РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЖИЛОЙ ЗАСТРОЙКИ ПО УЛ. 1-Я НАБЕРЕЖНАЯ Г. САРАНСК

Кезин Александр Васильевич

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЖИЛОЙ ЗАСТРОЙКИ ПО УЛ. 1-Я НАБЕРЕЖНАЯ Г. САРАНСК

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ НАГРУЗКА, ТРАНСФОРМАТОР, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ, МОЩНОСТЬ, ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, КОММУТАЦИОННАЯ АППАРАТУРА

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 5d9f405f7966e10551908112

UUID: 58129160-cd98-0137-f2c7-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 10

Кезин Александр Васильевич

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

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,1 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 6 1 Характеристика объекта и задачи работы 7 1.1 Общая характеристика района индивидуальной жилой застройки 7 1.2 Краткая характеристика сооружений района индивидуальной жилой застройки 8 1.3 Задачи работы 9 2 Расчет системы электроснабжения района индивидуальной жилой застройки 10 2.1 Расчет электрических нагрузок жилых домов 10 2.2 Расчет электрических нагрузок распределительных линий до 1 кВ 11 2.3 Выбор напряжения сетей и режима нейтрали 13 2.4 Расчет количества и мощности трансформаторных подстанций 14 2.4.1 Расчет количества трансформаторных подстанций 14 2.4.2 Расчет мощности трансформаторных подстанций 15 2.5 Расчет месторасположения трансформаторных подстанций 18 2.6 Выбор схемы распределительных сетей 0,38-6 кВ 20 2.7 Расчет электрических нагрузок сети 6 кВ и центров питания 21 2.8 Электрический расчет распределительных сетей 23 2.8.1 Электрический расчет распределительных сетей 23 2.8.2 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 6 кВ по допустимому длительному току 25 2.8.3 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 6 кВ по допустимому отклонению напряжения 26 2.8.4 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях 6 кВ 27 2.8.5 Расчет сечения жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ 33 2.8.6 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току 34 2.8.7 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения 34 2.8.8 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях до 1 кВ 35 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 4

2.9. Выбор и проверка электрооборудования 42 2.9.1 Выбор и проверка автоматических выключателей 6 кВ 42 2.9.2 Выбор и проверка автоматических выключателей 0,4 кВ 44 2.10 Механический расчет воздушной линии 0.4 кВ 45 2.10.1 Расчет нагрузок на провода от ветра и гололеда 45 2.10.2 Расчет уравнения состояния провода 51 2.10.3 Определение стрелы провеса провода. 54 2.10.4 Расчет шаблона для расстановки опор на местности 55 3 Расчет и проверка оборудования подстанции ПС 110/6 кВ «Юго-Западная» 59 3.1 Краткая характеристика подстанции 59 3.2 Определение загрузки силовых трансформаторов подстанции 61 3.3 Проверка электрооборудования ЗРУ 6 кВ 62 3.4 Расчет измерительных трансформаторов тока для ячеек отходящих линий 65 3.5 Проверочный расчет токов срабатывания релейной защиты 68 4 Технико-экономические показатели 73 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 76 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 77 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 5

ВВЕДЕНИЕ В Ленинском районе города Саранска ведутся строительные работы по застройке района индивидуальной жилой застройки по ул. 1-я Набережная г. Саранск (коттеджного посѐлка «Чистые пруды»), которые влекут за собой изменение и перераспределение нагрузок. Электроснабжение коттеджного посѐлка «Чистые пруды» будет осуществляться от КТП, построенной на территории самого посѐлка. В свою очередь, вновь проектируемая КТП будет получать электроэнергию по ответвлению от воздушной линии, соединяющей подстанции ТП-748 и ТП-582 АО ТФ «Ватт», выполненному в виде кабельной линии. Центром питания является подстанция 110/6 кВ «Юго-Западная» филиала ПАО «МРСК-Волги» – «Мордовэнерго». Особое внимание при разработке системы электроснабжения уделяется еѐ надѐжности, поскольку от степени надѐжности системы электроснабжения будет зависеть комфортное пребывание в жилых застройках и полноценное удовлетворение потребностей потребителей в электроэнергии. Таким образом, целью бакалаврской работы является разработка системы электроснабжения района индивидуальной жилой застройки, коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск, расчет линии электропередачи от подстанции ПС 110/6 Юго-Западная до КТП, от КТП до конечных потребителей, расчет и проверка электротехнического оборудования указанных подстанций. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 6

1 Характеристика объекта и задачи работы 1.1 Общая характеристика района индивидуальной жилой застройки В Ленинском районе города Саранска ведутся работы по застройке коттеджного посѐлка «Чистые пруды», расположенного по ул. 1-я Набережная. Возведение новых жилых застроек позволит значительно развить инфраструктуру района, близ жилых построек располагается водоѐм с организованной для отдыхающих береговой линией. Схема расположения, коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск представлена на рисунке 1.1. Строительство коттеджного посѐлка влечѐт за собой необходимость разработки системы электроснабжения отвечающей всем необходимым требованиям потребителей посѐлка «Чистые пруды» Рисунок 1.1 – Схема расположения коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 7

1.2 Краткая характеристика сооружений района индивидуальной жилой застройки В районе индивидуальной жилой застройки располагаются жилые здания. Характеристика жилых зданий приведена в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Характеристика жилых зданий района индивидуальной жилой застройки. Количество Общая площадь участков коттеджного надѐжности посѐлка км2 потребителей 17 Тип плит Категория Газовые 0,035 III Объекты электроснабжения коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск относятся к III категориям по надежности электроснабжения (приложение 2 [14]). Электроснабжение потребителей строящегося коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск планируется от комплектной трансформаторной подстанции наружного типа 2КТПН. В качестве источника электроснабжения принимается подстанция ПС 110/6 кВ «Юго-Западная». Электроснабжение комплектной трансформаторной подстанции для подключения к электросети потребителей коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск предполагается выполнить от опоры № 1 ВЛ 6 кВ ТП-748 . Климатическая зона умеренно-континентальная. Зона по ветру и гололеду умеренная. Температурный максимум: Tmax  33 °С, Tmin  31 °С. Толщина снежного покрова: 35-70 см. Глубина промерзания грунта: 1,5 м. Занимаемая площадь микрорайона: 0,035 км2. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 8

1.3 Задачи работы На основании характеристики и анализа объекта были поставлены следующие задачи: а) рассчитать электрические нагрузки жилых и общественных зданий района индивидуальной жилой застройки; б) выбрать напряжения сетей и режим нейтрали; в) рассчитать количество и мощность трансформаторных подстанций; г) рассчитать месторасположение трансформаторных подстанций; д) выбрать схемы распределительных сетей 0,38-6 кВ; е) рассчитать электрические нагрузки сети 6 кВ и центра питания; ж) выбрать и проверить электрооборудование; з) выполнить электрический расчет распределительных сетей; и) рассчитать, выбрать и проверить электротехническое оборудование подстанции ПС 110/6 кВ «Юго-Западная»; к) рассчитать технико-экономические показатели. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 9

2 Расчет системы электроснабжения района индивидуальной жилой застройки 2.1 Расчет электрических нагрузок жилых домов Расчет электрических нагрузок жилых домов приводится для домов с одинаковыми характеристиками. Результаты расчетов всех жилых зданий приведены в таблице 2.1. Электрическая нагрузка домов, кВт определяется по формуле: Расчетная активная нагрузка: Рр  Pустп , (2.1) где Pуст – мощность, выделяемая на коттедж, кВт/коттедж; п – количество коттеджей. Определим расчетную активную нагрузку: Рр  17·15  255 кВт. Расчетная реактивная нагрузка: Q р  Pр tg (2.2) где tg – коэффициент реактивной мощности. Определим расчетную реактивную нагрузку: Q р  255·0,36  91,8 квар. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 10

Полная расчетная нагрузка: S р  Pр2  Qр2 (2.3) Определим полную расчетную нагрузку: S р  2552  91,82  271 кВА. Для остальных жилых зданий расчет производится аналогично и сводится в таблицу 2.1. Таблица 2.1 – Электрическая нагрузка жилых домов Позиция по плану Pкв , Кол-во домов кВт/к оттедж Рр , кВт Q р , кВАр S р , кВА 17 15 255 91,8 271 1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,1 7. 2.2 Расчет электрических нагрузок распределительных линий до 1 кВ Параметры проектируемой распределительной сети обусловливаются расчетными электрическими нагрузками. От точности их определения зависят номинальные мощности трансформаторов, площади сечений проводов и кабелей, правильность выбора устройств защиты сети от перегрузок и коротких замыканий, регулирующих и компенсирующих устройств. Завышение расчетных нагрузок приводит к тому, что в действительности сеть будет работать с недогрузкой, следовательно, средства на ее сооружение будут использоваться неэффективно. Занижение расчетных нагрузок может привести к тому, что через некоторое время после начала эксплуатации потребуется реконструкция сети, вызванная ростом Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 11

нагрузок или необходимостью подключения новых потребителей, что неизбежно приведет к дополнительным затратам. Расчет нагрузок распределительных сетей начинают с нагрузок конкретных потребителей, т.е. от низших ступеней системы электроснабжения, поочередно рассматривая отдельные вышестоящие узлы электрической сети: нагрузки вводов и линий напряжением 0,4 кВ распределительных устройств жилых домов, нагрузки вводов 0,4 кВ трансформаторных подстанций; нагрузки линий и трансформаторов напряжением 10 кВ и выше. В расчетах опираются на нагрузки зимнего вечернего максимума и учитывают ряд расчетных коэффициентов. Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов, кВт, определяется по формуле: n Pр. л 0,4  Pзд.max   k уi , (2.4) 1 где Pзд. max – нагрузка зданий, питаемых по линии, кВт; k уi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок жилых домов [3]. Определим расчетную электрическую нагрузку линии до 1 кВ: Pр. л0,4  15 17  0,9  229,5 кВт. Расчетная реактивная электрическая нагрузка линии до 1 кВ, квар, определяется по формуле: n Qр. л 0,4  Qзд.max   k уi . (2.5) 1 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 12

Определим расчетную реактивную электрическую нагрузку линии до 1 кВ: Qр. л 0,4  91,8  17  0,9  82,62 кВар. Полная расчетная нагрузка линии до 1 кВ, определяется по формуле: S р. л 0, 4  Pр2. л 0, 4  Q р2. л 0, 4 . (2.6) Определим полную расчетную электрическую нагрузку линии до 1 кВ: S р. л 0,4  229,52  82,622  243,92 кВ·А. 2.3 Выбор напряжения сетей и режима нейтрали Напряжение системы электроснабжения села должно выбирается с учетом наименьшего количества ступеней трансформации энергии. В новых районах застройки напряжение распределительных сетей выше 1 кВ принимаем 10 кВ. Сельские 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 пункту 1.2.16 [2] работа электрических сетей напряжением 1-35 кВ может предусматриваться с изолированной нейтралью. Сельские электрические сети до 1 кВ должны выполняться с глухим заземлением нейтрали напряжением 380/220 В. В сельских распределительных сетях следует применять трансформаторы со схемой соединения обмоток треугольник-звезда. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 13

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 , (2.7) где S м кр – расчетное значение мощности нагрузок микрорайона, кВА, принимается равной S р.л 0, 4 ; Fм кр – общая площадь микрорайона, 0,035 км2. Определим плотность нагрузок микрорайона:  243,92  6969,10 кВА/км2. 0, 035 Экономически целесообразную мощность трансформаторов ТП, кВА, определяется по формуле: Sтр.эк  1,453  2 , (2.8) Определим экономически целесообразную мощность трансформаторов ТП: Sтр.эк  1, 45 3 6969,102  254,5 кВА. Выбираем трансформатор мощностью 250 кВА. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 14

Окончательно принимаем к установке в трансформаторную подстанцию 2 трансформатора, nТП  2 . Ориентировочное число ТП определяется по формуле: N ТП  S м кр K зн S тр.эк nТП , (2.9) 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  243,92  0, 7  1 шт. 0, 7  250  2 Распределяем жилые и общественные здания, расположенные в районе, по трансформаторным подстанциям и заносим в таблицу 2.2 Таблица 2.2 – Распределение объектов электроснабжения района между ТП ТП Число и мощность трансформаторов КТП 2х250 Позиции объектов 1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17 2.4.2 Расчет мощности трансформаторных подстанций Выполним расчет мощности трансформаторной подстанции КТП (2КТПН). Расчетная активная электрическая нагрузка на шинах 0,4 кВ КТП, кВт, определяется по формуле (глава 2.3 [14]): Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 15

n Pр. л 0,4  Pзд.max   k уi , (2.15) 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 КТП Pр. л0,4  15 17  0,9  229,5 кВт. Расчетная реактивная электрическая нагрузка на шинах 0,4 кВ на КТП, квар, определяется по формуле: n Qр. л 0,4  Qзд.max   k уi . (2.10) 1 Определим расчетную реактивную электрическую нагрузку на шинах 0,4 кВ КТП: Qр. л 0,4  91,8  17  0,9  82,62 кВар. Полная расчетная нагрузка на шинах 0,4 кВ на КТП, кВА, определяется по формуле: SТП 0, 4  Pр2. л 0, 4  Q р2. л 0, 4 . Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л (2.11) Лист 16

Определим полную расчетную электрическую нагрузку на шинах 0,4 кВ КТП: S р.л0,4  229,52  82,622  243,92 кВА. Проверка КТП по действительному коэффициенту загрузки проводится согласно выражению K зн  SТП 0, 4 . nТП Sтр.н (2.12) Определим действительный коэффициент загрузки КТП: K зн  243,92  0, 49 . 2  250 Коэффициент загрузки КТП в послеаварийном режиме при отключении в результате аварии одного из трансформаторов вычисляется по формуле: K зпер  SТП 0, 4 S тр.н nТП  1 . (2.13) 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 КТП в послеаварийном режиме: K зпер  243,92  0,98 . 250   2 1 Полученные данные заносим в таблицу 2.3. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 17

Таблица 2.3– Электрическая нагрузка и коэффициенты загрузки ТП № ТП КТП 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, 4 229,5 82,62 243,92 2x250 Коэффициент Коэффициент загрузки в загрузки в по- нормальном слеаварийном режиме режиме 0,49 0,98 2.5 Расчет месторасположения трансформаторных подстанций На рисунке 2.1 представлены объекты, подлежащие электроснабжению в коттеджном посѐлке «Чистые пруды», г. Саранск. Рисунок 2.1 – План района с координатной сеткой Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 18

В таблицу 2.4 занесем координаты расположения объектов электроснабжения микрорайона согласно рисунку 2.1 и расчетную нагрузку объектов, с учетом распределения по трансформаторным подстанциям. Таблица 2.4 – Координаты расположения объектов электроснабжения ТП Объект электро- Расчетная нагрузка снабжения Pр.i , кВт КТП Координаты объекта, о.е. xi yi 1 15 80 213 2 15 70 175 3 15 63 133 4 15 115 72 5 15 148 65 6 15 195 56 7 15 200 86 8 15 210 115 9 15 220 150 10 15 225 185 11 15 240 210 12 15 120 205 13 15 190 195 14 15 110 170 15 15 180 150 16 15 100 125 17 15 175 110 Расчет координат выполним для КТП. Координаты местоположения трансформаторной подстанции и определяются по формулам: n xТП   Pр.i xi i 1 n  Pр.i ; (2.14) i 1 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 19

n yТП   Pр.i yi i 1 n  Pр.i . (2.15) i 1 Определяем координаты местоположения КТП: xТП1  15   2641  156 мм, 15 17 yТП1  15   2415  142 мм. 15 17 В рассчитанных координатах размещение трансформаторной подстанции не представляется возможным, в виду принадлежности участка к частной собственности ,смещаем КТП к месту наибольшей нагрузки, ближе к источнику питания. Таблица 2.5 – Координаты месторасположения трансформаторных подстанций Координаты объекта, мм КТП КТП xi yi 55 250 2.6 Выбор схемы распределительных сетей 0,38-6 кВ Так как основными потребителями электроэнергии являются потребители III категории надежности электроснабжения, то принимаем радиальную нерезервируемую схему сети. При применении воздушных линий электропередачи для питания электроприемников третьей категории резервирование линий может не предусматриваться. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 20

При применении в сети 0,38 кВ кабельных линий должна учитываться возможность использования временных шланговых кабелей. На рисунке 2.2 приведена принципиальная схема радиальной нерезервированной сети 0,4 - 6 кВ. ИП – источник питания; ТР – трансформатор напряжения; 1 – распределительная линия напряжением 6 кВ; 2,3 – вводы к потребителям. Рисунок 2.2 – Принципиальная схема радиальной нерезервированной сети 0,4 - 6 кВ. 2.7 Расчет электрических нагрузок сети 6 кВ и центров питания Схема распределительной сети 6 кВ коттеджного посѐлка представлена на рисунке 2.3. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 21

Рисунок 2.3 – Схема распределительной сети 6 кВ. Расчетная электрическая нагрузка городской сети 6 кВ учетом совмещения максимумов нагрузок определяется по формуле: n Pр. л10  k у  PТПi . (2.16) 1 где k у – коэффициент совмещения максимумов нагрузки КТП (таблица 2.4.1) [14]. Определим расчетную электрическую нагрузку городской сети 6 кВ: Pр.л10  0,90  229,5  206,55 кВт. Расчетные электрические нагрузки на шинах 6 кВ ЦП определяются с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий по формуле: n PЦП10  k у  Pр.л10 , (2.17) 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. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 22

Определим расчетную электрическую нагрузку на шинах 6 кВ ЦП. PЦП10  1 229,5  229,5 кВт. Результаты расчета электрических нагрузок сети 10 кВ и центров питания сведем в таблицу 2.6. Таблица 2.6 – Электрическая нагрузка городских сетей 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 55,08 219,53 кВт ПС 110/6 кВ Юго- 1 2 0,9 206,55 Западная 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 6 кВ (рисунок 2.3). Сечение кабеля по экономической плотности тока в зависимости от металла проводника и числа часов использования максимума нагрузки определяется по формуле: Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 23

Fр  Iр J эк , (2.18) 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. Расчетный максимальный ток, А, определяется по формуле: Iр  Sр 3U л , (2.19) где S р – расчетная максимальная мощность линии, кВА, принимается по таблице 8.1; U л – номинальное напряжение линии, кВ. Выполним расчет на примере линии №1 (таблица 2.7). Определим расчетный максимальный ток, А: I р1  219,53  21,15 А. 3 6 Согласно найденному максимальному расчетному току определим экономическое сечение кабеля: Fр1  21,15  17,62 мм2. 1,2 В распределительных сетях 6 кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм2 Для остальных участков расчетный максимальный ток и экономическое сечение кабеля определяется аналогично и сводится в таблицу 2.7. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 24

Таблица 2.7 – Результаты расчета сечений проводов КЛ и жил кабелей распределительных сетей 6 кВ № участка 1 Расчетная максимальная мощность участка S р , кВА Расчетный максимальный ток I р , 219,53 А Экономически целесообразное сечение F р , мм2 21,15 17,62 Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме работы, шт 1 Длительно Стандартдопустимый ное сечение 2 ток I доп , А Fст , мм 3х70 162 2.8.2 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 6 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: K1K2 K3K4 K5 I доп  I р , (2.20) 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. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 25

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 240  21,15 А. Проверка остальных участков КЛ проводится аналогично, результаты сводятся в таблицу 2.8. Таблица 2.8 – Результаты проверки КЛ по длительно допустимому току № участка 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 21,15 1 3х70 162 157,6 Расчетный максимальный ток I р , 1 Результат проверки проходит 2.8.3 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 6 кВ по допустимому отклонению напряжения Потеря напряжения на участке, %, определяется по формуле: U  Sр U л2 l (r cos  x sin  ) , (2.21) где S р – расчетная максимальная мощность участка, кВА; U л – номинальное напряжение линии, кВ; l – длина участка, км; r , x – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления, Ом/км. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 26

Определим потери напряжения на участке 1 (рис. 2.3) в нормальном режиме: U1  219,53 1,5  (0,443 0,92  0,086  0,43)  1,33 %. 10,52 Потери напряжения на остальных участках линии рассчитываются аналогично и сводятся в таблицу 2.9. Потери напряжения в нормальном режиме не должны превышать 5 % [4]. Таблица 2.9 – Результаты проверки сечений, жил кабелей распределительных сетей 6 кВ, по допустимому отклонению напряжения нормальном режиме Расчетная № участка максимальная Длина мощность участка участка S р , l , км кВА Потеря 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 , % 1 219,53 1,5 1 3х70 0,443 0,086 1,33 2 219,53 2,5 1 3х70 0,443 0,086 2,21 2.8.4 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях 6 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]). Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 27

ЭЭС W1 2 с.ш. Т2 ПС 110/6 Юго-Западная 3 с.ш. К1 W2 ТП-748 1 с.ш. W4 W3 2КТП Н ТП-582 1 с.ш. 1 с.ш. К2 Рисунок 2.4 – Расчетная схема для расчета токов КЗ. EC XC X Л1 XТ1ВН XТ1НН К1 X Л2 X Л3 RЛ4 X Л4 К2 Рисунок 2.5 – Схема замещения для расчета токов КЗ. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 28

Базисную мощность принимаем равной S б  250 МВ·А. Определим значение базисного тока, кА Iб  Sб , 3U б (2.22) где U б – базисное напряжение ступени, на которой предполагается короткое замыкание, кВ. Базисный ток: Iб  250  22,94 кА. 3  6,3 Далее определим сопротивления основных элементов схемы замещения в относительных единицах. Сопротивление системы определим по выражению: хC  Sб 3U срN I ном.откл , (2.23) 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. 250  0,031 . 3  115  40 хC  Сопротивление линии электропередачи определим по выражению: х л  x удl Изм Лит № докум Подп. Дата Sб 2 U ср N , БР-02069964-13.03.02-06-19 Л (2.24) Лист 29

где x уд – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км; l – длина линии, км. Определим сопротивление воздушной линии, соединяющей подстанцию с энергосистемой: хW 1  0,42  8,2  250  0,065 . 115 2 Сопротивление обмотки высшего напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой определим по выражению: хтр1в 2 Sб 0,125u к% U ном  , 2 S ном U ср 100 .N (2.25) где u к% – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; S ном – номинальная мощность трансформатора, МВА. 0,125·10,5 1152 250   0,131 . 100 25 1152 хтр1в Сопротивление обмоток низшего напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой определим по выражению: хтр1н хтр1н Изм Лит № докум Подп. Дата 2 Sб 1,75u к% U ном  , 2 100 S ном U ср .N (2.26) 1,75·10,5 1152 250   1,838 . 100 25 1152 БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 30

Периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания для каждой токи КЗ определяется по выражению: I п0  E Iб , x рез (2.27) где x рез – сопротивление элементов схемы до точки КЗ в о.е.; E – ЭДС источника, о.е. I п0  1 22,94  11,109 кА. 2,065 Ударный ток короткого замыкания определяется по выражению: i у  k У 2Iп0 , (2.28) где kУ – ударный коэффициент тока КЗ. Для определения ударного коэффициента используем выражение: k у  1 e -0 ,01 Ta , (2.29) где Ta – эквивалентная постоянная время затухания апериодической составляющей тока КЗ, с. Значение эквивалентная постоянная время затухания апериодической составляющей может быть определено по выражению: Ta  Изм Лит № докум Подп. Дата X рез   R рез , БР-02069964-13.03.02-06-19 Л (2.30) Лист 31

где X рез – индуктивное результирующее сопротивление схемы замещения, Ом; R рез – активное результирующее сопротивление схемы замещения, Ом;  – циклическая частота, рад/с. Ta  2,065  0,004 с, 314  1,653 kу  1 e - 0 ,01 0, 004  1,082 , iу  1,082 2 `11,109  16,999 кА. Для определения теплового импульса, выделяющегося при коротком замыкании, используется выражение: Bk  Iп2.0 (  Tа ) , (2.31) 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 , (2.32) 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. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 32

Для ячеек отходящих линий:   0,01 0,045  0  0.3  0,055 с. B k  11,109 2 (0,055  0,065)  14,809 кА2·с. Точке короткого замыкания К1 соответствует короткое замыкание на шинах 6 кВ ПС 110/6 , точке К2 соответствует КЗ на шинах 6 кВ КТП. Результаты расчетов тока короткого замыкания сводятся в таблицу 2.10. Таблица 2.10 – Результаты расчета токов КЗ на шинах 6 кВ Точка КЗ ПС 110/6 x рез , о.е. ( 3) , кА I п0 kУ i у , кА Bk , кА2с кВ «Юго- 2,065 11,109 1,082 16,999 14,809 3,542 6,477 1,028 9,417 10,642 Западная» КТП 2.8.5 Расчет сечения жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ Расчет производится аналогично пункту 2.8.1, результаты расчетов сводятся в таблицу 2.11. Таблица 2.11 – 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 , мм 23,04 19,2 2 Стандартное Длительно до- сечение Fст , пустимый ток мм2 I доп , А 3х25 130 S р , кВА 1-17 Изм Лит № докум 15,94 Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 33

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 2.12. Таблица 2.12 – Результаты проверки сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току Расчетный максималь№ участка ный ток Iр,А 1-17 Стандартное сечение Fст , мм2 Длительно допустимый ток I доп , А 3х25 130 23,04 Длительно допустимый ток с учетом коэффициентов I доп расч , А 126,5 Результат проверки 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 нормальном режиме не должны превышать 5 %, а в аварийном 10 % [4]. Расчет производится для вводного кабеля наибольшей длины. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 34

Таблица 2.13 – 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 1 15,94 0,077 3х70 0,447 0,0612 0,34 2 15,94 0,11 3х70 0,447 0,0612 0,48 3 15,94 0,13 3х70 0,447 0,0612 0,57 4 15,94 0,21 3х70 0,447 0,0612 0,92 5 15,94 0,24 3х70 0,447 0,0612 1,05 6 15,94 0,275 3х70 0,447 0,0612 1,2 7 15,94 0,246 3х70 0,447 0,0612 1,07 8 15,94 0,255 3х70 0,447 0,0612 1,11 9 15,94 0,207 3х70 0,447 0,0612 0,9 10 15,94 0,166 3х70 0,447 0,0612 0,72 11 15,94 0,154 3х70 0,447 0,0612 0,67 12 15,94 0,082 3х70 0,447 0,0612 0,36 13 15,94 0,153 3х70 0,447 0,0612 0,67 14 15,94 0,112 3х70 0,447 0,0612 0,49 15 15,94 0,187 3х70 0,447 0,0612 0,82 16 15,94 0,145 3х70 0,447 0,0612 0,63 17 15,94 0,228 3х70 0,447 0,0612 0,99 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 необходимые данные и указываются точки короткого замыкания. Расчет производится в соответствии с главами ГОСТ 28249-93 [3]. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 35

Рисунок 2.6 – Расчетная схема распределительной сети 0,4 кВ. К2 К1 EC RТ 1 ХC RKQF 1 RQF 1 Х Т1 RKШ RШ X QF 1 XШ R QF  3 R КQF  3 R ВЛИ X QF  3 R Х КВЛИ ВЛИ Рисунок 2.7 – Схема замещения распределительной сети 0,4 кВ Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 36

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. Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности шинопроводов, мОм, следует определять, опираясь на данные завода изготовителя, по формулам r1ш  r1 l ; (2.33) x1ш  x1l ; (2.33) 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 ; (2.35) x0ш   0,75  9,4  x1ш ; (2.36) 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 КТП и линии питающей здание 1 по плану. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 37

Принимаем сопротивление трансформатора ТМГ-250/6/0,4 rт  9, 4 мОм, хт  27, 2 мОм. Выполним расчет активных и реактивных сопротивлений шинопровода ШРА73, для прямой и обратной последовательности: r1ш  0,21  0,5  0,11 мОм; х1ш  0,21  0,5  0,11 мОм; r0ш  0,11  3  0,12  0,47 мОм; x0ш  0,8  0,11  0,08 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 , (2.37) 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: Изм Лит № докум Подп. Дата r1  rт  rкв  rш  rк ; (2.38) x1  xт  xкв  xш , (2.39) БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 38

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. При КЗ в точке 1 значения полных активных и реактивных сопротивлений будут равны: r1  9,4  1,3  0,11  0,0034  10,81 мОм; x1  27,2  0,7  0,11  28,01 мОм. Выполним расчет начального значения периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания: I к(3)  0,38  7,31 кА. 3 10,81  28,01 2 2 Значение ударного тока короткого замыкания находится по формуле: iу  2K у I к(3) , (2.40) где K у – ударный коэффициент. Ударный коэффициент находим по формуле: Kу  1  e Изм Лит № докум Подп. Дата  0, 01r  x . БР-02069964-13.03.02-06-19 Л (2.41) Лист 39

Выполним расчет ударного коэффициента, с помощью которого найдем значение ударного тока короткого замыкания: Kу  1  e  0,0110,81314 28,01  0, 7 ; i у  2  0,7  7,31  7,26 кА. Начальное значение периодической составляющей тока двухфазного короткого замыкания, кА, рассчитывается по формуле: I к(2)  Uк 2 r12  x12 . (2.42) Выполним расчет начального значения периодической составляющей тока двухфазного короткого замыкания: I к(2)  0,38  6,33 кА. 2 10,812  28,012 Расчет сопротивлений петли фаза-нуль производится по формулам (2.38) и (2.39), заменив, сопротивления прямой последовательности на сопротивления обратной. r0  11,17 мОм; x1  27,98 мОм. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 40

Начальное значение периодической составляющей тока однофазного короткого замыкания, кА, можно рассчитать по формуле I к(1)  U кф Z т(1) Zп  3 , (2.43) где U кф – фазное напряжение в точке короткого замыкания, кВ; 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 81 30,13  3  3,85 кА. Расчет для остальных участков сети 0,4 кВ производится аналогично, расчетные данные сводятся в таблицу 2.14. Таблица 2.14 – Результаты расчета КЗ 0,4 кВ. z1 , z 0 , мОм I к(3) , кА Ку iу I к(2) , кА I к(1) , кА 30,02 30,13 7,31 0,7 7,26 6,33 3,85 1 35,88 36,03 6,11 0,81 6,97 6,97 10,43 2 35,90 36,05 6,11 0,81 6,97 6,97 10,43 Место КЗ с. ш. 0,4 кВ, КТП мОм Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 41

Окончание таблицы 2.14. 3 35,92 36,07 6,11 0,81 6,97 6,97 10,42 4 35,97 36,12 6,10 0,81 6,98 6,98 10,42 5 35,99 36,14 6,10 0,81 6,98 6,98 10,41 6 36,01 36,16 6,09 0,81 6,98 6,98 10,41 7 35,99 36,14 6,10 0,81 6,98 6,98 10,41 8 36,00 36,15 6,10 0,81 6,98 6,98 10,41 9 35,96 36,12 6,10 0,81 6,98 6,98 10,42 10 35,94 36,09 6,10 0,81 6,97 6,97 10,42 11 35,93 36,08 6,11 0,81 6,97 6,97 10,42 12 35,88 36,03 6,11 0,81 6,97 6,97 10,43 13 35,93 36,08 6,11 0,81 6,97 6,97 10,42 14 35,90 36,05 6,11 0,81 6,97 6,97 10,43 15 35,95 36,10 6,10 0,81 6,98 6,98 10,42 16 35,92 36,08 6,11 0,81 6,97 6,97 10,42 17 35,98 36,13 6,10 0,81 6,98 6,98 10,41 2.9. Выбор и проверка электрооборудования 2.9.1 Выбор и проверка автоматических выключателей 6 кВ Выбор и проверка автоматических выключателей на напряжение свыше 1 кВ производится согласно главе 4.5 [19]. Автоматический выключатель должен отличаться высокой надѐжностью работы. Как правило, это селективные выключатели, которые выбираются по номинальному току расцепителя: I ном. р  I ном.потр . (2.44) Проверка выполняется по термической и динамической стойкости автоматического выключателя: I терм  I к(3) ; Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л (2.45) Лист 42

I дин  I уд . (2.46) Произведем выбор и проверку автоматического выключателя для КТП (яч. 1) РУ 6 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 (2.44) 630  21,15 – выполняется. Проверка по условию термической стойкости: 20  6,47 – выполняется. Проверка по электродинамической стойкости: 52  9,417 – выполняется. Выбор и проверка для остальных ячеек 6 кВ КТП производится аналогично, результаты сводятся соответственно в таблицы 2.15. Таблица 2.15 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 6 кВ КТП. Поз. QF-10 1 QF-10 2 Изм Лит № докум Марка выключателя BB/TEL-1020/630 У2 BB/TEL-1020/630 У2 Подп. Дата I ном , А I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки 630 21,15 6,47 9,417 проходит 630 21,15 6,47 9,417 проходит БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 43

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 2.9.1. Результаты выбора для подстанции сводятся в таблицу 2.16. К установке принимаем автоматические выключатели производителя LS Industrial Systems (LSIS) и компании «Контактор». Технические характеристики выключателей представлены в таблице 2.17. Таблица 2.16 – Результаты выбора и проверки автоматических выключателей 0,4 кВ, КТП Поз. Серия вы- I ном , А ключателя I расч.max , А I к(3) , кА I уд , кА Результат проверки QF-0,4 1 TS250L 250 126,5 6,11 6,98 проходит QF-0,4 2 TS250L 250 126,5 6,11 6,98 проходит Таблица 2.17. – 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 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 44

2.10 Механический расчет воздушной линии 0.4 кВ 2.10.1 Расчет нагрузок на провода от ветра и гололеда Механические нагрузки, действующие на провода и тросы ВЛ, определяются собственным весом провода, величиной ветрового напора и дополнительной нагрузкой, обусловленной гололедом. Рассчитываются единичные нагрузки, обозначаемые Р, и удельные нагрузки, обозначаемые . Проверяем на механические нагрузки провод марки СИП 2 3х25. Воздушная линия имеет номинальное напряжение 0,4 кВ, расположена в населенной местности типа B относящейся к III району по ветру и к III району по гололеду, длина пролета L  40 м. Основные значения температур: t   33 C, t   31 C , t э  10 C. Для расчета выбираются следующие справочные данные: расчетное сечение провода F  25 мм2 (суммарное сечение алюминиевой и стальной части провода); расчетный диаметр провода d  27 мм; масса провода m  424 кг/ км. Единичная нагрузка, вызванная собственным весом провода Р1 , Н/м, определится по формуле Р1  g  m 103 , (2.47) где g – ускорение свободного падения, g  9,8 м/с2; m – погонная масса провода, кг/км. Р1  9,8  424  10 3  4,15 Н/м. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 45

Единичная нормативная линейная гололедная нагрузка Рнг , Н/м, определится по формуле: Рнг    Кi  К d  bэ (d  Кi  К d  bэ )  g   103 , (2.48) где К i и К d – коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода; bэ – нормативная толщина стенки гололеда, мм; d – диаметр провода, мм;  – плотность льда, принимаемая 0,9, г/см3. Рнг  3,14  1,6  0,8  20  (27  1,6  0,8  20)  9,8  0,9  10 3  37,29 Н/м. Единичная расчетная линейная гололедная нагрузка Р2, Н/м, определится по формуле: Р2  Рнг   nw   p   f   d , (2.49) где Рнг – нормативная линейная гололедная нагрузка, Н/м;  nw – коэффициент надежности по ответственности, принимаемый для ВЛ до 1 кВ -0,8;  p – региональный коэффициент, принимаемый равным от 1,0 до 1,5;  f – коэффициент надежности по гололедной нагрузке (1,6 для районов по гололеду III и выше);  d – коэффициент условий работы (  d  0,5 ). Р2  37,29  0,8  1 1,6  0,5  23,86 Н/м. Нагрузка, обусловленная весом провода и гололедом определится по формуле: Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 46

Р3  Р1  Р2 , (2.50) Р3  4,15  23,86  28,02 Н/м. , Нормативная ветровая нагрузка на провода Рнв , Н, без гололеда определит- ся по формуле: , Рнв   w  K1  K w  Cx  W0  F0  sin 2  , (2.51) где  w – коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ; K1 – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку; K w – коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности; С х – коэффициент лобового сопротивления, принимаемый С х  1,1. Площадь продольного диаметрального сечения провода без гололеда F0 , м 2 , определяется по формуле: F0  d  L  10 3 , (2.52) где d – диаметр провода, мм; L – длина пролета, м. F0  27  40  10 3  1,08 м2   0,7 1,2  0,65 1,1  400 1,08  259,45 PНВ Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 47

Единичная нагрузка, Н/м, определится: РНВ  РНВ   РНВ , L (2.53) 259,45  6,48 . 40  , Н , с гололедом опредеНормативная ветровая нагрузка на провода PНВГ лится по формуле: РНВГ   w  K1  K w  C x  WГ  W0  FГ  sin 2  , (2.54) где C x – коэффициент лобового сопротивления, принимаемый равным 1,2; WГ – нормативное ветровое давление при гололеде с повторяемостью один раз в 25 лет, принимается WГ  0,25 . FГ – площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 (при гололеде с учетом условной толщины стенки гололеда bэ ). Площадь продольного диаметрального сечения провода FГ , м 2 , определяется по формуле: FГ  d  2K i  K d  bэ   L  10 3 , (2.55) где d – диаметр провода, мм; K i и K d – коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололе- да по высоте и в зависимости от диаметра провода; bэ – условная толщина стенки гололеда , мм, FГ   27  2 1.6  0.8  20  40 103  3.12 м2, Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 48

  0,7 1,2  0,65 1,1  400  0,25  3,12  187,86 Н. РНВГ РНВГ  РНВГ   РНВГ , L (2.56) 187,86  4,69 Н/м. 40 Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода без гололеда P4 , Н/м, определится по формуле: P4  P НВ  nw   Р f , (2.57) где PНВ – нормативная ветровая нагрузка, Н/м;  nw – коэффициент надежности по ответственности, принимаемый для ВЛ до 1 кВ -0,8;  p – региональный коэффициент, принимаемый равным 1,0;  f – коэффициент надежности по гололедной нагрузке (1,3 для районов по гололеду I и II, 1,6 для районов по гололеду III и выше). P4  6,48  0,8 1 1,6  8,3 Н/м Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода с гололедом P5 , Н/м, определится по формуле: P5  PНВГ   Н   Р   f , (2.58) P5  4,69  0,8 1 1,6  6,01 Н /м, Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 49

где PНВГ – нормативная ветровая нагрузка, Н/м. Единичная нагрузка, определяемая весом провода без гололеда и ветром: Р6  Р12  Р42 , (2.59) Р6  4,152  8,32  9,28 Н/м. Нагрузка, определяемая весом провода с гололедом и ветром: Р7  Р32  Р52 , (2.60) Р7  28,022  6,012  28,66 Н/м. Удельную нагрузку определяем по формуле:  Р , F (2.61) где P – удельная нагрузка, Н/м; F – суммарное сечение провода, мм2. Результаты расчетов по формулам (2.47… 2.61) сводим в таблицу 2.18. Таблица 2.18 – Удельные и единичные нагрузки на провода 1 2 3 4 5 6 7 P , Н/м 4,15 23,86 28,02 8,3 6,01 9,28 28,66   107 , Н/м3 0,16 0,95 1,12 0,33 0,24 0,37 1,14 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 50

2.10.2 Расчет уравнения состояния провода Для определения зависимости напряжений, возникающих в проводе, от нагрузки и температуры составляется уравнение состояния провода. С помощью этого уравнения можно найти напряжения в проводе в любых требуемых условиях на основании известных напряжений, нагрузок и температур в начальном состоянии. Выбор допускаемого напряжения провода производится на основе расчета критических пролетов. Таблица 2.19 – Исходные данные для определения величины критических пролетов Режим P , Н/м   107 ,Н/м3 Без ветра и гололеда 4,15 0,16 С гололедом и ветром 28,66 1,14 L=40м; t  31 С; t Г  5 С; t  33 С;   23 106 град -1; E  6,25  104 Н/мм2,  р  294 Н/мм2. Допустимое напряжение в материале провода  д устанавливается ПУЭ с учетом коэффициента запаса в процентах от предела прочности при растяжении  р . Эти значения различны для режимов наибольшей нагрузки, наименьшей температуры и среднегодовой температуры. Для самонесущих изолированных проводов в режимах максимальной нагрузки и наименьшей температуры они равны 40%  р , а в режиме среднегодовых температур 30%  р . Допустимые напряжения составляют:    0,40   p , (2.62)    0,40  294  117,6 Н/мм2, Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 51

 Г  0,40   p , (2.63)  Г  0,40   p  0.40  294  117,6 Н/мм2,  э  0,3   р (2.64)  э  0,3  294  88,2 Н/мм2,    0,3   р (2.65)    0,3  294  88,2 Н/мм2. Рассчитаем критические пролеты: l1к  l1к  4,46      Е tэ  t   0.325    , 1 E (2.66) 4,46  117,6 23 106  6,25 104 10   31   0,325 117,6 0,16 6,25 104 l2 к  l2 к  4,9   Г   Е t Г  t    0.119 Г   1 E  7 /  1   1.29 2   57,45 м; , 4,9  117,6 23  106  6,25  104  5    31   0.119  117,6 Изм Лит № докум  1,14   0,16 6,25  104  1.29     0,16   2 Подп. Дата (2.67)  14,6 м; БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 52

l3к  l3к  4,9   Г   Е t Г  t э   0,405 Г   1 E  7 /  1 2  2,82  , 4.9  117,6 23  106  6,25  104  5   10   0,405  117,6 2   4  1,14  0,16 6,25  10    2,82   0,16   (2.68)  10,46 м. Полученные значения длин критических пролетов следует сравнить с действительной величиной пролета и сделать выводы. Рекомендуется в первую очередь определить lк 2 и сравнить его с действительным пролетом. Далее могут возникнуть следующие случаи: 1) Если lк1  lк 2  lк 3 ,то расчетным пролетом является lк1 , lк 3 . 2) Если lк1  lк 2  lк 3 ,то расчетным пролетом является lк 2 . 3) Если lк1 – мнимый , lк 2  lк 3 ,то расчетным пролетом является lк 3 . 4) Если lк 3 – мнимый , то расчетным пролетом является lк1 . После определения критических пролетов необходимо рассчитать уравнения состояния и определить значения напряжений в проводе в различных режимах. Если 1 случай, то уравнение состояния для расчета провода с учетом критических пролетов будет иметь следующий вид при соотношении фактического и критического пролетов: 1) Если l  lк 3  г2 L2 E  2 L2 E    Е t  tг .  г 24 2 24 г2 (2.69)  2 L2 E  12 L2 E      Е t  t  . 2 2 24 24  (2.70)  2) Если l  lк1 Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 53

3) Если lк1  l  lк 3  2 L2 E  12 L2 E   э   Е t  tэ  .  24 2 24 э2 (2.71) Для нашего расчет подходит 2 случай и l  lк1 , расчитываем по формуле 2.70 117,6  0,162  402  6,25  104  23 106  6,25 104  33   31   17,27 2 24 117,6 2.10.3 Определение стрелы провеса провода. Одной из величин, определяющих высоту опор, является стрела провеса, поэтому определяем наибольшую и наименьшую стрелу провеса провода, а также строим кривые провисания провода в заданном пролете Определяем критическую температуру t k : 1 1 tk  tг  г( 3 Е ) , (2.72) 0,16 ) 1,4  62,56 , С. t k  5  23  106  6,25  104 117,6  (1  Сравниваем критическую температуру t k с максимальной температурой. Так как t k  62,56 С>33С, то наибольшая стрела провеса f нб будет при максимальных температурах. Рассчитываем f нб и f нм : Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 54

 1  L2 0,16  402   0,37 м. f нб  f3  8  8  88,2  (2.73)  1  L2 0,16  402   0,28 , м. f нм  8  8 117,6  Кривые провисания строятся по формуле вида:   х2 , y 2  (2.74) Полученные данные сводятся в таблицу 2.20. Ось X  L делится на равные от2 резки. Таблица 2.20 – Исходные данные для построения графика провеса проводов Х, м Режимы y fнн (t ,  1,  ) 0 0 2 0,00 4 0,02 6 0,03 8 0,06 10 0,09 12 0,14 14 0,18 16 0,24 18 0,31 20 0,38 y fнн (t ,  1,  ) 0 0,00 0,01 0,03 0,05 0,07 0,10 0,14 0,18 0,23 0,28 По данным таблицы строим кривые провисания провода (рисунок 2.8). 2.10.4 Расчет шаблона для расстановки опор на местности При расстановке опор по профилю должны быть учтены два основных условия:  расстояния от проводов до земли и пересекаемых сооружений должны быть не менее требуемых ПУЭ; Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 55

 нагрузка, воспринимаемая опорами, не должна превышать значений, приня- тых в расчетах опор соответствующих типов. Рисунок 2.8 – Кривые провисания проводов Обычно в условиях неровного профиля расстановка опор производится с помощью шаблона. Шаблон представляет собой 2 или 3 кривые (параболы), соответствующие кривой максимального провисания провода и расположенные друг над другом с определенным интервалом. Кривая максимального провисания провода строится по формуле: 1  x2 y , 2  (2.75) где  1 - удельная механическая нагрузка на провод,  1  0,160 Н/ мм2; х – расстояние от точки подвеса до расчетной точки, м;   – напряжение в проводе в режиме максимальных температур, Н/ мм2, Расчеты по формуле сводим в таблицу 2.21. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 56

Таблица 2.21 – Результаты расчетов Режимы y fнн (t ,  1,  ) 0 0 Х, м 2 4 6 8 10 12 14 16 0,00 0,02 0,03 0,06 0,09 0,14 0,18 0,24 18 0,31 20 0,38 По данным таблицы 2.21 строим кривые расстановки опор на местности Рисунок 2.9 – Кривые расстановки опор на местности. Верхняя кривая 1 определяет положение кривой провисания проводов в максимальном режиме. Габаритная кривая 2 касается земли в точке О. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 57

Земляная кривая 3 проходит через основание уже намеченной опоры и показывает место установки новой опоры. Строительство ВЛИ-0,38кВ выполняем с применением самонесущего изолированного провода СИП2-3х25+1х25-0,4кВ на проектируемых железобетонных опорах марки СВ110-5 с применением арматуры СИП «Нилед». Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 58

3 Расчет и проверка оборудования подстанции ПС 110/6 кВ «ЮгоЗападная» 3.1 Краткая характеристика подстанции Для электроснабжения коттеджного посѐлка «Чистые пруды» предусматриваются в качестве источника питания подстанция ПС 110/6 кВ «Юго-Западная». На подстанции установлены два силовых трансформатора ТРДН- 25000/110/76/-У1 и ТРДН-25000/110/-У1. Основные технические характеристики трансформатора приведены в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Технические характеристики трансформаторов ТРДН- 25000/110/76/-У1 и ТРДН-25000/110/-У1 Номинальное Номи- напряжение нальная обмоток, кВ Тип мощтрансформатора, ность, ВН НН кВА ТРДН25000/110/76У1 ТРДН25000/110-У1 25000 25000 115 115 Схема и Потери, кВт группа соединения обх.х. к.з. моток 6,3 Yн/Δ-Δ11-11 26,8 119, 48 6,3 Yн/Δ-Δ11-11 17,6 4 125, 1 Напряжение короткого замыкания, % 9,91 10,14 Ток холостого хода, % Габаритные размеры, мм 0,43 5960 x 4300 x 5380 0,14 5960 x 4300 x 5380 Распределительное устройство высокого напряжения открытого типа и выполнено по схеме мостик с отделителями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой. К ОРУ 110 кВ подключены четыре воздушные линии электропередач: ВЛ 110 кВ Юго-Западная-центральная, ВЛ 110 кВ Юго-Западная- Ремзавод, ВЛ 110 кВ ЛАЛ-Юго-Западная, ВЛ 110 кВ Рузаевка-Юго-Западная. Распределительное устройство 6 кВ закрытого типа и выполнено по схеме две секционированные выключателем система шин, состоит из 52 ячеек. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 59

К ячейкам № 13, 30, 37 и 48 подключены выводы силовых трансформаторов по стороне НН. Перечень подключенных к РУ 6 кВ объектов и их потребляемая мощность по состоянию на 2017 г. приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Перечень подключенных к РУ 6 кВ объектов № ячейки Наименование потребителя 1 3 5 7 9 11 17 21 23 25 Резерв Резерв Горсеть Горсеть Горсвет Резерв НИИ Электровыпрямитель Резерв Ламзурь-1 ТСН №1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Тяговая ПС №8 Тяговая ПС №8 Горсеть Горсеть Горсеть Горсеть Горсеть Горсеть Телецентр Молокозавод Швейная фабрика Резерв Резерв 31 33 35 41 43 45 47 Горсеть ВАТТ ВАТТ Резерв Ламзурь-2 Хознужды Резерв Изм Лит № докум Подп. Мощность S max , кВА 1 с.ш. 2 с.ш. 3 с.ш. 785,67 1302,46 200,6 997,003 358,87 18,04 793,42 3,81 618,30 175,24 441,94 601,41 831,45 97,66 1130,01 1056,36 1000,48 1078,05 1392,63 106,23 266,15 18,82 - Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 60

Окончание таблицы 3.2 № ячейки 38 40 42 44 46 52 Наименование потребителя Мощность S max , кВА 4 с.ш. Резерв Горсеть Резерв Горсеть Резерв ТСН №2 1125,58 694,52 19,36 15112,34 Итого Для электроснабжения потребителей собственных нужд на подстанции установлены два трансформатора собственных нужд типа ТМ-250-6/0,4 мощностью 250 кВА. Трансформаторы собственных нужд подключены к токопроводам, соединяющим силовые трансформаторы и секции шин РУ 6 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 K max  Изм Лит № докум Подп. Дата 10411  0, 42 . 25000 БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 61

Для силового трансформатора Т2 K max  4701,34  0,19 . 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  15112,34  0,6 . 25000 В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор не будет перегружен. 3.3 Проверка электрооборудования ЗРУ 6 кВ В связи с подключением к подстанции ПС 110/10 кВ «Юго-Западная» коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск, требуется выполнить проверку возможности подключения жилого комплекса к ячейке № 33, находящейся на 3 секции шин ЗРУ 6 кВ подстанции. Высоковольтные выключатели ячеек выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и коммутационной способности. 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. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 62

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 Паспортное значение 10 U н.р  U н.р.в 12 I раб.max  I ном .в Номинальный ток, А 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 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 № 33 в нормальном режиме: I p.max.н  Изм Лит № докум Подп. Дата 1478,83  168, 48 А. 3 6 БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 63

Значение токов короткого замыкания в конце отходящих линий 6 кВ ПС 110/6 «Юго-Западная» равны I (3) п0  11,109 кА, i у  12,02 кА (пункт 2.8.4). Выполним проверку автоматического выключателя ячейки 102 согласно условиям (пункт 2.9.1): 630  168, 48 – выполняется; Произведем проверку выключателя на термическую стойкость. Т.к. условие: 20  11,109 – выполняется; выполняется для обеих ячеек, то выключатель проходит по термической стойкости. Проверка на динамическую стойкость: 52  16,999 – выполняется. Т.к. условия проверки на термическую и динамическую стойкость выполняются, то окончательно принимаем для ячейки 33 отходящих линий на коттеджный посѐлок «Чистые пруды» г. Саранск автоматические выключатели BB/TEL-10-20/630 У2. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 64

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. Выбранный трансформатор тока проверяют на динамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 65

Проверка трансформатора на термическую стойкость осуществляется по выражению ( I 1Н  kТ ) 2  tT  Bk , (3.3) 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 , (3.4) 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 , (3.5) где kдин – коэффициент динамической устойчивости. Также данная проверка может быть проведена по выражению iдин  i уд , (3.6) где iдин – ток динамической стойкости, кА. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 66

Мощность во вторичной цепи трансформатора тока определяется по выражению: 2 S 2  I 2Н  r2 , (3.7) где I 2Н – номинальный вторичный ток трансформатора тока; r2 – полное сопротивление внешней цепи. Полное сопротивление внешней цепи определяется по выражению r2  rприб  rпров  rконт , (3.8) 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 отходящей линии ячейки №33 составляет 168,48 А следовательно для данной ячеек к установке принимаются трансформаторы тока типа ТОЛК-6-1 на номинальный ток 200 А. Номинальная нагрузка данного трансформатора класса точности 1 составляет 15 ВА, односекундный ток термической стойкости – 22,4 кА, односекундный ток динамической стойкости – 57 кА. Произведем проверку выбранного трансформатора тока на электродинамическую стойкость. Ударный ток трехфазного короткого замыкания для данной отходящей линии составит 16,999 кА. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 67

Т.к. условие проверки 100  16,999 , 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 ячейке №33 составляет 11,109 кА. Т.к. условие проверки 11,109  22,4 2 ·1 , выполняется то данный трансформатор тока проходит проверку по условиям термической стойкости. Окончательно принимаем к установке трансформатор тока марки ТОЛК-6-1 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 линий ячейки №33 предлагается применить устройство БМРЗ–152–Д–КЛ. 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; Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 68

 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;  непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;  получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации; Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 69

 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 , (3.9) 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 (3.10) где k зап – коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета и т.д.; k в – коэффициент возврата реле; Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 70

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 . , (3.11) 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 (3.12) 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. Произведем расчет параметров релейной защиты для отходящей линии ячейки № 33. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 71

Ток срабатывания отсечки I c.o.  1,1 11,109  12,22 кА. Ток срабатывания защиты I с. з .  2 1,1 168, 48  411,8 А. 0,9 Коэффициент чувствительности защиты 3 5799 2 kч   13, 42 . 411,83 Ток срабатывания реле определяется из выражения: I с,р  Изм Лит № докум Подп. Дата 411,8 1,73  11,87 А. 60 БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 72

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 и средств РЗА Наименование оборудования Кол-во Стоимость единицы оборудования, р./шт. BB/TEL-10-20/630 У2 2 148000 296000 ТОЛК-6-1 2 11918 23836 TS250L 2 30620 61240 БМРЗ–152–Д–КЛ 1 35000 35000 Итого Общая стоимость, р. 416076 Таблица 4.2 – Ориентировочная стоимость приобретаемых кабелей. ААБл – 6 кВ 3x70 Колво, м 6 СИП 2 3х25 700 Тип Итого Изм Лит № докум Подп. 389,20 Общая стоимость, р. 2335,2 82,5 57 750 Стоимость, р./м 60 085 Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 73

Таблица 4.3 – Ориентировочная стоимость приобретаемой комплектной трансформаторной подстанции и силовых трансформаторов. Кол- Стоимость, Общая стои- во р./шт мость, р. Орб07К-250/6/0,4 У1-14917 1 1 751431 1 751 431 Измерительная система АССИ-14917 1 69 183 90 69 183 90 Силовой трансформатор ТМГ-250/6/0,4 2 189 703 39 379 406 78 Наименование оборудования Трансформаторная подстанция 2КТПН - Итого 2 200 022 По нормативам ТО на КТП 6/0,4 кВ в действующих условиях должны проводиться раз в 3 месяца. Это значит, что требуется 3 выезда автотранспорта в год, т.к. в жилом районе установлено 1 КТП. Стоимость 1 автомобиль-часа в среднем равна 44 р. На 1 выезд требуется 4 часа следовательно на 3 выезда – 12 часов. Кроме того, в год на устранение аварийных ситуаций делается до 15 выездов автотранспорта, продолжительностью 4 часа. Затраты на аварийные выезды равны: ЗА1  3  15  4  44  3168 р. Затраты на эксплуатацию подстанции будут равны: ЗТР  2280,00  2  4560 чел.ч/год. Сведем сведения о затратах труда на эксплуатацию трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск, в таблицу 4.4. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 74

Таблица 4.4 – Затраты труда на эксплуатацию трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ жилого комплекса «Лесная сказка» 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 110/6 кВ «ЮгоЗападная» представлены в таблице 4.5. Таблица 4.5 – Технико-экономические показатели системы электроснабжения коттеджного посѐлка «Чистые пруды» г. Саранск. Показатель Ед. измер. Затраты на оборудование р. Численность персонала Значение 2676183 чел. Затраты на транспорт Трудоемкость Годовой фонд заработной платы 2 р. 3168 чел. ч 4560 р. 319200,00 Общие затраты на приобретение оборудования составят – 2676183 р. Численность рабочих на аварийные выезды будет равняться 2. Трудоемкость равна 4560 чел.ч. Годовой фонд заработной платы равен 319200,00 р. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 75

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения выпускной квалификационной работы была разработана система электроснабжения района индивидуальной жилой застройки по ул. 1-я Набережная г. Саранск (коттеджного посѐлка «Чистые пруды»). Определены категория надежности потребителей (III категория), тип плит. Выполнен расчет электрических нагрузок домов, а также расчет распределительных линий до 1 кВ, составивших 243,92 кВ·А. Выбраны классы питающего напряжения: 6 кВ и 0,38/0,22 кВ. Произведен расчет количества и мощности трансформаторных подстанций, необходимо 1 трансформаторная подстанция в которой установлено 2 трансформатора мощностью по 250 кВ·А. Выбраны схемы распределительных сетей: двухлучевая автоматизированная схема с согласно направленными магистралями для сетей 6 кВ и 0,38 кВ. Выполнен расчет электрических нагрузок сети 6 кВ и центра питания, расчетная мощность центра питания составляет 219,53 кВ·А. Выполнен расчет распределительных сетей 6 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 6 кВ и 0,4 кВ. Приведена краткая характеристика подстанции ПС 110/6 кВ «ЮгоЗападная». Определена загрузка трансформаторов с учетом подключения жилых застроек. Выполнена проверка электрооборудования ЗРУ 6 кВ и проверочный расчет токов срабатывания релейной защиты отходящих линий. Проведен расчет технико-экономических показателей. Общие затраты на приобретение оборудования составят 2676183 р. Численность рабочих на аварийные выезды будет равняться 2. Трудоемкость равна 4560 чел. ч. Годовой фонд заработной платы равен 319200,00 р. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 76

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-v-bpi-izolyaczii/. 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. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 77

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: http://www.rus- trans.com/?ukey=product&productID=1145. 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. 20. Электроснабжение. Курсовое проектирование : Учебное пособие / Под общ. ред. Г. В. Коробова. 2-е изд., испр. и доп. – СПб.: Издательство «Лань», 2011. – 192 с. Изм Лит № докум Подп. Дата БР-02069964-13.03.02-06-19 Л Лист 78

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв