Проектирование системы электроснабжения микрорайона 10 и 0,4 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

• Содержание

Введение

1. Расчет силовых и осветительных нагрузок

1.1 Расчет нагрузок жилых домов

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

1.3 Расчет осветительных нагрузок

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2.1 Расчет мощности КТП

2.2 Выбор места расположения КТП

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

3. Выбор схемы распределения электрической энергии

4. Выбор элементов системы электроснабжения

4.1 Выбор кабелей 10 кВ

4.2 Выбор кабельных линий 0,4 кВ

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания

5.2 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ

6. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры

6.1 Выбор выключателей 10 кВ

6.2 Выбор выключателей нагрузки

6.3 Выбор трансформаторов тока

6.4 Выбор ограничителей перенапряжения

6.5 Выбор автоматических выключателей

7. Расчет релейной защиты

8. Компоновка ТП

9. Проектирование освещения

10. Безопасность и экологичность проекта

10.1 Расчет заземляющего устройства ТП 10/0.4 кВ

11. Организационно-экономическая часть

11.1 Сметно-финансовый расчет

11.2 Организация работ по вводу схемы в эксплуатацию

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Системой электроснабжения города называется совокупность электрических станций, понижающих и преобразовательных подстанций, питающих и распределительных линий и электроприемников, обеспечивающих снабжение электроэнергией технологических процессов коммунально-бытовых, промышленных и транспортных потребителей, расположенных на территории города.

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 и города: питающей энергосистемы, электрических нагрузок потребителей, перспективного электрооборудования, требований охраны экологической среды человека и охраны природы, технической эстетики города, его планировки и технических показателей, технико-экономических показателей и т.п.

Объектом проектирования для данной ВКР был выбран микрорайон города типичный для городов с населением от 50 до 1000 тыс. жителей. Задачей работы является - проектирование системы электроснабжения микрорайона 10 и 0,4 кВ.

Исходными данными для проектирования являются: генеральный план микрорайона со сведениями об этажности зданий и количестве квартир.

В микрорайоне предусмотрено наличие объектов социально-культурной сферы. Потребители представлены электроприёмниками I, II, III категории надежности электроснабжения.

Согласно СП 31-110-2003 табл. 5.1 к I категории по надежности электроснабжения относятся: лифты, электроприемники противопожарных устройств и охранной сигнализации.

к II категории по надежности электроснабжения относятся: жилые дома с электроплитами, здания с количеством работающих свыше 50 человек, предприятия торговли, учреждения образования, воспитания и подготовки кадров.

к III категории по надежности электроснабжения относятся: прочие электроприемники.

Краткая характеристика потребителей электроэнергии

Характеристики жилых и общественных зданий представлены в Приложении А.

трансформатор электроэнергия ток релейный

1. Расчет силовых и осветительных нагрузок

1.1 Расчет нагрузок жилых домов

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.

Расчет нагрузок жилых зданий ведется согласно [3]

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

Р_кв= Р_кв.уд • n,(1.1)

где Р_кв.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) - Р_р.жд., кВт, определяется по формуле:

Р_р.жд = Р_кв + К_у • Р_с,(1.2)

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

Р_с- расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.

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

Р_с = Р_р.л. + Р_ст.у,(1.3)

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

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

Мощность лифтовых установок определяется по формуле:

Р_р.л. = К_сл • Р_л • n_л,(1.4)

где К_сл - коэффициент спроса [3];

Р_л - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт;

n_л - количество лифтовых установок.

Мощность санитарно-технических устройств определяется по формуле:

Р_р.ст. = К_сст • Р_ст • n,(1.5)

где К_сст - коэффициент спроса [3];

Р_ст - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт;

n_ст - количество лифтовых установок.

Расчет нагрузки посмотрим на примере жилого дома № 5 по генеральному плану.

Жилой дом №7 по плану на 144 квартир, 9 этажей, установлены 4 лифтовые установки с мощностью, приведенной к ПВ=100%, равной 7 кВт, мощность санитарно-технических устройств Р_р.ст =4кВт Р_кв.уд. =1,4 кВт/кв. [3]:

Р_кв = 1,4 • 144 = 201,6 кВт.

Расчетная нагрузка для лифтовых установок:

Р_р.л.=0,6 • 7• 8=33,6 кВт.

Расчетная нагрузка санитарно-технических устройств:

Р_р.ст.=0,6 • 4• 8= 19,2 кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников дома:

Р_с=33,6+19,2 = 52,8 кВт.

Расчетная активная мощность жилого дома:

Р _р.ж.д. = 201,6+0,9•52,8 = 249,12 кВт.

Реактивная нагрузка жилых объектов складывается из реактивной мощности силовых электроприемников и реактивной мощности квартир:

Реактивная мощность квартир:

Q_кв = Р_кв • tgц_кв,(1.6)

где tg ц_кв=0,2 [3];

Q_кв = 201,6 • 0,2 = 40,32 квар.

Реактивная мощность силовых электроприемников:

Q_р.л. = Р_р.л. • tgц;(1.7)

Q_р.л. = 33,6 • 1,17 = 39,31 квар;

Q_р.ст. = 52,8 • 0,75 = 39,6 квар;

Q_с= 39,31+39,6=73,37 кВт.

Расчетная реактивная мощность жилого дома:

Q_р.ж.д. = 40,32 + 0,9 • 73,37 = 106,35 квар.

Полная мощность жилого дома равна:

кВА.

Расчет нагрузок остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении Б.

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится по удельным расчетным электрическим нагрузкам [3].

Расчетная мощность определяется по формуле:

Р_р. = Р_уд • S,(1.8)

Р_р. = Р_уд • n,(1.9)

где Р_р. - удельная расчетная нагрузка, кВт/м²;

S - площадь;

n - количество мест

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

Q_р = Р_р • tgц.(1.10)

Пример расчета нагрузки торгового центра №6 по ГП.

Р_р = 0,054 • 2000 =500 кВт;

Q_р = 500 • 0,62 = 310 квар;

кВА.

Аналогично выполняются расчеты силовой нагрузки для других общественных зданий. Результаты расчетов приведены в Приложении В.

1.3 Расчет осветительных нагрузок

Рассчитаем осветительную нагрузку, распределенную по ТП.

Принимаем, что освещение этих улиц выполняется с однорядным расположением светильников ЖКУ 15-250-101, с лампами ДНаТ-250 (250 Вт).

Расчетная активная мощность осветительной установки:

Р_Р.ОСВ = К_С · К_ПРА · Р_НОМ·N,(1.11)

где К_С - коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый равным К_С = 1

К_ПРА- коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (К_ПРА = 1,08);

Р_НОМ- номинальная активная мощность одной лампы, кВт;

N - количество установленных ламп, шт.

Расчётная реактивная мощность находится по формуле:

Q_Р.ОСВ = Р_Р.ОСВ. ·tgц, (1.12)

Полная мощность находится:

, (1.13)

Примем cosц=0,87 (есть индивидуальная компенсация реактивной мощности), тогда tgц=0,48.

Пример расчёта для ТП1:

Р_Р.ОСВ. = 1·1,08·0,26·42 = 11,79 кВт;

Q_Р.ОСВ = 11,79·0,48 = 5,66 квар;

кВА.

Результаты расчёта осветительных нагрузок (Таблице1.1).

Таблица1.1 - Результаты расчёта осветительных нагрузок

Наименование узла питания осветительной установки.	Кол-во светильников, шт.	РР.ОСВ, кВт	QР.ОСВ, квар	SР.ОСВ, кВА
КТП-1	42	11,79	5,66	13,08
КТП-2	51	14,32	6,87	15,89
КТП-3	16	4,49	2,16	4,98
КТП-4	27	7,58	3,64	8,41
КТП-5	31	8,70	4,18	9,66
КТП-6	42	11,79	5,66	13,08

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2.1 Расчет мощности КТП

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

,(2.1)

гдеP_Уmax - суммарная активная мощность, кВт;

Q_Уmax - суммарная реактивная мощность, квар;

Суммарная расчетная активная мощность P_Уmax, определяется по формуле:

P_Уmax= P_зд.max+P_зд.1•К₁+ P_зд.2•К₂+…+ P_зд.n•К_n + Р_осв ,(2.2)

гдеP_зд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

P_зд.1, P_зд.2, P_зд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;

К₁, К₂, К_n - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий) [2].

Суммарная расчетная реактивная мощность Q_Уmax, определяется по формуле:

Q_Уmax= Q_зд.max+Q_зд.1•К₁+ Q_зд.2•К₂+…+ Q_зд.n•К_n + Q_осв ,(2.3)

гдеQ_зд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

Q_зд.1, Q_зд.2, Q_зд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;

К₁, К₂, К_n - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий).

Пример расчета мощности КТП № 1 ( Таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Потребители КТП № 1

№ по ГП	Р, кВт	Q, квар	S, кВА
15	194,7	57,07	202,89
16	194,7	57,07	202,89
17	125	40,00	131,24
21	54	33,48	63,54
22	204,6	88,76	223,02
23	43,2	26,78	50,83
24	142,56	46,89	150,07
25	142,56	46,89	150,07
26	142,56	46,89	150,07
Освещение	20,00	9,60	22,18

Максимальная расчетная мощность ТП равна:

P_max= 204,6+20+ (3·142,56+2·194,7+125+54+43,2) • 0,9 = 1177,95 кВт ;

Q_max=88,76+9,6+(3·46,89+2·57,07+40+33,48+26,78)•0,9= 426,57 квар ;

кВА.

Расчет мощности остальных КТП производится аналогично (Табл. 2.2).

Таблица 2.2 - Расчет мощности КТП

№ ТП	Рmax, кВА	Qmax, кВА	Smax, кВА
1	1177,95	426,57	1252,81
2	1522,52	677,39	1666,41
3	1316,40	458,95	1394,11
4	528,75	107,75	539,62
5	915,41	462,27	1025,51

2.2 Выбор места расположения КТП

Важной целью проектирования является выбор оптимального числа местоположения потребительских ТП. Районирование электрических нагрузок является неотъемлемой частью решения этой задачи.

Трансформаторную подстанцию располагаем ближе к центру электрических нагрузок (ЦЭН), так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительной сети низкого напряжения, уменьшив тем самым расход проводникового материала и снизить потери электроэнергии.

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

;(2.4)

.(2.5)

Пример расчета ЦЭН для КТП №1 .

Данные об электроприемниках, питающихся от КТП №1, и их координаты (Таблица 2.3).

Таблица 2.3- Данные электроприемников КТП№1

№ по ГП	S, кВА	x	y	S·x	S·y
15	202,89	301	483	61070,2	97996,4
16	202,89	266	428	53969,0	86837,4
17	131,24	313	329	41079,4	43179,3
21	63,54	122	428	7751,5	27193,7
22	223,02	140	467	31223,3	104151,9
23	50,83	150	457	7624,4	23229,0
24	150,07	180	343	27013,3	51475,4
25	150,07	100	348	15007,4	52225,7
26	150,07	136	309	20410,1	46372,9
Итого	1252,81			265148,6	532661,7

В результате расчета получаем:

м ;

м .

Учитывая архитектурные особенности расположения зданий место расположение ТП №1 смещаем в точку с координатами Х_офакт=205 м, Y_офакт=425 м

Расчеты ЦЭН для остальных ТП проводят аналогично(Таблица 2.4).

Таблица 2.4- Расчет ЦЭН ТП

№ ТП	X	Y	Xф	Yф
1	211,6	425,2	205	425
2	168,8	183,9	169	153
3	413,5	147,9	393	148
4	607,9	283,6	595	283
5	479,8	462,8	417	462

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

Согласно ПУЭ электроприемники I и 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.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

,(2.6)

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

Реактивная мощность, передаваемая через трансформаторы из сети ВН в сеть НН, определяется по выражению:

.(2.7)

Определяем реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать по выражению:

Q_ку = Q_р - Q_вн .(2.8)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по выражению:

.(2.9)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме по выражению:

.(2.10)

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере КТП №1

Мощность трансформаторов должна быть:

кВА ;

кВА .

К рассмотрению принимаем КТП с двумя трансформаторами ТМГ-1000/10/0,4 и КТП с тремя трансформаторами ТМГ-630/10/0,4

Реактивная мощность которую трансформаторы могут передать со стороны ВН равна:

квар ;

квар .

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

Q_КУ1= 426,57 - 991,98= -565,42 квар;

Q_КУ2= 426,57 - 854,59 = -428,02 квар;

Т. к. Q_КУ < 0, то компенсирующее устройство не требуется.

Проверяем коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах

;

;

;

.

Коэффициенты загрузки не превышают нормируемых.

Произведем технико-экономическое сравнение трансформаторов. Суммарные затраты на трансформаторы определяются по формуле:

З = Е·К_н.тр. + И_п.тр.+И_{обсл.рем.ам.}, (2.11)

Где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К_н.тр - стоимость трансформатора;

И_п.тр - стоимость потерь в трансформаторе;

И_{обсл.рем.ам.}- затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.

К_н.тр = Ц_тр · I · (1+д_т + д_с + д_м), (2.12)

гдеЦ_тр - цена трансформатора, Ц_тр1=428 тыс. руб, Ц_тр2=298 тыс. руб [прайс МЭТЗ];

I - индекс цен оборудования (I=1),так как мы берем цены текущего года;

д_т = 0,05 - коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

д_с = 0,02 - коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

д_м = 0,15 - коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

Стоимость потерь в трансформаторе:

,(2.13)

гдеС₀ - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, С₀ = 4,33 руб/кВт·ч;

Т_г - годовое число часов работы трансформатора, Т_г=8760;

ДР_хх - потери холостого хода, ДР_хх1=1,55 кВт, ДР_хх2=1,05 кВт;

ДР_кз - потери короткого замыкания, ДР_кз1=10,8 кВт, ДР_кз2=7,6 кВт;

ф_п- время максимальных потерь, ф_п =3500 ч.

Затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:

И_{обсл.рем.ам} = (Н_а + Н_обсл + Н_рем)·К_н.тр.,(2.14)

где Н_а = 3,5% - норма амортизационных отчислений;

Н_обсл = 2,9% - норма обслуживания оборудования;

Н_рем = 1,0%- норма ремонта оборудования.

К_н.тр.1 = 428·2·(1+0,05+0,02+0,15) = 1044,32 тыс. руб.;

К_н.тр.2 = 298·3·(1+0,05+0,02+0,15)= 1090,68 тыс. руб.;

тыс.руб.;

тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.1} = (0,035+0,029+0,01)· 1044,32 = 77,28 тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.2} = (0,035+0,029+0,01)· 1090,68 = 80,71 тыс. руб.;

З₁ = 0,25·1044,32+207,96+77,28= 338,57 тыс. руб.;

З₂ = 0,25·1090,68+229,32+80,71= 353,61 тыс. руб.

Так суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов ТМГ-1000/10/0,4 меньше, то их и принимаем к установке.

Выбор трансформаторов других подстанций проводится аналогично (Таблица 2.5).

Таблица 2.5 - Выбор трансформаторов ТП

№ ТП	Рmax, кВА	Qmax, кВА	Smax, кВА	SТР	Кз	Кз.ав
1	1177,95	426,57	1252,81	2х1000	0,63	1,25
2	1522,52	677,39	1666,41	2х1250	0,67	1,33
3	1216,77	422,71	1288,10	2х1000	0,64	1,29
4	528,75	107,75	539,62	2х400	0,67	1,35
5	915,41	462,27	1025,51	2х1000	0,51	1,03

3. Выбор схемы распределения электрической энергии

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроснабжения электроприемников первой категории является двухлучевая схема с двусторонним питанием при условии подключения взаимнорезервирующих линий 10 кВ к разным независимым источникам питания. При этом на шинах 0,4 кВ двухтрансформаторных ТП и непосредственно у потребителя (при наличии электроприемников первой категории) должно быть предусмотрено АВР.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприемников второй категории является сочетание петлевых схем 10кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП, и петлевых схем 0,4 кВ для питания, потребителей. При этом линии 0,4 кВ в петлевых схемах могут присоединяться к одной или разным ТП. Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприемников третьей категории является сочетание петлевых линий 10 кВ и радиальных линий 0,4 кВ к потребителям. Для электроснабжения районов с электроприемниками первой и второй категории рекомендуется применение на напряжении 10 кВ комбинированной петлевой двухлучевой схемы с двухсторонним питанием.

Питание потребителей осуществляется от пяти КТП. КТП получают питание от двух ПС 110/10 кВ №27 и №510 по лучевой схеме. Все КТП проходного типа. Распределительная сеть 10 кВ выполнена кабельными линиями проложенными в земле.

Питание зданий осуществляется по радиальной схеме. Для обеспечении бесперебойности электроснабжения потребителей II и I категорий к зданиям прокладывается по две кабельные линии с разных секций шин 0,4 кВ КТП, в ВРУ зданий устанавливается устройство АВР. Кабельные линии 0,4 кВ прокладываются в земле.

4. Выбор элементов системы электроснабжения

4.1 Выбор кабелей 10 кВ.

Питание микрорайона осуществляется кабельными линиями.

Расчет нагрузок передаваемых ЛЭП ( Таблица 4.1).

Таблица 4.1 - Выбор кабелей 10 кВ

Участок	Pр, кВт	Qр, квар	Pр ав, кВт	Qр ав, квар	Sр, кВА	Sав, кВА	Ip, А	Iав, А
ПС№27-КТП№1	2680,70	1048,34	5361,39	2096,69	2878,39	5756,79	166,38	332,76
ПС№27-КТП№1	2091,72	835,06	4183,44	1670,12	2252,25	4504,49	130,19	260,38
КТП№2-КТП№3	1330,46	496,36	2660,92	992,73	1420,04	2840,07	82,08	164,17
КТП№3-КТП№4	722,08	285,01	1444,16	570,02	776,29	1552,58	44,87	89,74
КТП№4-КТП№5	457,70	231,14	915,41	462,27	512,75	1025,51	29,64	59,28
ПС№510-КТП№5	2680,70	1048,34	5361,39	2096,69	2878,39	5756,79	166,38	332,76
КТП№5-КТП№4	2222,99	817,21	4445,98	1634,42	2368,44	4736,89	136,90	273,81
КТП№4-КТП№3	1958,62	763,33	3917,23	1526,67	2102,11	4204,22	121,51	243,02
КТП№3-КТП№2	1350,23	551,98	2700,47	1103,96	1458,70	2917,41	84,32	168,64
КТП№2-КТП№1	588,98	213,28	1177,95	426,57	626,40	1252,81	36,21	72,42

Выбор кабелей осуществляется:

По экономической плотности тока:

,(4.1)

где J_ЭК - экономическая плотность тока, для Т_max = 3500 ч. J_ЭК = 1,4

По нагреву:

I_р? К_ср· К_пр·I_доп ,(4.2)

гдеI_доп - длительно допустимый ток, А;

К_ср - поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры условий прокладки от температуры, при которой задан I_доп;

I_р - расчетный ток потребителя;

К_пр- поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке.

3.По потерям напряжения:

,(4.3)

Где , - активное и реактивное удельные сопротивления линии, Ом/км;

- длинна линии, км;

ц- угол сдвига между напряжением и током в линии.

Приведем пример выбора кабеля ПС№27 - КТП №1 по плану

Сечение кабеля необходимо выбирать с учетом перегрузки в аварийном режиме.

Расчетный ток:

I_р = 166,38А.;

I_ав = 332,76 А.;

.

Выбираем кабель АПВПуг -10 3х240

Проверка по нагреву расчетным током в аварийном режиме:

332,76 А<1•1•364 А.

Проверка на потерю напряжения:

;

.

Выбор кабелей (Таблица 4.2).

Таблица 4.2 - Выбор кабелей 10 кВ

Участок	Ip, А	Iав, А	Кабель	Iдоп, А	r0, Ом/км	х0, Ом/км	l, км	ДU, %	ДU, %
ПС№27-КТП№1	166,38	332,76	АПВПуг 3х240	364	0,161	0,094	1,4	0,75	1,49
ПС№27-КТП№1	130,19	260,38	АПВПуг 3х185	322	0,211	0,098	0,28	0,89	1,79
КТП№2-КТП№3	82,08	164,17	АПВПуг 3х120	253	0,325	0,106	0,22	1,00	2,00
КТП№3-КТП№4	44,87	89,74	АПВПуг 3х50	147	0,822	0,126	0,25	1,15	2,31
КТП№4-КТП№5	29,64	59,28	АПВПуг 3х50	147	0,822	0,126	0,4	1,32	2,63
ПС№510-КТП№5	166,38	332,76	АПВПуг 3х240	364	0,161	0,094	1,8	0,96	1,92
КТП№5-КТП№4	136,90	273,81	АПВПуг 3х185	322	0,211	0,098	0,4	1,18	2,36
КТП№4-КТП№3	121,51	243,02	АПВПуг 3х120	253	0,325	0,106	0,25	1,36	2,72
КТП№3-КТП№2	84,32	168,64	АПВПуг 3х50	147	0,822	0,126	0,22	1,61	3,22
КТП№2-КТП№1	36,21	72,42	АПВПуг 3х50	147	0,822	0,126	0,28	1,75	3,50

4.2 Выбор кабельных линий 0,4 кВ

Выбор кабелей 0,4 кВ выполняется аналогично пункту 4.1.

Выбор кабелей сведен в Приложение Г.

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы ;

2. Приближенный учёт нагрузок ;

3. Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3 ;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются ;

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5 %.

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5 %.

Рисунок 5.1 Расчетная схема 10 кВ



Рисунок 5.2- Схема замещения 10 кВ

Расчет токов короткого замыкания упрощается при использовании схемы замещения. Расчет токов КЗ проводим в именованных единицах.

Мощность короткого замыкания:

Параметры системы:

, (5.1)

где I_кз - ток короткого замыкания на шинах 10 кВ источника питания;

U_cp- среднее напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции , МВ·А.

ЭДС системы:

Е_С = 10,5 кВ.(5.2)

Параметры кабельной линии:

R_КЛ = r₀ • l ;(5.3)

X_КЛ = x₀ • l. (5.4)

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

,(5.5)

где Z_ki- полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

. (5.6)

Ударный ток:

(5.7)

где к_уд - ударный коэффициент.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

;(5.8)

.(5.9)

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Пример расчета токов КЗ для точки К1

Ом;

Ом;

R_{ПС№27-КТП1} = 0,161 • 1,4= 0,23 Ом ;

X _{ПС№27-КТП1} = 0,094• 1,4 = 0,13 Ом;

кА;

кА;

кА;

;

;

кА.

Таблица 5.1- Расчет токов КЗ

Точка КЗ	I(3)кзmax, кА	I(3)кзmin, кА	I(2)кз, кА	Та	Куд	iуд, кА
K1	14,76	14,27	12,36	0,0049	1,13	23,45
K1	12,98	12,61	10,92	0,0042	1,09	19,93
K3	11,42	11,16	9,66	0,0035	1,06	17,04
K4	8,61	8,49	7,35	0,0024	1,02	12,33
K5	6,01	5,96	5,16	0,0017	1,00	8,50
K6	12,32	12,32	10,67	0,0044	1,10	19,13
K7	10,54	10,54	9,13	0,0037	1,07	15,87
K8	9,34	9,34	8,08	0,0032	1,05	13,76
K9	7,55	7,55	6,54	0,0025	1,02	10,82
K10	5,98	5,98	5,18	0,0019	1,01	8,49

5.2 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ

Расчет произведем для потребителя №1 по плану.

Рисунок 5.3- Схема замещения 0,4 кВ

Система С:U_НН = 0,4 кВ;

Трансформатор Т: S_н.тр=1000 кВА; U_к=5,5%; ДР_к=10,8 кВт;

Линия W: r₀ = 0,13 мОм/м; х₀ = 0,076 мОм/м; L=150 м;

Выключатель QF1: I_н=2000 А;

Выключатель QF2: I_н=400 А.

Сопротивление питающей системы равно:

;(5.10)

мОм.

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

; (5.11)

мОм.

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

;(5.12)

мОм.

Сопротивления кабельных линий:

R_W = 0,13 · 150= 19,5 мОм;

X_W = 0,077 · 150= 11,6 мОм.

Сопротивления контактов:

R_К1 = 0,0024 мОм;

R_К2 = 0,021 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей:

R_QF1 = 0,41 мОм;

X_QF1 =0,13 мОм;

R_QF2 = 0,65 мОм;

X_QF2 =0,17мОм.

Суммарное сопротивление до точки К3:

R_УК1 = R_тр+R_QF1+R_К1 = 2,14 мОм;

X_УК1 =X_C+X_тр+X_QF1 = 9,39 мОм;

R_УК2 = R_УК1+R_QF2+R_W+R_К2 = 28,64 мОм;

X_УК2 =X_УК1+X_QF2 +X_W=25,44 мОм.

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

.(5.13)

Ударный ток определяется по выражению:

,(5.14)

гдеk_уд - ударный коэффициент.

;(5.15)

,(5.16)

где - частота сети.

Приведем пример расчета для точки К2.

кА;

;

;

кА.

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ I_к⁽¹⁾ определяется по формуле:

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ I_к⁽¹⁾ определяется по формуле:

,(5.17)

где- полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

Z_п- полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.

,(5.18)

гдеX_T1, X_T2, R_T1, R_T2- соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

X_T0, R_T0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

,(5.19)

где- удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

- длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К2:

мОм;

Z_П = 0,51 · 150= 76,5 мОм;

кА.

Расчет токов КЗ сведен в Приложение Д.

6. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры

6.1 Выбор выключателей 10 кВ.

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

Выбор выключателей производится:

по напряжению

U_ном ? U_{сети, ном}, (6.1)

гдеU_ном - номинальное напряжение выключателя, (кВ);

U_{сети, ном} - номинальное напряжение сети, (кВ).

2) по длительному току

I_ном ? I_{раб, max}, (6.2)

где I_ном - номинальный ток выключателя, (А)

I_{раб, max} - максимальный рабочий ток, (А)

3) по отключающей способности:

(6.3)

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

i_a,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя;

Допускается выполнение условия:

 (6.4)

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

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

ф = ф_{з, мин} + t_соб, (6.5)

где ф_{з, мин} = 1,5 с - минимальное время действия защит;

t_соб - собственное время отключения выключателя.

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

(6.6)

где I_{пр, скв} - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

I⁽³⁾_кз - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

5) на термическую стойкость:

выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(6.7)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания тока термической стойкости.

Выбор выключателей ПС№27 и ПС№510 ( Таблица 6.1).

Таблица 6.2 - Параметры выключателей, отходящих линий 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования ВВ/Tel-10-31,5/1000
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =332,76 А	Iном =1000А
Iоткл Iкз	Iкз =28,6 кА	Iоткл =31,5 кА
i дин i уд	i уд =48 кА	i дин =51 кА
I2t Вк	Вк =820 кА2с	I2t =3000 кА2с

6.2 Выбор выключателей нагрузки

Условия выбора выключателей нагрузки:

U_ном ?U_сети ; (6.8)

I_ном ?I_раб.max ; (6.9)

i_дин ?i_уд ;(6.10)

I²·t ?В_к .(6.11)

Параметры выключателей нагрузки 10 кВ (Таблица6.2).

Таблица 6.2 - Параметры выключателей нагрузки 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования ВНА-10/630-31,5
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =332,76 А	Iном =630 А
i дин i уд	i уд =23,45 кА	iдин =51 кА
I2t Вк	Вк =326 кА2с	I2·t = 1200 кА2·с

6.3 Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока:

U_ном ?U_сети; (6.12)

I_ном ?I_раб.max ;(6.13)

i_дин ?i_уд ;(6.14)

I²·t ?В_к .(6.15)

Параметры трансформаторов тока 10 кВ (Таблица 6.3).

Таблица 6.3 - Параметры трансформаторов тока 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования ТЛК-10
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =332,76 А	Iном = 400 А
i дин i уд	i уд =48 кА	iдин =81 кА
I2t Вк	Вк =820 кА2с	I2·t = 3000 кА2·с

6.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения устанавливаются на шины 10 кВ цеховой КТП.

Условие ограничителей перенапряжения:

U_ном=U_сети . (6.16)

ОПН-П1-10/11,5/10/2УХЛ1

U_ном=10 кВ

U_{доп. max}=11 кВ

U_ост.1000=28,7 кВ

U_{ост. 10000}=33,8 кВ

6.5 Выбор автоматических выключателей

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1. По напряжению:

U_нQF ? U_{н. сети}.(6.17)

2. По номинальному току:

I_нQF ? I_{p .} (6.18)

3. По отстройке от пиковых токов:

I_sd ? К_н · I_пик,(6.19)

гдеI_sd - ток защиты от КЗ;

К_н - коэффициент надежности;

I_пик - пиковый ток.

4. По условию защиты от перегрузки:

(1,1-1,2)· I_r < I_{доп ;}(6.20)

I_r > I_{р ,}(6.21)

гдеI_р - допустимый длительный ток защищаемого элемента

5. По времени срабатывания:

T_sd = t _{сз.пред} + Дt,(6.22)

гдеt _{сз.пред} - время срабатывания предыдущей защиты;

Дt- ступень селективности.

6. По условию стойкости к токам КЗ:

ПКС ? I_КЗmax,(6.23)

Где ПКС - предельная коммутационная способность.

8. По условию чувствительности:

,(6.24)

где К_р - коэффициент разброса срабатывания отсечки, К_р=1,1-1,3

На отходящей линии к потребителю №15 I_р = 308,63 А в КТП выбираем выключатель марки ВА-СЭЩ TS400 ETS23:

I_н.QF = 400 А, I_n = 400А; I_r = 1· I_n = 400 А; I_sd =3· I_n = 1200А; I_i = 12· I_n = 4800; ПКС=85 кА.

1) 1000 В > 380 В;

2) I_н.QF = I_n = 400 А >I_р = 308,63 А;

3) К_н·I_пик = 3·308,63 = 925,9 А, I_sd = 1200 А>925,9А;

4) 1,1·400=440 А;

I_r = 440 А<496 А;

I_r = 400 А>308,63 А;

5) t_sd = 0,3 с;

6) ПКС=85 кА > i_уд = 50,38 кА;

7) .

Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.

А.

Выбираем автоматический выключатель ВА-СЭЩ-В-2500AF:

I_н.QF = 2500 А, I_n = 2500 А; I_r = 0,9· I_n = 2250 А; I_sd =4· I_n = 10000 А; I_i = 10· I_n = 25000; ПКС=85кА.

1) 1000 В > 380 В;

2) I_н.QF = I_n =2500 А>I_р = 2023,12 А;

3) К_н·I_пик = 4·2023,12 = 8092,5 А, I_sd = 10000 А>8092,5А;

4) I_r = 2250А>2023,12А;

5) t_sd = 0,5 с;

6) ПКС=85 кА > i_уд = 50,38 кА;

7) .

Рисунок 6.4 - Карта селективности 0,4 кВ

Выбор автоматических выключателей сведен в Приложение Е.

7. Расчет релейной защиты

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной 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. На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени. Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л» На линиях 10 кВ применяется двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

7.1 Максимальная токовая защита

,(7.1)

Где k_зап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем k_зап =1,1;

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

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

I_pmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

А.

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

 , (7.2)

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

.

Вторичный ток срабатывания определяется из выражения:

, (7.3)

где К_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх - 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:

t_с.з.=t_{с.з.пред}+?t, (7.4)

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

?t - 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.

t_с.з.=0,5+0,2=0,7 с.

7.2 Токовая отсечка

1. Отстройка от токов КЗ вне защищаемой зоны:

I_с.о. = k_н *I⁽³⁾_кз0,4 ,(7.5)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_кз0,4 - максимальный ток трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ КТП подключенных к линии.

I_с.о. = 1,1 *1120 = 1232 А .

2. Отстройка от токов намагничивания трансформаторов установленных в линии

I_с.о. = k_н в_тр ,(7.6)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =5;

в_тр - суммарный ток трансформаторов установленных в линии

I_с.о. = 5 * (2 *23,12+6·57,8+2·72,25) = 537,54 А.

Принимаем большее значение.

Коэффициент чувствительности:

, (7.7)

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

;

Определяем чувствительность токовой отсечки в конце защищаемой зоны :

;

А.

7.3 Защита трансформатора

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:

U_ном ?U_{сети, ном} ;(7.8)

I_ном ?2·I_раб.max ;(7.9)

I_{откл. ном} ?I_КЗ .(7.10)

Выбираем предохранители типа:

ПКТ104-10-100-12,5 У3 I_ном = 50 А (для ТМГ-400)

ПКТ104-10-200-12,5 У3 I_ном = 125 А (для ТМГ-1000)

ПКТ104-10-200-12,5 У3 I_ном = 150 А (для ТМГ-1250)

7.4 Карта селективности 10кВ

После выбора реле защиты, схемы защиты и трансформаторов тока, последние необходимо проверить на допустимую погрешность.



Рисунок 7.1 - Карта селективности 10 кВ

Проверка на допустимую погрешность осуществляется следующим образом. Определяем коэффициент предельной кратности:

, (7.11)

где I_{1.ном.ТТ} - номинальный первичный ток трансформатора тока.

.

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

(7.12)

где R_пр - расчётное со...