Реконструкция системы электроснабжения жилого микрорайона г. Холмска (дипломный проект)

ID: 218705
Дата закачки: 07 Июня 2021
Продавец: Shloma (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), Microsoft Word

Описание:
Данная дипломная работа посвящена реконструкции системы электроснабжения жилого микрорайона города в связи с увеличением потребляемой мощности. Текст пояснительной записки состоит из 119 страниц печатного текста и сопровождается 10 иллюстрациями (расчетными схемами, графиками, рисунками), поясняющими методику расчета и принципы работы основного электрооборудования и 49 таблиц, в которых представлены исходные данные, технические характеристики и условия выбора основного электрооборудования.
Графическая часть дипломной работы состоит из семи листов формата А1:
1. Генеральный план электроснабжения жилого микрорайона
2. Схема освещения микрорайона
3. Принципиальная схема электроснабжения района на 6 кВ
4. Принципиальная схема электроснабжения района на 10 кВ
5. Дифференциальная защита трансформатора
6. Реконструкция электроснабжения школы (1ый этаж)
7. Реконструкция электроснабжения школы (2ой и 3ий этаж)

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.
АННОТАЦИЯ 3
ВВЕДЕНИЕ 4
1. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ 6
1.1.КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ 6
1.2.РАСЧЕТ УДЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 7
1.3.ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОПРИЁМНИКОВ 8
2. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК МИКРОРАЙОНА 11
3. ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10/0,4 КВ 18
4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ В ТП 20
4.1.РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И КОЛИЧЕСТВА ТРАНСФОРМАТОРОВ 20
4.2.ВЫБОР СХЕМ ПОСТРОЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38-20 КВ 22
5. ОСВЕЩЕНИЕ 23
5.1.СЕТИ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ 23
5.2.РАСЧЕТ СЕТЕЙ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ 25
5.3.РАСЧЕТ СЕТЕЙ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ 37
6. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ. 40
6.1.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ 40
6.2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 КВ 42
6.3.ПРОВЕРКА КАБЕЛЕЙ НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ 45
7. РАСЧЕТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ 47
7.1.РАСЧЕТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ВЫШЕ 1000 В 47
7.2.РАСЧЕТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ДО 1000 В 50
8. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ 57
8.1.ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ 10 КВ 57
8.2.ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ 0,4 КВ 65
9. ВЫБОР ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ 67
10. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 75
11. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 85
12. ОХРАНА ТРУДА 93
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 103
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 104
ПРИЛОЖЕНИЕ 106

1. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
1.1. Краткая характеристика потребителей
Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены коммунально-бытовыми потребителями.
Потребители распределительной городской сети (ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5, ТП-6, ТП-7) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 5 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, магазины, детские дошкольные учреждения, школы.
Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.
В качестве расчётной нагрузки принимается получасовой (30-минутный) максимум нагрузки. Получасовой максимум принят для выбора всех элементов системы электроснабжения (проводников, трансформаторов, аппаратуры). В основе расчёта нагрузок коммунально-бытовых потребителей используется нагрузка одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов.
В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 15000 жителей. Предполагается, что район города будет состоять из 82 домов: 5 - двухэтажных, 3 - четырехэтажных и 74 - пятиэтажных. Так как к городу Холмску не подведен газ, все дома будем считать с электроплитами.
Пятиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:
10 домов по 120 квартир;
1 дом с 80 квартирами;
14 домов по 40 квартир;
20 домов по 60 квартир;
29 дома по 20 квартир;
Четырехэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:
3 дома по 32 квартиры;
Двухэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:
5 домов по 6 квартир.
Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 3746. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий:
1 школа с 450 мест;
1 детский сад с 300 мест;
1 магазин промышленных товаров;
12 продовольственных магазинов и парикмахерских;
5 из которых находится в жилых зданиях;
1 отделение почты;
1.2. Расчет удельных электрических нагрузок
Расчетная электрическая нагрузка квартир РКВ, кВт, приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле 1.1:
(1.1)
где РКВ.УД – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников (зданий), кВт/квартира, n – число квартир [2].
Удельную расчетную нагрузку электроприемников находим по таблице. Если нет типового решения, то находим ее по формуле:

Остальные удельные расчетные электрические нагрузки находим аналогичным методом. Результаты расчетов приведены в приложении 1. Удельные расчетные нагрузки школ и детских садов ищем то таблице. Благодаря, расчетным данным, сведенным в приложении 1, мы знаем расчетные нагрузки, исходя из которых, можем произвести дальнейшие расчеты и определить реальную потребляемую мощность каждого отдельного потребителя.
1.3. Определение расчетных нагрузок электроприёмников
Общественными являются следующие здания: различные учреждения и организации управления, финансирования, кредитования, госстраха, просвещения, дошкольные; библиотеки, архивы, предприятия торговли, общепита, бытового обслуживания населения; гостиницы, лечебные учреждения, музеи, зрелищные предприятия и спортивные сооружения.
Все электроприёмники общественных зданий условно можно разделить на две группы: осветительные и силовые. В основных помещениях общественных зданий используются светильники с люминесцентными лампами в исполнении, соответствующем условиям среды и выполняемой работы.
К силовым электроприёмникам относятся: механическое оборудование; электротепловое оборудование; холодильные машины, подъёмно-транспортное оборудование, санитарно-технические установки, связи, сигнализации, противопожарные устройства и др.
Общественные здания имеют также приточно-вытяжные вентиляционные установки, широко применяются системы кондиционирования воздуха, насосы систем горячего и холодного водоснабжения. Большинство механизмов оборудовано асинхронными двигателями с короткозамкнутым ротором.
Электрические нагрузки любого общественного здания слагаются из нагрузок электрического освещения и силового электрооборудования.
Расчетная силовая электрическая нагрузка на вводах в общественное здание определяется по проектам оборудования зданий.
Для ориентировочных расчетов усредненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности допускается принимать по таблице. удельных показателей нагрузок, приведенных с учетом внутреннего освещения.
Расчетные нагрузки определяем по данным формулам. Если в здание встроен магазин или парикмахерская, то определяем удельные расчетные нагрузки, без учета занимаемой ими площади. После чего находим расчетную нагрузку этого здания. Расчетную нагрузку встроенных магазинов или парикмахерских определяем отдельно и суммируем с нагрузкой здания.
          (1.2)
           (1.3)
          (1.4)

(кВАр)

Таким образом, находим и нагрузку остальных электроприемников. Результаты этих расчетов приведены в приложении 2.
В этой главе мы расчётным путем узнали реальную потребляемую мощность каждого отдельного потребителя, что в дальнейшем нам поможет в расчетах коротких замыканий и выбора оборудования.

2. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК МИКРОРАЙОНА

Графики нагрузок дают представление о характере изменения во времени электрических нагрузок. По продолжительности они бывают суточными и годовыми.
Графики нагрузок микрорайона в целом дают возможность определить потребление активной энергии потребителями микрорайона, правильно выбрать силовые трансформаторы и питающие линии.
По графикам планируется текущий и капитальный ремонты элементов системы электроснабжения, определяют необходимое количество и суммарную мощность рабочих агрегатов станции, в различные часы суток.
В табл. 2.1 приведены ориентировочные суточные (зимний и летний) графики электрических нагрузок некоторых характерных городских потребителей. Для потребителей микрорайона летний максимум составляет для жилых домов с электроплитами 80%, а для остальных объектов – 70%.
Суточные графики используют для построения годового графика по продолжительности. Можно условно принять продолжительность зимнего периода 200 дней, летнего – 165. По оси ординат годового графика по продолжительности в соответствующем масштабе откладывают нагрузки в кВт от РМАКС до РМИН, а по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760.
Площадь годового графика выражает количество потребленной электроэнергии за год в кВт•ч. По данным графика определяют число часов использования максимальной нагрузки, ч.,
,  (2.1)
где РЗi – нагрузка i –го часа в декабре, кВт; РЛi - нагрузка i –го часа в июне, кВт; РМАКС.З – максимальная нагрузка в зимний период, кВт [6].
Время максимальных потерь, ч.
       (2.2)
Таблица 2.1
Суточная нагрузка потребителей микрорайона
Потребит.
Часы сут Магазины % Школа % Д.сад % Жил. дом. %
зим лет зим лет зим лет зим Лет
0-1 60 60 10 10 20 20 15 15
1-2 60 60 10 10 20 20 15 15
2-3 60 60 10 10 20 20 15 15
3-4 60 60 10 10 20 20 15 15
4-5 60 60 10 10 20 20 15 15
5-6 60 60 10 10 20 20 15 15
6-7 60 60 20 20 35 35 60 60
7-8 60 60 20 20 35 35 60 60
8-9 90 90 60 60 65 65 50 50
9-10 90 90 100 60 65 65 50 50
10-11 100 100 100 60 100 100 50 50
11-12 100 100 70 100 100 100 50 50
12-13 90 90 40 100 85 85 50 50
13-14 80 80 40 70 85 85 50 50
14-15 90 90 40 40 85 85 40 40
15-16 90 90 40 40 85 85 40 40
16-17 90 90 60 40 80 80 50 50
17-18 90 90 90 40 80 80 50 50
18-19 90 90 90 60 60 60 100 50
19-20 90 90 90 90 60 60 100 50
20-21 80 80 50 90 30 30 100 100
21-22 80 80 50 90 30 30 90 100
22-23 60 60 10 50 30 30 30 100
23-24 60 60 10 50 30 30 30 90
Основываясь на данных этой таблицы производим вычисление и находим число часов использования максимальной нагрузки.
Для начала находим полную нагрузку отдельных типов потребителей.

Далее чтобы найти потребляемую мощность потребителя за какой-то конкретный час, находим ее по формуле:
          (2.3)

Таким образом, находим остальные почасовые нагрузки потребителей в зимний период. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.
           Таблица 2.2
Расчет почасовых нагрузок потребителей в зимний период
Часы сут %з
%з
%з
%з

0-1 15 1032,8 20 27,6 10 22,5 60 60,6 1143,5
1-2 15 1032,8 20 27,6 10 22,5 60 60,6 1143,5
2-3 15 1032,8 20 27,6 10 22,5 60 60,6 1143,5
3-4 15 1032,8 20 27,6 10 22,5 60 60,6 1143,5
4-5 15 1032,8 20 27,6 10 22,5 60 60,6 1143,5
5-6 15 1032,8 20 27,6 10 22,5 60 60,6 1143,5
6-7 60 4131,2 35 48,3 20 45 60 60,6 4285,1

Окончание таблицы 2.2
7-8 60 4131,2 35 48,3 20 45 60 60,6 4265,1
8-9 50 3442,7 65 89,7 60 135 90 90,9 3848,3
9-10 50 3442,7 65 89,7 100 225 90 90,9 3756,3
10-11 50 3442,7 100 138 100 225 100 101,01 3906,7
11-12 50 3442,7 100 138 70 157,5 100 101,01 3849,2
12-13 50 3442,7 85 117,3 40 90 90 90,9 3740,9
13-14 50 3442,7 85 117,3 40 90 80 80,8 3730,8
14-15 40 2754,1 85 117,3 40 90 90 90,9 3052.3
15-16 40 2754,1 85 117,3 40 90 90 90,9 3052,3
16-17 50 3442,7 80 110,4 60 135 90 90,9 3778,9
17-18 50 3442,7 80 110,4 90 202,5 90 90,9 3846,5
18-19 100 6885,3 60 83,8 90 202,5 90 90,9 7261,5
19-20 100 6885,3 60 83,8 90 202,5 90 90,9 7261,5
20-21 100 6885,3 30 41,4 50 112,5 80 80,8 7120
21-22 90 6196,8 30 41,4 50 112,5 80 80,8 6431,5
22-23 30 2065,6 30 41,4 10 22,5 60 60,6 2190,1
23-24 30 2065,6 30 41,4 10 22,5 60 60,6 2190,1
78492,4 1738,8 2340 1868,7
Выбираем максимальную зимнюю суммарную нагрузку в зимний период, которая равна
Далее чтобы найти потребляемую мощность потребителя за какой-то конкретный час, находим ее по формуле:
          (2.3)

Таким образом, находим остальные почасовые нагрузки потребителей в летний период, представленные в таблице 2.3.

          Таблица 2.3
Расчет почасовых нагрузок потребителей в летний период
Часы сут %л
%л
%л
%л

0-1 15 826,2 20 19,32 10 15,75 60 42,42
1-2 15 826,2 20 19,32 10 15,75 60 42,42
2-3 15 826,2 20 19,32 10 15,75 60 42,42
3-4 15 826,2 20 19,32 10 15,75 60 42,42
4-5 15 826,2 20 19,32 10 15,75 60 42,42
5-6 15 826,2 20 19,32 10 15,75 60 42,42
6-7 60 3304,9 35 33,81 20 31,5 60 42,42
7-8 60 3304,9 35 33,81 20 31,5 60 42,42
8-9 50 2754,1 65 62,79 60 94,5 90 63,63
9-10 50 2754,1 65 62,79 60 94,5 90 63,63
10-11 50 2754,1 100 96,6 60 94,5 100 70,71
11-12 50 2754,1 100 96,6 100 157,5 100 70,71
12-13 50 2754,1 85 82,11 100 157,5 90 63,63
13-14 50 2754,1 85 82,11 70 110,25 80 56,56
14-15 40 2203,3 85 82,11 40 63 90 63,63
15-16 40 2203,3 85 82,11 40 63 90 63,63
16-17 50 2754,1 80 77,28 40 63 90 63,63
17-18 50 2754,1 80 77,28 40 63 90 63,63
18-19 50 2754,1 60 57,96 60 94,5 90 63,63
19-20 50 2754,1 60 57,96 90 141,75 90 63,63
20-21 100 5508,2 30 28,9 90 141,75 80 56,56
21-22 100 5508,2 30 28,9 90 141,75 80 56,56
22-23 100 5508,2 30 28,9 50 76,75 60 42,42
23-24 90 4957,4 30 28,9 50 76,75 60 42,42
2340 1795,5 1868,7 1308,08

На основании данных таблиц 2.2 и 2.3 строем график нагрузок жилых зданий (см. рис 2.1), график нагрузок детского сада (см. рис 2.2), график нагрузок школы (см. рис 2.3), график нагрузок предприятий торговли (см. рис 2.4).

Рис 2.1 График нагрузок жилых зданий.

Рис 2.2 График нагрузок детского сада.

Рис 2.3 График нагрузок школы.

Рис 2.4 График нагрузок предприятий торговли.
Далее по формуле 2.1 определяем число часов использования максимальной нагрузки:
Находим время максимальных потерь:

Исходя из расчетов в данной главе, мы рассчитали число часов использования максимальной нагрузки, нагрузку потребителей в зимний и летний период и время максимальных потерь.

3. ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10/0,4 КВ

Правильное размещение трансформаторных подстанций (ТП) в микро-районе типа существенно влияет на экономические показатели и надежность системы электроснабжения потребителей.
Для определения оптимального местоположения трансформаторных подстанций на генеральном плане строится картограмма электрических нагрузок. Силовые нагрузки представляют в виде кругов, а осветительные нагрузки – в виде секторов. Площадь кругов и секторов в выбранном масштабе соответствует полной нагрузке потребителей.
Координаты центра электрической нагрузки определяются по формулам
     (3.1)
     (3.2)
где Рİ – активная мощность İ – го объекта, подключенного к шинам ТП, кВт; Χİ, Υİ – координаты центра нагрузок отдельных потребителей, см [5].
Трансформаторные подстанции располагают как можно ближе к центру нагрузок, что позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и сократить протяженность распределительных сетей низкого напряжения, уменьшить расход цветного материала и снизить потери электрической энергии.
ТП1

Расчет производим далее и результаты заносим в таблицу 3.1.
          Таблица 3.1
Расположение трансформаторных подстанций.
ТП1 ТП2 ТП3 ТП4 ТП5 ТР6 ТП7
X 6,24 17,5 14,85 21,5 33,85 34,5 33,8
Y 12,8 14 9,37 6,08 10,3 26,3 19,3

В этой главе мы рассчитали места расположения трансформаторных подстанций, что позволит нам оптимизировать работу всей распределительной сети 10/0,4 кВ данного района.

4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ В ТП

4.1. Расчет мощности и количества трансформаторов
Активная расчетная нагрузка линии на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей различного назначения (жилые дома и общественные здания), РР.Л., кВт, определяется по формуле:
    (4.1)
где Р ЗД. МАКС – наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт; РЗД.İ - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; КУİ – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [9].
Расчетная реактивная нагрузка линии при смешанном питании потребителей различного назначения (QР), кВАр, определяется по формуле:
   (4.2)
где QМАКС. – наибольшая реактивная нагрузка зданий, питаемых от шин ТП, квар; QР.İ – расчетная реактивная нагрузка всех остальных зданий, квар
Полная нагрузка подстанции, кВ•А, определяется по формуле:
    (4.3)
Коэффициент мощности ТП определяется по формуле:
     (4.4)
Коэффициент загрузки трансформаторов
          (4.5)
где ΣSН.ТР - суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на ТП, кВ•А
ТП1

Выбираем трансформатор ТМ630/10. Остальные расчеты заносим в таблицу 4.1.
          Таблица 4.1
Выбор трансформаторов
ТП1 ТП2 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7

825,084 1513,74 532,02 1071,91 1161,37 920,024 1239,2

166,65 313,7 95,6 230,89 279,45 191,72 251,29

841,745 1545,9 540,46 1096,49 1194,52 939,79 1264,42

0,98 0,97 0,98 0,98 0,97 0,97 0,98

0,67 0,77 0,68 0,87 0,95 0,75 1

1,34 1,55 1,35 1,74 1,89 1,49 2
ТР 2*630 2*1000 2*400 2*630 2*630 2*630 2*630
Мы выбираем двух трансформаторные подстанции из-за высоких нагрузок, обусловленных наличием электроплит, электротитанов и электрического обогрева квартир. Благодаря этому, исходя из того что практически все потребители входят во вторую категорию по надежности, нам необходимо резервировать свои сети.
В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.
4.2. Выбор схем построения электрических сетей напряжением 0,38-20 кВ
Распределительная и питающая сеть 10(6) кВ используется для питания городских потребителей коммунально-бытового и промышленного характера. Принцип построения городских сетей выбирается применительно к основной массе электроприемников для обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения.
В данном случае мне не целесообразно возведение РП так как понизительная подстанция находится в 400 м от района.
Основным принципом построения распределительной сети 10(6) кВ для электроснабжения электроприемников первой категории является двухлучевая схема с двухсторонним питанием при условии подключения взаимно резервирующих линий 10(6) кВ к разным независимым источникам питания.
На рисунке 4.1. представлена схема соединения трансформаторных подстанций

Рис. 4.1. Схема соединения
В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.
5. ОСВЕЩЕНИЕ
5.1. Сети наружного освещения
Основной задачей наружного освещения улиц и внутрирайонных проездов является обеспечение безопасности движения в темное время суток. Уличное освещение должно обеспечивать нормированную величину освещенности или величину средней яркости дорожного покрытия. Освещенность должна быть по возможности равномерной.
В сетях наружного освещения следует применять напряжение 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали.
Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными линиями с использованием самонесущих изолированных проводов. В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территорий микрорайонов и населённых пунктов допускается использовать неизолированные провода.
Линии, питающие светильники, подвешенные на тросах, должны выполняться кабелями, проложенным по тросу, самонесущими изолированными проводами.
Линии сети наружного освещения должны подключаться к пунктам питания с учетом равномерной нагрузки фаз трансформаторов, для чего отдельные линии следует присоединять к разным фазам или с соответствующим чередованием фаз.
В установках наружного освещения рекомендуется применять преимущественно высокоэкономичные газоразрядные источники света высокого давления:
Лампы ДРЛ (дуговые ртутные) различной мощности – на улицах и дорогах всех категорий, а также в транспортных и пешеходных тоннелях.
Коэффициент мощности светильника должен быть не ниже 0,85.
Сечения нулевых жил кабелей в осветительных установках с газоразрядными источниками света следует, как правило, принимать равными сечению фазных проводов.
Опоры с венчающими их светильниками рекомендуется размещать по односторонней схеме при ширине пешеходной части до 12 м, а при большей ширине – по двухрядной прямоугольной или шахматной схеме
При воздушных сетях расстояние между светильниками ограничивается стрелой провеса проводов и обычно не превышает 40 м.
Выбранные сечения проводников осветительной сети должны обеспечивать: достаточную механическую прочность, прохождение тока нагрузки без перегрева сверх допустимых температур, срабатывание защитных аппаратов при токах К.З. (короткого замыкания) Расчетная нагрузка РР.О., Вт, питающей осветительной сети определяется как.
На линиях наружного освещения, имеющих более 20 светильников на фазу, ответвления к каждому светильнику должны защищаться индивидуальными предохранителями или автоматическими выключателями.
Для начала произведем расчет освещения основной проезжей части. По СНИПам средняя горизонтальная освещенность таких дорог должна составлять 10 лк. Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ на 250 Вт на фонарях высотой 11 м с расстоянием друг от друга в 25 м.
Запитывание этого освещения будет производиться от ТП2, так как она находится ближе всего к центру нагрузки этого освещения. Электроэнергия от ТП2 до фонарей освещения будет производиться кабелям, а далее проводами СИП.
Расчетная нагрузка питающей осветительной сети определяется как [8]:
         (5.1)
где РУСТ. – установленная мощность ламп, Вт; КС – коэффициент спроса (одновременности), КС = 1 – для наружного освещения; КПРА – коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующем аппарате, КПРА = 1,1.
5.2. Расчет сетей наружного освещения жилых зданий
Находим нагрузку питающей осветительной сети в головных отрезках участков на которые мы разбили линию, находим по формуле 5.1:

Расчетный ток осветительной сети IР.О., А, для трехфазной сети (с нулевым проводом и без него) при равномерной нагрузке фаз определяется по формуле:
         (5.2)
где UН – номинальное напряжение сети, UН = 380 В; cosφ – коэффициент мощности нагрузки. Для ламп ДРЛ cosφ = 0,9.

Найдя мощность и токи в головных отрезках можно выбрать провод, так как далее по линии нагрузки будут только падать. Мы выбираем провод СИП-1 мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА). Здесь и далее на освещение будем ставить кабели АВВБ 16 мм2.
Потери напряжения на участках линии определяются по формуле, %,
     (5.3)
где С – коэффициент, равный 46 для схем трехфазной сети с нулевым проводом и алюминиевыми жилами; S - сечение данного участка осветительной сети, мм2; LУЧ – длина участка линии, м.

Данные расчёта потерь напряжения сведены в таблицу 5.1.
           Таблица 5.1
Расчет потерь напряжения на освещении основной проезжей части.
№уч P Вт Lуч м Sмм2 %
№уч P Вт Lуч м Sмм2 %

КЛ1 15125 100 16 2,055  3300 25 16 0,112
W2.7 6050 25 16 0,206  3025 25 16 0,103
5775 25 16 0,196  2750 25 16 0,09
5500 25 16 0,187  2475 25 16 0,084
5225 25 16 0,177  2200 25 16 0,074
4950 25 16 0,168  1925 25 16 0,065
4675 25 16 0,159  1650 25 16 0,056
4400 25 16 0,149  1375 25 16 0,046
4125 25 16 0,14  1100 25 16 0,037
3850 25 16 0,13  825 25 16 0,028
3575 25 16 0,12  550 25 16 0,018
      275 25 16 0,009
4,418%
КЛ1 15125 25 16 2,055  1650 25 16 0,056
W2.8 8800 25 16 0,299  1375 25 16 0,046
8525 25 16 0,29  1100 25 16 0,037
8250 25 16 0,28  825 25 16 0,028
7975 25 16 0,271  550 25 16 0,018
7700 25 16 0,262  275 25 16 0,009
7425 25 16 0,252 W2.10 3025 25 16 0,103
7150 25 16 0,243  2750 25 16 0,09

Окончание таблицы 5.1
6875 25 16 0,234  2475 25 16 0,084
6600 25 16 0,224  2200 25 16 0,074
6325 25 16 0,215  1925 25 16 0,065
W2.9 3025 25 16 0,103  1650 25 16 0,056
2750 25 16 0,09  1375 25 16 0,046
2475 25 16 0,084  1100 25 16 0,037
2200 25 16 0,074  825 25 16 0,028
1925 25 16 0,065  550 25 16 0,018
      275 25 16 0,009

4,8%
Потери нас удовлетворяют так как на ТП2 стоят трансформаторы ТМ1000/10 с коэффициентом загрузки Кз=0,7. Допустимая потеря =6,7%.
Далее производим расчет освещения улиц и дорог меньшего значения. По СНИПам средняя горизонтальная освещенность таких дорог должна составлять 4 лк. Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ125ХЛ Вт на фонарях высотой 8м с расстоянием друг от друга в 35 м и типом светильника РКУ01-125-008.
Производим расчет освещения подключенного к ТП1. данные расчета сведены в таблицу 5.2.
           Таблица 5.2
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП1
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.1.1 1237 2,08 9
W.1.2 962,5 1,63 6
W.1.3 412,5 0,69 3
КЛ1.2 550 0,93 4
КЛ1.1 2200 3,7 16
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Данные расчёта потерь напряжения сведены в таблицу 5.3.
        Таблица 5.3
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП1
W1.1%
W1.2%
W1.3%

0,15 0,15 0,012
0,058 0,026 0,019
0,052 0,019 0,013
0,045 0,013 0,01
0,039 0,01
0,033
0,026
0,019
0,013
0,01

0,444 0,385 0,8
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП2. данные расчета сведены в таблицу 5.4.

           Таблица 5.4
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП2
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W2.1 825 1,39 6
W2.2 137,5 0,23 1
W2.3 412,5 0,7 3
W2.4 1237,5 2,09 9
W2.5 275 0,46 2
W2.6 412,5 0,7 3
КЛ.2.1 1100 1,86 8
КЛ.2.2 1787,5 2,98 13
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении подключенного к ТП2 представлен в таблице 5.5.

Таблица 5.5
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП2
W2.1.%
W2.2.%
W.2.3.%
W2.5.%
W2.6.%

0,305 0,305 0,058 0,058 0,058
0,039 0,01 0,019 0,065 0,065
0,033  0,013 0,058 0,058
0,026  0,01 0,052 0,052
0,019   0,046 0,046
0,013   0,019 0,013
0,01   0,013 0,01
    0,01

0,49 0,315 0,1 0,321 0,25
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП3. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП3 представлен в таблице 5.6.
           Таблица 5.6
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП3.
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.3.1 412,5 0,7 3
W.3.2 137,5 0,23 1
W.3.3 275 1,39 6
W.3.4 687,5 1,16 4
W.3.5 1650 2,79 12
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП3 представлен в таблице 5.7.
         Таблица 5.7
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП3
W.3.1. %
W.3.2%
W.3.4%
W.3.5%

0,13 0,13 0,13 0,22
0,039 0,039 0,026 0,072
0,033 0,033 0,019 0,065
0,019 0,03 0,013 0,058
0,013 0,01 0,01 0,052
0,01   0,045
    0,039
    0,033
    0,026
    0,019
    0,013
    0,01

0,244 0,242 0,198 0,652
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП4. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП4 представлен в таблице 5.8.

Таблица 5.8
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП4
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.4.1 825 1,39 6
W.4.2 275 0,46 2
W.4.3 275 0,46 2
КЛ.4.1 1512,5 2,55 11
W.4.4 412,5 0,7 3
W.4.5 412,5 0,7 3
КЛ.4.2 962,5 1,62 7
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП4 представлен в таблице 5.9.

          Таблица 5.9
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП4
W.4.1%
W.4.2%
W.4.3%
W.4.4%
W.4.5%

0,23 0,23 0,23 0,02 0,02
0,039 0,013 0,013 0,019 0,019
0,033 0,01 0,01 0,013 0,013
0,026   0,01 0,01
0,019
0,013
0,01

0,37 0,253 0,253 0,62 0,62
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного ТП5. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП5 представлен в таблице 5.10.
          Таблица 5.10
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП5
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.5.1 1375 2,32 10
W.5.2 275 0,46 2
КЛ.5.1 1787,5 3,02 13
W.5.3 1100 1,86 8
W.5.4 687,5 1,16 5
КЛ.5.2 1925 3,25 14
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5 представлен в таблице 5.11.
         Таблица 5.11
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5
W.5.1%
W.5.2%
W.5.3%
W.5.4%

0,51 0,51 0,25 0,25
0,065 0,013 0,052 0,033
0,058 0,01 0,045 0,026
0,052  0,039 0,019
0,045  0,033 0,013
0,039  0,026 0,01
0,033  0,019
0,026  0,013
0,019  0,01
0,013
0,01

0,909 0,533 0,487 0,351
Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП6. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП6 представлен в таблице 5.12.

          Таблица 5.12
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП6
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.6.1 1787,5 3,02 13
КЛ.6.1 1925 3,25 14
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП6 представлен в таблице 5.13.
Таблица 5.13
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП6
W.6.1 0,13 0,08 0,07 0,07 0,06 0,05 0,05 0,04 0,03 0,03 0,02 0,01

Потери нас удовлетворяют.
Производим расчет освещения подключенного к ТП7. Расчет токов и мощностей осветительной сети от ТП7 представлен в таблице 5.14.

          Таблица 5.14
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети подключенной к ТП7
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
W.7.1 962,5 1,62 7
W.7.2 412,5 0,7 3
W.7.3 1512,5 2,55 11
W.7.4 962,5 1,62 7
КЛ.7.1 2612,5 4,41 19
Выбираем провода СИП мм2 с допустимым током Iдоп=70(А), Iкз=10(кА).
Выбор кабелей.
Кабели рассчитываем по формулам:

Выбираем кабели АВВБ сечением 10 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП7 представлен в таблице 5.15.
        Таблица 5.15
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП7
W.7.3%
W.7.1%
W.7.2%

0,46 0,46 0,46
0,045 0,079 0,072
0,039 0,045 0,019
0,033 0,039 0,013
0,026 0,033 0,01
0,019 0,026
0,013 0,019
0,01 0,013
  0,01

0,645 0,724 0,574
Потери нас удовлетворяют.
5.3. Расчет сетей наружного освещения общественных зданий
Среднюю горизонтальную освещенность территорий общественных зданий следует принимать по строительным нормам. Для детских садов и школ она должна быть равна 10 лк.
Воспользуемся типовым решением подобной задачи, и освещение будем производить лампами ДРЛ 250 Вт на фонарях высотой 11 м с расстоянием друг от друга в 25 м.
Освещение детских садов и школ производится с ВРУ. Следовательно, нет необходимости протягивать кабельные линии от ТП.
Данные расчета освещения территории детского сада представлены в таблице 5.16
          Таблица 5.16
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети детского сада.
№ уч Вт
А
Кол-во светильников шт.
WДс 1 1,375 2,32 5
WДс 2 825 1,39 3
КЛ Дс 1 2475 4,18 9
Выбираем кабели АВВБ сечением 16 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП2 представлен в таблице 5.17.

       Таблица 5.17
Расчет потерь напряжения при освещении
WДс 1%
WДс 2%

0,084 0,084
0,046 0,028
0,037 0,018
0,028 0,009
0,018
0,009

0,303 0,139
Потери нас удовлетворяют.
Данные расчета освещения территории школы представлены
в таблице 5.18
          Таблица 5.18
Расчет токов и мощности в головных участках осветительной сети детского сада.
№ уч Вт
А
Кол-во светильников щт.
WШ1 1375 2,32 5
WШ2 1925 3,25 7
КЛШ1 3575 6,04 13
Выбираем кабели АВВБ сечением 16 мм2.
Расчет потерь напряжения при освещении от ТП5 представлен в таблице 5.19.

      Таблица 5.19
Расчет потерь напряжения при освещении
WШ1%
WШ2%

0,13 0,13
0,065 0,046
0,056 0,037
0,046 0,028
0,037 0,018
0,028 0,009
0,018
0,009

0,389 0,259
Потери нас удовлетворяют.
Линии электропередачи до 20 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше должны выполняться, как правило, кабельными, с алюминиевыми жилами. Кабельные линии прокладываются в земляных траншеях под тротуарами или под пешеходными дорожками внутри квартала.
Здания, которые находятся в непосредственной близости от ТП, следует питать по отдельным линиям. Для домов высотой до 16 этажей при числе секций до семи рекомендуется предусматривать один ввод в здание.
В районах застройки зданиями высотой до 3 этажей включительно линии электропередачи следует, как правило, выполнять воздушными.
Линии наружного освещения рекомендуется располагать на общих опорах с воздушными линиями электропередачи до 1 кВ.
В данной главе мы произвели расчет освещения в данном районе, который соответствует всем техническим нормативам. Освещение каждого района запитывается от ближайшей трансформаторной подстанции. Освещение по району произведено воздушной линией проводами СИП. Прилежащие к школе и детскому саду площадки освещаются светильниками РКУ, которые подключены через кабели АВВБ.
6. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ.
6.1. Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением до 1 кВ
Сечения кабелей напряжением до 1 кВ выбираются в соответствии с главой 2.3 ПУЭ [5] по условию нагрева длительным расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах и проверяются по потере напряжения.
На время ликвидации послеаварийного режима допускается перегрузка кабелей с бумажной изоляцией до 130%, если в нормальном режиме их нагрузка не превышала 80% допустимой. Следовательно, в послеаварийном режиме сечение кабеля должно удовлетворять соотношению
    (6.1)
где IДОП – допустимый продолжительный ток, А; К – поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей, проложенных в одной траншее; IП.АВ. – расчетная токовая нагрузка линий в послеаварийном режиме. При этом должно учитываться число оставшихся в работе кабелей, проложенных в одной траншее в послеаварийном режиме [2].
Допустимые потери напряжения в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здание) составляют не более 4-6%. Большие значения относятся к линиям, питающим малоэтажные и односекционные здания, меньшие значения – к линиям, питающим многоэтажные многосекционные жилые здания, крупные общественные здания и учреждения.
Расчетная электрическая нагрузка линии (РР.Л) напряжением до 1 кВ при смешанном питании потребителей, кВт.
Рабочий ток, А, в линии определяется по формуле:
    (6.2)
где n – количество кабелей, проложенных в траншее к объекту. Для потребителей второй категории, согласно ПУЭ, принимают к прокладке UН – номинальное напряжение сети, равное 380 В.
Ток послеаварийного режима, А, равен
    (6.3)
Сечение кабеля должно удовлетворять допустимому длительному току, А, определенному по формуле
           (6.4)
Выбранное сечение кабеля необходимо проверить по потере напряжения.
Потери напряжения на i –том участке LУЧ.i кабельной линии, %, определяются по формуле
          (6.5)
где А – коэффициент, зависящий от принятых единиц измерения, определяется по справочнику [9], А = 21,9 – для сети 0,4 кВ; А = 0, 0875 – для сети 6 кВ и А = 0,0316 – для сети 10 кВ; РР.i - активная мощность участка линии, кВт; n – число кабелей; S – сечение кабеля, мм2, LУЧ.i – длина i -го участка линии, км.
Далее потери напряжения на участках линии суммируются и результат сравнивается с располагаемыми потерями напряжения от шин ТП до наиболее удаленного потребителя.
В результате должно выполняться условие:
          (6.6)
Кабели на стороне 0,4 кВ, защищаемые плавкими предохранителями, на термическую стойкость не проверяются, т.к. время срабатывания предохранителя мало и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры.
Потери мощности в линии, кВт, определяются:
    (6.7)
где RО – активное сопротивление 1 км кабеля при 20ОС, Ом,
Достаточно часто используется расчет потерь напряжения и потерь мощности без учета индуктивного сопротивления линий.
Дом 1.

Остальные рассчитываем и заносим в приложение 3
В данном разделе мы произвели расчет кабелей 0,4 кВ по рассчитанным нами ранее нагрузкам потребителей в нашем районе. Применяемые нами кабели специально рассчитаны на прокладку в земле и на расположение в агрессивной среде около моря. Мы решили произвести прокладку кабелей удовлетворяющих всем этим требованиям и выбрали АВВБ
6.2. Выбор сечения кабелей электрических сетей напряжением 10 кВ
Сечения проводов ВЛ и жил кабелей должны выбираться по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяться по допустимому току в аварийном и послеаварийном режимах, а также по допустимому отклонению напряжения.
При проверке кабельных линий по допустимому длительному току должны быть учтены поправочные коэффициенты: на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме, фактическую температуру среды, тепловое сопротивление грунта и на отличие номинального напряжения кабеля от номинального напряжения сети.
Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме – в сетях 10(6) кВ не более 6%.
Расчетная активная нагрузка городских электрических сетей 10(6) кВ (РР.Л.), кВт, определяется по формуле (6.2) в разделе 6.1.
Рабочий ток в линии, А, определяется по формуле
    (6.8)
где UН – номинальное напряжение сети, равное 10(6) кВ; n – количество кабелей, проложенных в траншее к объекту; cosφ – коэффициент мощности, принят равным 0,92.
Экономически целесообразное сечение SЭ, мм2, определяется согласно ПУЭ, из соотношения
      (6.9)
где jЭК – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы.
В распределительных сетях 10(6) кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм2, но не более 240 мм2.
Сечение кабелей по участкам линии следует принимать с учетом изменения нагрузки участков по длине. При этом на одной линии допускается применение кабелей не более трех типоразмеров.
Потери напряжения определяются по формуле (6.5) раздела 6.1. Дальнейший ход расчета аналогичен расчету сети напряжением до 1кВ.
Полученное экономическое сечение для условий нормального режима проверяется по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме. Кроме того, кабели должны быть подвергнуты проверке на термическую стойкость токам К.З.
Начинаем расчет сечения кабелей 10 кВ.
ТП1

Выбираем кабель сечением 70 мм2. Так как это сечение минимально возможное при этом напряжении.

Результаты остальных расчетов заносим в таблицу 6.1
          Таблица 6.1
Расчет сечения кабелей до 1 кВ
№. (кВт)
(А)
(А)
(А)
(%)
(кВт)
(мм2)
(м)

W7 1239,2 38,88 77,76 65,02 0,035 0,7634 70 190
W6 2159,2 67,75 135,5 113,3 0,16 3,660 70 300
W5 3320,6 104,2 208,4 174,3 0,22 9,812 70 340
W4 4392,5 137,8 275,6 230,4 0,16 8,914 95 240
W3 4924,5 154,5 309 258,4 0,2 11,205 95 240
W2 1513,74 47,49 94,98 79,4 0,06 1,858 70 310
W1 7263,35 227,9 455,8 381,1 0,306 25,678 150 400

    1,14 61,89

-ТП6 - ТП7
-ТП5 - ТП6
-ТП4 - ТП5
-ТП3 - ТП4
-ТП1 - ТП3
-ТП1 - ТП2
-ЦП - ТП1
6.3. Проверка кабелей на термическую стойкость
Выбранные в нормальном режиме и проверенные по допустимой перегрузке в послеаварийном режиме кабели проверяются по условию
      (6.10)
где SМИН – минимальное сечение по термической стойкости, мм2; SЭ – экономическое сечение, мм2
При этом кабели небольшой длины проверяются по току при коротком замыкании в начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току К.З. в начале каждого участка. Два параллельных кабеля и более проверяют по токам К.З. непосредственно за пучком кабелей, т.е. с учетом разветвления тока К.З.
     (6.11)
где ВК – импульс квадратичного тока К.З. (тепловой импульс тока К.З.),
А2 с; С – функция.
Тепловой импульс тока (интеграл Джоуля) определяется:
    (6.11)
где IП.О – начальное значение периодической составляющей тока К.З., А; tР.З - время действия релейной защиты, с. Принимается tР.З = 2 с. – для питающих сетей; tР.З = 0,5 с. – для распределительных сетей [9]; tВ – полное время отключения выключателя, с. В зависимости от типа выключателя tВ = 0,04-0,2 с.; TА – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с. Для распределительных сетей напряжением 6-10 кВ ТА = 0,01 с.
На термическую стойкость проверяются только кабели на напряжение выше 1000 В.
ТП7.

Результаты остальных расчетов приводим в таблице 6.2.
          Таблица 6.2
Выбор кабелей на термическую стойкость

ЦП - ТП1 60,03 9,92 25,3 150
ТП1 - ТП2 56,2 9,8 24,45 70
ТП1 - ТП3 57,39 9,7 24,7 95
ТП3 - ТП4 35,7 9,56 35,7 95
ТП4 - ТП5 45,7 8,66 22,1 70
ТП5 - ТП6 31,7 7,8 19,86 70
ТП6 - ТП7 33,4 7,4 18,8 70
Исходя из расчетов, по данным таблицы 6.3 можно определить, что сечение всех выбранных кабелей на напряжение 10 кВ выше минимальных сечений кабелей по термической стойкости.
В данном разделе мы произвели расчет кабелей 0,4 - 10 кВ по рассчитанным нами ранее нагрузкам потребителей в нашем районе. Применяемые нами кабели специально рассчитаны на прокладку в земле и на расположение в агрессивной среде около моря. Мы решили произвести прокладку кабелей удовлетворяющих всем этим требованиям и выбрали АВВБ. Также в этой главе произвели проверку кабелей на термическую стойкость.

7. РАСЧЕТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
7.1. Расчет коротких замыканий в электроустановках выше 1000 В
Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.
Расчет выполнен в относительных единицах.
Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности к точкам к.з.
Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах.
Рис.7.1 упрощенная схема районной сети 10 кВ.
Находим сопротивления трансформаторов по их номинальным данным по формулам:
          (7.1)
          (7.2)

ТМ 400/10

ТМ 630/10

ТМ 1000/10

Определяем сопротивление кабельных линий, замеряя расстояние на генплане и вычисляя по формулам:
           (7.3)
           (7.4)
W1

Так как у нас 2 кабеля находим их общее сопротивление

Результаты остальных расчетов приводим в таблице 7.1
          Таблица 7.1
Сопротивление КЛ (в относительных единицах) на 10 кВ
№ линии L км Данные кабелей R(1кабель) X(1 кабель) Z (2 кабеля)
  R Ом*км X Ом*км   R X
W1 0,4 0,206 0,074 0,824 0,296 0,412 0.148
W2 0,31 0,443 0,08 1,37 0,248 0,68 0,124
W3 0,24 0,326 0,078 0,78 0,187 0,39 0,09
W4 0,24 0,326 0,078 0,78 0,187 0,39 0,09
W5 0,34 0,443 0,08 1,51 0,27 0,75 0,14
W6 0,3 0,443 0,08 1,33 0,24 0,67 0,12
W7 0,19 0,443 0,08 0,84 0,15 0,42 0,075
Далее складываем сопротивления до точки короткого замыкания методом свертывания. После чего находим токи короткого замыкания по формулам:
            (7.5)
           (7.6)
           (7.7)
           (7.7)
           (7.9)
К7
(с)

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.2
          Таблица 7.2
Расчет трехфазных токов короткого замыкания
Точки к.з.

R.Ом X.Ом

К1 0,044 1,79 0,42 5,8 9,92 25,2
К2 0,017 1,56 1,1 5,9 9,6 21,2
К3 0,023 1,65 0,8 5,89 9,7 22,5
К4 0,016 1,54 1,2 5,97 9,56 22,5
К5 0,009 1,37 1,96 6,11 8,56 16,7
К6 0,075 1,27 2,63 6,23 7,8 14
К7 0,0067 1,22 3,048 6,3 7,4 12,8

В этом разделе мы рассчитали сопротивления кабельных и воздушных линий и трансформаторов. Также мы рассчитали токи коротких замыканий на напряжение 10 кВ.

7.2. Расчет коротких замыканий в электроустановках до 1000 В
Расчет коротких замыканий до 1000 В производим в именованных единицах. Трехфазные короткие замыкания являются более опасными, но более редкими, нежели какие – либо другие.
Ищем сопротивление трансформаторов в именованных единицах по формулам:
          (7.8)
          (7.9)
Так как трансформаторов по 2, ищем их общее сопротивление.
ТМ 400/10

ТМ 630/10

ТМ 1000/10

Находим сопротивление кабельных линий 10 кВ прямой и нулевой последовательности. Сопротивление нулевой последовательности находим для того, чтобы в будущем можно было найти однофазные короткие замыкания. Находим их по формулам:
           (7.10)
           (7.11)
            (7.12)
            (7.13)
Так как у нас по 2 линии, то соответственно ищем их общее сопротивление.

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.3
          Таблица 7.3
Сопротивления прямой и нулевой последовательности на линии 10 кВ.
R1(1каб)
Ом X1(1каб)
Ом R1(2каб)
Ом X1(2каб)
Ом R0(1каб)
Ом X0(1каб)
Ом R0(2каб)
Ом X0(2каб)
Ом L м
W1 0,082 0,074 0,04 0,015 0,33 0,3 0,16 0,15 400
W2 0,137 0,025 0,068 0,012 0,55 0,25 0,22 0,12 310
W3 0,024 0,019 0,039 0,0094 0,31 0,19 0,16 0,09 240
W4 0,024 0,019 0,039 0,0094 0,31 0,19 0,16 0,09 240
W5 0,151 0,027 0,075 0,014 0,6 0,27 0,3 0,136 340
W6 0,133 0,024 0,056 0,012 0,5 0,24 0,27 0,12 300
W7 0,084 0,015 0,042 0,0076 0,34 0,15 0,16 0,076 190
Далее ищем сопротивление прямой последовательности до трансформаторов.

Далее ищем сопротивление нулевой последовательности до трансформаторов.

Остальные расчеты будут подобными.
ТП2

ТП3

ТП4

ТП5

ТП6

ТП7

Ищем сопротивление прямой и нулевой последовательности 0,4 кВ.

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу приложение 4
Ищем полное сопротивление по прямой последовательности
Д1

Аналогично считаем полные сопротивления прямой последовательности сводим их в приложение 5
Ищем полное сопротивление по нулевой последовательности
Д1

Аналогично считаем полные сопротивления обратной последовательности и сводим их в таблицу приложение 6
Исходя из тех расчетов, что мы произвели, можно начинать рассчитывать токи короткого замыкания.
Считаем токи трехфазного короткого замыкания на 0,4 кВ.
Ток трехфазного короткого замыкания ищем по формуле:
         (7.7)
ТП1 Д1

Аналогично считаем остальные токи трехфазного короткого замыкания и приводим их в таблице 7.4
          Таблица 7.4
Токи трехфазного к.з. на 0,4 кВ
ТП1
ТП2
ТП3
ТП4
ТП5
ТП6
ТП7

3,83кА 1,3 кА 2 кА 1,7 кА 0,82 кА 0,66 кА 0,65 кА
1,89 кА 1,3 кА 2,5 кА 1,4 кА 1,1 кА 0,57 кА 0,67 кА
3,3 кА 1,4 кА 1,9 кА 0,89 кА 0,87 кА 0,65 кА 0,63 кА
3,9 кА 1 кА 1,8 кА 1,8 кА 0,85 кА 0,59 кА 0,62 кА
4,2 кА 1 кА 1,9 кА 1,7 кА 0,8 кА 0,69 кА 0,64 кА
2,4 кА 0,71 кА 1,8 кА 1,7 кА 0,95 кА 0,63 кА 0,67 кА
4,2 кА 1,9 кА  1,6 кА 1,1 кА 0,71 кА 0,63 кА
2,8 кА 1,6 кА  0,73 кА 1,1 кА 0,76 кА 0,53 кА
2 кА 0,71 кА  1,7 кА 0,95 кА 0,66 кА 0,57 кА
1,3 кА 0,71 кА   0,58 кА 0,66 кА 0,58 кА
4,4 кА 0,66 кА   0,65 кА 0,67 кА 0,58 кА
0,64 кА   1,1 кА 0,68 кА 0,57 кА
1,9 кА    0,79 кА 0,56 кА
1,5 кА    0,76 кА 0,55 кА
1,4 кА    0,57 кА 0,55 кА
1,4 кА    0,55 кА 0,31 кА
1,7 кА    0,53 кА 0,26 кА
1,6 кА    0,59 кА 0,41 кА
     0,58 кА
Максимальные токи к. з. 0,4 кВ
4,4 кА 1,9 кА 2,5 кА 1,89 кА 1,1 кА 0,79 кА 0,67 кА
Ток однофазного короткого замыкания ищем по формуле:
       (7.14)
ТП1 Д1

Аналогично считаем остальные токи однофазного короткого замыкания и приводим их в таблице 7.5
          Таблица 7.5
Токи однофазного к.з. на 0,4 кВ
с ТП2
ТП3
ТП4
ТП5
ТП6
ТП7

5,1 кА 1,5 кА 3 кА 3,1 кА 1,3 кА 1,7 кА 1,2 кА
2,1 кА 1,4 кА 4,3 кА 2,2 кА 2,1 кА 0,9 кА 1,3 кА
4,3 кА 1,5 кА 2,8 кА 1,1 кА 1,4 кА 1,1 кА 1,2 кА
5,5 кА 1,3 кА 2,5 кА 3,4 кА 1,4 кА 0,96 кА 1,2 кА
5,9 кА 1,3 кА 2,7 кА 3,2 кА 1,2 кА 1,3 кА 1,2 кА
3,4 кА 1,1 кА 2,5 кА 3,2 кА 1,7 кА 1,1 кА 1,3 кА
5,9 кА 2,4 кА  2,8 кА 2,2 кА 1,3 кА 1,2 кА
3,4 кА 1,9 кА  1 кА 2,2 кА 1,6 кА 0,86 кА
2,8 кА 1,2 кА  3,2 кА 1,7 кА 1,2 кА 0,95 кА
1,6 кА 1,2 кА   0,98 кА 1,2 кА 0,99 кА
4,4 кА 1,1 кА   1,1 кА 1,2 кА 0,99 кА
1 кА   2,3 кА 1,2 кА 0,95 кА
2,3 кА    1,7 кА 0,94 кА
1,7 кА    1,5 кА 0,92 кА
1,6 кА    0,9 кА 0,89 кА
1,7 кА    0,85 кА 0,53 кА
2,1 кА    0,79 кА 0,42 кА
1,9 кА    0,96 кА 0,74 кА
     0,92 кА

5,9 кА 2,4 кА 4,3 кА 3,4 кА 2,3 кА 1,7 кА 1,3 кА

В этой главе мы произвели расчет сопротивления КЛ, ВЛ, трансформаторов по прямой, обратной и нулевой последовательности. На основании этого был произведен расчет токов короткого замыкания на шинах трансформаторных подстанций со стороны 10 кВ и на отходящих от ТП к домам линиях (на ВРУ) на напряжение 0,4 кВ.

8. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ
8.1. Выбор оборудования на стороне 10 кВ
Для питания коммунально-бытовых электропотребителей микрорайона применяются типовые трансформаторные подстанции серии К–42–630–м4 на два трансформатора мощностью 630 кВ∙А и К–42–400–м4 на два трансформатора мощностью 400 кВ∙А, размещенные в отдельно стоящих одноэтажных зданиях. Основные показатели подстанций приведены в таблице 8.1.
Причем распределение электроэнергии на напряжение 10 кВ осуществляется через распределительное устройство (РУ), укомплектованное камерами КСО-366, распределение электроэнергии на напряжение 0,4 кВ осуществляется со щита одностороннего обслуживания, укомплектованного панелями серии ЩО-70.
Таблица 8.1
Основные показатели подстанций 10/0,4 кВ
Тип ТП Число транс-
форматоров и
их мощность,
шт × кВ∙А Площадь
застройки,
м2 Строитель-
ный обьем,
м3 Стоимость,
тыс.руб.
К–42–630–м4 2×630
64,05 243,4 1121
К–42–400–м4 2×400 51,94 201,5 984
К–42–1000–м4 2×1000 85,31 305,4 1562

Выбор и проверка оборудования на стороне 10 кВ
Выбор жёстких шин и кабелей
В ТП 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами.
1. Выбор сечения шин и кабелей производится по нагреву (по допустимому току). Условие выбора,
      ,      (8.1)
где IДОП. – допустимый ток для шин и кабелей выбранного сечения А;
IМАХ = IР.Л. П.АВАР.Р. , принимаем по таблице 3.8 , А.
2. Проверка шин на термическую стойкость к токам короткого замыкания,
            (8.2)
где S – выбранное сечение шины, мм2 ;
SМИН. – минимальное сечение по термической стойкости, мм2 , определяется по формуле
          (8.3)
где I(3)П.О. К.З. – периодическая составляющая действующего значения тока короткого замыкания;
С – термический коэффициент, равный 91 ( для алюминиевых шин),
tФ – время срабатывания релейной защиты, принимаем 2,25 с
3. Проверка шин на механическую прочность. Шины механически прочны, если,
       ,    (8.4)
где σДОП. – допустимое механическое напряжение в материале шины по, принятое равным 75 МПа ;
σРАСЧ. – напряжение в материале шины, возникающее при возникновении изгибающего момента, МПа,
           (8.5)
где f – наибольшее удельное усилие при трёхфазном коротком замыка - нии, Н ∙ м-1 ;
– длина пролета между опорными изоляторами, принимается равной 1,2 м ;
W – момент сопротивление шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3 , определяемый по выражению,
            (8.6)
где b и h – размеры шин, см.
Наибольшее удельное усилие между фазами при протекании трёхфазного КЗ, Н∙м-1 определяется как,
           (8.7)
где а – расстояние между осями смежных фаз, а = (0,2 –0,3) м ;
iУ – мгновенный ударный трёхфазный ток короткого замыкания, кА , принимается по таблице 4.1.
Выбор кабелей от шин 10 кВ к силовым трансформаторам проводится по допустимому току,
            (8.8)
где IР.МАХ – максимальный рабочий ток (ток форсированного режима), А, определяется как
       ,    (8.9)
По термической стойкости кабель не проверяется, так как защищён плавкими предохранителями.
Выбор шин ТП 7.
Выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения АД 31Т 30×4
Осуществим проверку шин:
1.По допустимому току
     (8.10)

2.Проверка шин на термическую стойкость к токам короткого замыкания,
     (8.11)
= 116,8 мм2,

3.Проверка шин на механическую прочность:
Наибольшее удельное усилие при трёхфазном КЗ,

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия,

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента,

            (8.12)

Максимальный рабочий ток кабеля ( с учетом потерь мощности в трансформаторах),
.
Выбирается кабель марки АВВБ 1(3×35), прокладываемый в воздухе
           Таблица 8.2
Выбор шинопроводов на 10 кВ
№ТП Линия подсоединяющая к данной секции ТП Тип жёстких шин Кабели
   Марка Число и сечение
ТП 1 ЦП – ТП1 АД31Т45*5 АВВБ 1(3×150)
ТП 2 ТП1 – ТП2 АД31Т45*5 АВВБ 1(3×70)
ТП 3 ТП1 – ТП3 АД31Т45*5 АВВБ 1(3×95)
ТП 4 ТП3 – ТП4 АД31Т45*5 АВВБ 1(3×95)
ТП 5 ТП4 – ТП5 АД31Т35*4 АВВБ 1(3×70)
ТП 6 ТП5 – ТП6 АД31Т35*4 АВВБ 1(3×70)
ТП7 ТП6 – ТП7 АД31Т30*4 АВВБ 1(3×70)

Выбор разъединителей
Производится:
1.По напряжению установки,
       ;    (8.13)
2. По току,
       ;    (8.14)
3. По конструкции, по роду установки ;
4. По электродинамической стойкости,
            (8.15)
где iУ – мгновенный ударный ток короткого замыкания, кА [2];
iПР.СКВ. – предельный сквозной ток короткого замыкания, кА ;
5. По термической стойкости,
           (8.16)
где IТЕРМ. – предельный ток термической стойкости, кА ;
tТЕРМ. – длительность протекания предельного тока термической стойкости, с ;
ВК – тепловой импульс, кА2 ∙ с , определяемый выражением,
          (8.17)
где IП.О.КЗ – периодическая составляющая действующего значения тока короткого замыкания, кА ;
tОТКЛ. – время отключения, принимается равным 0,6 с ;
TА – постоянная времени, принимается равной 0,05 с .
Выполним проверку разъединителей РВФЗ-10/630 II-IIУ3, установленных на ТП 7, для двух секций шин.
Так как подстанция ТП 7 проходная и не получает питание с двух сторон, то проверка для двух секций шин одинакова ( по токам КЗ ).
1. По напряжению установки,
;
2. По электродинамической стойкости,

3. Проверка на термическую стойкость :
– главных ножей :

– заземляющих ножей :
,
.
Проверка разъединителей ТП рассчитывается аналогично и результаты расчета сведены в таблицу 8.3
           Таблица 8.3
Выбор и проверка разъединителей на ТП
Номер
ТП Тип разъединителя IПР.СК
, кА IУ , кА ВК ,
кА2∙с I2ТЕР.Г.Н∙
tТЕР, кА2∙с I2ТЕР.З.Н.∙tТЕР
, кА2 ∙ с
ТП 1 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 24,8 63,96 1600 400
ТП 2 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 21,2 59,9 1600 400
ТП 3 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 22,5 61,16 1600 400
ТП 4 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 20,8 59,41 1600 400
ТП 5 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 16,7 48,45 1600 400
ТП 6 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 14 39,55 1600 400
ТП 7 РВФЗ-10/630 II-IIУ3 52 12,8 39,54 1600 400

Выбор выключателей нагрузки
1. По напряжению установки,
            (8.18)
2. По току,
            (8.19)
3. По конструкции и роду установки ;
4. По элекродинамической стойкости,
            (8.20)
5. По термической стойкости,
           (8.21)
Выберем и проверим выключатель нагрузки на ТП 1. Выбранный выключатель нагрузки ВНР-10/400 – 103У3.
Проверка:
1. По напряжению установки,

2. По электродинамической стойкости,

3. По термической стойкости,

Выбор выключателей нагрузки на остальных ТП сведён в таблице 8.4
           Таблица 8.4
Выбор и проверка выключателей нагрузки
№
ТП Тип выключателя нагрузки iУ , кА IПР.СКВ.
, кА I2ТЕРМ. ∙ tТЕРМ.
, кА2 ∙ с ВК , кА2 ∙ с
ТП1 ВНР-10/400 - 103У3 24,8 25 100 63,96
ТП2 ВНР-10/400 - 103У3 21,2 25 100 59,9
ТП3 ВНР-10/400 - 103У3 22,5 25 100 61,16
ТП4 ВНР-10/400 - 103У3 20,8 25 100 59,41
ТП5 ВНР-10/400 - 103У3 16,7 25 100 48,45
ТП6 ВНР-10/400 - 103У3 14 25 100 39,55
ТП7 ВНР-10/400 - 103У3 12,8 25 100 39,54
Выбор предохранителей и плавких вставок
Производится:
1. По напряжению установки,
            (8.22)
2. По номинальному току предохранителя,
           (8.23)
3. По конструкции и роду установки ;
4. По току отключения,
            (8.24)
где I(3)П.О.КЗ – периодическая составляющая действующего значения тока короткого замыкания, кА
IОТКЛ. – предельно отключаемый ток, кА.
5. Номинальный ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условиям защиты, а также по условиям селективности,
          (8.25)
где КОТС – коэффициент отстройки, КОТС = ( 1,1 – 1,25 ).
Выбор предохранителей на ТП 1. На ТП 1 устанавливается предохранитель типа ПКТ 103-10-80-20У3.
Проверка:
1. По напряжению установки,
;
2. По номинальному току предохранителя,

3. По току отключения,
;
4. Номинальный ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условиям защиты, а также по условиям селективности.

Выбор предохранителей на других ТП аналогичен и приведён в таблице 8.5
          Таблица 8.5
Выбор и проверка предохранителей
ТП Тип выключателя I(3)П.О.КЗ
, кА IОТКЛ. , кА IМАХ , А IНОМ. ВСТ., А
ТП1 ПКТ 103-10-50-31,5У3 9,82 31,5 47,6 50
ТП2 ПКТ 103-10-100-12,5У3 9,6 12,5 87,4 100
ТП3 ПКТ 103-10-50-31,5У3 9,7 31,5 30,7 80
ТП4 ПКТ 103-10-80-20У3 9,56 20 61,88 50
ТП5 ПКТ 103-10-80-20У3 8,66 20 67,05 80
ТП6 ПКТ 103-10-80-20У3 7,8 20 53,12 80
ТП7 ПКТ 103-10-80-20У3 7,4 20 71,55 80

8.2. Выбор оборудования на стороне 0,4 кВ
Выбор шин
Производится аналогично 8.1 при использовании формул (8.1- 8.11).
Максимальный рабочий ток IР. МАХ. , А , определяется выражением,
      ,     (8.26)
где SНОМ – номинальная полная мощность ТП, определяемая по таблице 5.1.
Для ТП 1 :
    (8.27)
При этом сечение нулевой шины принимается не менее половины сечения фазной шины.
Результаты выбора шин на стороне 0,4 кВ приведён в таблице 8.6
           Таблица 8.6
Выбор шин на стороне 0,4 кВ
№ТП h × b, мм IР. МАХ., А IДОП, А SМИН., мм2 S,мм2 σРАСЧ., МПа σДОП., МПа Размеры
нулевой
шины
ТП 1 100×10 1190 1820 340,5 1000 19,189 75 50×5
ТП 2 100×10 2184 1820 337,8 1000 18,886 75 50×5
ТП 3 100×10 767,9 1820 334,2 1000 18,479 75 50×5
ТП 4 100×10 1547,2 1150 369,8 1000 18,47 75 40×4
ТП 5 100×10 1676,3 1820 338,5 1000 18,967 75 50×5
ТП 6 100×10 1328 1820 341,2 1000 19,262 75 50×5
ТП 7 100×10 1788,6 1820 324,5 1000 19,292 75 50×5
Выбор плавких вставок предохранителей
Выбор плавких вставок предохранителей приводится в таблице 8.28 и ведётся по условиям,
           (8.28)
где КОТС – коэффициент отстройки, КОТС = ( 1,1 – 1,25 )
            (8.29)
где I(1)КЗ – однофазный ток короткого замыкания, определяемый по
таблице 7.8. Производим выбор плавких вставок предохранителей и заносим данные в таблицу приложение 7
В качестве секционных панелей выбираются панели ЩО-70-1-94У3, номинальный ток панели 1000 .
Для питания уличного освещения устанавливаются панели ЩО-70-1-94У3.

9. ВЫБОР ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

Трансформаторы подстанции подключены к ВЛ через выключатели, с помощью которых поврежденный трансформатор должен отключиться от сети в безтоковую паузу. Отключение осуществляется с помощью защиты трансформатора, реагирующей на к.з. в зоне ее действия, вызываемое отключением короткозамыкателя на стороне высшего напряжения трансформатора.
В качестве релейной защиты принимаются следующие виды защиты: продольная дифференциальная, газовая [3].
Дифференциальная защита выполнена на реле ДЗТ-11, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса от внешних к.з. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока
намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Расчет защиты приведен в таблице.
Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения по стороне ВН, принята равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения. Е = 0,1 – полная погрешность трансформаторов тока.
tg j - тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tgj=0,87.
Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифференциальной защиты трансформаторов должен быть около двух.
На рисунке 9.3 изображены Прохождение токов нулевой последовательности в схеме дифференциальной защиты при внешних коротких замыканиях.
Таким образом, соединение одной из групп трансформаторов тока в треугольник обеспечивает компенсацию сдвига фаз между вторичными и первичными токами силового трансформатора не только при симметричной нагрузке и трёхфазных коротких замыканиях, но и при любом несимметричном повреждении или нагрузочном режиме.

Таким образом, соединение одной из групп трансформаторов тока в треугольник обеспечивает компенсацию сдвига фаз между вторичными и первичными токами силового трансформатора не только при симметричной нагрузке и трёхфазных коротких замыканиях, но и при любом несимметричном повреждении или нагрузочном режиме.
Производим расчет продольной дифференциальной защиты трансформатора и заносим его в таблицу 9.1.

           Таблица 9.1
Расчет продольной нагрузки дифференциальной защиты трансформатора ТМ 630/110
Величины Расчетная формула Расчетное значение
1 2 3
1 Номинальная мощность трансформатора, кВА SН 630
2 Номинальное напряжение обмоток защищаемого трансформатора, кВ
ВН
НН

UВН
UНН

10
0,4
3 Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне ВН
DU
0,08
4 Схема соединения трансформаторов тока:
на стороне ВН
на стороне НН

Y
D
5 Коэффициент трансформации трансформаторов тока:
на стороне ВН
на стороне НН

nВН
nНН

60
400

         Продолжение таблицы 9.1
6 Значение тока трехфазного к.з. на выводах НН, приведенное к напряжению ВН, кА IK 0,50
Определение установок и чувствительности защиты
7 Номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне ВН, А
А

8 Первичный ток срабатывания по условию отстройки от бросков тока намагничивания
= 1,5×57,8=86,7 А

9 Ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН, А
А

10 Расчетное число обмоток реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН

11 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны ВН
WВН = 39
12 Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН

13 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН WHH – ближайшее число WHH = 18

         Окончание таблицы 9.1
14 Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при к.з. на стороне НН

15 Принятое число тормозной обмотки WT > WTрасч WT = 9
16 Минимальное значение тока в реле при двухфазном к.з.
А

17 Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты

Газовая защита.
Принцип действия [3]
Расширитель масляного бака
Так как трансформаторное масло, использующееся для изоляции и охлаждения, имеет высокий коэффициент температурного расширения, а температура масла в процессе эксплуатации аппарата может изменяться в широких пределах (-45°С…+90°) объем масла в баке также изменяется. Для компенсации изменения объема масла служит расширительный бак — резервуар, соединенный с баком трубопроводом и частично заполненный маслом. Объем расширителя выбран таким образом, чтобы во всем диапазоне изменения температур уровень масла в расширителе находился в допустимых пределах. Расширитель оборудуется индикатором уровня масла, воздухоосушителем для поступающего воздуха, трубопроводом для доливки в бак масла. На рисунке 9.4 изображено газовое реле.

Рис. 9.4 Газовое реле Бухгольца.
В рассечку трубопровода, соединяющего бак и расширитель, устанавливается газовое реле (например, ранее выпускавшиеся типа РГЧЗ-66, ПГ-22, немецкого производства BF-50,BF-80, или отечественные РЗТ-50, РЗТ-80). Газовое реле имеет герметичный корпус со смотровыми окошками. Сверху на корпусе реле имеется специальный краник, предназначенный для выпуска воздуха и отбора проб газа. Газовое реле имеет два поплавковых элемента, действующих при срабатывании на замыкание механически связанных с ними контактов, и реагирующих на снижение уровня масла в реле, а также струйный элемент (подвешенная на пути масла пластинка с калиброванным отверстием), срабатывающим при интенсивном движении потока масла из бака в расширитель. В нормальном режиме корпус газового реле заполнен маслом, и контакты, связанные с его поплавковыми и струйным элементами, разомкнуты.
Работа газовой защиты
При внутреннем повреждении в баке защищаемого аппарата - горение электрической дуги, или перегрев внутренних элементов - трансформаторное масло разлагается с выделением горючего газа, содержащего до 70% водорода. Выделяющийся газ подымается к крышке, и так как аппарат устанавливается с наклоном 1-2% в сторону расширителя, движется в расширитель. Проходя через газовое реле, газ вытесняет из него масло. При незначительном выделении газа, или снижении уровня масла в расширителе до уровня верхнего поплавкового элемента, он срабатывает, и замыкаются контакты, действующие на сигнал (1-я ступень газовой защиты). При значительном выделении газа срабатывает нижний поплавковый элемент и замыкаются контакты, действующие на отключение (2-я ступень газовой защиты). При интенсивном движении потока масла из бака в расширитель срабатывает струйный элемент, действующий на отключение, аналогично 2-й ступени газовой защиты.
Особенности газовой защиты.
Газовая защита маслонаполненных аппаратов имеет абсолютную селективность и срабатывает только при повреждениях внутри бака защищаемого объекта. Защита реагирует на повреждения, сопровождающиеся выделением газа, выбросом масла из бака в расширитель или аварийным понижением уровня масла. Газовая защита — о

Размер файла: 7,8 Мбайт
Фаил: