Аннотация

Электроснабжение жилых микрорайонов «А» и «Е» северной части города Миасса: ЮУрГУ, ЭТФ; 111 стр., включая 41 листа ф. А3 сводных таблиц; 7 илл.; библиография литературы — 18 наименований, 7 листов чертежей ф. А1.

В предоставленном дипломном проекте, разработана схема электроснабжения жилого микрорайона города Миасса. Выполнен расчет электрических нагрузок с учетом перспективы развития. Произведен выбор силовых трансформаторных подстанций с проверкой их по перегрузочной способности.

Выбрана наиболее оптимальная схема внешнего энергоснабжения с учетом наименьших приведенных затрат, также выбрана схема внутреннего электроснабжения, обеспечивающая требуемую степень надежности потребителей в жилом секторе, и меньшие эксплуатационные затраты.

Рассмотрен спецвопрос — энергосберегающие мероприятия, так как на сегодняшний день он является чрезвычайно актуальным.

В экономической части приведен расчет смет на электромонтажные работы схем внешнего и внутреннего электроснабжения

В разделе безопасность жизнедеятельности произведен расчет заземляющего устройства для ТП. В проекте использовалось только современное оборудование и проводниковая продукция.

 

Внимание!

Диплом № 3301. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение. 7

Технический паспорт проекта.. 8

1 Расчёт электрических нагрузок района.. 9

2 Выбор местоположения, числа и мощности трансформаторов городских трансформаторных подстанций.. 11

3 Выбор схемы электроснабжения и ее технико-экономическое обоснование. 20

3.1 Выбор электрического оборудования в сети 10 кВ.. 20

3.2 Выбор схемы питания городских ТП.. 20

3.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 10кВ.. 22

3.4 Электрооборудование ТП.. 24

3.5 Выбор сечения кабельных линии 10 кВ.. 26

3.6 Проверка кабелей 10 кВ на термическую устойчивость к токам короткого замыкания. 28

3.7 Технико-экономическое обоснование схемы электроснабжения микрорайона (Организационно-экономический раздел) 29

3.8 Выбор оборудования в ячейках питающих линий 10 кВ на ПС «Ильменская»  36

4 Расчет сети 0,4 кВ.. 42

4.1 Выбор схемы распределительной сети 0,4 кВ.. 42

4.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4кВ.. 43

4.3 Выбор электрического оборудования в сети  0,4 кВ.. 47

5 Разработка энергосберегающих мероприятий.. 48

6 Релейная защита.. 56

7 Расчет контура заземления ТП 10/0,4 кВ.. 62

8 Заключение. 66

Библиографический список.. 67

Приложения.. 68

 

Введение

Развитие энергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса и внедрение менее энергоемких устройств и установок. Электрификация России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных машин и аппаратов, линий электропередач, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Поэтому наметилась тенденция к снижению энергопотребления и потерь электроэнергии у потребителей. Основными потребителями электроэнергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, города и поселки. В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс, экономное и рациональное использование которого должно обеспечивать успешное решение поставленных задач. Основной задачей проектирования новых объектов является создание наиболее простой схемы электроснабжения, наиболее полное использование электроэнергии с наименьшими потерями.

Это достигается за счет выравнивания суточных графиков потребления электроэнергии, компенсации реактивной мощности, уменьшения простоя оборудования, повышение коэффициента мощности, сменности разработки мероприятий по экономии топливно-экономических ресурсов в перспективе, питания от наиболее дешевых источников электрической энергии.

В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрения высоконадежного электрооборудования, снижение расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем электроснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работником электрохозяйств разносторонние и сложные задачи, по охране труда и технике безопасности.

Учитывая развитие и сложность структур систем электроснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к учету не только технических, но и экономических факторов в энергетике.

Технический паспорт проекта

 

Суммарная расчетная активная мощность микрорайона: 5346,88 кВт.

Категория основных потребителей по надежности электроснабжения: 2

Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 5630,28 кВА;

Коэффициент реактивной мощности нормируемый: tg = 0,31; расчетный — 0,38

Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 86,39 МВА

Количество, тип и мощность трансформаторов на ПС «Ильменская» 2 ТДН-10000/110/10;

Напряжение внутреннего электроснабжения: 10 кВ;

На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции 2БКТП блочного типа с трансформаторами типа ТМГ, мощностью 250, 400, 630, 800 кВА;

Тип кабельных линий: ААБлУ-10кВ, АВБбШв-1кВ.

 

1 Расчёт электрических нагрузок района

 

Расчёт электрических нагрузок по району производится по методу, описанному в [1].

 

Расчетная нагрузка силовых электроприемников P_с , кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле

 

P_с = P_п.л + P_ст.у .                                      (1.1)

 

Мощность лифтовых установок  P_р.л , кВт, определяется по формуле

                                           (1.

где k’_c — коэффициент спроса; n_л — количество лифтовых установок; Р_ni — установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств P_ст.у определяется по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса k_c

 

                                            (1.3)

 

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

Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии. Приведем методику расчета электрических нагрузок жилых зданий, включая и общедомовые помещения (подвалы,  чердаки, лестничные клетки и т.д.).

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

 

,                                                 (1.4)

 

где  Р_кв.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, принимаем ее в зависимости от числа квартир присоединенных к линии; n —  количество квартир. Значения Р_кв.уд. определяется по таблице 1.[1] Значения Р_кв.уд. для количества квартир, не указанных в таблице, вычисляются путем интерполяции.

 

Таблица 1 – Удельные мощности квартир жилых домов

Потребители	Количество квартир
электроэнергии	1-3	6	9	12	15	18	24	40	60	100	200	400	600	1000
Квартиры с плитами:
— на природном газе	4,5	2,8	2,3	2	1,8	1,65	1,4	1,2	1,05	0,85	0,77	0,71	0,69	0,67
— на сжиженном газе (в том числе при групповых установках) и на твердом топливе	6	3,4	2,9	2,5	2,2	2	1,8	1,4	1,3	1,08	1	0,92	0,84	0,76
электрическими мощностью до 8,5 кВт	10	5,9	4,9	4,3	3,9	3,7	3,1	2,6	2,1	1,5	1,36	1,27	1,23	1,19

 

 

Расчетная электрическая нагрузка жилых домов (квартир и силовых электроприемников) – Р_р.ж.д., кВт складывается из расчетной нагрузки квартир и лифтов:

                                           (1.5)

                                                              (1.6)

  ,                                     (1.7)

 

где P_л – мощность двигателя лифта, n_п – количество подъездов, k_и.л. – коэффициент спроса лифтовых установок жилых домов. При моделировании суточных графиков, за 100% принимаем Р_р, соответствующих потребителей, значения мощности на i-ом часе определяется:

                                        (1.8)

Рассмотрим пример расчета для жилого дома №2 по ул. Добролюбова. В жилом доме 120 квартир, методом интерполяции находим удельную мощность одной квартиры:

 

 

Р_р.ж.д.=100,08 кВт, т. к. лифтов в 5-ти этажном доме не предусмотрено.

Результаты остальных расчетов приведены в приложении 1 Таблица П1.

Для не жилых помещений, куда входят школы, детские сады, торговые и развлекательные сооружения (включая магазины расположенные на первых этажах домов), составляется таблица (приведена в приложении 1 Таблица П2), включающая в себя расчетные нагрузки и жилых и нежилых помещений. За расчетные нагрузки приняты значения мощностей, указанные в технических условиях, выданных ЗАО «МиассЭнерго» данным потребителям.

Расчетная нагрузка определяется путем сложения суточных графиков нагрузок потребителей, размещенных в указанных помещениях и квартир. Графики нагрузок моделируются с помощью типовых графиков.[4] Результаты сложения приведены в приложении 1 Таблица П1.

2 Выбор местоположения, числа и мощности трансформаторов городских трансформаторных подстанций

 

Выбор городских ТП сводится к решению следующих задач:

— выбор единичной мощности трансформаторов;

— выбор числа трансформаторов на каждой подстанции.

— выбор местоположения

 

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

Площадь микрорайона составляет 0,6 км². Суммарная активная расчетная нагрузка составляет – 5630,28 кВт. Плотность нагрузки составит 9,05 МВт/км².При плотности нагрузки 8 МВт/км² и выше рекомендуют применять типоразмеры трансформаторов 630-1000кВа    [1].

В городской жилой застройке между зданиями размещаются детские и спортивные площадки, при отсутствии планирования застройки и развития жилого сектора, не всегда удается расположить подстанцию в центре электрических нагрузок. Поэтому, необходимо максимально приблизить подстанцию к центру нагрузок тем самым сократить потери и улучшить качество электрической энергии[5].

Из генерального плана микрорайона видно, что он представлен в виде прямоугольника. Микрорайон разбиваем на 2 части, разделяемые улицей Молодежной. Каждая из частей имеет неравномерно распределенную нагрузку, поэтому нахождение оптимальной мощности и числа подстанций по плотности нагрузки может привести к тому, что области с низкой плотностью нагрузки будут значительно удалены от подстанций, что приведет к увеличению длины питающих линий 0,4кВ, и, соответственно, к увеличению потерь в них. Также значительная протяженность кабелей 0,4 кВ приводит к снижению качества напряжения. В связи с этим я принимаю решение разделить участки микрорайона на 2 приблизительно равные по площади части.

Принимаем 8 потребительских подстанций.

Согласно [4] приближение трансформаторной подстанции  к ЦЭН, позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительной сети низкого напряжения, уменьшив тем самым расход проводникового материала, а главное сократить потери в сетях низкого напряжения.

 

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

 

                                             (2.1)

                                             (2.2)

 

Пример расчета ЦЭН для ТП №1.

Данные об электроприемниках, питающихся от ТП №1, и их координаты сведены в таблицу 2.

 

Таблица 2 — Пример определения ЦЭН для ТП№1

 

 

Учитывая архитектурные особенности городской планировки, месторасположение ТП №1 изменится. Фактические координаты ТП №1 изменятся

Хо факт=445,8 м, Yо факт=782,13 м

Расчеты ЦЭН для остальных ТП проводятся аналогично. Результаты расчетов приведены в приложении 1 Таблица П4.

 

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

При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования. Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит не только от величины нагрузки электроприемников, их категории надежности электроснабжения. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади микрорайона должна увеличиваться единичная мощность трансформаторов. В таблице 3 приведена зависимость экономически целесообразной мощности трансформаторов от плотности нагрузки городов при малоэтажной застройке (до 6 этажей).

 

 

 

 

 

 

Таблица 3 — Удельная электрическая плотность нагрузки

 

В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки 8 МВт/км² и более применяются двухтрансформаторные подстанции с трансформаторами 630 кВА [1].

Выбор мощности трансформаторов производится с помощью типовых суточных графиков нагрузок, учитывающих вероятность их совместной работы. Типовые графики нагрузок приведены в виде таблиц.

 

Таблица 4 – Типовые графики нагрузок P_тип*=f(t)

 

,                                               (2.3)

 

где δ – процент от расчетной нагрузки, зависящий от времени суток, приведен в таблице 4.

 

,                                          (2.4)

 

где P_i и Q_i – это расчетная активная и реактивная нагрузка i-го потребителя.

 

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

 

                                         (2.5)

 

где k_3.доп— коэффициент загрузки трансформатора принимаемый равным 0,7; n-число трансформаторов.

 

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы[5]:

 

;                               (2.6)

                                    (2.7)

 

где N_т – число трансформаторов ТП; k_{з доп} – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов  в нормальном режиме; S_н.тi – номинальная мощность трансформаторов; Р_рi – расчетная активная нагрузка.

При Q_1р < Q_р трансформаторы  ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:

 

Q_ку = Q_р — Q₁.                                                (2.8)

 

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

                               

;                                          (2.9)

 

k_3норм≤k_3.доп=0,7.

 Проверка трансформаторов по коэффициенту перегрузки:

 

;                                      (2.10)

k_3п/а≤k_{п.max.доп}=1,4.

 

При выходе из строя одного трансформатора другой оставшийся в работе принимает нагрузку подстанции на себя, такие перегрузки являются кратковременными, так как при питании объектов второй категории надежности замена трансформатора вышедшего из строя производится за сутки.

Загрузка трансформатора не допускается более чем на 140 %, поэтому в аварийном режиме необходимо отключать часть нагрузки, если превышен установленный лимит.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах городских ТП с учетом коэффициента загрузки определяются следующим образом.

Потери активной мощности в трансформаторах:

 

ΔР_т = N∙(ΔР_хх + ∙ ΔР_кз),                                 (2.11)

 где  N – число трансформаторов на ТП; k_{з норм} – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме; ΔР_хх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ΔР_кз – потери короткого замыкания, кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

 

ΔQ_т = N∙                          (2.12)

 

где I_хх – ток холостого хода, %; U_кз – напряжение короткого замыкания, %; S_{н т} – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Результаты расчетов приведены в приложении 1 Таблица П5.

 

Пример расчета мощности трансформаторов подстанции № 1 приведен в таблице 5.

 

Таблица 5 – Потребители  ТП № 1

Наименование обьекта	Рр , кВт	Qр,кВар	tg(φ)	cos(φ)
Макеева 37	93,63	29,31	0,32	0,95
Макеева 35	90,21	25,62	0,29	0,96
Макеева 33	71,23	22,08	0,32	0,95
Макеева 31	108,44	40,40	0,25	0,97
Макеева 31а	166,55	30,97	0,30	0,96
Макеева 29	80,30	25,36	0,32	0,95
Макеева 27	110,13	31,77	0,30	0,96
Макеева 27а	43,94	28,00	0,70	0,82
Добролюбова 10	43,33	12,13	0,29	0,96
Добролюбова 8	69,62	20,30	0,30	0,96
Добролюбова 6а	21,14	10,12	0,48	0,90
Добролюбова 6	65,63	18,38	0,29	0,96
Добролюбова 4	43,33	12,13	0,29	0,96
Итого	957,74	306,55	0,32	0,95

 

 

Мощность одного трансформатора:

 

                                         (2.13)

 

Принимаем два трансформатора типа ТМГ-630/10/0,4 кВ, Sнт=630 кВА

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

 

Q_1р =

 

Q₁ = 306,55 кВА, так как, 447,45 > 306,55.

 

При Q_1р > Q_р трансформаторы городских ТП  могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому установка  конденсаторов на стороне низшего напряжения нецелесообразна.

Проверяем выбранные трансформаторы по  коэффициенту загрузки:

 

К_{з норм} =

 

Проверка трансформаторов коэффициенту аварийной перегрузки: Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях (аварийных) в течение ограниченного времени, когда перерыв в энергоснабжении потребителей недопустим. На аварийную перегрузку проверяются трансформаторы, если на подстанции установлено не менее двух трансформаторов. В качестве аварийного режима рассматривается режим с отключением одного трансформатора.

Определяется коэффициент перегрузки  в аварийном режиме:

 

К_{з п/ав} =

 

Выбранные трансформаторы ТП№1 не удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку. На время устранения аварии часть потребителей будет отключена.

 

 

 

 

 

 

 

3 Выбор схемы электроснабжения и ее технико-экономическое обоснование

3.1 Выбор электрического оборудования в сети 10 кВ

 

В данном разделе  рассмотрены вопросы по выбору электрооборудования в ячейках ПС, РУ 10 кВ на городских ТП. В данном проекте отсутствует центральный распределительный пункт. Это связано со сравнительно небольшим расстоянием до подстанции «Ильменская». РУ-10 кВ подстанции оборудовано ячейками КРУ, укомплектованными вакуумными выключателями ВВ/TEL-10, р.з. на цифровых реле SEPAM. РУ-10кВ ТП выполняются ячейками КСО-366, укомплектованными выключателями нагрузки ВНА-10/630-20з, распределительное устройство 0,4 кВ – панелями ЩО-70 с блоками рубильник-предохранитель РПС. Соединение трансформаторов с панелями 0,4 кВ и ячейками 10 кВ осуществляется голыми шинами. Крепление металлоконструкций (камер, щитов, панелей) осуществляется сварным соединением к закладным металлическим деталям в стенах и полу. Панель собственных нужд, помещается в РУ 10 кВ ПС рядом с панелью сигнализации. Номенклатура применяемого оборудования и трансформаторы на КТПН выпускается «Ижевским заводом высоковольтного оборудования ООО «Абсолют».

 

3.2 Выбор схемы питания городских ТП

 

Распределение электроэнергии от ПС «Ильменская» до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная сеть 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью [1].

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Критериями выбора являются надежность схемы электроснабжения, а также территориальное расположение потребителей относительно ПС и относительно друг друга.

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

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

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

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

При выборе схем система электроснабжения должна выполняться так, чтобы в нормальном режиме все ее элементы находились под нагрузкой с максимально возможным использованием их нагрузочной способности, применение резервных элементов, не несущих нагрузки, может быть допущено как исключение при наличии технико-экономических обоснований [1].

Для электроснабжения городов часто применяют схемы с использованием распределительного пункта, совмещенного с трансформаторной подстанцией. Проведем технико-экономическое сравнение схем с РП и без РП.

 

Согласно [2] электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м так как это дешевый и менее трудоемкий способ, при прокладке в траншее допускается укладывать до шести кабелей в одной траншее[2]. Для прокладки используем кабель марки ААБлУ-10.

 

 

Схема с установкой РП                                                         Схема без установки РП

Рисунок 1- Варианты схем распределительных сетей

 

3.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 10кВ

 

Для проверки кабеля на термическую устойчивость производится расчет токов короткого замыкания.

Схема замещения и результаты расчета приведены в части ЭС проекта.

Находим сопротивление систем:

Параметры:

ТДН-10000/110/10

Ток короткого замыкания на шинах подстанции «Ильменская»: I_кз=4,75 кА

Мощность короткого замыкания на шинах подстанции «Ильменская»: I_кз=86,39 МВА

S_ном=10 МВА, Uном=10,5кВ

Задаемся базисными величинами S_б=1000, U_б=10,5

 

Находим базисный ток:

 

                                             (3.1)

  Сопротивление системы:

                                                              (3.2)

 

Сопротивление линий 10 кВ:

 

                                        (3.3)

                                          (3.4)

                                          (3. 5)

                                        (3. 6)

                                             (3. 7)

                                          (3. 8)

Расчеты сопротивлений остальных линий аналогичны и сведены в части приложении 1 Таблица П7.

 

 

Начальное значение периодической составляющей:

 

                                             (3. 9)

                                    (3. 10)

                                   (3. 11)

  Результаты остальных расчетов токов КЗ сведены в части приложении 1 Таблица П8.

 

3.4 Электрооборудование ТП

 

Выбор коммутационного аппарата ячейки трансформатора.

Принимаем к установке ячейки КСО-366. Серия ячеек в металлических корпусах с выключателями нагрузки. Ячейки устанавливаются на стороне высокого напряжения в ТП. Оборудуется выключателями нагрузки ВНА-10. КСО выпускаются ООО «Абсолют», г. Ижевск.

Выключатели проверяются:

по номинальному напряжению:

U_уст £ U_ном;                                             (3.12)

 

по номинальному длительному току:

 

I_раб.max £ I_ном;                                             (3.13)

 

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости:

 

i_у £ i_пр.скв;                                               (3.14)

 

I_п.0 £ I_пр.скв;                                             (3.15)

 

где i_пр.скв, I_пр.скв – предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда и дей­ствующее значение), определяемые по каталогу; по термической стойкости:

 

В_к £ I_тер×t_тер,                                            (3.16)

 

где В_к – тепловой импульс по расчету; I_тер – предельный ток термической стойкости; t_тер — длительность протекания предельного тока термической стойкости, определяются по каталогу. Условие выбора по току отключения:

 

I_раб.max £ I_отк,                                           (3.17)

 

где I_отк — номинальный ток отключения выключателя нагрузки.

Отключающая способность выключателя нагрузки рассчитана на отклю­чение токов рабочего режима.

 

Предохранители выбираются:

по напряжению установки:

U_уст £ U_ном;                                               (3.18)

 

по току:

I_раб.max £ I_ном;                                             (3.19)

 

по конструкции и роду установки;

по току отключения:

I_п.0 £ I_отк.п,                                               (3.20)

 

 

где I_отк.п — предельный отключаемый ток (симметричная составляющая ).

Результаты выбора оборудования по стороне 10 кВ приведены в приложении 1 Таблица П10.

3.5 Выбор сечения кабельных линии 10 кВ

 

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагру­зок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транс­портных и других коммуникаций, типа грунта на территории микрорайона. Сечение кабелей 10 кВ определяем  по экономической плотности тока в зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки [2].

Проверяем по допустимому току кабеля в послеаварийном режиме работы с учетом условий его прокладки и допустимой перегрузки, потере напряжения и термической стойкости к токам короткого замыкания.

Расчетный ток кабельной линии:

 

                                             (3.21)

где -мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

 

                                         (3.22)

                                             (3.23)

                                            (3.24)

Сечение КЛ, определяемое по экономической плотности тока:

 

                                                     (3.25)

 

 

где  — экономическая плотность тока,   А/мм².

По результатам расчетов выбираем кабель, имеющий ближайшее стандартное сечение по отношению к .Для выбранного кабеля записываем допустимый ток

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

                                    (3.26)

 

где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [2]; поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [2].

Под послеаварийным режимом понимается режим, когда выходит из строя одна из двух КЛ, питающих потребители 1 и 2 категорий. При этом нагрузка на оставшуюся в работе линию удваивается, т.е. . Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

 

                                  (3.27)

 

где  — коэффициент перегрузки [2];  — число запараллеленых кабелей в кабельной линии.

Потеря напряжения в кабельной линии:

 

               (3.28)

 

где P_p, Q_p — расчетные активная и реактивная нагрузка; r_o, x_o — удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля; l — длина КЛ.

Проверку КЛ по термической стойкости к току короткого замыкания проводим в пункте «Выбор электрооборудования СЭС микрорайона» и принимаем окончательное сечение кабеля.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

 

                                        (3.29)

 

где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [2]; поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель.

Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

 

,                                    (3.30)

где  — коэффициент перегрузки [2];  — число запараллеленых кабелей в кабельной линии.

Производится проверка выбранных сечений кабеля в аварийных режимах: обрыв линии 1-2 или обрыв линии 1-8. Питание распределительной сети 10 кВ осуществляется от одной из двух секций шин 10кВ ПС «Ильменская». Расчет производится аналогично расчету в нормальном режиме. Нагрузка по кабелям распределяется равномерно в нормальном и аварийном режиме. Результаты приведены в приложении 1 Таблица П8.

 

3.6 Проверка кабелей 10 кВ на термическую устойчивость к токам короткого замыкания

 

При проверке кабелей ПУЭ рекомендует для одиночных кабелей место короткого замыкания принимать в начале линии, т.е. учитывается сквозной ток короткого замыкания.

Проверка сечения кабелей по термической стойкости производится по формуле:

 

                                             (3.31)              

 

где  В_к — тепловой импульс тока короткого  замыкания; С – расчетный коэффициент  С=90 А*с^1/2/мм² .

При проверке кабелей 10 кВ городских сетей на термическую стойкость t_n принимается равным действительному, которое слагается из выдержки времени релейной защиты линий 10 кВ и собственного времени отключающего аппарата.

                                            

                                             (3.32)

 

Проверяем выбранное сечение кабеля на участке ПС «Ильменская» – ТП-1 по термической устойчивости.

Расчетная точка короткого замыкания – К1.

 

 tр.з=1,2 с.; tn=1,23 с.

 

F_ст>F_терм.                                                (3.33)

Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по термической устойчивости.

 

3.7 Технико-экономическое обоснование схемы электроснабжения микрорайона (Организационно-экономический раздел)

 

Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов:  I – двухлучевая магистральная схема c РП и   II — двухлучевая магистральная схема без РП (рисунок 1).

В обоих вариантах схемы электроснабжения используются одинаковые ТП. Сравнение производится по затратам на КЛ и ячейки КСО.

Расчет производится по минимуму годовых приведенных затрат:

                                       (3.34)

где  Зi – приведенные годовые затраты по каждому варианту, т.руб.;

рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0,12;

Кi – капитальные первоначальные вложения по каждому варианту, т.руб.;

Сi – ежегодные эксплуатационные расходы i-го варианта. т.руб.;

 

Определение первоначальных капиталовложений по вариантам. Стоимость капитальных вложений определяется по сметной стоимости вариантов схем электроснабжения.

Расчет сметы на электромонтажные работы

Смета – предел затрат на сооружение объекта. Она должна:

 

1. Выявить совокупность трудовых, материальных и денежных затрат, необходимых для выполнения работ;
2. Быть исходным документом для их планирования;
3. Являться основой для финансирования и обеспечения хозрасчета на стройке;
4. Служить базовым документом для заключения договоров с подрядными строительно-монтажными организациями и предприятиями – поставщиками оборудования;
5. Являться документом, необходимым для организации контроля, анализа хозяйственной деятельности строительно-монтажных организаций, а также деятельности организаций – застройщиков.

 

Сметы бывают объектные и сводные.

Сводные сметы определяют общую стоимость работ, включая не только затраты на строительные, монтажные работы по проекту, но и работы по освоению территории строительства (вырубке просек, планировке территорий и т.д.), работы и затраты на дороги, связь, ограждение, освещение, перевозку грузов. Такие сметы состоят из 12 глав, которые включают в себя перечисленные сведения.

Объектные сметы составляются на отдельные виды работ и затрат, исходя из объемов строительных и монтажных работ и расценок, определяющих единичную стоимость этих работ.

Для учета частных особенностей производства и местных условий, при которых осуществляются работы, применяются различные коэффициенты и поправки. Кроме того, в объектные сметы включаются начисления, состоящие из накладных расходов, необходимых для организации и управления строительством, монтажными работами, и  плановых начислений (прибыли).

В экономической части дипломного проектирования рассчитана объектная смета, включающая в себя помимо оценки стоимости всего комплекса работ: строительных, монтажных и пусконаладочных, приведены материально – технические затраты.

Порядок расчета сметной стоимости работ.

 

Определяется сумма прямых затрат по структуре всех видов технических работ.

,                                               (3.35)

 

где С_пр.i – прямые затраты по элементам работ;  N – количество видов работ.

 

Определяется  общая сумма косвенных (накладных) затрат по работе.

 

,                                        (3.36)

                  

где С_ФОТ  –  сумма средств по фонду оплаты труда по всем элементам (видам) работ;  k_накл. – процент накладных расходов принятый, установленный по данному виду работ.

 

Определяется сметная прибыль работ.

 

,                                          (3.37)

 

где k_{смет.приб.} – процент сметной прибыли, установленный по данной работе.

 

Устанавливается  полная сметная стоимость работ в ценах 2001 года.

 

.                                       (3.38)

 

Корректируется полная сметная стоимость работ (при помощи специальных коэффициентов, приводящих расценки 2001 года к уровню сегодняшних цен).

 

,                                           (3.39)

 

где k_ц. — коэффициент, установленный для  приведения расценок 2001 года к уровню сегодняшних цен.

 

Устанавливается  полная сметная стоимость работ в ценах 2010 года с учетом налога на добавленную стоимость (НДС).

 

,                                 (3.40)

 

где 18% — ставка НДС для данного вида работ.

Смета на проведение монтажа электрооборудования приведена в приложении 2.

 

Определение ежегодных эксплуатационных расходов

 

           (3.41)

 

где     Сэ- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.руб.;

Со.т.- годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, тыс.руб.;

Сс.н.- отчисления на социальные нужды, т.руб.;

Ср.э.- годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, тыс.руб.;

Ср.с. – годовые затраты на ремонт строительной части, т.руб.;

Са – амортизационные отчисления на полное восстановление

(реновацию) от основных фондов, тыс.руб.;

Со.с- платежи по обязательному страхованию имущества, тыс.руб.;      Ск.р – затраты на оплату процентов по краткосрочным кредитам, тыс.руб.;

Спр – прочие расходы, тыс.руб;

Соб – общественные расходы, тыс.руб.

 

Определение стоимости потерь электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии определяем по действующему двухставочному  тарифу:

                                            (3.42)

,                                            (3.43)

где:  — стоимость потерь электроэнергии,

— поправочный коэффициент, для сетей 10 кВ =1,1

— основная ставка, плата за мощность при U_вн =10 кВ =903814 руб/МВт в мес.,

— стоимость одного потребленного МВт/ч электроэнергии при U_вн =10 кВ =904,31 руб.,

— сдвиг максимума нагрузки энергосистемы и максимума нагрузки микрорайона = 0,85.

,                                     (3.44)

где – потери активной мощности в кабельной линии, кВт;

= годовое число максимальных потерь, ч;

,                         (3.45)

где Тм – время использования максимальной нагрузки, ч;

Тм=3500 ч,

Потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, определяется по формуле:

,                               (3.46)

где  I – расчетный ток, протекающий по кабельной линии, А;

r – удельное сопротивление для кабеля;

l – протяженность кабельной линии.

Расчеты потерь мощности в кабельной линии для двух вариантов схем приведены в таблице 6.

Годовые потери электроэнергии по вариантам:

 

 

 

 

Затраты:

 

 

 

Таблица 6 –  Расчет потерь мощности в кабельных линиях

Расчет потерь для схемы без РП
Направление	r0	L	P	I	dU(%)	dP(кВт)
ПС Ильменская-тп1	0,326	1,081	3053,18	93,11	0,53	3,06
тп-1-тп-3	0,443	0,15	352,92	10,64	0,01	0,01
тп-1-тп-2	0,443	0,452	1727,20	53,02	0,17	0,56
тп-2-тп-4	0,443	0,165	476,22	14,61	0,02	0,02
ПС Ильменская-тп-7	0,443	1,393	2293,71	69,42	0,68	2,97
тп-7-тп-8	0,443	0,42	1267,91	38,21	0,11	0,27
тп-8-тп-5	0,443	0,338	770,38	23,11	0,06	0,08
тп-7-тп-6	0,443	0,241	522,46	15,85	0,03	0,03
Итого:						6,99
Расчет потерь для схемы с РП
Направление	r0	L	P	I	dU(%)	dP(кВт)
ПС Ильменская — ТП-2	0,258	1,081	5346,88	162,48	0,75	2,42
ТП-2 — ТП-1	0,443	0,452	1325,98	40,09	0,13	1,74
ТП-1 -ТП-3	0,443	0,15	352,92	10,64	0,01	0,58
ТП-2 — ТП-4	0,443	0,165	1246,60	37,70	0,04	0,63
ТП-4 — ТП-5	0,443	0,318	770,38	23,11	0,05	1,22
ТП-2 — ТП-6	0,443	0,26	1523,33	46,31	0,08	1,00
ТП-6 — ТП-7	0,443	0,241	1000,87	30,45	0,05	0,93
ТП-7 -ТП-8	0,443	0,42	497,53	15,10	0,04	1,61
Итого:						10,12

3.8 Выбор оборудования в ячейках питающих линий 10 кВ на ПС «Ильменская»

 

Проверка разъединителя.

 

Разъединители проверяются:

по номинальному напряжению:

 

U_уст £ U_ном;                                              (3.47)

 

по номинальному длительному току:

 

I_раб.max £ I_ном;                                             (3.48)

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости;

 

i_у £ i_пр.скв;                                                 (3.49)

I_п.0 £ I_пр.скв,                                               (3.50)

 

где i_пр.скв, I_пр.скв – предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда и дей­ствующее значение), определяемые по каталогу;

по термической стойкости:

 

В_к £ I²_тер×t_тер,                                              (3.51)

 

где В_к – тепловой импульс по расчету; I_тер – предельный ток термической стойкости; t_тер — длительность протекания предельного тока термической стойкости, определяются по каталогу.

Принимаем к установки в качестве шинных и линейных разъединителей, разъединители типа РВЗ-10.

 

Проверка выключателя.

Выключатели проверяют:

по номинальному напряжению:

 

U_уст £ U_ном;                                               (3.52)

 

по номинальному току

 

I_норм £ I_ном, I_max £ I_ном;                                      (3.53)

 

по отключающей способности.

По ГОСТ 687-78Е отключающая способность выключателя характеризуется следующими параметрами:

а) номинальным током отключения I_{отк.ном} в виде действующего значения периодической составляющей отключаемого тока;

б) допустимым относительным содержанием апериодической составляющей в токе отключения b_н, %;

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

 

I_п.t £ I_{отк.ном},                                              (3.54)

 

где I_п.t – действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени t, определяется расчетом.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания i_а.t в момент расхождения контактов t по условию:

                                 (3.55)

Если условие I_п.t £ I_{отк.ном} – соблюдается, а i_а.t > i_а.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току короткого замыкания:

                       (3.56)

 

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям

i_у  £ i_пр.скв= i_дин.                                             (3.57)

 

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

 

                                               (3.58)

где В_к – тепловой импульс по расчету; I_тер – предельный ток термической стойкости по каталогу; t_тер – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу.

 

Выбор трансформаторов тока.

 

Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются:

по номинальному напряжению:

 

U_уст £ U_ном;                                               (3.59)

 

по номинальному току:

 

I_раб.max £ I_1ном,                                            (3.60)

 

причем, номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости.

Электродинамическая стойкость в каталоге задана в одной из двух форм:

а) задан номинальный ток электродинамической стойкости i_дин (максимальное значение полного тока);

б) задана кратность номинального тока электродинамической стойкости в виде:

.                                           (3.61)

Условие проверки по электродинамической стойкости

 

i_у £ i_дин,                                                    (3.62)

или

 

i_у £ K_дин × ×I_1ном.                                            (3.63)

 

Термическая стойкость в каталоге задана также в одной из двух форм:

а) задана кратность номинального тока термической стойкости в виде

 

,                                                   (3.64)

 

и допустимое время t_тер протекания тока I_тер;

б) заданы номинальный ток термической стойкости I_тер и допустимое время его протекания t_тер.

Условие проверки по термической стойкости:

,                                 (3.65)

или

                                                 .                                          (3.66)

 

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

 

Трансформатор напряжения НТМИ-10, имеет мощность 120 В×А, что больше вторичной нагрузки на трансформатор. Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Трансформатор напряжения предназначен для питания катушек напряжения измерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю. Ячейки КРУ на ПС Ильменская укомплектовать трансформаторами напряжения НТМИ-10, класс точности 0,5. Этот трансформатор напряжения имеет две вторичные обмотки, одна из которых включена в звезду и к ней присоединяются катушки напряжения измерительных приборов, другая – соединена в разомкнутый треугольник и используется для контроля изоляции.

Трансформатор напряжения устанавливается на каждой секции сборных шин. К нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции.

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем из  [2].Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 7.

 

 

 

 

 

Таблица 7- Расчет нагрузки трансформатора напряжения

Прибор		Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Общая потребляемая мощность
								Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр (сборные шины)		Э-335	2	1	1	0	2	4	—
Счётчик комбинированный	Линии 10 кВ	CE-302R31	4,5	2	0,18	0,96	4	3,2	17,28
Итого								7,2	17,28

 

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами для упрощения расчётов принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с сечением алюминиевых жил 2,5 мм².

Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН 001-10УЗ (предохранитель кварцевый для трансформатора напряжения) и шинный разъединитель.

Выбранный ИТН типа НТМИ-10 удовлетворяет условиям выбора.

 

Таблица 8 – Выбор приборов учета

 

Видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Общее сопротивление приборов.

                                             (3.67)

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5.

 Ом.

 

Сопротивление контактов при трех приборах принимаем  Ом, тогда допустимое сопротивление проводов

                                     (3.68)

.

 

Для подстанций с  напряжением 10 кВ принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого в ячейке КРУ 10 кВ  l=4м  [4], т.к. трансформаторы тока соединены в неполную звезду, то .

(3.69)

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм². Схема включения приборов показана на Рисунке 4.

 

Рисунок 4 — Схема включения приборов в токовые цепи

 

 

 

4 Расчет сети 0,4 кВ

 

4.1 Выбор схемы распределительной сети 0,4 кВ

 

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II  категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями (рисунок 5).

 

 

Рисунок 5 – Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ

 

Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными, кабелем марки АВБбШв-1. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах [1].

 

Выбор сечения кабельных линий 0,4 кВ

 

Расчетный ток линии:

                                                 (4.1)

Проверку по потере напряжения производим согласно методике приведенной в [13].

                          

                           (4.2)

 

Допустимая потеря напряжения для сетей 0,4 кВ принимается 5% от номинального напряжения [13].

 

Расчет кабельной линии 0,4 кВ рассмотрим на примере жилого дома №31а по проспекту Макеева, питающегося от ТП№1 мощность трансформаторов 2х630 кВА. Электроснабжение осуществляется по двум кабелям.

 

Р_р.ж.д. = 161,58 кВт; cos  = 0,96; l = 0,07 км.

 

Найдем расчетный ток в линии:

           

 

Принимаем сечение кабеля по длительно допустимому току 95мм² I_д.доп=270 А.

Определяется расчетное значение потери напряжения:

 

 

Принимаем кабель марки АВБбШв-1 4х95.

Сечения кабельных линий остальных кабельных линий выбираются и проверяются аналогично. Результаты расчетов приведены в части приложении 1 Таблица П11.

 

4.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4кВ

 

При расчете токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ необходимо учитывать следующие факторы:

1. активное сопротивление электрической дуги в месте к.з
2. активное сопротивление контактов различных соединений

Расчет токов короткого замыкания производим согласно методике приведенной в [6].

Найдем ток короткого замыкания на шинах 0,4 кВ трансформатора ТП-1, зная мощность короткого замыкания на шинах ТП, определим сопротивление системы.

Найдем сопротивление системы:

 

                                           (4.3)

       

 

где U_{ср.ном.н} — среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, S_к — мощность короткого замыкания на шинах ТП-1.

Найдем сопротивления трансформатора:

 

                                        (4.4)

                              (4.5)

 

где ΔP_к.з — потери короткого замыкания; S_ном – номинальная мощность трансформатора; U_н.ном — номинальное напряжение обмотки НН; U_к.з — напряжение короткого замыкания трансформатора в %.

Сопротивление кабельных линий сопротивления линий примем из приложения источника [14]

 

                                                 (4.6)

                                                                      (4.7)

 

Линия от ТП-1 до ВРУ дома Макеева 31а так как дом наиболее приближен к ТП1.

 

 

Значение периодической составляющей тока к.з:

                                   (4.8)

 

Рассчитаем суммарные сопротивления схемы:

Для точки К1:

 

                              (4.9)

                                                    (4.10)

 

где R_к.в X_к.в — сопротивление катушек автоматических выключателей мОм на вводе трансформатора; R_пер — переходное сопротивление контактов автоматических выключателей мОм на вводе трансформатора.

 

X_Σ=1,94+8,63+0,1=10,67;

R_Σ=1,73+0,25+0,12=2,1;

 

 

Найдем R_д — переходное сопротивление дуги за трансформатором:

 

                                  (4.11)

                            (4.12)

                                                                      (4.13)

 

Найдем значение ударного тока короткого замыкания:

кА.

 

Тепловой импульс тока к.з:

 

кА²с.

 

Для точки  К2 возьмем дом Макеева 31а:

 

         (4.14)

                                 (4.15)

 

где R_к.в1 X_к.в1 — сопротивления катушек автоматических выключателей мОм на отходящей линии и вводе в дом; R_пер— переходное сопротивление контактов автоматических выключателей мОм на отходящей линии вводе в дом; R_т.т X_т.т— сопротивления многовитковых трансформаторов тока в ТП на отходящей линии и вводе в дом мОм; R_л X_л – сопротивления отходящей линии мОм.

Сопротивления всех элементов схемы принимаем из приложений источника [14].

X_Σ=1,94+8,63+0,1+1,5+2,4+1,66=16,23мОм;

 

R_Σ=1,73+0,25+0,12+10,43+2,6+1,3+1,5+12,4=30,33мОм.

 

Ток короткого замыкания для точки К2:

 

 

 

Найдем значение ударного тока короткого замыкания:

 

кА.

 

Тепловой импульс тока к.з:

 

кА.

 

Результаты расчетов приведены в части приложении 1 Таблица П12.

 

4.3 Выбор электрического оборудования в сети  0,4 кВ

 

Аппараты, которые предназначены для отключения токов КЗ могут по условиям своей работы отключать короткозамкнутую цепь, должны, кроме того, обладать способностью производить эти операции при всех возможных токах КЗ.

Стойкими при токах КЗ являются те аппараты и проводники, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов, не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.

К установке принимаем автоматические выключатели типа ВА53

Селективные автоматы, действующие с выдержкой времени при коротком замыкании, проверяются:

по напряжению установки:

 

U_уст £ U_ном;                                              (4.16)

 

по току нагрузки:

 

I_раб.max £ I_ном;                                             (4.17)

 

по конструктивному выполнению;

по условию:

 

I_п.0 £ I_отк,                                               (4.18)

 

где I_п.0 — действующее значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в начальный момент; I_отк – действующее значение предельного тока отключения автоматического выключателя;

 

по электродинамической стойкости:

i_у £ i_пр.скв.                                              (4.19)

По термической стойкости проверяются только селективные автоматы

 

,                                          (4.20)

где i_пр.с – амплитудное значение предельного тока короткого замыкания; I_тер – предельный ток термической стойкости; t_тер – время протекания тока термической стойкости. Эти параметры определяются по каталогам и справочникам.

 

Выбор автоматов на вводе и отходящих линии ТП сводим в таблицу 9

 

Таблица 9 – Выбор автоматов на вводе отходящих линий ТП

№ п/п	Imax	Iкз	iуд	Выключатель	Iуст	Iдин	Iнаиб
ТП-1	910	3,46	5,15	ВА53-41	1000	50	50
ТП-2	1156	3,66	5,18	ВА53-43	1600	50	50
ТП-3	361	2,95	4,17	ВА53-41	400	50	50
ТП-4	578	3,26	4,6	ВА53-41	630	50	50
ТП-5	910	3,41	4,83	ВА53-41	1000	50	50
ТП-6	578	3,03	4,29	ВА53-41	630	50	50
ТП-7	578	3,29	4,65	ВА53-41	630	50	50
ТП-8	578	3,15	4,45	ВА53-41	630	50	50

 

Выбор остальных аппаратов производится аналогично, и сводим в части приложении 1 Таблица П13.

5 Разработка энергосберегающих мероприятий

 

Энергосберегающая политика является государственным приоритетом. Под термином «энергосбережение» следует понимать комплекс правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мероприятий, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов.

Существует ряд мероприятий обеспечивающих экономию электроэнергии. К ним относятся:

1. Внедрение автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). Использование систем дистанционной диагностики может заменить существующие плановые предупредительные ремонты, оборудование будет выводиться в ремонт не по графику, а именно тогда, когда оно действительно требует ремонта.

2. Замена устаревших приборов учета на новые. Это позволит более точно вести коммерческий учет. Установка дополнительных приборов учета на потребительских ТП позволит отслеживать хищения электроэнергии.

3. В существующих городских сетях чаще всего используются кольцевые схемы электроснабжения. Исторически сложившиеся точки разрыва не всегда расположены оптимально. В таких сетях существуют обратные перетоки мощности, что приводит к дополнительным потерям.

Вышеизложенные мероприятия представляется возможным просчитать только при наличии данных о перетоках мощности за год, которыми я не располагаю.

4. В трансформаторах присутствуют реактивные потери, они приводят к дополнительной загрузке линий, а следовательно и к увеличению потерь активной энергии.

На территории выбранного мной для проектирования участка в настоящее время расположено 22 потребительские подстанции. Трансформаторы, находящиеся в работе на 13 из них, сильно устарели. Потери электроэнергии в них значительны, и замена их на новые приведет к ощутимой экономии электроэнергии.

Потери в трансформаторах вычисляются по формулам:

ΔР_т. = N∙(ΔР_хх + ∙ ΔР_кз),                                       (5.1)

ΔQ_т. = N∙                                (5.2)

                                            (5.3)

Таблица 10 – Сравнение потерь активной электроэнергии в трансформаторах

 

5. Компенсация реактивной мощности. В руководящих документах компенсация реактивной мощности не предусмотрена как обязательное мероприятие. Однако, в связи с растущими тарифами на электроэнергию и, как следствие, увеличением стоимости потерь, этот вопрос становится актуальным.

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле:

                                              (5.4)

где ΔP_КЗ – потери короткого замыкания трансформатора, S_ном.тр – номинальная мощность трансформатора, U_ном.тр – номинальное напряжение трансформатора, N – число трансформаторов на ТП. 12RT=∆PРєР·в€™UРЅРѕРј2SРЅРѕРј2″>

Активное сопротивление кабельной линии:

 

                                                    (5.5)

 

где R₀ – удельное сопротивление линии, Ом/км, l – длина линии, км, N_л – число параллельных кабельных линий.

Рассчитаем стоимость потерь:

                                         (5.6)

где 12Оґ»> =1,07 – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности; 12О±=198в€™12=2376- «> основная ставка тарифа, руб/кВт 12в€™»> год;

12ОІ=0,95- «> стоимость одного кВт·ч электроэнергии, руб/кВт·ч;

12kM=∆Pэ∆Pм≈1-«>                                             (5.7)

Отношение потерь активной мощности 12∆PРј»> _э в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям 12∆PРј»> _м активной мощности предприятия определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы; 12П„=2886 С‡.- «> годовое число часов максимальных потерь.

                                          (5.8)

Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

— для высоковольтных БК (10 кВ):

                                  (5.9)

— для низковольтных БК (0,4 кВ):

                                             (5.10)

где E_н∑ – коэффициент амортизационных отчислений, для БК он равен 0,223, K_нбк (K_вбк) – капиталовложения на 1Мвар низковольтных (высоковольтных) БК, ΔP_нбк (ΔP_вбк) – удельные потери активной мощности в НБК (ВБК) на генерацию одного Мвар, кВт/Мвар.

                                               (5.11)

Определение активных эквивалентных сопротивлений

Рисунок 6 – Схема замещения магистральной линии с четырьмя ответвлениями

Рисунок 7 – Схема замещения магистральной линии с пятью ответвлениями

Эквивалентная проводимость точки 1 схемы (рисунок 6) определяется по формуле:

                                             (5.12)

                                         (5.13)

                                          (5.14)

                                          (5.15)

                                         (5.16)

                                          (5.17)

                                   (5.18)

                            (5.19)

                      (5.20)

Аналогично рассчитываем эквивалентные сопротивления для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 11.

 

 

 

Таблица 11 – Расчет эквивалентных сопротивлений

	Nт	Sном	Rл	Rт	Pкз	Rэ
ТП-1	2	630	0,08	0,60	7,60	1,32
ТП-2	2	800	0,09	0,68	10,80	1,64
ТП-3	2	250	0,03	0,70	5,60	1,61
ТП-4	2	400	0,04	1,12	5,60	2,82
ТП-5	2	630	0,05	0,60	7,60	1,21
ТП-6	2	400	0,06	0,70	5,60	1,24
ТП-7	2	400	0,05	0,70	5,60	1,18
ТП-8	2	400	0,08	0,70	5,60	1,07

 

Определение реактивной мощности источников:

                                        (5.21)

 

Результаты расчетов сводим в таблицу 12.

Таблица 12 – Расчет мощностей НБК

 

 

 

Рассчитаем экономию электроэнергии на потерях в КЛ и трансформаторах:

                                        (5.22)

                                  (5.23)

           (5.24)

             (5.25)

Результаты расчетов сведем в таблицу 13.

Таблица 13 – Экономия электроэнергии после установки НБК

 

Рассчитаем в денежном эквиваленте экономию потерь от передачи реактивной мощности.

                                                   (5.26)

 

6 Релейная защита

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

—  автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы с помощью выключателей; если повреждение (например: замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.

—  реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например: перегрузку); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

С целью снижения капиталовложений на выключатели и устройства релейной защиты применяют плавкие предохранители, выбирают с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток (нагрузки), номинальный ток отключения, то есть ток короткого замыкания);

—  обеспечивают требуемую селективность и чувствительность;

—  не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР) и ограничения области повреждения системы.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

—  при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивают требуемую селективность и чувствительность

—  защита действует в качестве резервной

Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита [20]. От междуфазных замыканий, защиту выполняют в трехфазном исполнении. Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю действующую на сигнал.

Проектом предусматривается защита кабельных линий 10 кВ при помощи блоков микропроцессорной релейной защиты SEPAM, трансформаторов предохранителями ПКТ-10 с высокой стороны, а с низкой стороны защита автоматическими выключателями ВА53 с полупроводниковым расцепителем сверхтоков и защита отходящих линий 0,4 кВ предохранителями ПН-2. В качестве источников оперативного тока служат трансформаторы тока и трансформаторы напряжения

Схема действия релейной защиты на одном участке сети 10/0,4 представлена на рисунке 6.

 

Расчет карты селективности начинаем с наиболее удаленной точки короткого замыкания.

При выборе плавкой вставки необходимо руководствоваться следующим условием:

Номинальный ток плавкой вставки должен быть равен или больше расчетного тока для данного участка.

Отходящая линия 0,4 кВ к жилому дому №42 по ул. Богдана Хмельницкого защищается предохранителями ПН-2, плавкая вставка 100 А.

Рабочий ток в линии 130 А.

Максимальный расчетный ток в линии 260 А.

Номинальный ток плавкой вставки рассчитывается по формуле:

;

.

Принимаем к установке предохранитель ПН-

 

Рисунок 6 – Схема защиты на выбранном участке сети

 

 

Рассчитаем токи срабатывания и уставки защиты  низкой стороны трансформатора в ТП-5 автоматический выключатель ВА53-41-1000 I_.ном=1000А с полупроводниковым расцепителем.

 

Ток срабатывания защиты третьей ступени:

 

I^III _с.з2=1·1000=1000А.

 

Ток срабатывания защиты второй ступени:

 

А.

 

Ток срабатывания защиты первой ступени:

 

А.

 

Время срабатывания защиты:

 

                                                        (6.8)

Защита трансформатора выполняется предохранителем ПКТ-10, 80 А.

Номинальный ток трансформатора 36 А.

Максимальный рабочий ток 50,4 А.

Для защиты силового трансформатора мощностью 630 кВА при  помощи предохранителей ПКТ-10 ток плавкой вставки рекомендуется принимать 80 А [18].

Расчет защиты кабельной линии.

 

Согласно ПУЭ на линиях 10 кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

 

МТЗ с независимой выдержкой времени

1) Для выполнения защиты примем микропроцессорный блок защиты Sepam. Защита отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего по линии при отключенной параллельной линии и включенном секционном выключателем.

2) Максимальный рабочий ток линии, необходимый для выбора трансформаторов тока, примем равным длительно допустимому току кабеля.

 

                                        (6.18)

 

где n_Л – число кабельных линий

 

 

В аварийном режиме в течении ремонта допускается перегружать кабель на 25%. I_ДОПЛ = 206,5 А – допустимый длительный ток кабеля ААБлУ-10 (3х70). К установке принимаем трансформатор тока ТОЛ-10; I_1Н = 200 А, I_2Н = 5 А. Коэффициент трансформации трансформатора тока:

 

                                                      (6.19)

 

3)    Ток срабатывания защиты

 

                                       (6.20)

А

 

здесь к_ОТС = 1,1 – коэффициент отстройки;

к_В = 0,96 – коэффициент возврата;

к_З = 1,1.

4)    ток срабатывания реле:

                                            (6.21)

 А.

 

6) Коэффициент чувствительности в основной зоне проверяем по току двух фазного КЗ в конце кабельной линии (на шинах ТП-5):

 

                                              (6.22)

.

 

Принимаем к установке реле Sepam, у которого ток срабатывания устанавливается пользователем.

 

Время срабатывания предыдущей ступени 0,8 с.

Время срабатывания защиты:

;                                            (6.23)

с.

 

Токовая отсечка без выдержки времени.

Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором ее тока срабатывания Iс.о большим, чем максимальное значение тока КЗ  при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи:

 

А.

Коэффициент чувствительности отсечки, согласно ПУЭ должен быть равен не менее 2. [2].

Достаточная чувствительность защиты будет обеспечена при условии

I_с.о. ≤ 2056 А, тогда k_ч ≤ 2. Принимаем I_с.о.=2000 А.

 

 

Защита от однофазных замыканий на землю.

Так как сеть 10 кВ – сеть с малыми токами замыкания на землю, то защита выполняется с действием на сигнал.

1)    принимаем к установке микропроцессорный блок защиты Sepam, в котором предусмотрена данная защита, у которого ток срабатывания устанавливается пользователем.

2)    измерительным органом является трансформатор тока нулевой последовательности типа CSH 120.

3)    для кабеля марки ААБлУ-10 (3х70) удельный емкостной ток однофазного замыкания на землю I_С0 = 1,4 А/км. Ток срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания, защиты от броска собственного емкостного тока линии при внешних КЗ. Тогда ток нулевой последовательности линии.

 

;                                          (6.24)

А.

 

Ток срабатывания защиты

 

                                           (6.25)

А.

 

к_ОТС = 2 –  коэффициент отстройки для защиты без выдержки времени

4)    проверку чувствительности не производим, так как неизвестен ток утечки для всей сети предприятия, определяемый экспериментально.

5)    вычислять ток срабатывания реле нет необходимости, так как коэффициент трансформации трансформатора тока нулевой последовательности можно сделать таким, чтобы ток срабатывания реле находился в диапазоне срабатывания блока Sepam.

7 Расчет контура заземления ТП 10/0,4 кВ

 

Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции следует применять, по крайней мере, одну из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение и т.д.

Заземление следует применять во всех электроустановках напряжением выше 1кВ, а также в электроустановках до 1кВ с изолированной нейтралью.

Назначение защитного заземления состоит в том, чтобы обеспечить между корпусами заземляемого электрооборудования и землей электрическое соединение с достаточно малым сопротивлением, и тем самым снизить до безопасного значения напряжение прикосновения во время замыкания на корпус оборудования.

Для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, сопротивление заземляющего устройства, при линейном напряжении 380 В, в любое время года должно быть не более 4 Ом.

Рассчитаем заземляющее устройство для трансформаторной подстанции ТП-3, для остальных ТП расчет будет полностью аналогичен.

Предполагается сооружение заземляющего устройства с внешней стороны здания ТП с расположением вертикальных электродов по ее периметру. В качестве вертикальных заземлителей принимаем, стальной уголок 50х50х5 и длиной 3 м, которые вбиваются в грунт. Верхние концы электродов, погруженные на глубину 0,6 м. Предварительно, с учетом площади, занимаемой ТП, намечаем расположение заземлителей — по периметру с расстоянием между вертикальными электродами равным 3 — 4,5 м.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей по выражениям:

r_р.г=ρ_уд К_с.г ;                                             (7.1)

r_р.в=ρ_уд К_с.в  ,                                            (7.2)

где ρ_уд — удельное сопротивление грунта, которое для микрорайона берется равным ρ_уд=100 Ом∙м, (тип почвы — суглинок);

К_с.г и К_с.в — повышающие коэффициенты сезонности для горизонтальных и вертикальных электродов.

Для грунта средней влажности (коэффициент К₂) эти коэффициенты равны К_с.г=2,3; К_с.в=1,3.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:

 ,                  (7.3)

где l — длина электрода, l=3 м;

d – ширина полки, d=0,05 м;

t -расстояние от поверхности земли до середины электрода, t=0,5 3+0,6=2,1 м.

Определим примерное число вертикальных заземлителей по формуле:

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов (шина полосовая 40´4 мм) по формуле:

,                                     (7.5)

где К_и.г. — коэффициент использования горизонтальных соединительных электродов в контуре из вертикальных электродов, К_и.г.=0,3;

l -общая длина горизонтальных электродов, для принятого типа ТП l=85м;

t — расстояние до поверхности земли, t=0,6 м;

b — ширина полосы, b=0,04 м.

Ом.

Тогда сопротивление 14 вертикальных заземлителей будет равно:

.

Общее сопротивление заземлителя с таким количеством электродов будет:

  ,                                 (7.6)

Ом.

Полученное сопротивление меньше 4 Ом, т.е. рассчитанный заземлитель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Схема выполнения заземляющего контура показана на рисунке 7.

Рисунок 7 — Схема заземляющего контура ТП

8 Заключение

 

В дипломном проекте произведён расчет электроснабжения  северной части Машгородка. В ходе проектирования был произведен выбор  числа и местоположения семнадцати двухтрансформаторных подстанций с единичной мощностью от 250 до 800 кВА. Было выбрано основное силовое оборудование на напряжения 10 кВ  и 0,4 кВ. В частности, на ТП установлены ячейки КСО-366 укомплектованные выключателями нагрузки, панели распределительных щитов серии ЩО-70 на напряжение 0,4 кВ укомплектованные блоками рубильник-предохранитель марки РПС. Был проведен расчет токов короткого замыкания, по итогам которого была  произведена проверка выбранного оборудования на термическую и электродинамическую стойкость. В специальной части проекта был рассмотрен вопрос об энергосбережении. Решение данного вопроса осуществляется путем замены трансформаторов на ТП, что сокращает потери электроэнергии во время ее преобразования. В разделе экономики было произведено сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения и по принятым вариантам составлены сметы на электромонтажные работы. В разделе релейной защиты был выполнен расчет карты селективности защит  одного из участков сети. Рассмотрены вопросы безопасности работ в электроустановках. Проект выполнен согласно ПУЭ и других действующих правил и нормативов, использовалось только современное оборудование и кабельно-проводниковая продукция.

Библиографический список

 

1. Инструкция по проектированию городских электрических сетей.-РД34.20.185.94 ,1999г. — 31с.

2. Правила устройства электроустановок., седьмое издание , сибирское университетское издательство; 2007г. — 510с.

3. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.- СП-31-110-2003 г. — 138c.

4. Козлов В.А., Билик Н.И.  Справочник по проектированию систем энергоснабжения городов.- Л.: Энергия, 1984 г.- 275с.

5. Неклепаев Б. Н., Крючков И.П.  Расчет токов короткого замыкания и выбор электрического оборудования.- М.:ACADEMA,2006 г. — 410с.

6. Столбов Ю.А. Переходные процессы в электроэнергетических системах Учебное пособие с примерами и иллюстрациями. Челябинск, ЮУрГУ,2000г. — 251с

7. Номенклатурный каталог основных изделий, группа компаний ЭЛЕКТРОЩИТ ТМ  Самара, 2007г. — 85с

8. Гайсаров Р.В., Лисовская И.Т. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. — Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2002г. — 61 с.

9. Электронный справочник электротехнического оборудования., Версия 2.0  Разработчики: Научный руководитель Гайсаров Р.В, Студенты: Щелконогов А.Е., Каюков С.И., Локтюшин К.Н.(Э-580, 2004г.)

10. Прайс лист ЭТМ  в электронном виде на январь 2008г.

11. Герасименко А.А, Федин В.Т Передача и распределение электрической энергии.- Ростов –на Дону .: Феникс, 2006 г .- 720с.

12. ГОСТ 28249-93 Методы расчета токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.,1993г. — 56с

13 СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение 1995г. — 38с

14. Быков В.Г Справочные материалы для проектирования электрического освещения.- Челябинск  2006г. — 140с.

15.Пособие по расчету и проектированию естественного и искусственного и совмещенного освещения (к СНиП II-4-79).,1979г. — 138с

16. Кожевников А.А Экономика и управление в энергетике- М.: Академия, 2003 г.- 450 с.

17. Андреев В.А.  Релейная защита и автоматика систем электроснабжения.- М.: Высшая школа, 2006г.- 496с

18. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты. — Л.: Энергоиздат  2003г. — 239 с.