замыкания:

(7.6)

где Iпр, скв - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

5) на термическую стойкость:

выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(7.7)

где - предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя;

- нормативное время протекания тока термической стойкости;

=4с при номинальном напряжении до 35 кВ;

=3с при номинальном напряжении свыше 110 кВ.

А2с. (7.8)

Проектом предусматриваем комплектацию РУ 10 кВ распределительного пункта стационарными камерами одностороннего обслуживания типа КСО «Аврора» с встроенной аппаратурой, приведенной ниже.

На РП устанавливаются ячейки КСО с вакуумными выключателями марки ВВ/TEL. На ТП устанавливаются ячейки КСО с выключателями нагрузки марки IML. На РП и ТП в ячейках КСО устанавливаются разъединители марки SVR/tl. Выбор аппаратуры представлен в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Параметры оборудования, установленного на стороне 10 кВ

Условия выбора

Численное значение

Вакуумный выключатель

Выключатель нагрузки

Разъединитель

BB/TEL

IML

SVR/tl

Uн,с=10 кВ

Uн,в=10 кВ

Uн,в=10 кВ

Uн,р=10 кВ

Iр,нб=310,8 А

Iн,в=630 А

Iн,в=400 А

Iн,р=400 А

Iр,max=226,4 А

kпер.Iн,в=787,5 А

kпер.Iн,в=500 А

kпер.Iн,р=500 А

kн.Iпик=1398,6 А

Iн,отк=12500 А

-

-

iуд=12,1 кА

iдин=51 кА

iдин=25 кА

iдин=25 кА

7.2 Выбор предохранителей

Для защиты трансформаторов ТП применим плавкие предохранители

Условия выбора предохранителей:

Uном ?Uсети, ном ; (7.9)

Iном ?Iраб.max ; (7.10)

Iоткл. ном ?IКЗ . (7.11)

Выбираем предохранители типа:

Для ТП1, ТП2, ТП3 (для ТМГ-400) ПКТ102-10-50-12,5 У3 Iном = 50 А;

Для ТП4 (для ТМГ-630) ПКТ103-10-80-20 У3 Iном = 80 А.

7.3 Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока:

Uном ?Uсети ; (7.12)

Iном ?Iраб.max ; (7.13)

iдин ?iуд ; (7.14)

I2·t ?Вк . (7.15)

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Тип оборудования

ТОЛ-10

Uном Uсети

Uсети =10 кВ

Uном =10 кВ

Iном Iраб.мах

Iраб.мах =104,6 А

Iном =150 А

i дин i уд

i уд =10,145 кА

iдин =52 кА

I2t Вк

Вк =98,98 кА2с

I2·t = 768 кА2·с

Трансформатор напряжения НОЛ08-10УХЛ3 со следующими номинальными данными: класс точности 0,5; Uн1=10 кВ; Uн2=100 В.

Амперметры: Э-335, класс точности 1,0; Iн=5 А.

Вольтметр: Э-355, класс точности 1,0; Uн=100 В.

Выбор приборов для ТП 1. На вводных щитах расчетный ток определяется по выражению:

, А, (7.16)

где Sр - расчетная мощность ТП, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

А.

Трансформаторы тока: ТО 66-1000/5, класс точности 0,5; Iн1=1000 А; Iн2=5 А.

На линейных щитах расчетный ток определяется следующим образом:

, А, (7.17)

где Iр.ж.д - расчетный ток жилого дома, А;

А.

Трансформаторы тока ТО 66-200/5, класс точности 0,5; Iн1=200 А; Iн2=5 А.

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Условие ограничителей перенапряжения:

Uном=Uсети.. (7.18)

Выбираем ОПН - KP/TEL: Uном=10 кВ; Uдоп. max=11.5 кВ .

7.5 Выбор автоматического выключателя

Защита кабельных линий 0,4 кВ выполнена автоматическими выключателями.

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

По напряжению:

. (7.17)

По номинальному току:

. (7.18)

По отстройке от пиковых токов:

, (7.19)

где Ico - ток срабатывания отсечки ;

Кн - коэффициент надежности;

Iпик - пиковый ток.

По условию защиты от перегрузки:

. (7.20)

По времени срабатывания:

, (7.21)

где - собственное время отключения выключателя;

Дt - ступень селективности.

По условию стойкости к токам КЗ:

, (7.22)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

По условию чувствительности:

, (7.23)

где Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки, Кр=1,4-1,5.

Выбор автоматического выключателя ТП.

Ток допустимой перегрузки трансформатора определяется по следующему выражению [2]:

, А, (7.24)

где kд - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора. Согласно [2], для масляных трансформаторов, применяемых в городских ТП, kд=1,7 - 1,8;

Sн.тр. - номинальная мощность трансформатора, кВ•А;

Uн - номинальное напряжение трансформатора, кВ.

А.

Расчетный ток ТП: Iр.ТП4=1518,6 А.

Марка выключателя: ВА 55-43.

Uн.в.=380 В; Uн.сети=380 В;

Iн,в.=1600 А; Iр,ТП4.=1518,6 А;

1600>1518,6.

Iн.расц.=0,8•Iн.в., А;

Iн.расц =0,8•1600=1280 (А);

Iс.п.=1,25•Iн.расц, А;

Iс.п =1,25•1280=1600 (А);

Iд.пер.тр.=1627,2> Iс.п=1600> Iр.ТП1=1518,6.

Iс.о.=3•Iн.расц., А;

Iс.о =3•1280=3840 (А);

kн•kс.з•Iрасц=1,5•2•1280=3840 (А);

3840=3840.

tс.о.=0,2 с.

;

3,2>1,45.

Все условия выполняются.

Выбор секционного автоматического выключателя ТП. Марка выключателя: ВА 55-43.

Uн.в.=380 В; Uн.сети=380 В;

Iн,в.=1600 А; Iр,ТП4.=1518,6 А;

1600>1518,6.

Iн.расц.=0,8•Iн.в., А;

Iн.расц =0,8•1600=1280 (А);

Iс.п.=1,25•Iн.расц., А;

Iс.п =1,25•1280=1600 (А);

Iд.пер.тр.=1627,2> Iс.п=1600> Iр.ТП1=1518,6.

Iс.о.=3•Iн.расц. ., А;

Iс.о =3•1280=3840 (А);

kн•kс.з•Iрасц=1,5•2•1280=3840 (А);

3840=3840.

tс.о.=0,1 с.

;

3,2>1,45.

Все условия выполняются. В качестве выключателя отходящих линий выбираем автоматический выключатель марки ВА57-39.

Выбор защитной аппаратуры осветительной сети. В ТП устанавливаются ячейки низшего напряжения для наружного освещения ЩО70-1-93, которые комплектуются предохранителями и пускателями со встроенными тепловыми расцепителями (для защиты от перегрузок). Для защиты осветительной сети выбран предохранитель марки НПН2-60.

Uн.пр.=380 В; Uн.сети=380 В;

Iн,вст.=16 А;

Iт.расц =1,2•Iр, А;

Iт.расц =1,2•10,9=13,08 (А);

16>13,08,

где 1,2 - коэффициент для осветительной сети.

Для определения чувствительности предохранителя рассчитывается минимальный ток КЗ.

, кА, (7.25)

где I(1)к - ток однофазного КЗ, А;

Uн - номинальное напряжение, В;

Zт - сопротивление трансформатора, мОм;

Zп.ф-о - сопротивление петли «фаза-ноль» до наиболее удаленной лампы, мОм;

кА.

Коэффициент чувствительности по:

;

6,4>3.

Для проверки предохранителя на отключающую способность необходимо определить трехфазный ток КЗ по следующему выражению

, кА, (7.26)

где Uн - номинальное напряжение, В;

Zт, Zкаб., Zпр. - полное сопротивление трансформатора, кабеля и проводов, мОм;

(кА).

Iп.откл.=10 кА;

10>0,203.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной цифровой релейной защиты «Сириус».

Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);

- ввод и хранение уставок защит и автоматики;

- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;

- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;

- высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.

Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л». На линиях 10 кВ применяется двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока в контролируемой линии. Ток срабатывания защиты находится по формуле:

, А, (8.1)

где kн - коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kн =1,1;

kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,95;

kсз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

А.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

, (8.2)

где I(2)к,min - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии;

.

Вторичный ток срабатывания определяется из выражения:

, А, (8.3)

где Кт - коэффициент трансформации трансформатора тока;

kсх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.

А.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

tс.з.=tс.з.пред+Дt, с, (8.4)

где tс.з.пред - время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10кВ. Примем время срабатывания плавких вставок tпл.вст.=0,5 с.

Дt - ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с - для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

tс.з.=0,5+0,2=0,7 с.

Токовая отсечка:

1. Отстройка от токов КЗ вне защищаемой зоны:

Iс.о. = kн •I(3)кз0,4 , А, (8.5)

где I(3)кз0,4 - максимальный ток трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4кВ КТП подключенных к линии.

Iс.о. = 1,1 • 664 = 730 А .

2. Отстройка от токов намагничивания трансформаторов установленных в линии

Iс.о. = kн •Iтр , А, (8.6)

где kн - коэффициент надежности, kн =5;

Iтр - суммарный ток трансформаторов установленных в линии.

Iс.о. = 5 • 310,8= 1554 А.

Принимаем большее значение.

Коэффициент чувствительности:

, А, (8.7)

где I(3)к,з -ток трехфазного короткого замыкания в начале защищаемой линии (шины ПС);

Определим чувствительность токовой отсечки в начале защищаемой зоны:

Вторичный ток срабатывания микропроцессорного реле по (8.3):

А.

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

3) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

Для защиты трансформаторов ТП применим плавкие предохранители Условия выбора предохранителей:

Uном ?Uсети, ном ; (8.8)

Iном ?2·Iраб.max ; (8.9)

Iоткл. ном ?IКЗ . (8.10)

Выбираем предохранители типа:

Для ТП1, ТП2, ТП3 (для ТМГ-400) ПКТ102-10-50-12,5 У3 Iном = 50 А;

Для ТП4 (для ТМГ-630) ПКТ103-10-80-20 У3 Iном = 80 А.

После выбора реле защиты, схемы защиты и трансформаторов тока, последние необходимо проверить на допустимую погрешность. Проверка на допустимую погрешность осуществляется следующим образом. Определяем коэффициент предельной кратности:

(8.11)

где I1.ном.ТТ - номинальный первичный ток трансформатора тока.

.

Для выбранного типа трансформаторов тока находим допустимое сопротивление нагрузки Zдоп = 0,76 Ом.:

Ом, (8.12)

где Rпр - расчётное сопротивление соединительных проводов схемы;

Rпер - переходное сопротивление контактов;

Zсум - суммарное расчётное сопротивление блоков «Сириус».

Расчётное сопротивление проводов принимаем: Ом.

Расчётное сопротивление контактов принимаем: Ом.

Zрасч = 2·0,05+0,1+0,015=0,215<0,76 Ом.

Защита кабельных линий обеспечена токовой отсечкой и максимальной токовой защитой по все длине. Защита трансформаторов КТП обеспечена предохранителями и вводными автоматическими выключателями.

Релейная защита кабельных линий 0,4 кВ осуществляется автоматическими выключателями. Их расчет и выбор рассмотрен в разделе 7.5.

9. КОМПОНОВКА ТП

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) имеет модульно- шкафную компоновку её основных элементов с двухсторонним обслуживанием трансформаторов, шкафов ВН и НН, поставляется заводом-изготовителем в полностью законченном исполнении, подготовленной для установки на месте монтажа.

Комплектная трансформаторная подстанция состоит из трех основных элементов:

– вводное устройство 10 кВ - КСО-307-3 2 шт.,

– силовой трансформатор - ТМГ-630 2шт.,

– распределительное устройство 0,4 кВ - ЩО90-1114У3 2 шт.,

– ЩО90-2301У3 4 шт.,

– ЩО90-2314У3 1 шт.

Вводное устройство высокого напряжения типа КСО-307-3 представляет собой металлический шкаф со встроенным в него выключателем нагрузки.

Распределительное устройство НН состоит из нескольких металлических шкафов с аппаратурой, ошиновкой и проводами. Шкафы состоят из силовых релейных ячеек. В силовых ячейках шкафов ЩО90-2301У3, ЩО90-2314У3 установлены стационарные автоматические выключатели, в шкафах ЩО90-2301У3 так же установлены стационарные автоматические выключатели.

В релейные ячейки установлены блоки выдвижного исполнения с установленными на них приборами. Ручки приборов управления, указательные лампы, устройства измерения тока и напряжения установлены на дверцах конкретных ячеек и шкафов с приборами управления.

10. экономическая часть

10.1 Оценка затрат на проведение работ

Полная стоимость строительно-монтажных и пусконаладочных выполненных работ является объяснением необходимого размера инвестиций (важных вложений). к расчетов эксплуатируются ТЕРм, и прайсы компаний поставщиков электроприборов и кабельной конструкции

Локальная план затрат дополнительно на монтажные рабочего места и стоимость снаряжения приведена в прибавлении Д. Локальная план затрат дополнительно на пусконаладочные рабочего места приведена в прибавлении Д.

Произведем превращение локальной калькуляции согласно 81-35.2004 "Методика нахождения стоимости строй продукции дополнительно на территории российская федерация и методическому вспомоществованию Расчет стоимости постройки объектов М. Б. Перовой, Ю. В.

Затраты дополнительно на строительно-сборные и пуско-настроечные работы

только прямых трат

Спз = 35554 + (116073+37455) • 1,7 + (546935-37455) = 806032

Накладные расходная часть

Сн = 0,95 • (116073+37455) • 1,7 = 247949

Сметная барыш организации:

Рсм = 0,65 • (116073+37455) • 1,7 = 169649 руб.

только затрат дополнительно на монтажные рабочего места в текущих стоимости

Ссмр = (806032 + 247949 +169649) • 9,09 = 11122802

Всего трат на работы в нынешных ценах:

Спнр = (13998+ 13998• 0,95 +13998• 0,65) • 23,15 • 1,7= 1129308 руб.

только затрат дополнительно на работы в нынешных ценах:

Сср = 11122802 + 1129308 = 12252109 руб.

на доход основного и дополнительного технологического снаряжения

Расходы дополнительно на запасные составляющей

Сзч = 0,02 • 21051414= 421028

Расходы дополнительно на тару и тару

Сту = 0,015 • 21051414= 315771

Транспортные расходная часть

Стр = 0,05 • 21051414= 1052571

Снабженческо- наценка:

Ссб = 0,05 • 21051414= 1052571 руб.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены