Разработка системы электроснабжения 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск

Репьев Дмитрий Сергеевич

Разработка системы электроснабжения 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск

Работа посвящена актуальной проблеме разработки системы электроснабжения 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск в связи со строительством гостинично-жилого фонда для чемпионата мира по футболу 2018 г.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 5baccd257966e1073081bf5f

UUID: e4e858e0-a47e-0136-beb8-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: около 6 лет назад

Просмотры: 34

Репьев Дмитрий Сергеевич

Источник: федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н. П. Огарёва"

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,3 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 6 1 Характеристика объекта и задачи работы 7 1.1 Общая характеристика 2-го микрорайона 7 1.2 Краткая характеристика сооружений 2 микрорайона 8 1.3 Задачи работы 10 2 Расчет системы электроснабжения микрорайона 11 2.1 Расчет электрических нагрузок жилых и общественных зданий 11 2.1.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий 11 2.1.2 Расчет электрических нагрузок общественных зданий 14 2.2 Выбор напряжения сетей и режима нейтрали 16 2.3. Расчет электрических нагрузок распределительных линий до 1 кВ 17 2.4 Расчет количества и мощности трансформаторных подстанций 18 2.4.1 Расчет количества трансформаторных подстанций 18 2.4.2 Расчет мощности трансформаторных подстанций 20 2.5 Расчет месторасположения трансформаторных подстанций 23 2.6 Выбор схемы распределительных сетей 0,38-10 кВ 26 2.7 Расчет электрических нагрузок сети 10 кВ и центров питания 27 2.8 Электрический расчет распределительных сетей 29 2.8.1 Электрический расчет распределительных сетей 29 2.8.2 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 10 кВ по допустимому длительному току 31 2.8.3 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 10 кВ по допустимому отклонению напряжения 32 2.8.4 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях 10 кВ 34 2.8.5 Расчет сечения жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ 41 2.8.6 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току 42 2.8.7 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. 43 Лист 4 Дата 5Л

2.8.8 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях до 1 кВ 45 2.9 Выбор и проверка электрооборудования 52 2.9.1 Выбор и проверка автоматических выключателей 10 кВ 52 2.9.2 Выбор и проверка автоматических выключателей 0,4 кВ 58 2.9.3 Выбор вводных распределительных устройств потребителей 62 3 Расчет и проверка оборудования подстанции ПС 110/10 кВ «Посоп» 66 3.1 Краткая характеристика подстанции 66 3.2 Определение загрузки силовых трансформаторов подстанции 68 3.3 Проверка электрооборудования ЗРУ 10 кВ 69 3.4 Расчет измерительных трансформаторов тока для ячеек отходящих линий 72 3.5 Проверочный расчет токов срабатывания релейной защиты 75 4 Технико-экономические показатели 80 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 84 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 85 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 5 Дата 5Л

ВВЕДЕНИЕ Объектом разработки является система электроснабжения 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск. С электротехнической точки зрения при создании системы электроснабжения большой интерес представляет качество электроснабжения. Кроме основных показателей качества электрической энергии, таких как стабильность частоты и напряжения, синусоидальность напряжения, а так же симметрия фаз, немаловажную роль играет надежность электроснабжения. В Республике Мордовия началось строительство 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск. Это повлечет изменение и перераспределение электрических нагрузок. Электроснабжение потребителей 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск предусматривается от построенной в этом районе РТП. Целью бакалаврской работы является разработка системы электроснабжения 2 микрорайона, района «Юбилейный» г. Саранск, расчет линии электропередачи от подстанции ПС 110/10 кВ «Посоп» до РТП, от РТП до потребительских ТП, расчет и проверка электротехнического оборудования указанных подстанций. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 6 Дата 5Л

1 Характеристика объекта и задачи работы 1.1 Общая характеристика 2-го микрорайона В г. Саранск Республики Мордовия ведется строительство 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный». Строительство микрорайона позволит восполнить недостаточность существующего гостиничного номерного и жилого фонда для выполнения рекомендаций и требований Международной Федерации Футбольных Ассоциаций (FIFA), установленных в Заявочной книге «Россия – 2018» и Соглашении «Об участии в организации и проведении Кубка Мира™ ФИФА 2018 и Кубка Конфедераций ФИФА 2017», заключенном между FIFA, АНО «Организационный комитет «Россия – 2018» и Администрацией города Саранска 4 октября 2012 года. Схема расположения 2 микрорайона, района «Юбилейный» г. Саранск представлена на рисунке 1.1. Строительство микрорайона повлечет изменение и перераспределение электрических нагрузок в районе строительства. Рисунок 1.1 – Схема расположения 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 7 Дата 5Л

1.2 Краткая характеристика сооружений 2 микрорайона В микрорайоне 2 располагаются жилые и общественные здания и коммунально-бытовые предприятия. Характеристика жилых зданий микрорайона приведена в таблице 1.1. Характеристика общественных зданий и коммунальнобытовых предприятий микрорайона приведена в таблице 1.2. Таблица 1.1 – Характеристика жилых зданий микрорайона. Количество Поз. Подъ ездов Количество Этажей Квартир NЭ NКВ NП Тип плит лифтов на Категория подъезд / по надежно- мощность, сти. кВт Элек- 28,29,30,31,32,33 1 16 90 триче- 2/6(9) II 4/6(9) II 2/6(9) II 3/6 II 3/6 II 4/6(9) II ский Элек7,8,9,10 2 16 120 трический Элек- 22,23,24,25,26 1 16 122 трический Элек- 2,4,11,13 1 18 140 трический Элек- 1,3,12,14 1 16 108 трический Элек- 15,17,18,19,20,21 2 8,14 98 трический БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 8 Дата 5Л

Таблица 1.2 – Характеристика общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий микрорайона Поз. Общественное здание 6 Средняя школа 16,27 Детский сад 5 Медицинское учреждение 34 Торговый центр Ед. изм. Учащихся Воспитанников Больных Площадь торгового зала Количеств. пока- Категория по затель М надежности 500 II 350 II 500 I 1900 II Объекты электроснабжения 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск относятся к I и II категориям по надежности электроснабжения (приложение 2 [14]). Электроснабжение потребителей строящегося 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск планируется от распределительного пункта (РТП). В качестве источника электроснабжения принимается подстанция ПС 110/10 кВ «Посоп», от которой до проектируемого РТП предполагается прокладка четырех взаимно резервируемых КЛ-10 кВ. Электроснабжение распределительных подстанций для электроснабжения сооружений 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск предполагается выполнить от двух секций РУ-10 кВ РТП по двум взаимно резервируемым кабельным линиям 10 кВ. Переключение с рабочего на резервный ввод нагрузок I и II категории производится автоматически через станции АВР 0,4 кВ. Климатическая зона умеренно-континентальная. Зона по ветру и гололеду умеренная. Температурный максимум: Tmax  37 °С, Tmin  49 °С. Толщина снежного покрова: 25-30 см. Глубина промерзания грунта: 1,48 м. Занимаемая площадь микрорайона: 0,482 км2. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 9 Дата 5Л

1.3 Задачи работы На основании характеристики и анализа объекта были поставлены следующие задачи: а) рассчитать электрические нагрузки жилых и общественных зданий микрорайона; б) выбрать напряжения сетей и режим нейтрали; в) рассчитать количество и мощность трансформаторных подстанций; г) рассчитать месторасположение трансформаторных подстанций; д) выбрать схемы распределительных сетей 0,38-10 кВ; е) рассчитать электрические нагрузки сети 10 кВ и центра питания; ж) выбрать и проверить электрооборудование; з) выполнить электрический расчет распределительных сетей; и) рассчитать, выбрать и проверить электротехническое оборудование подстанции ПС 110/10 кВ «Посоп»; к) рассчитать технико-экономические показатели. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 10 Дата 5Л

2 Расчет системы электроснабжения микрорайона 2.1 Расчет электрических нагрузок жилых и общественных зданий 2.1.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий Расчет нагрузки жилых зданий и сооружений выполняется согласно главе 2.1 [14]. Выполним расчет для жилых зданий 28-33 (таблица 1.1). Электрическая нагрузка квартир, кВт определяется по формуле: Ркв  Pкв. удп , (2.1) где Pкв . уд – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий), кВт/квартира, (таблица 2.1.1) [14]; п – количество квартир. Удельные расчетные электрические нагрузки на дом для промежуточного числа квартир определяются методом интерполяцией. Ркв1  2,16  90  194,4 кВт. В домах не выше 20 этажей расчетная нагрузка санитарно-технических устройств может быть найдена из выражения (4.15) [18]: Pст.у.д  0,05  nкв , (2.2) где nкв – количество квартир в доме. Определим нагрузку санитарно-технических устройств: Pст.у.д1  0,05  90  4,5 кВт. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 11 Дата 5Л

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств, кВт, определяется по формуле: Рст.у n  kc Pст.уi , (2.3) 1 где k с – коэффициент спроса, (таблица 2.1.3) [14]; Pст.уi – установленная мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств, кВт. Выполним расчет мощности электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств: Рст.у1  0,85  4,5  3,83 кВт. Мощность лифтовых установок, кВт, определяется по формуле: Р р. л n  k c  Pнi , (2.4) 1 где k c – коэффициент спроса (таблица 2.1.2) [14]; n – количество лифтовых установок; Pнi – установленная мощность электродвигателя лифта, кВт, для грузовых лифтов 9 кВт, для пассажирских 6 кВт. Выполним расчет мощности лифтовых установок: Рр. л1  0,9 15  13,5 кВт. Расчетная нагрузка силовых электроприемников, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 12 Дата 5Л

Рс  Р р. л  Рст. у , (2.5) где Р р. л – мощность лифтовых установок, кВт; Рст. у – мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Рст. у , кВт Выполним расчет нагрузки силовых электроприемников: Рс1  13,5  3,83  17,33 кВт. Расчетная электрическая нагрузка жилого дома, кВт по формуле: Р р.ж.д  Ркв  k у Pc , (2.6) где k у – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, принимается равным 0,9. Определим расчетную электрическую нагрузку жилого дома: Рр.ж.д1  194,4  0,9 17,33  210 кВт. Расчетная реактивная нагрузка на вводе жилого дома, с силовыми электроприемниками, по формуле: Q р.ж.д  Pкв tg кв  k у Pп. л tg п. л  Pcт. у tgст. у , (2.7) где tg кв , tg п. л , tg ст. у – расчетные коэффициенты реактивной мощности квартир, лифтовых установок и электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств (таблица 2.5) [14]. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 13 Дата 5Л

Определим расчетную реактивную нагрузку на вводе жилого дома: Qр.ж.д1  194,4  0,2  0,913,5 1,17  3,83  0,75  55,68 кВАр. Полная расчетная нагрузка на вводе жилого дома, кВА, определяется по формуле: 2 2 . S р.ж.д  Pр.ж.д  Q р.ж.д (2.8) Определим полную расчетную нагрузку на вводе жилого дома: S р.ж.д1  2102  55,72  217,26 кВА. Для остальных жилых зданий расчет производится аналогично и сводится в таблицу 2.1. Таблица 2.1 – Электрические нагрузки жилых зданий Позиция по Кол-во Pкв , Рс , Р р .л , Рст.у , Р р.ж.д , Q р.ж.д , плану квартир кВт/кв. кВт кВт кВт 28,29,30,31,32,33 90 194,40 17,33 13,5 3,83 209,99 55,68 217,26 7,8,9,10 120 231,60 29,10 24 5,1 257,79 75,03 268,49 22,23,24,25,26 122 234,24 18,69 13,5 5,19 251,06 64,56 259,23 2,4,11,13 140 264,60 22,15 16,2 5,95 284,54 73,99 294 1,3,12,14 108 209,52 20,79 16,2 4,59 228,23 62,06 236,52 15,17,18,19,20,21 98 191,10 28,17 24 4,17 216,45 66,3 226,38 кВт S р.ж.д , кВАр кВА 2.1.2 Расчет электрических нагрузок общественных зданий Расчет нагрузки жилых зданий и сооружений выполняется согласно главе 2.2 [14]. Выполним расчет для здания 6 (таблица 1.2). БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 14 Дата 5Л

Расчетные нагрузки на вводе в типовые общественные здания массового строительства оценочно можно определять по укрупненным удельным нагрузкам: Pр.оз  Pр.оз. уд M , (2.9) где Pр.оз. уд – удельная расчетная нагрузка общественного здания на единицу количественного показателя (рабочее место, площадь торгового зала, килограмм продукции и т.п.), кВт/показатель, (таблица 2.2.1) [14]; M – количественный показатель. Определим нагрузку на вводе в типовые общественные здания: Pр.оз1  0,25  500  125 кВт. Расчетная реактивная нагрузка на вводе общественного здания вычисляется по формуле: Q р.оз  Pр .оз tgоз , (2.10) где tg оз – коэффициент реактивной мощности общественного здания (таблица 2.2.1) [14]. Определим расчетную реактивную нагрузку на вводе общественного здания: Qр.оз1  125  0,38  47,5 кВАр. Полная расчетная нагрузка на вводе общественного здания, кВА, определяется по формуле: 2 2 S р.оз  Pр.оз  Q р.оз . БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. (2.11) Лист 15 Дата 5Л

Определим полную расчетную нагрузку на вводе общественного здания: S р.оз1  1252  47,52  133,72 кВА. Для остальных общественных зданий расчет производится аналогично и сводится в таблицу 2.2. Таблица 2.2 – Электрическая нагрузка общественных зданий Поз. Общественное здание Pр.оз. уд M Pр.оз tgоз Q р.оз S р.оз 6 Средняя школа 0,25 500 125 47,5 0,38 133,72 16,27 Детский сад 0,46 350 161 40,25 0,25 165,96 0,43 500 180 77,4 0,43 195,94 0,25 1900 304 145,92 0,48 337,21 5 34 Медицинское учреждение Торговый центр 2.2 Выбор напряжения сетей и режима нейтрали Напряжение системы электроснабжения города должно выбирается с учетом наименьшего количества ступеней трансформации энергии. В новых районах застройки напряжение распределительных сетей выше 1 кВ принимаем 10 кВ. Городские электрические сети выше 1 кВ до 35 кВ должны выполняться трехфазными. Режим работы нейтрали и компенсация емкостного тока в этих сетях должны приниматься согласно требованиям ПУЭ. Согласно главе 2 [17] работа электрических сетей напряжением 1-35 кВ может предусматриваться с изолированной нейтралью. Городские электрические сети до 1 кВ должны выполняться с глухим заземлением нейтрали напряжением 380/220 В (раздел 3 [14]). БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 16 Дата 5Л

В городских распределительных сетях следует применять трансформаторы со схемой соединения обмоток треугольник-звезда. 2.3. Расчет электрических нагрузок распределительных линий до 1 кВ Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий, кВт, определяется по формуле (глава 2.3 [14]): n Pр .л 0 ,4  Pзд.max   k уi Pздi , (2.12) 1 где Pзд. max – наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт; Pздi – расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; k уi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов (таблица 2.3.1) [14]. Определим расчетную электрическую нагрузку линии до 1 кВ: Pр. л 0, 4  304  0,9  209,99  6  0,9  257,79  4  0,9  251,06  5  0,7  284,54  4  0,7  228,23  4  0,9  216,45  6  0,7  125  0,8  161  2  0,8  180  6589,42 кВт. Расчетная реактивная электрическая нагрузка линии до 1 кВ, квар, определяется по формуле: n Q р .л 0 ,4  Qзд.max   k уi Qздi . (2.13) 1 Определим расчетную реактивную электрическую нагрузку линии до 1 кВ: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 17 Дата 5Л

Qр. л0, 4  145,92  0,9  55,68  6  0,9  75,03  4  0,9  64,56  5  0,7  73,99  4  0,7  60,06  4  0,9  66,3  6  0,7  47,5  0,8  40,25  2  0,8  77,4  1905,8 квар. Полная расчетная нагрузка линии до 1 кВ, кВА, определяется по формуле: S р. л0, 4  Pр2. л0, 4  Q р2. л 0, 4 . (2.14) Определим полную расчетную электрическую нагрузку линии до 1 кВ: S р. л 0, 4  6589,422  1905,82  6859,49 кВА. 2.4 Расчет количества и мощности трансформаторных подстанций 2.4.1 Расчет количества трансформаторных подстанций Выполним расчет количества трансформаторных подстанций, распределим объекты электроснабжения района между ТП. Плотность нагрузок микрорайона определяется по формуле:  S м кр Fм кр , (2.15) где S м кр – расчетное значение мощности нагрузок микрорайона, кВА, принимается равной S р.л 0, 4 ; Fм кр – общая площадь микрорайона, 0,482 км2. Определим плотность нагрузок микрорайона:  6859,49  14231,31 кВА/км2. 0,482 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 18 Дата 5Л

Экономически целесообразную мощность трансформаторов ТП, кВА, определяется по формуле: S тр.эк  1,453  2 , (2.16) Определим экономически целесообразную мощность трансформаторов ТП: S тр.эк  1,453 14231,312  851,53 кВА. Выбираем трансформатор мощностью 1000 кВА. Так как в микрорайоне присутствуют потребители II и I категории надежности электроснабжения принимаем по 2 трансформатора в ТП, nТП  2 . Ориентировочное число ТП определяется по формуле: N ТП  S м кр K зн S тр.эк nТП , (2.17) где K зн – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном рабочем режиме, принимается 0,6-0,9; nТП – количество трансформаторов в ТП. Определим число трансформаторных подстанций: NТП  6859,49  5,75  6 шт. 0,7  851,53  2 Распределяем жилые и общественные здания, расположенные в районе, по трансформаторным подстанциям и заносим в таблицу 2.3 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 19 Дата 5Л

Таблица 2.3 – Распределение объектов электроснабжения района между ТП Число и мощность транс- ТП Позиции объектов форматоров 1 2х1000 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33 2 2х1000 22, 23, 24, 25, 26, 34 3 2х1000 15, 17, 18, 19, 20, 21 4 2х1000 6, 7, 8, 9, 10 5 2х1000 1, 2, 3, 4, 5 6 2х1000 11, 12, 13, 14, 16 2.4.2 Расчет мощности трансформаторных подстанций Выполним расчет мощности трансформаторной подстанции ТП-1. Расчетная активная электрическая нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП-1, кВт, определяется по формуле (глава 2.3 [14]): n PТП 0, 4  Pзд. max   k уi Pздi , (2.18) 1 где Pзд. max – наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт; Pздi – расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; k уi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов (таблица 2.3.1) [14]. Определим расчетную активную электрическую нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП-1: P1ТП 0,4  209,99  1  209,99  5  0,8  161  1388,76 кВт. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 20 Дата 5Л

Расчетная реактивная электрическая нагрузка на шинах 0,4 кВ на ТП-1, квар, определяется по формуле: n QТП 0, 4  Qзд. max   k уi Qздi . (2.19) 1 Определим расчетную реактивную электрическую нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП-1: Q1ТП 0, 4  55,68  1  55,68  5  0,8  40,25  366,26 квар. Полная расчетная нагрузка на шинах 0,4 кВ на ТП-1, кВА, определяется по формуле: SТП 0, 4  Pр2. л0, 4  Q р2. л 0, 4 . (2.20) Определим полную расчетную электрическую нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП-1: SТП 0, 4  1388,762  366,262  1436,24 кВА. Проверка ТП по действительному коэффициенту загрузки проводится согласно выражению: K зн  SТП 0, 4 . nТП Sтр.н (2.21) Действительный коэффициент загрузки K зн должен быть в диапазоне 0,60,9. Определим действительный коэффициент загрузки ТП-1: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 21 Дата 5Л

K зн  1436,24  0,72 . 2  1000 Коэффициент загрузки ТП-1 в послеаварийном режиме при отключении в результате аварии одного из трансформаторов вычисляется по формуле: K зпер  SТП 0, 4 S тр.н nТП  1 . (2.22) Согласно главе 4.3.13 [14] допускается перегрузка трансформаторов: для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ – аварийный режим – до 1,7-1,8 номинальной мощности. Определим коэффициент загрузки ТП-1 в послеаварийном режиме: K зпер  1436,24  1,44 . 1000  2  1 Аналогично определяются мощность, коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режиме для ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5, ТП-6. Полученные данные заносим в таблицу 2.4. Таблица 2.4 - Электрическая нагрузка и коэффициенты загрузки ТП № ТП Расчетная Расчетная Расчетная активная реактивная полная Количество мощность мощность мощность и мощность ТП, кВт, ТП, кВАр, ТП, кВА, тр-ров в ТП PТП 0, 4 QТП 0, 4 SТП 0, 4 Коэффициент Коэффициент загрузки в загрузки в по- нормальном слеаварийном режиме режиме 1 1388,76 366,26 1436,24 2х1000 0,72 1,44 2 1433,75 436,46 1498,71 2х1000 0,75 1,49 3 1298,69 397,82 1358,26 2х1000 0,68 1,36 4 1118,66 333,39 1167,28 2х1000 0,58 1,17 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 22 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.4 № ТП Расчетная Расчетная Расчетная активная реактивная полная Количество мощность мощность мощность и мощность ТП, кВт, ТП, кВАр, ТП, кВА, тр-ров в ТП PТП 0, 4 QТП 0, 4 SТП 0, 4 Коэффициент Коэффициент загрузки в загрузки в по- нормальном слеаварийном режиме режиме 5 1032,59 267,88 1066,77 2х1000 0,53 1,07 6 1017,39 267,07 1051,86 2х1000 0,53 1,05 2.5 Расчет месторасположения трансформаторных подстанций На рисунке 2.1 представлены объекты, подлежащие электроснабжению во 2 микрорайоне, района «Юбилейный», г. Саранск. Y C 140 130 ТП-5 1 120 7 3 2 110 4 5 8 100 6 ТП-4 9 11 90 13 12 15 80 14 70 10 17 ТП-6 21 18 16 20 19 60 28 22 ТП-3 50 29 24 40 27 30 30 31 РТП (ТП-1) 23 ТП-2 26 25 32 20 33 34 10 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 X Рисунок 2.1 – План района с координатной сеткой БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 23 Дата 5Л

В таблицу 2.5 занесем координаты расположения объектов электроснабжения микрорайона согласно рисунку 2.1 и расчетную нагрузку объектов, с учетом распределения по трансформаторным подстанциям. Таблица 2.5 – Координаты расположения объектов электроснабжения ТП ТП1 ТП2 ТП3 ТП4 Объект электро- Расчетная нагрузка снабжения Pр.i , кВт Координаты объекта, о.е. xi yi 33 209,99 95 13 32 209,99 98 25 31 209,99 71 31 30 209,99 75 44 29 209,99 48 50 28 209,99 49 62 27 161 111 42 22 251,06 152 68 23 251,06 152 52 24 251,06 136 49 25 251,06 136 32 26 251,06 120 29 34 304 114 14 21 216,45 130 75 20 216,45 119 67 19 216,45 104 66 18 216,45 94 72 17 216,45 91 86 15 216,45 69 93 6 125 133 114 10 257,79 169 86 9 257,79 172 102 8 257,79 174 117 7 257,79 172 134 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 24 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.5 ТП ТП5 ТП6 Объект электро- Расчетная нагрузка снабжения Pр.i , кВт Координаты объекта, о.е. xi yi 2 284,54 23 140 1 228,23 32 128 4 284,54 61 129 3 228,23 48 123 5 180 72 120 13 284,54 48 87 14 228,23 42 98 11 284,54 12 97 12 228,23 23 104 16 161 73 74 Расчет координат выполним на примере ТП-1. Координаты местоположения трансформаторной подстанции соответствуют координатам центра электрических нагрузок объектов, питаемых от данной подстанции, и определяются по формулам: n xТП   Pр.i xi i 1 n  Pр.i ; (2.23) . (2.24) i 1 n yТП   Pр.i yi i 1 n  Pр.i i 1 Определяем координаты местоположения ТП: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 25 Дата 5Л

xТП1  209,9995  98  71  75  48  49  161  111  77,01 мм, 209,99  6  161 yТП1  209,9913  25  31  44  50  62  161  42  38,01 мм. 209,99  6  161 Расчет для остальных ТП производится аналогично, результаты сводятся в таблицу 2.6. Таблица 2.6 – Координаты месторасположения трансформаторных подстанций Координаты объекта, мм ТП xi yi ТП-1 77,01 38,01 ТП-2 134,29 39,76 ТП-3 101,17 76,50 ТП-4 158,62 107,91 ТП-5 45,72 128,93 ТП-6 36,80 93,02 2.6 Выбор схемы распределительных сетей 0,38-10 кВ Так как основными потребителями электроэнергии являются потребители II категории надежности электроснабжения, то принимаем двухлучевую автоматизированную схема сети с согласно направленными магистралями 10 кВ (рисунок 2.2) и петлевую схему сети 0,38 кВ (глава 4 [17]). Выбранные схемы выполнены в графической части проекта. На рисунке 2.2 применены условные обозначения: ИП – источник питания; ТП – трансформаторная подстанция; ВРУ – вводное распределительное устройство; АВР – автоматическое включение резерва. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 26 Дата 5Л

ТП 1 ТП 2 ТП 3 ТП 4 Рисунок 2.2 – Двухлучевая автоматизированная схема с согласно направленными магистралями. 2.7 Расчет электрических нагрузок сети 10 кВ и центров питания Схема распределительной сети 10 кВ микрорайона представлена на рисунке 2.3. Цифрами обозначены номера линий. Рисунок 2.3 – Схема распределительной сети 10 кВ. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 27 Дата 5Л

Расчетная электрическая нагрузка городской сети 10 кВ учетом совмещения максимумов нагрузок определяется по формуле: n Pр. л10  k у  PТПi . (2.25) 1 где k у – коэффициент совмещения максимумов нагрузки ТП (таблица 2.4.1) [14]. Определим расчетную электрическую нагрузку городской сети 10 кВ: Pр. л10  0,85  1433,75  1118,66  2169,55 кВт. Расчетные электрические нагрузки на шинах 10 кВ ЦП определяются с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий по формуле: n PЦП10  k у  Pр. л10 , (2.26) 1 где k у – коэффициент совмещения максимумов нагрузки городской распределительной сети и сети промышленных предприятий (таблица 2.4.2 [14]). Так как в нашем случае расчетная нагрузка промпредприятий к суммарной нагрузке городской сети менее 0,2, то k у  1. Определим расчетную электрическую нагрузку на шинах 10 кВ ЦП. PЦП10  1  1388,76  1433,75  1298,69  1118,66  1032,59  1017,39  7289,85 кВт. Результаты расчета электрических нагрузок сети 10 кВ и центров питания сведем в таблицу 2.7. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 28 Дата 5Л

Таблица 2.7 – Электрическая нагрузка городских сетей 10(6) кВ и центров питания Расчетная № ЦП № линии Количество Коэффициент активная трансформа- совмещения мощ- торов максимумов ность, Расчетная Полная реактивная расчетная мощность, мощность, кВАр кВА кВт 1 1 4 0,85 2169,55 654,37 2266,09 2 2 0,9 1006,79 300,5 1050,55 3 6 0,8 2678,94 746,22 2780,93 4 4 0,85 1742,49 454,71 1800,84 5 2 0,9 929,33 241,09 960,10 6 12 1 7289,85 2068,88 7577,74 2.8 Электрический расчет распределительных сетей 2.8.1 Электрический расчет распределительных сетей Сечения проводов ВЛ и жил кабелей должны выбираться по экономической плотности тока в нормальном режиме (пункт 5.1.1 [14]). Для расчета экономически целесообразного сечения воспользуемся расчетной схемой распределительной сети 10 кВ (рисунок 2.3). Сечение кабеля по экономической плотности тока в зависимости от металла проводника и числа часов использования максимума нагрузки определяется по формуле: Fр  Iр J эк , (2.27) где I – расчетный максимальный ток, А; J эк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2. Нормированное значение экономической плотности тока принимаем 1,2 А/мм2, т.к. число часов использования максимума нагрузки в год более 5000 ч. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 29 Дата 5Л

Расчетный максимальный ток, А, определяется по формуле: Iр  Sр 3U л , (2.28) где S р – расчетная максимальная мощность линии, кВА, принимается по таблица 8.1; U л – номинальное напряжение линии, кВ. Выполним расчет на примере линии №1 (таблица 2.7). Определим расчетный максимальный ток, А: I р1  2169,55  130,83 А. 3  10 Согласно найденному максимальному расчетному току определим экономическое сечение кабеля: Fр1  130,83  109,03 мм2. 1,2 Для остальных участков расчетный максимальный ток и экономическое сечение кабеля определяется аналогично и сводится в таблицу 2.8. Таблица 2.8 – Результаты расчета сечений проводов КЛ и жил кабелей распределительных сетей 10(6) кВ № участка Расчетная максимальная мощность участка S р , кВА Расчетный максимальный ток I р , А Экономически целесообразное сечение F р , мм2 Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме работы, шт Длительно Стандартдопустимый ное сечение 2 ток I доп , А Fст , мм 1 2266,09 124,60 103,84 2 3х120 295 2 1050,55 57,77 48,14 2 3х70 210 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 30 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.8 № участка Расчетная максимальная мощность участка S р , кВА Расчетный максимальный ток I р , А Экономически целесообразное сечение F р , мм2 Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме работы, шт Длительно Стандартдопустимый ное сечение 2 ток I доп , А Fст , мм 3 2780,93 152,91 127,43 2 3х150 335 4 1800,84 99,02 82,52 2 3х120 295 5 960,10 52,79 43,99 2 3х70 210 6 7577,74 416,67 347,22 4 3х240 465 2.8.2 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 10 кВ по допустимому длительному току Сечения проводов ВЛ и жил кабелей должны проверяться по допустимому длительному току (пункт 5.1.1 [14]). Проверка кабельных линий по допустимому длительному току проводится по условию: K1K 2 K 3 K 4 K 5 I доп  I р , (2.29) где K1 – пoпpaвoчный кoэффициeнт нa количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, принимаем равный 0,9; K 2 – пoпpaвoчный кoэффициeнт на допустимую перегрузку в послеаварий- ном режиме (пункт 1.3.6 [13]). Для кабелей напряжением до 10 кВ с поливинилхлоридной изоляцией принимаем равный 1,15; K 3 – пoпpaвoчный кoэффициeнт на фактическую температуру среды прини- маем равный 0,94; K 4 – пoпpaвoчный кoэффициeнт на тепловое сопротивление грунта прини- маем равный 1; K 5 – пoпpaвoчный кoэффициeнт на отличие номинального напряжения кабе- ля от номинального напряжения сети, принимается 1. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 31 Дата 5Л

Проведем проверку кабельной линии для 1 участка. Проверка в аварийном режиме не требуется, т.к. выбор проводника производился без учета схемы резервирования, резервирование будет осуществляться аналогичным кабелем. 0,9  1,15  0,94  1  1  295  124,6 А. Проверка остальных участков КЛ проводится аналогично, результаты сводятся в таблицу 2.9. Таблица 2.9 – Результаты проверки КЛ по длительно допустимому току № участка Расчетный максимальный ток I р , А Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме, шт Стандартное сечение Fст , мм2 Длительно допустимый ток I доп , А Длительно допустимый ток с учетом коэффициентов I доп расч , А Результат проверки 1 124,60 2 3х120 295 287,01 проходит 2 57,77 2 3х70 210 204,31 проходит 3 152,91 2 3х150 335 325,92 проходит 4 99,02 2 3х120 295 287,01 проходит 5 52,79 2 3х70 210 204,31 проходит 6 416,67 4 3х240 465 1809,59 проходит 2.8.3 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 10 кВ по допустимому отклонению напряжения Потеря напряжения на участке, %, определяется по формуле: U  Sр U л2 l (r cos  x sin  ) , (2.30) где S р – расчетная максимальная мощность участка, ВА; U л – номинальное напряжение линии, В; БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 32 Дата 5Л

l – длина участка, км; r , x – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления, Ом/км. Определим потери напряжения на участке 1 (рис. 2.3) в нормальном режиме: U1  2266,09  0,22  (0,258  0,92  0,081  0,43)  0,62 %. 2  10,52 Потери напряжения на остальных участках линии рассчитываются аналогично и сводятся в таблицу 2.10. Проверка в аварийном режиме проводится аналогично, результаты сводятся в таблицу 2.11. Потери напряжения в нормальном режиме не должны превышать 5 %, а в аварийном 10 % [4]. Таблица 2.10 – Результаты проверки сечений, жил кабелей распределительных сетей 10 кВ, по допустимому отклонению напряжения нормальном режиме Расчетная № участка Потеря максимальная Длина мощность участка участка S р , l , км кВА Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме, шт Стандартное сечение 2 Fст , мм r, х, Ом/км Ом/км напряжения в нормальном режиме U р , % 1 2266,09 0,22 2 3х120 0,258 0,081 0,62 2 1050,55 0,38 2 3х70 0,443 0,086 0,80 3 2780,93 0,15 2 3х150 0,206 0,079 0,42 4 1800,84 0,36 2 3х120 0,258 0,081 0,80 5 960,10 0,26 2 3х70 0,443 0,086 0,50 6 7577,74 1,17 2 3х240 0,129 0,075 3,03 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 33 Дата 5Л

Таблица 2.11 – Результаты проверки сечений, жил кабелей распределительных сетей 10 кВ, по допустимому отклонению напряжения нормальном режиме Расчетная максимальная № мощность участка участка S р , Потеря Длина участка l , км кВА Кол-во кабелей в линии, в авар. режиме, шт Стандартное сечение 2 Fст , мм r, х, Ом/км Ом/км напряжения в нормальном режиме U р , % 1 2266,09 0,22 1 3х120 0,258 0,081 1,23 2 1050,55 0,38 1 3х70 0,443 0,086 1,61 3 2780,93 0,15 1 3х150 0,206 0,079 0,85 4 1800,84 0,36 1 3х120 0,258 0,081 1,60 5 960,10 0,26 1 3х70 0,443 0,086 1,01 6 7577,74 1,17 2 3х240 0,129 0,075 6,07 2.8.4 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях 10 кВ Для расчета токов трехфазного короткого замыкания составляется расчетная схема (рисунок 2.4) подстанции с указанием элементов, влияющих на значение тока КЗ. На основании расчетной схемы составляется схема замещения (рисунок 2.5). Т. к. подстанция относится к электроустановкам с напряжением свыше 1 кВ, то расчет токов КЗ будем производить в относительных единицах с приближенным приведением параметров схемы замещения (главы 5, 6, 7 [5]). Базисную мощность принимаем равной 1000 МВ·А. Определим значение базисного тока, кА Iб  Sб , 3U б (2.31) где U б – базисное напряжение ступени, на которой предполагается короткое замыкание, кВ. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 34 Дата 5Л

W1 ПС 110/10 «Посоп» Т1 1 с.ш. К1 W2 К2 1 с.ш. РТП Рисунок 2.4 – Расчетная схема для расчета токов КЗ. Ес Хс Хл1 Хтр1в ПС 110/10 «Посоп» Хтр1н 1 с.ш. К1 Хл2 1 с.ш. К2 РТП Рисунок 2.5 – Схема замещения для расчета токов КЗ. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 35 Дата 5Л

Базисный ток: Iб  1000  54,986 кА. 3  10,5 Далее определим сопротивления основных элементов схемы замещения в относительных единицах. Сопротивление системы определим по выражению: хC  Sб 3U срN I ном.откл , (2.32) где U срN – среднее номинальное напряжение той ступени напряжения, на которой находится элемент, кВ; I ном.откл – номинальный ток отключения выключателя, присоединенного к шинам энергосистемы, кА. хC  1000  0,419 . 3  115  12 Сопротивление линии электропередачи определим по выражению: х л  x удl Sб , 2 U ср N (2.33) где x уд – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км; l – длина линии, км. Определим сопротивление воздушной линии, соединяющий подстанцию с энергосистемой: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 36 Дата 5Л

х л1  хл 2  0,42  7  1000  0,222 . 115 2 Сопротивление обмотки высшего напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой определим по выражению: хтр1в 2 0,125u к% U ном Sб ,  2 100 S ном U ср .N (2.34) где u к% – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; S ном – номинальная мощность трансформатора, МВА. 0,125·10,5 115 2 1000   0,525 . 100 25 115 2 хтр1в Сопротивление обмоток низшего напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой определим по выражению: хтр1н хтр1н 2 1,75u к% U ном Sб  , 2 100 S ном U ср .N (2.35) 1,75·10,5 115 2 1000   7 ,350 . 100 25 115 2 Активное сопротивление обмотки высшего напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой определим по выражению: r*тр1в 2 0,5PKU ном Sб  , 2 2 S ном 1000 U ср .N БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. (2.36) Лист 37 Дата 5Л

где Pк – потери короткого замыкания, кВт. rтр1в 0,5·120 115 2 1000   0,096 . 1000 25 2 115 2 Активное сопротивление обмоток низшего напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой определим по выражению: r*тр1н 2 PKU ном Sб  2 , 2 S ном1000 U ср .N rтр1н 120 115 2 1000   0,192 . 1000 25 2 115 2 (2.37) Сопротивления первого и второго трансформаторов равны, поскольку трансформаторы одного типа. Периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания для каждой токи КЗ определяется по выражению: I п0  E Iб , x рез (2.38) где x рез – сопротивление элементов схемы до точки КЗ в о.е.; E – ЭДС источника, о.е. I п0  1 54,986  6,449 кА. 8,52 Ударный ток короткого замыкания определяется по выражению: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 38 Дата 5Л

i у  kУ 2I п0 , (2.39) где kУ – ударный коэффициент тока КЗ. Для определения ударного коэффициента используем выражение: k у 1 e - 0 ,01 Ta , (2.40) где Ta – эквивалентная постоянная время затухания апериодической составляющей тока КЗ, с. Значение эквивалентная постоянная время затухания апериодической составляющей может быть определено по выражению: Ta  X рез   R рез , (2.41) где X рез – индуктивное результирующее сопротивление схемы замещения, Ом; R рез – активное результирующее сопротивление схемы замещения, Ом;  – циклическая частота, рад/с. Ta  8,516  0,065 с, 314  0,415 kу 1 e - 0 ,01 0, 065  1,858 , iу  1,858 2 6,449  16,895 кА. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 39 Дата 5Л

Для определения теплового импульса, выделяющегося при коротком замыкании, используется выражение: Bk  I п2.0 (  Tа ) , (2.42) где  – время действия релейной защиты, с. Время действия релейной защиты, а, следовательно, и продолжительность протекания тока КЗ определяется по выражению:   t р.з  t с.в.  n  t , (2.43) где t с.в . – собственное время отключения выключателя, с; t р.з – время действия релейной защиты, с; n – количество ступеней селективности; t – продолжительность ступеней селективности, с. Для ячеек отходящих линий:   0,01  0,045  0  0.3  0,055 с. Bk  6,4492 (0,055  0,065)  5,004 кА2·с. Точке короткого замыкания К1 соответствует короткое замыкание на шинах 10 кВ ПС 110/10 «Посоп», точке К2 соответствует КЗ на шинах 10 кВ «РТП». Для остальных ТП 2 микрорайона района «Юбилейный» расчет производится аналогично. Результаты расчетов тока короткого замыкания сводятся в таблицу 2.12. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 40 Дата 5Л

Таблица 2.12 – Результаты расчета токов КЗ на шинах 10 кВ Точка КЗ Посоп x рез , о.е. 8,516 ( 3) , кА I п0 6,449 РТП 9,312 ТП-2 Bk , кА2с 1,858 i у , кА 16,895 5,004 5,799 1,548 12,657 5,436 9,474 5,640 1,467 11,665 5,030 ТП-3 9,420 5,702 1,502 12,080 5,187 ТП-4 9,770 5,240 1,292 9,550 4,205 ТП-5 9,887 5,164 1,285 9,357 4,080 ТП-6 9,684 5,438 1,390 10,656 4,602 kУ 2.8.5 Расчет сечения жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ Расчет производится аналогично пункту 2.8.1, результаты расчетов сводятся в таблицу 2.13. Таблица 2.13 – Результаты расчета сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ Расчетная № участка макси- Расчетный Экономически мальная макси- целесообраз- мощность мальный ное сечение участка ток I р , А F р , мм2 Стандартное Длительно до- сечение Fст , пустимый ток мм2 I доп , А S р , кВА 33-32 434,50 201,9 240,40 3x240 248 31-30 434,50 201,9 240,40 3x240 248 29-28 434,50 201,9 240,40 3x240 248 27 165,96 154,3 183,64 3x185 184 22,23 518,45 240,9 286,86 3x240 281 25-24 518,45 240,9 286,86 3x240 281 26 259,23 120,5 143,43 3x150 153 34 337,21 156,7 186,57 3х240 219 21-20 452,75 210,4 250,50 3х240 248 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 41 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.13 Расчетная № участка макси- Расчетный Экономически мальная макси- целесообраз- мощность мальный ное сечение участка ток I р , А F р , мм2 Стандартное Длительно до- сечение Fст , пустимый ток мм2 I доп , А S р , кВА 19-18 452,75 210,4 250,50 3х240 248 15-17 452,75 210,4 250,50 3х240 248 10-9 536,98 249,6 297,11 3х240 281 7-8 536,98 249,6 297,11 3х240 281 6 133,72 124,3 147,97 3x150 153 1-2 530,52 246,6 293,53 3х240 281 3-4 530,52 246,6 293,53 3х240 281 5 195,94 182,1 216,82 3х240 219 13-14 530,52 246,6 293,53 3х240 281 11-12 530,52 246,6 293,53 3х240 281 16 165,96 154,3 183,64 3x185 184 2.8.6 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току Проверка кабельных линий по допустимому длительному току проводится аналогично пункту 2.8.2, без учета поправочного коэффициента на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме K 2 . Результаты проверки сводятся в таблицу 2.14. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 42 Дата 5Л

Таблица 2.14 – Результаты проверки сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току Расчетный максималь№ участка ный ток Iр,А Стандартное сечение Fст , мм2 Длительно допустимый ток I доп , А Длительно допустимый ток с учетом коэффициентов I доп расч , Результат проверки А 33-32 201,9 3x240 440 372,24 проходит 31-30 201,9 3x240 440 372,24 проходит 29-28 201,9 3x240 440 372,24 проходит 27 154,3 3x185 380 321,48 проходит 22,23 240,9 3x240 440 372,24 проходит 25-24 240,9 3x240 440 372,24 проходит 26 120,5 3x150 335 283,41 проходит 34 156,7 3х240 440 372,24 проходит 21-20 210,4 3х240 440 372,24 проходит 19-18 210,4 3х240 440 372,24 проходит 15-17 210,4 3х240 440 372,24 проходит 10-9 249,6 3х240 440 372,24 проходит 7-8 249,6 3х240 440 372,24 проходит 6 124,3 3x150 335 283,41 проходит 1-2 246,6 3х240 440 372,24 проходит 3-4 246,6 3х240 440 372,24 проходит 5 182,1 3х240 440 372,24 проходит 13-14 246,6 3х240 440 372,24 проходит 11-12 246,6 3х240 440 372,24 проходит 16 154,3 3x185 380 321,48 проходит 2.8.7 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения Потеря напряжения на участке, %, определяется аналогично пункту 2.8.3, результаты расчетов сводятся в таблицы 2.15 и 2.16. Потери напряжения в нор- БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 43 Дата 5Л

мальном режиме не должны превышать 5 %, а в аварийном 10 % [4]. Расчет производится для вводного кабеля наибольшей длины. Таблица 2.15 – Результаты проверки сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения в нормальном режиме Расчетная № участка Отклонение максималь- Длина ная мощ- участка ность участ- l , км Стандартное сечение Fст , мм2 напряжения r , мОм/м х , мОм/м в нормальном режиме U р , % ка S р , кВА 33-32 217,25 0,1 3x240 0,13 0,0587 2,18 31-30 217,25 0,078 3x240 0,13 0,0587 1,70 29-28 217,25 0,202 3x240 0,13 0,0587 4,40 27 82,98 0,109 3x185 0,169 0,0596 1,13 22,23 259,23 0,127 3x240 0,13 0,0587 3,30 25-24 259,23 0,066 3x240 0,13 0,0587 1,72 26 129,61 0,071 3x150 0,208 0,0596 1,38 34 168,60 0,157 3х240 0,13 0,0587 2,66 21-20 226,38 0,134 3х240 0,13 0,0587 3,04 19-18 226,38 0,04 3х240 0,13 0,0587 0,91 15-17 226,38 0,174 3х240 0,13 0,0587 3,95 10-9 268,49 0,111 3х240 0,13 0,0587 2,99 7-8 268,49 0,087 3х240 0,13 0,0587 2,34 6 66,86 0,178 3x150 0,208 0,0596 1,79 1-2 265,26 0,092 3х240 0,13 0,0587 2,45 3-4 265,26 0,092 3х240 0,13 0,0587 2,45 5 97,97 0,152 3х240 0,13 0,0587 1,49 13-14 265,26 0,092 3х240 0,13 0,0587 2,45 11-12 265,26 0,092 3х240 0,13 0,0587 2,45 16 82,98 0,191 3x185 0,169 0,0596 1,99 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 44 Дата 5Л

Таблица 2.16 – Результаты проверки сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения в аварийном режиме Расчетная № участка Отклонение максималь- Длина ная мощ- участка ность участ- l , км Стандартное сечение Fст , мм2 напряжения r , мОм/м х , мОм/м в аварийном режиме U р , % ка S р , кВА 33-32 434,50 0,1 3x240 0,13 0,0587 4,36 31-30 434,50 0,078 3x240 0,13 0,0587 3,40 29-28 434,50 0,202 3x240 0,13 0,0587 8,80 27 165,96 0,109 3x185 0,169 0,0596 2,27 22,23 518,45 0,127 3x240 0,13 0,0587 6,60 25-24 518,45 0,066 3x240 0,13 0,0587 3,43 26 259,23 0,071 3x150 0,208 0,0596 2,77 34 337,21 0,157 3х240 0,13 0,0587 5,31 21-20 452,75 0,134 3х240 0,13 0,0587 6,09 19-18 452,75 0,04 3х240 0,13 0,0587 1,82 15-17 452,75 0,174 3х240 0,13 0,0587 7,90 10-9 536,98 0,111 3х240 0,13 0,0587 5,98 7-8 536,98 0,087 3х240 0,13 0,0587 4,69 6 133,72 0,178 3x150 0,208 0,0596 3,58 1-2 530,52 0,092 3х240 0,13 0,0587 4,90 3-4 530,52 0,092 3х240 0,13 0,0587 4,90 5 195,94 0,152 3х240 0,13 0,0587 2,99 13-14 530,52 0,092 3х240 0,13 0,0587 4,90 11-12 530,52 0,092 3х240 0,13 0,0587 4,90 16 165,96 0,191 3x185 0,169 0,0596 3,98 2.8.8 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях до 1 кВ Для расчета токов короткого замыкания для каждой линии составляется расчетная схема и схема замещения (рис. 2.6, 2.7), на которые наносятся необхо- БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 45 Дата 5Л

димые данные и указываются точки короткого замыкания. Расчет производится в соответствии с главами ГОСТ 28249-93 [3]. QF-1 QF-2 Рисунок 2.6 – Расчетная схема распределительной сети 0,4 кВ К1 EC RТ 1 ХC RKQF 1 RQF 1 Х Т1 RKШ RШ X QF 1 XШ К2 RQF  2 RKQF2 RККЛ RКЛ XQF2 Х КЛ Рисунок 2.7 – Схема замещения распределительной сети 0,4 кВ Расчет токов короткого замыкания производится в следующей последовательности. Активное rт и индуктивное xт сопротивления обмоток силовых трансформаторов. Значения активных и индуктивных сопротивлений нулевой последовательности принимают равными значениям сопротивлений прямой последовательности. Активное rкв и индуктивное xкв сопротивления катушек выключателей. Значения активных и индуктивных сопротивлений нулевой последовательности равными соответствующим сопротивлениям прямой последовательности. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 46 Дата 5Л

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности шинопроводов, мОм, следует определять, опираясь на данные завода изготовителя, по формулам r1ш  r1 l ; (2.44) x1ш  x1 l ; (2.45) где r1 – активное сопротивление фазы, мОм/м; x1 – индуктивное сопротивление фазы, мОм/м; l – длина шины одной фазы, м. Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности фазы шинопровода, мОм/м, принимают ориентировочно по формулам r0ш  r1ш  3rнп ; (2.46) x0ш  0,75  9,4x1ш ; (2.47) где rнп – активное сопротивление нулевого проводника, мОм/м. Переходное сопротивление rк электрических контактов любого вида следует определять с использованием расчетных методик. Выполним расчет на примере РТП и линии питающей здание 33 по плану. Принимаем сопротивление трансформатора ТМ-1000/10/0,4 rт  1,7 мОм, хт  8,6 мОм. Выполним расчет активных и реактивных сопротивлений шинопровода ШМА4-1650, для прямой и обратной последовательности: r1ш  0,03  7  0,21 мОм; БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 47 Дата 5Л

х1ш  0,014  7  0,098 мОм; r0ш  0,21  3  0,037  0,321 мОм; x0ш  0,75  0,098  0,0735 мОм. Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания, кА, без учета подпитки от электродвигателей рассчитывается по формуле I к(3)  Uк 3 r12  x12 , (2.48) где U к – линейное напряжение в точке короткого замыкания, кВ; r1 , x1 – соответственно суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления прямой последовательности до точки короткого замыкания, мОм. Суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления прямой последовательности, мОм, до точки короткого замыкания определяются по формулам: r1  rт  rкв  rш  rк ; (2.49) x1  xт  xкв  xш , (2.50) где rт , x т – активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм; rкв , xкв – активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей, мОм; rш , xш – активное и индуктивное сопротивления шинопроводов, мОм; rк – суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 48 Дата 5Л

При КЗ в точке 1 значения полных активных и реактивных сопротивлений будут равны: r1  1,7  0,14  0,21  0,0034  2,05 мОм; x1  8,6  0,098  0,08  8,78 мОм. Выполним расчет начального значения периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания: I к(3)  0,38 3 2,052  8,782  24,337 кА. Значение ударного тока короткого замыкания находится по формуле: iу  2K у I к(3) , (2.51) где K у – ударный коэффициент. Ударный коэффициент находим по формуле: Kу  1  e  0, 01r  x . (2.52) Выполним расчет ударного коэффициента, с помощью которого найдем значение ударного тока короткого замыкания: Kу  1  e  0, 012, 05314 8, 78  1,48 ; iу  2 1,48  24,337  50,928 кА. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 49 Дата 5Л

Начальное значение периодической составляющей тока двухфазного короткого замыкания, кА, рассчитывается по формуле: I к(2)  Uк 2 r12  x12 . (2.53) Выполним расчет начального значения периодической составляющей тока двухфазного короткого замыкания: I к(2)  0,38 2 2,052  8,782  21,076 кА. Расчет сопротивлений петли фаза-нуль производится по формулам 2.49 и 2.50, заменив, сопротивления прямой последовательности на сопротивления обратной. r0  2,47 мОм; x1  8,85 мОм. Начальное значение периодической составляющей тока однофазного короткого замыкания, кА, можно рассчитать по формуле I к(1)  U кф Z т(1) Zп  3 , (2.54) где U кф – фазное напряжение в точке короткого замыкания, кВ; БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 50 Дата 5Л

Z п – полное сопротивление петли «фаза-нуль» до точки короткого замыкания, мОм; Z т(1) – полное сопротивление трансформатора однофазному короткому замыканию, мОм. Выполним расчет начального значения периодической составляющей тока однофазного короткого замыкания: I к(1)  0,22  6,079 кА. 81 9,19  3 Расчет для остальных участков сети 0,4 кВ производится аналогично, расчетные данные сводятся в таблицу 2.17. Таблица 2.17 – Результаты расчета КЗ 0,4 кВ. Место КЗ z1 , мОм z 0 , мОм I к(3) , кА Ку iу I к(2) , кА I к(1) , кА с. ш. 0,4 кВ, РТП, 9,015 9,190 24,337 1,480 50,928 21,076 6,079 33 21,766 22,124 10,080 1,033 14,729 8,729 4,478 32 16,580 16,913 13,232 1,064 19,907 11,459 5,010 31 18,814 19,160 11,661 1,047 17,262 10,099 4,766 30 17,757 18,097 12,355 1,054 18,413 10,700 4,878 29 33,211 33,592 6,606 1,014 9,471 5,721 3,631 28 35,867 36,250 6,117 1,012 8,754 5,297 3,478 27 23,776 24,152 9,228 1,017 13,269 7,991 4,301 22 25,174 25,541 8,715 1,024 12,623 7,548 4,187 23 21,765 22,123 10,080 1,033 14,730 8,730 4,479 24 13,661 13,967 16,059 1,106 25,127 13,908 5,370 25 17,100 17,436 12,830 1,059 19,216 11,111 4,951 26 21,633 22,012 10,142 1,015 14,563 8,783 4,489 ТП2-6 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 51 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.17 Место КЗ z1 , мОм z 0 , мОм I к(3) , кА Ку iу I к(2) , кА I к(1) , кА 34 29,401 29,776 7,462 1,018 10,744 6,462 3,875 21 26,688 27,059 8,221 1,021 11,874 7,119 4,070 20 19,213 19,561 11,419 1,044 16,867 9,889 4,725 19 12,331 12,618 17,792 1,142 28,738 15,408 5,553 18 13,662 13,968 16,058 1,106 25,125 13,907 5,370 17 21,631 21,988 10,143 1,034 14,828 8,784 4,491 15 32,374 32,754 6,777 1,014 9,723 5,869 3,682 10 23,395 23,758 9,378 1,028 13,637 8,121 4,334 9 14,912 15,230 14,713 1,084 22,555 12,742 5,210 8 11,861 12,139 18,497 1,160 30,332 16,019 5,621 7 20,685 21,039 10,606 1,037 15,560 9,185 4,580 6 44,678 45,086 4,911 1,002 6,956 4,253 3,052 2 20,271 20,904 10,823 1,041 15,939 9,373 4,593 1 19,746 20,096 11,111 1,042 16,368 9,622 4,671 4 20,271 20,904 10,823 1,041 15,939 9,373 4,593 3 19,746 20,096 11,111 1,042 16,368 9,622 4,671 5 29,040 29,415 7,555 1,018 10,876 6,543 3,900 13 20,271 20,904 10,823 1,041 15,939 9,373 4,593 14 19,746 20,096 11,111 1,042 16,368 9,622 4,671 11 20,271 20,904 10,823 1,041 15,939 9,373 4,593 12 19,746 20,096 11,111 1,042 16,368 9,622 4,671 16 47,438 47,847 4,625 1,001 6,549 4,005 2,939 2.9 Выбор и проверка электрооборудования 2.9.1 Выбор и проверка автоматических выключателей 10 кВ Выбор и проверка автоматических выключателей на напряжение свыше 1 кВ производится согласно главе 4.5 [19]. Автоматический выключатель должен БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 52 Дата 5Л

отличаться высокой надѐжностью работы. Как правило, это селективные выключатели, которые выбираются по номинальному току расцепителя: I ном. р  I ном.потр . (2.55) Проверка выполняется по термической и динамической стойкости автоматического выключателя: I терм  I к(3) ; (2.56) I дин  I уд . (2.57) Произведем выбор и проверку автоматического выключателя для РТП (яч. 1) РУ 10 кВ. Выбираем автоматический выключатель BB/TEL-10-20/630-У2. Параметры автоматического выключателя: I ном. р  630 А; U ном  10 кВ; I терм  20 кА; I дин  52 кА. Проверяем выбранный выключатель согласно формуле (10.1) 630  124,6 – выполняется. Проверка по условию термической стойкости: 20  11,76 – выполняется. Проверка по электродинамической стойкости: 52  28,3 – выполняется. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 53 Дата 5Л

Выбор и проверка для остальных ячеек 10 кВ РТП и других ТП производится аналогично, результаты сводятся соответственно в таблицы 2.18–10.23. Таблица 2.18 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 10 кВ РТП. Поз. QF-10 1 QF-10 2 QF-10 3 QF-10 4 QF-10 5 QF-10 6 QF-10 7 QF-10 8 QF-10 9 QF-10 10 QF-10 11 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 124,6 5,799 12,657 проходит 630 152,91 5,799 12,657 проходит 630 416,67 5,702 12,080 проходит 630 416,67 5,640 11,665 проходит 630 55,05 5,799 12,657 проходит 630 416,67 5,799 12,657 проходит 630 55,05 5,799 12,657 проходит 630 416,67 5,702 12,080 проходит 630 416,67 5,640 11,665 проходит 630 124,6 5,799 12,657 проходит 630 152,91 5,799 12,657 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 54 Дата 5Л

Таблица 2.19 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 10 кВ ТП-2. Поз. QF-10 1 QF-10 2 QF-10 3 QF-10 4 QF-10 5 QF-10 6 QF-10 7 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 57,77 5,799 12,657 проходит 630 124,6 5,240 9,550 проходит 630 55,05 5,640 11,665 проходит 630 124,6 5,640 11,665 проходит 630 55,05 5,640 11,665 проходит 630 124,6 5,240 9,550 проходит 630 57,77 5,799 12,657 проходит Таблица 2.20 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 10 кВ, ТП-3. Поз. QF-10 1 QF-10 2 QF-10 3 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 99,02 5,799 12,657 проходит 630 152,91 5,438 10,656 проходит 630 55,05 5,720 12,080 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 55 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.20 Поз. QF-10 4 QF-10 5 QF-10 6 QF-10 7 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 152,91 5,720 12,080 проходит 630 55,05 5,720 12,080 проходит 630 152,91 5,438 10,656 проходит 630 99,02 5,799 12,657 проходит Таблица 2.21 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 10 кВ, ТП-4. Поз. QF-10 1 QF-10 2 QF-10 3 QF-10 4 QF-10 5 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 57,77 5,640 11,665 проходит 630 55,05 5,240 9,550 проходит 630 57,77 5,240 9,550 проходит 630 55,05 5,240 9,550 проходит 630 57,77 5,640 11,665 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 56 Дата 5Л

Таблица 2.22 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 10 кВ, ТП-5. Поз. QF-10 1 QF-10 2 QF-10 3 QF-10 4 QF-10 5 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 52,79 5,438 10,656 проходит 630 55,05 5,164 9,357 проходит 630 52,79 5,164 9,357 проходит 630 55,05 5,164 9,357 проходит 630 52,79 5,438 10,656 проходит Таблица 2.23 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 10 кВ, ТП-6. Поз. QF-10 1 QF-10 2 QF-10 3 QF-10 4 QF-10 5 Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 52,79 5,702 12,080 проходит 630 99,02 5,164 9,357 проходит 630 55,05 5,438 10,656 проходит 630 99,02 5,438 10,656 проходит 630 55,05 5,438 10,656 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 57 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.23 Поз. QF-10 6 QF-10 7 Марка вы- I ном , А ключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 99,02 5,164 9,357 проходит 630 52,79 5,702 12,080 проходит 2.9.2 Выбор и проверка автоматических выключателей 0,4 кВ Выбор и проверка автоматических выключателей на напряжение ниже 1 кВ производится согласно главе 4.4 [5]. Выбор и проверка автоматических выключателей производится аналогично пункту 10.1. Результаты выбора для подстанций сводятся в таблицы 2.25-2.30. К установке принимаем автоматические выключатели производителя LS Industrial Systems (LSIS) и компании «Контактор». Технические характеристики выключателей представлены в таблице 2.24. Таблица 2.24 – Технические характеристики автоматических выключателей марки LS 0,4 кВ. I терм , кА I ном , А Серия I дин , кА TS250L 250 50 150 TS400L 400 50 150 TS630L 630 50 150 TS1000L 1000 50 150 TS1600L 1600 50 150 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 58 Дата 5Л

Таблица 2.25 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, РТП Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 2 TS400L 400 248,43 9,228 13,269 проходит QF-0,4 3 TS1000L 1000 627,79 10,080 14,729 проходит QF-0,4 4 TS1000L 1000 627,79 11,661 17,262 проходит QF-0,4 5 TS1000L 1000 627,79 6,606 9,471 проходит QF-0,4 6 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 7 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 8 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 9 TS1000L 1000 627,79 12,355 18,413 проходит QF-0,4 10 TS1000L 1000 627,79 13,232 19,907 проходит QF-0,4 11 TS1000L 1000 627,79 6,117 8,754 проходит QF-0,4 12 TS400L 400 248,43 9,228 13,269 проходит Таблица 2.26 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, ТП-2 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 2 TS630L 630 487,29 7,462 10,744 проходит QF-0,4 3 TS1000L 1000 749,21 8,715 12,623 проходит QF-0,4 4 TS1000L 1000 749,21 16,059 25,127 проходит QF-0,4 5 TS630L 630 374,61 10,142 14,563 проходит QF-0,4 6 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 7 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 8 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 9 TS630L 630 374,61 10,142 14,563 проходит QF-0,4 10 TS1000L 1000 749,21 12,830 19,216 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 59 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.26 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 11 TS1000L 1000 749,21 10,080 14,730 проходит QF-0,4 12 TS630L 630 487,29 7,462 10,744 проходит Таблица 2.27 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, ТП-3 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 2 TS1000L 1000 654,26 8,221 11,874 проходит QF-0,4 3 TS1000L 1000 654,26 17,792 28,738 проходит QF-0,4 4 TS1000L 1000 654,26 10,143 14,828 проходит QF-0,4 5 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 6 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 7 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 8 TS1000L 1000 654,26 16,058 25,125 проходит QF-0,4 9 TS1000L 1000 654,26 11,419 16,867 проходит QF-0,4 10 TS1000L 1000 654,26 6,777 9,723 проходит Таблица 2.28 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, ТП-4 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max ,А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 2 TS1000L 1000 775,98 9,378 13,637 проходит QF-0,4 3 TS1000L 1000 775,98 18,497 30,332 проходит QF-0,4 4 TS250L 250 193,23 4,911 6,956 проходит QF-0,4 5 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 6 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 60 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.28 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max ,А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 7 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 8 TS250L 250 193,23 4,911 6,956 проходит QF-0,4 9 TS1000L 1000 775,98 10,606 15,560 проходит QF-0,4 10 TS1000L 1000 775,98 14,713 22,555 проходит Таблица 2.29 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, ТП-5 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 2 TS1000L 1000 766,65 10,823 15,939 проходит QF-0,4 3 TS1000L 1000 766,65 10,823 15,939 проходит QF-0,4 4 TS400L 400 283,15 7,555 10,876 проходит QF-0,4 5 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 6 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 7 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 8 TS400L 400 283,15 7,555 10,876 проходит QF-0,4 9 TS1000L 1000 766,65 11,111 16,368 проходит QF-0,4 10 TS1000L 1000 766,65 11,111 16,368 проходит Таблица 2.30 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, ТП-6 Поз. Серия выключателя I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 2 TS1000L 1000 766,65 10,823 15,939 проходит QF-0,4 3 TS1000L 1000 766,65 10,823 15,939 проходит QF-0,4 4 TS400L 400 239,83 4,625 6,549 проходит БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 61 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.30 Серия вы- Поз. ключателя I расч.max , I ном , А I к(3) , кА А I уд , кА Результат проверки QF-0,4 5 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 6 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 7 TS1600L 1600 1445,08 24,337 50,928 проходит QF-0,4 8 TS400L 400 239,83 4,625 6,549 проходит QF-0,4 9 TS1000L 1000 766,65 11,111 16,368 проходит QF-0,4 10 TS1000L 1000 766,65 11,111 16,368 проходит 2.9.3 Выбор вводных распределительных устройств потребителей Вводно-распределительное устройство является комплектным электрическим устройством заводского изготовления, и поставляются со встроенной аппаратурой и со всеми внутренними присоединениями, которые могут быть выполнены как шинами, так и изолированным проводами. Во вновь проектируемых зданиях в соответствии с ПУЭ [13] вводнораспределительные устройства должны иметь нулевой рабочий N и нулевой защитный РЕ проводники. Кроме этого, вводно-распределительное устройство потребителей I категории должно содержать АВР. Степень защиты ВРУ должна быть не ниже IP31. Произведем выбор, ВРУ, выбор производится по номинальному току, результаты сведены в таблицу 2.31. Таблица 2.31 – ВРУ зданий потребителей 2-го микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск I ном , А Поз. 33 Наименование ВРУ ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– 313,95 УХЛ4 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 62 Дата 5Л

Продолжение таблицы 2.31 I ном , А Поз. 32 313,95 31 313,95 30 313,95 29 313,95 28 313,95 27 239,82 22 374,61 23 374,61 24 374,61 25 374,61 26 374,61 34 487,29 21 327,14 20 327,14 19 327,14 18 327,14 Наименование ВРУ ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–250–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–630–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 63 Дата 5Л

Продолжение таблицы 2.31 I ном , А Поз. 17 327,14 15 327,14 10 387,99 9 387,99 8 387,99 7 387,99 6 193,23 2 424,85 1 341,79 4 424,85 3 341,79 5 283,15 13 424,85 14 341,79 11 424,85 12 341,79 Наименование ВРУ ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–250–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–630–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–630–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–630–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–630–1–31– УХЛ4 ВРУ8503(4)–ВА–8–400–1–31– УХЛ4 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 64 Дата 5Л

Окончание таблицы 2.31 I ном , А Поз. 16 Наименование ВРУ ВРУ8503(4)–ВА–8–250–1–31– 239,82 УХЛ4 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 65 Дата 5Л

3 Расчет и проверка оборудования подстанции ПС 110/10 кВ «Посоп» 3.1 Краткая характеристика подстанции Для электроснабжения 2 микрорайона, района «Юбилейный» предусматриваются в качестве источника питания подстанция ПС 110/10 кВ «Посоп». ПС 110/10 кВ «Посоп» является проходной, присоединение к энергосистеме осуществляется от линий ВЛ 110 кВ «Ю.Западная-Посоп» и ВЛ 110 кВ «Восточная-Посоп». Обеспечивается возможность питания потребителей электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников. На подстанции установлены два силовых трансформатора ТРДН25000/110/10/10-У1. Основные технические характеристики трансформатора приведены в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Технические характеристики трансформатора ТРДН- 25000/110/10/10-У1 Номинальное Номи- напряжение нальная обмоток, кВ Тип мощтрансформатора, ность, ВН НН кВА ТРДН25000/110/10/1 0 У1 25000 115 Схема и Потери, кВт группа соединения обх.х. к.з. моток Yн/Д-11 11 30,7 5 120, 49 Напряжение короткого замыкания, % 10,85 Ток холостого хода, % Габаритные размеры, мм 0,45 5710х 4860х 5355 Распределительное устройство высокого напряжения открытого типа и выполнено по схеме мостик с отделителями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой. К ОРУ 110 кВ подключены две воздушные линии электропередач: ВЛ 110 кВ Юго-Западная – Посоп и ВЛ 110 кВ Восточная – Посоп. Распределительное устройство 10 кВ закрытого типа и выполнено по схеме одна секционированная выключателем система шин, состоит из 52 ячеек. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 66 Дата 5Л

К ячейкам № 108, 205, 308 и 405 подключены выводы силовых трансформаторов по стороне НН. Перечень подключенных к РУ 10 кВ объектов и их потребляемая мощность по состоянию на 2017 г. приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Перечень подключенных к РУ 10 кВ объектов № ячейки Наименование потребителя Мощность S max , кВА 1 с.ш. 102 103 104 105 106 107 111 112 202 203 204 206 207 208 209 211 212 302 303 304 305 306 307 311 312 Стадион «Мордовия Арена» ОАО МИК ЖК Юбилейный 2 микрорайон Резерв ОАО МИК (Луховка ЖД) ОАО «Авиалинии Мордовии» МИК ч/з ВАТТ 3, 4, 5 район «Тавла» «Мегастрой» Резерв 2 с.ш. ОАО МИК ЖК Юбилейный 2 микрорайон Стадион «Мордовия Арена» «Торговый центр» Резерв МордовАгроМаш Горсвет (Луховка) МИК ч/з ВАТТ 3, 4, 5 район «Тавла» Сити-Парк Резерв 3 с.ш. ОАО МИК ЖК Юбилейный 2 микрорайон Стадион «Мордовия Арена» «Торговый центр» Резерв МордовАгроМаш МИК ч/з ВАТТ 3, 4, 5 район Сити-Парк Резерв 1750,000 3788,500 – 750,000 1452,045 0,000 725,000 – 0,000 0,000 3159,000 – 0,000 400,000 0,000 1551,100 – 3788,500 0,000 0,000 – 1746,000 1742,500 1551,100 – БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 67 Дата 5Л

Окончание таблицы 3.2 № ячейки Наименование потребителя Мощность S max , кВА 4 с.ш. 402 403 404 406 407 408 409 411 412 Стадион «Мордовия Арена» ОАО МИК ЖК Юбилейный 2 микрорайон Резерв ОАО МИК (Луховка ЖД) ОАО «Авиалинии Мордовии» МРСК (Луховка 11 Ремзавод) МИК ч/з ВАТТ 3, 4, 5 район «Тавла» «Мегастрой» Резерв Итого 1750,000 0,000 – 750,000 0,000 1000,000 1742,500 725,000 – 28371,25 Для электроснабжения потребителей собственных нужд на подстанции установлены два трансформатора собственных нужд типа ТМГ-160-10/0,4 мощностью 160 кВА. Трансформаторы собственных нужд подключены к токопроводам, соединяющим силовые трансформаторы и секции шин РУ 10 кВ. 3.2 Определение загрузки силовых трансформаторов подстанции Для определения загруженности силовых трансформаторов в зимний период используем перечень подключенных к РУ 10 кВ потребителей. Определим загрузку силовых трансформаторов при максимальной нагрузке по выражению K max  S max , S ном (3.1) где S max – максимальная мощность нагрузки на трансформаторе, кВА; S ном – номинальная мощность трансформатора, кВА. Для силового трансформатора Т1 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 68 Дата 5Л

K max  13575,65  0,54 . 25000 Для силового трансформатора Т2 K max  14795,6  0,59 . 25000 В качестве аварийного режима работы рассмотрим режим, при котором один из силовых трансформаторов вышел из строя, и все потребители будут подключены к оставшемуся в работе трансформатору. Определим значение K max для данного графика нагрузки K max  28371,25  1,13 . 25000 В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор будет перегружен на 13%, чтобы исключить перегрузку и выход из строя трансформатора предлагается отключить потребителей 3 категории «МИК ч/з ВАТТ 3, 4, 5 район «Тавла»» и «Горсвет (Луховка)». 3.3 Проверка электрооборудования ЗРУ 10 кВ В связи с подключением к подстанции ПС 110/10 кВ «Посоп» 2 микрорайона, района «Юбилейный» г. Саранск, требуется выполнить проверку возможности подключения микрорайона к ячейкам № 103, 202 и № 302, 403 соответственно на 1, 2 и 3, 4 секции шин ЗРУ 10 кВ подстанции. Высоковольтные выключатели ячеек выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и коммутационной способности. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 69 Дата 5Л

Также выполняется проверка выключателя по термической стойкости на основании действующего значения периодической составляющей тока короткого замыкания от эквивалентного источника и эквивалентной постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. Характеристика предлагаемого к установке выключателя и привода BB/TEL и основные формулы для выбора выключателей представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Основные параметры выключателей BB/TEL 10 кВ Параметр Условие выбора Номинальное напряжение выключателя, кВ Наибольшее рабочее напряжения выключателя, кВ U ном  U ном .в U н.р  U н.р.в I раб.max  I ном .в Номинальный ток, А Паспортное значение 10 i у  iпр.с Ток динамической стойкости, кА Собственное время отключения, с I п0  I пр.с Номинальный ток отключения, кА 2 Bk  I тер t тер Тепловой импульс тока КЗ, кА2 с 12 630 800 1000 1600 51 80 0,045 12,5 20,0 25,0 31,5 468,75 1200,00 1875,00 2976,75 Расчетный ток для ячейки определяется по выражению: I p.max  S max , 3U ном (3.2) где S max – максимальная мощность нагрузки ячейки, кВА; U ном – номинальное напряжение, кВ. Для ячейки № 103 в нормальном режиме: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 70 Дата 5Л

I p.max.н  3788,5  218,98 А. 3  10 Для остальных ячеек 2 микрорайона района «Юбилейный» токи для нормального режима равны. Значение токов короткого замыкания в конце отходящих линий 10 кВ ПС ( 3) 110/10 «Посоп» равны I п0  5,799 кА, i у  12,657 кА (пункт 2.8.4). Выполним проверку автоматического выключателя ячейки 103 согласно условиям (пункт 2.9.1): 630  218,98 – выполняется; 20  5,799 – выполняется; Для остальных ячеек проверка производится аналогично. Условия проверки выполняются. Произведем проверку выключателя на термическую стойкость. Т.к. условие: 5,436  468,75 выполняется для обеих ячеек, то выключатель проходит по термической стойкости. Проверка на динамическую стойкость: 52  12,657 – выполняется. Т.к. условия проверки на термическую и динамическую стойкость выполняются, то окончательно принимаем для всех ячеек отходящих линий на 2 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 71 Дата 5Л

микрорайон, жилой район «Юбилейный» г. Саранск автоматические выключатели BB/TEL-10-20/630 У2. 3.4 Расчет измерительных трансформаторов тока для ячеек отходящих линий Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов и реле (5 А, реже 1 или 2,5 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения (глава 4.8 [19]). Трансформаторы тока, применяемые в распределительных устройствах, выполняют одновременно роль проходного изолятора (ТПЛ, ТПОЛ). В комплектных РУ применяются опорно-проходные (стержневые) трансформаторы тока - ТЛМ. ТПЛК, ТНЛМ, шинные - ТШЛ. в РУ 35 кВ и выше встроенные, в зависимости от типа РУ и его напряжения. Основная задача при выборе трансформаторов тока на подстанции, сводится к проверке трансформатора тока, поставляемого комплектно с ячейкой. Трансформаторы тока выбираются по напряжению и току (первичному и вторичному). Номинальный вторичный ток 1А применяется для РУ 500 кВ и мощных РУ 330 кВ, в остальных случаях применяют вторичный ток 5 А. Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчетному току установки, так как недогрузка первичной обмотки трансформатора приводит к увеличению погрешностей. Кроме этого трансформаторы тока подбирают по классу точности, который должен соответствовать классу точности приборов, подключаемых ко вторичной цепи измерительного трансформатора тока. Чтобы трансформатор тока обеспечил заданную точность измерений, мощность подключенных к нему приборов не должна быть выше номинальной вторичной нагрузки, указанной в паспорте трансформатора тока. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 72 Дата 5Л

Выбранный трансформатор тока проверяют на динамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания. Проверка трансформатора на термическую стойкость осуществляется по выражению ( I 1Н  kТ ) 2  tT  Bk , (3.16) где I1Н – номинальный первичный ток трансформатора тока, А; kТ – коэффициент термической устойчивости; tТ – продолжительность протекания тока короткого замыкания, с. Также данная проверка может быть осуществлена по выражению 2 Bk  I тер t тер , (3.17) где I тер – ток термической стойкости, кА; tтер – время протекания тока короткого замыкания, с. Номинальный первичный ток, коэффициент термической устойчивости и продолжительность протекания тока короткого замыкания являются паспортными величинами. Проверка на динамическую стойкость производится по выражению 2 I 1Н  kдин  i уд , (3.18) где kдин – коэффициент динамической устойчивости. Также данная проверка может быть проведена по выражению iдин  i уд , БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. (3.19) Лист 73 Дата 5Л

где iдин – ток динамической стойкости, кА. Мощность во вторичной цепи трансформатора тока определяется по выражению 2 S 2  I 2Н  r2 , (3.20) где I 2Н – номинальный вторичный ток трансформатора тока; r2 – полное сопротивление внешней цепи. Полное сопротивление внешней цепи определяется по выражению r2  rприб  rпров  rконт , (3.21) где rприб – сумма сопротивлений всех последовательно включенных приборов и реле; rпров – сопротивление соединительных проводов; rконт – сопротивление контактных соединений. Для электрических подстанций при расчетах рекомендуется принимать длину соединительных проводов 5 м, а минимальное сечение по условиям механической прочности 2,5 мм2 для алюминиевых проводов и 1,5 мм2 для медных. Произведем проверочный расчет для трансформаторов тока отходящих линий. Максимальный ток отходящих линий ячеек №103, №202, №302 и №403 составляет 218,98 А для каждой, следовательно для данных ячеек к установке принимаются трансформаторы тока типа ТЛМ–10 на номинальный ток 300 А. Номинальная нагрузка данного трансформатора класса точности 0,5 составляет 30 ВА, односекундный ток термической стойкости – 18,4 кА, односекундный ток динамической стойкости – 100 кА. Произведем проверку выбранного трансформатора тока на электродинамическую стойкость. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 74 Дата 5Л

Ударный ток трехфазного короткого замыкания для данной отходящей линии составит 12,657 кА. Т.к. условие проверки 100  12,657 , выполняется, то данный трансформатор тока проходит проверку по условиям динамической стойкости. Произведем проверку выбранного трансформатора тока на термическую стойкость. Ток трехфазного короткого замыкания в конце отходящих линий, подключенных к ячейкам №103, №202, №302 и №403, составляет 5,799 кА. Т.к. условие проверки 5,799  18,42·1, выполняется то данный трансформатор тока проходит проверку по условиям термической стойкости. Окончательно принимаем к установке трансформатор тока марки ТЛМ10 300/5. 3.5 Проверочный расчет токов срабатывания релейной защиты В настоящее время основой шкафов релейной защиты и автоматики для подстанций напряжением 110-220 кВ и электрических станций являются блоки микропроцессорной релейной защиты. Для защиты отходящих кабельных линий ячеек №103, №202, №302 и №403 предлагается применить устройство БМРЗ–152–Д–КЛ. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 75 Дата 5Л

Блоки микропроцессорной релейной защиты (БМРЗ) предназначены для выполнения функций релейной защиты и автоматики в сетях напряжением от 6 до 220 кВ следующих видов присоединений:  турбогенераторы и гидрогенераторы, дизель-генераторы, газопоршневые генераторы;  синхронные и асинхронные электрические двигатели любой мощности;  двухскоростные электрические двигатели;  двухобмоточные и трехобмоточные трансформатора, автотрансформаторы с высшим напряжением до 220 кВ;  сборные шины и ошиновка подстанций напряжением 35-220 кВ;  воздушные и кабельные линии напряжением 110-220 кВ;  устройства компенсации реактивной мощности напряжением 110-220 кВ. Данное устройство отвечает за выполнение следующих функций:  выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ);  сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности БМРЗ;  задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;  фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта для девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;  осциллографирование аварийных процессов;  хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит БМРЗ;  учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;  пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;  контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления; БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 76 Дата 5Л

 непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;  получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;  двусторонний обмен информацией с АСУ и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;  подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ. Согласно ПУЭ, для линий в сетях с изолированной нейтралью, должны быть предусмотрены устройства от многофазных и однофазных замыканий. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита, состоящая из двух ступеней: первая ступень – токовая отсечка, вторая ступень – максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой выдержкой времени. На линиях 6-10 кВ трехступенчатая защита: отсечка, отсечка с выдержкой времени и МТЗ. К основным параметрам, необходимым для настройки блока микропроцессорной релейной защиты относятся токовая отсечка, ток срабатывания защиты, ток срабатывания реле и др. [16]. Значение тока для токовой отсечки определяется по выражению I c.o.  k H  I K3 , (3.22) где k H – коэффициент надежности; I K3 – максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищае- мой линии. Ток срабатывания защиты определяется по выражению I с. з .  k зап  k сз I р , м ах, kв БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. (3.23) Лист 77 Дата 5Л

где k зап – коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета и т.д.; k в – коэффициент возврата реле; k сз – коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения к.з.; I р , м ах – максимальный ток в линии в нормальном режиме. Чувствительность защиты считается достаточной, если при к.з. в конце защищаемого участка Кч>1,5, а при к. з. в конце резервируемого участка Кч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты определяется по выражению kч  ) I к( 2,min I с. з . , (3.24) где I 2 к , тin – минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии. Ток срабатывания реле определяется из выражения: I с,р  I с.. з.  k сх , Кт (3.25) где Кт – коэффициент трансформации трансформатора тока. kсх – коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока. Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является к.з. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизбирательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 78 Дата 5Л

Произведем расчет параметров релейной защиты для отходящей линии ячейки №103. Ток срабатывания отсечки I c.o.  1,1 5,799  6,379 кА. Ток срабатывания защиты I с. з .  2  1,1  218,98  535,305 А. 0,9 Коэффициент чувствительности защиты 3 5799 2 kч   9,382 . 535,305 Ток срабатывания реле определяется из выражения: I с,р  535,305  1,73  15,434 А. 60 Для ячеек №202, №302 и №403, расчет производится аналогично, результаты равны. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 79 Дата 5Л

4 Технико-экономические показатели Стоимость электротехнического оборудования (основного и вспомогательного) для расчета капиталовложений определяется на основании данных источников [1, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12]. Для определения основных экономических показателей предлагаемого варианта строительства объекта определим ориентировочную стоимость на приобретение электротехнического оборудования (таблицы 4.1-4.3). Таблица 4.1 – Ориентировочная стоимость приобретаемого коммутационного оборудования Наименование оборудования Кол-во Стоимость единицы оборудования, р./шт. Общая стоимость, р. BB/TEL-10-20/630 У2 46 148000,00 6808000,00 ТЛM-10-300/5 У2 92 24515,00 2255380,00 РВЗ-10/630-II 92 13812,00 1270704,00 РЕ19-35-31120-250А-УХЛ3 4 6044,00 24176,00 РЕ19-37-31120-400А-УХЛ3 12 6044,00 72528,00 РЕ19-39-31120-630А-УХЛ3 8 8925,00 71400,00 РЕ19-41-31140-1000А-УХЛ3 56 13098,00 733488,00 РЕ19-43-31110-1600А-УХЛ3 36 15473,00 557028,00 TS250L 4 27469,00 109876,00 TS400L 10 30653,00 306530,00 TS630L 74 50540,00 3739960,00 TS1000L 26 158894,00 4131244,00 TS1600L 18 274432,00 4939776,00 Т-0,66 5 ВА 0,5 250/5 2 422,00 844,00 Т-0,66 5 ВА 0,5 400/5 6 536,00 3216,00 Т-0,66 5 ВА 0,5 630/5 4 652,00 2608,00 Т-0,66 5 ВА 0,5 1000/5 28 758,00 21224,00 Т-0,66 1600/5 0,5S 48 2100 100800,00 Итого 25148782,00 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 80 Дата 5Л

Таблица 4.2 – Ориентировочная стоимость приобретаемых кабелей. Колво, м ААБл – 10 кВ 3x70 1280 558,00 Общая стоимость, р. 714240,00 ААБл – 10 кВ 3x120 1160 762,00 883920,00 ААБл – 10 кВ 3x150 300 852,00 255600,00 ААБл – 10 кВ 3x240 4680 1293,00 6051240,00 АВБШвнг(А) – LS 3х150 630 533,00 335790,00 АВБШвнг(А) – LS 3х185 750 646,00 484500,00 АВБШвнг(А) – LS 3х240 4490 794,00 3565060,00 Тип Стоимость, р./м Итого 12290350,00 Таблица 4.3 – Ориентировочная стоимость приобретаемых силовых трансформаторов. Наименование оборудования ТМ-1000/10/0,4 Итого Колво 12 Стоимость, р./шт 310000,00 Общая стоимость, р. 3720000,00 3720000,00 По нормативам ТО на ТП 10/0,4 кВ в действующих условиях должны проводиться раз в 3 месяца. Это значит, что требуется 24 выезда автотранспорта в год, т.к. в жилом районе установлено 6 ТП. Стоимость 1 автомобиль-часа в среднем равна 44 р. На 1 выезд требуется 4 часа следовательно на 24 выезда – 96 часов. Кроме того, в год на устранение аварийных ситуаций делается до 15 выездов автотранспорта, продолжительностью 4 часа. Затраты на аварийные выезды равны: З А1  (24  15)  4  44  6864 р. Затраты на эксплуатацию подстанции будут равны: БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 81 Дата 5Л

ЗТР  2280,00  2  4560 чел.ч/год. Сведем сведения о затратах труда на эксплуатацию трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ 2 микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск, в таблицу 4.4. Таблица 4.4 – Затраты труда на эксплуатацию трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ 2 микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск. Норма раб. времени на 1 электротехника в год, чел. ч 2280 Затраты труда, чел. ч/год 4560 Число электротехников 2 Определим фонд заработной платы одного работника (при стоимости 1 часа – 70 руб.): ГФ2 = 4560 · 70 = 319200 р. Технико-экономические показатели модернизации ПС 110/10 кВ «Посоп» представлены в таблице 4.5. Таблица 4.5 – Технико-экономические показатели трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ 2 микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск. Показатель Ед. измер. Затраты на оборудование р. Численность персонала Значение 41159132,00 чел. Затраты на транспорт р. Трудоемкость чел. ч Годовой фонд заработной платы р. 2 6864,00 4560 319200,00 БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 82 Дата 5Л

Общие затраты на приобретение оборудования составят – 41159132,00 р. Численность рабочих на аварийные выезды будет равняться 2. Трудоемкость равна 4560 чел.ч. Годовой фонд заработной платы равен 319200,00 р. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 83 Дата 5Л

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения выпускной квалификационной работы была разработана система электроснабжения 2 микрорайона жилого района «Юбилейный» г. Саранск. Определены категория надежности потребителей (мед. учреждение – I, остальные – II), этажность зданий, тип плит, количество лифтовых установок. Выполнен расчет электрических нагрузок общественных и жилых зданий, а также расчет распределительных линий до 1 кВ. Выбраны классы питающего напряжения: 10 кВ и 0,38/0,22 кВ. Произведен расчет количества и мощности трансформаторных подстанций, необходимо 6 трансформаторных подстанций в каждой из которых установлено 2 трансформатора мощностью по 1000 кВ·А. Выбраны схемы распределительных сетей: двухлучевая автоматизированная схема с согласно направленными магистралями для сетей 10 кВ, и петлевая для сетей 0,38 кВ. Выполнен расчет электрических нагрузок сети 10 кВ и центра питания, расчетная мощность центра питания составляет 7577 кВ·А. Выполнен расчет распределительных сетей 10 и 0,38 кВ: расчет сечений проводников; проверка проводников по потерям напряжения в нормальном и аварийном режиме (потери не превышают 5 % и 10 % соответственно); расчет токов короткого замыкания. Выполнены выбор и проверка коммутационной аппаратуры 10 кВ и 0,4 кВ. Приведена краткая характеристика подстанции ПС 110/10 кВ «Посоп». Определена загрузка трансформаторов с учетом подключения микрорайона. Выполнена проверка электрооборудования ЗРУ 10 кВ и проверочный расчет токов срабатывания релейной защиты отходящих линий. Проведен расчет технико-экономических показателей. Общие затраты на приобретение оборудования составят 41159132,00 р. Численность рабочих на аварийные выезды будет равняться 2. Трудоемкость равна 4560 чел. ч. Годовой фонд заработной платы равен 319200,00 р. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 84 Дата 5Л

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Вакуумные выключатели BB/Tel. Технический каталог [Электронный ре- сурс]. – Режим доступа: http://e-tmm.ru/userfiles/file/Buklet%20BB_TEL.pdf 2. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. – Взамен ГОСТ 14209-69; введ. 1985–01–31. – М.: Изд-во стандартов, 1985. 3. ГОСТ 28249-93. Короткие замыкания в электроустановках. Короткие замы- кания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ. – Взамен ГОСТ Р 50270-92; введ. 1995–01–01. – Минск, 1993. 4. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Введ. 2014–07–01. – М.: Стандартинформ, 2013. 5. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. – Введ. 2007–07–12. – М.: Стандартинформ, 2007. 6. Кабель.РФ. Технический каталог [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://cable.ru/cable/group-vvgng_ls.php. 7. Каталог продукции. Кабели силовые [Электронный ресурс] // ООО «Са- рансккабель» [сайт ООО «Сарансккабель»]. – Режим доступа: http://www.saranskkabel.ru/katalog-produkczii/kabeli-silovyie/. 8. Каталог продукции. Низковольтные автоматические выключатели. Техни- ческий каталог [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.etm.ru/catalog/501010_avtomaticheskie_vykljuchateli. 9. Каталог продукции. Низковольтные рубильники. Технический каталог [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.etm.ru/catalog/501910_razediniteli. 10. ский Каталог продукции. Ограничители перенапряжения 0,4 и 10 кВ . Техничекаталог [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.etm.ru/catalog/80302020_sdfogranichiteli_perenaprjazheniy. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 85 Дата 5Л

11. Каталог продукции. Разъединители 10 кВ. Технический каталог [Электрон- ный ресурс]. – Режим доступа: http://www.etm.ru/catalog/?searchValue=%D1%80%D0%B2%D0%B7%2010&goods OnPage=10&cst=&sidx=rel&sord=desc&page=1&spec=. 12. Каталог продукции. Силовые трансформаторы. Технический каталог [Элек- тронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.elec.ru/catalog/r1138_2453/ 13. Правила устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2010. – 464 с., ил. 14. РД 34.20.185–94. Инструкция по проектированию городских электрических сетей. – Взамен ВСН 97–83 «Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических сетей»; введ. 1995–01–01. – М., 1994. 15. Справочник по проектированию электрических сетей. / Под ред. Д. Л. Фай- бисовича. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. 16. СТО ДВИГ-052-2012. Распределительные устройства 6(10) кВ с микропро- цессорными терминалами БМРЗ-100. Схемы вторичных цепей релейной защиты на переменном оперативном токе. – СПб.: НТЦ Механотроника, 2012. 17. Шведов Г. В. Городские распределительные электрические сети: схемы и режимы нейтрали: учебное пособие / Г.В. Шведов. – М.: Издательский дом МЭИ, 2011. – 108 с. 18. Шведов Г. В. Электроснабжение городов: электропотребление, расчетные нагрузки, распределительные сети: учебное пособие / Г. В. Шведов. – М.: Издательский дом МЭИ, 2012. – 268 с. 19. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. – 4-е изд., стер. – М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 448 с. БР-02069964-13.03.02-08-18 Изм Лит № докум Подп. Лист 86 Дата 5Л

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв