Курсовая на тему Электрические нагрузки
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2013-11-05Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
2.1 Характеристика электроприемников городских электрических сетей.
По характеру электропотребления и показателям электрической нагрузки все потребители города разбиваются на следующие группы : промышленные потребители, коммунальные потребители общегородского значения(водопровод, канализация и т.д.), потребители районов прилегающих к городу, жилые зоны города и коммунальные общественные здания.
Электроприемники жилых зданий.
Современные жилые здания насыщены большим количеством электроприемников. К ним относятся различные осветительные и бытовые приборы и силовое электрооборудование. Рост энергетики и объема производства электроэнергии в значительной мере способствует расширению номенклатуры и увеличению количества электроприборов, применяемых в быту.
Электроприемники жилых зданий могут быть подразделены на две основные группы: Электроприемники квартир и Электроприемники общедомового назначения. К первым относятся осветительные и бытовые электроприборы. Ко вторым относятся светильники лестничных клеток, лифтов.
Электрическое освещение квартир осуществляется с помощью светильников общего и местного освещения, как правило, с лампами накаливания. Для общего освещения жилых помещений применяются многоламповые светильники (различных конструкций с различными лампами).
Бытовые электроприборы по назначению можно условно разделить на следующие характерные группы: нагревательные для приготовления пищи, для обработки и хранения продуктов, хозяйственные (для уборки помещений, электроинструменты и др.), культурно-бытовые, санитарно-гигиенические, бытовые кондиционеры воздуха, водонагреватели, приборы для отопления помещений.
Условно все электроприемники делятся на две большие группы: осветительные и силовые. В основных помещениях общественных зданий в целях экономии электроэнергии и получения высоких уровней освещенности, как правило, используются светильники с люминесцентными лампами в исполнении, соответствующими условиями среды и выполняемой работы. Во вспомогательных помещениях, складах и кладовых применяются лампы накаливания. В ряде случаев для целей архитектурного и декоративного освещения используются светильники в специальном исполнении с различными лампами.
В зависимости от выполнения технологических операций к силовым относятся электроприемники механического оборудования, электротеплового оборудования: холодильных машин, подъемно-транспортного оборудования, санитарно-технических установок, связи, сигнализации и противопожарных устройств, аппаратуры управления и других видов технологического оборудования.
Энергоемкими потребителями являются коммунальные предприятия.
2.2 Определение графиков нагрузок потребителей.
Потребление электроэнергии не остается постоянным, а изменяется в зависимости от характера производства, вида и типа электроприемников, времени года, часов суток. Следовательно, изменяется и режим работы электростанций и трансформаторных подстанций.
Изменение нагрузок характеризуется графиками, показывающие изменение потребляемой мощности в зависимости от времени суток. Форма суточного графика нагрузки и его характеристика (заполнение графика), а так же максимум нагрузки потребителей городского типа изменяется в широких пределах. Поэтому для исследования строятся ориентировочные графики активной мощности. С помощью этих графиков можно анализировать работу электростанций, трансформаторных подстанций, элементов сети или группы потребителей.
Для электрических сетей городов характерны летний и зимний суточные графики нагрузок. Оба графика имеют два ярко выраженных максимума в утренние и вечерние часы, причем вечерний максимум нагрузки выше утреннего. Летний график нагрузки отличается от зимнего тем, что нагрузки летнего периода ниже зимних и вечерний максимум летом наступает позднее.
Графики нагрузок жилых зданий так же имеют ярко выраженный максимум в утренние вечерние часы и различаются в зависимости от времени года. Однако для некоторых общественных зданий, например продовольственных магазинов, нагрузки летнего периода, могут быть значительно выше в результате работы холодильного оборудования и кондиционеров.
На рис. 2.1-2.4 приведены ориентировочные графики активной мощности характерных коммунально-бытовых потребителей:
а) Суточный график активной нагрузки жилого дома с газовыми плитами в квартирах рис.2.1
Коэффициенты, которыми пользуются при проектировании и эксплуатации электрических установок определим по формулам 5.1,5.2,5.3 [6]
1) средняя нагрузка, %
где W-расход электроэнергии (площадь графика)
Т-время, час
Рср= (20*2+15*4+30*2+45*2+30*2+25*2+30*2+75*2)/24=42%
2) число часов использования максимума нагрузки
где Pmax-наибольшая нагрузка за определенный период времени
3) коэффициент заполнения графика нагрузки
б) Суточный график активной нагрузки столовой (бар, кафе, ресторан) рис.2.2
Аналогично предыдущему случаю находим по тем же формулам:
1) средняя нагрузка, %
Рср=(15*6+70*2+100*2+90*2+100*2+90*2+80*2+50*2+30*2+15*2)/24=1340/24=55,8%
2) число часов использования максимума нагрузки
3) коэффициент заполнения графика нагрузок
в) Суточный график активной нагрузки химчистки одежды (обобщенный) рис.2.3
1)средняя нагрузка %
Рср=(20*6+30*2+90*2+100*2+95*2+90*2+95*2+90*2+70*2+30*2)/24=1500/24=62,5%
2) число часов использования максимума нагрузки
3) коэффициент заполнение графика нагрузки
г) Суточный график активной нагрузки трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ питающей жилые здания с газовыми плитами в квартирах, рис .2.4
Рср=(30*2+25*4+40*2+30*2+35*2+30*4+48*2+90*2+100*2+65*2)/24=1096/24=45,6%
2.3 Расчет электрических нагрузок жилых микрорайонов города.
В соответствии с [1] укрупненная расчетная нагрузка микрорайона, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП (трансформаторной подстанции), определяется по формуле (кВт):
Рр м-р=(Руд.ж.д+Руд.общ.зд)*F*0,001 (2.1)
где Руд.ж.д- удельная расчетная нагрузка жилых домов на шинах напряжением 0,4 кВ ТП (табл 4)
Руд.общ.зд -удельная нагрузка общественных зданий микрорайонного значения, принимаемая при домах с электрическими плитами 2,6 Вт/мІ, а с плитами на газообразном или твердом топливе 2,3 Вт/мІ
F- общая площадь жилых домов подключенных к шинам напряжения 0,4 кВ ТП, мІ
Расчет электрической нагрузки первого микрорайона.
Рр м-р=(10,67+2,3)*96600*0,001=1252,9 кВт
cos φ=0.93 табл 4
Sр.м-р=1347,2 кВА
где Руд.ж.д=10,67Вт/мІ-находим путем интерполяции табл. 4
F=96600 мІ-заданно в исходных данных к проэкту.
Результаты дальнейших расчетов сводим в таблицу 2.1
Таблица 2.1 Расчет электрических нагрузок жилого района
| микрорайон | F мІ | Руд.ж.д Вт/мІ | Руд.общ.зд Вт/мІ | cos φ | Sр.м-р кВА |
| 1 | 96600 | 10,67 | 2,3 | 0,93 | 1476 |
| 2 | 115500 | 10,67 | 2,3 | 0,93 | 1873 |
| 3 | 105000 | 10,78 | 2,3 | 0,93 | 1074 |
| 4 | 126000 | 10,9 | 2,3 | 0,93 | 1659 |
| 5 | 96000 | 10,2 | 2,3 | 0,94 | 1515 |
3. Выбор вариантов системы электроснабжения Октябрьского микрорайонов.
3.1 Выбор вариантов системы электроснабжения.
Для выбора системы электроснабжения необходимо выбрать напряжение передачи всей мощности проектируемого жилого района. Величину нестандартного рационального напряжения можно выбрать по формуле инженера Веикерта:
U=3√S + 0.5l
а так же по двум эмпирическим формулам:
Так для S=5973 кВА
U=3√5,973 + 0.5*3=8,89 кВ
Исходя из полученного значения, принимаем стандартное напряжение 10 кВ.
К рассмотрению предлагаем два варианта схемы электроснабжения жилого района.
I вариант-Схема электроснабжения 10 кВ с РП. Структурная схема
ЦП-РП-ТП. Эта схема имеет радиальную структуру энергоснабжения микрорайонов.
II вариант-Схема электроснабжения 10 кВ без РП. Структурная схема
ЦП-ТП. Данная схема имеет кольцевую структуру снабжения микрорайонов.
Оба варианта обеспечивают требуемую надежность питания потребителей района.
Для сравнения вариантов необходимо найти приведенные затраты по каждому из них, при этом принимаем некоторые допущения, которые заключаются в следующем:
а) расчет приведенных затрат производим для электроснабжающей и питающей сети 10 кВ.
б) схему источника питания для обоих вариантов принимаем одинаковую.
в) некоторые количественные изменения распределительных сетей 10 кВ после окончательного выбора варианта не влияют на технико-экономическое обоснование вариантов, поэтому вышеуказанные допущения применимы в данном случае.
1. Расчет приведенных годовых затрат по I варианту.
Sp=3886 кВА Sp=3711 кВА
Ip=224 A Ip=214 A
Iоб=438 А
Суммарная мощность на РП вместе с ТСН S=7650 кВА.
Согласно [1] питание РП необходимо осуществлять двумя кабельными линиями (по 2 кабеля в линии).
а) Выбор сечения кабелей по нагреву длительно допустимым током.
Согласно табл. 1.3.16 [4] кабель с алюминиевыми жилами сечением 120 ммІ имеет Iдоп=375 А. С учетом понижающего коэффициента к=0,92 табл. 1.3.24 [4] каждая линия имеет пропускную способность 490 А.
Загрузка кабеля в нормальном режиме (в работе 4 кабеля):
кз=224/438*100%=51%
Загрузка кабеля в аварийном режиме (в работе 2 кабеля):
кз=438/490*100%=89,3%
что находится в пределах нормы табл. 1.3.2[4]
б) Выбор сечения кабеля по экономической плотности тока. Согласно табл. 1.3.36 [4] для Тм=1600 ч j=1,6 А/ммІ
q=I/j=192/1.6=120 ммІ
Учитывая аварийный режим, оставляем сечение 120ммІ.
в) Потеря напряжения в кабеле:
∆U=P*l* ∆Uo
где Р- активная мощность на линии, МВт
l- длина линии в км.
∆Uo- удельная потеря напряжения, %/МВт*км
∆U1=(3,886/2)*0,92*3*0,475=2,5%<6
∆U2=(3,324/2)*0,92*3*0,475=2,4 %<6
∆U3=(7,650/2)*0,92*3*0,475=5%<12
Для проверки выбранного сечения по термической устойчивости необходимо определить ток кз на шинах 10 кВ ИП.
Ток к.з. приведен в разделе
Iк=5,17 кА
iу=131 кА
tд=0,2+1,4=1,6 с
Сечение кабеля, термически устойчивое к току кз определяется по формуле:
Тmin=I∞*(√tcp/e)
где e- коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла
в проводнике после и до кз (для алюминия e=65)
Тmin=5,17*(√1,6/65)=98 ммІ
Следовательно, выбранное сечение кабельной линии удовлетворяет условиям проверки на термическую устойчивость.
Экономическим критерием, по которому определяют более выгодный вариант, является минимум приведенных затрат, руб/год,
З=Ен*К+Н
где Ен- нормативный коэффициент сравнительной эффективности
капитальных вложений (Ен=0,15)
К- единовременные, капитальные вложения в сооружение объекта
Н- ежегодные эксплуатационные издержки.
Состав капитальных затрат:
К=К1*К2*К3
где К1- стоимость ВРУ (К1=20 тыс . руб)
К2- стоимость кабельной линии 10 кВ при прокладке в траншее
на 1 км (К2=198000 руб 95 ммІ: К2=250000 руб 120ммІ).
К3- стоимость РП (К3=1 млн. руб)
К=20000*2+(2*633600+2*594000)+1000000=3495000 руб
Суммарные годовые отчисления:
для РУ до 20 кВ - 10,4 %;
для кабельной линии до 10 кВ, проложенной в земле
с алюминиевой жилой – 5,8 %;
для РП до 20 кВ – 10,4 % .
Ежегодные эксплуатационные издержки определяются как:
И=Иэ+Иа
где Иэ-отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживания;
Иа-стоимость потерь электроэнергии;
Иэ=40000*0,104+2455000*0,058+1000000*0,104=250550 руб
Потери электроэнергии в кабельной линии 10 кВ:
∆А=3I²ρ(l/s)t
где l-длина линии в км
s-сечение кабеля в ммІ
I-номинальный ток, кА
T-время наибольших потерь
ρ-удельное сопротивление жилы кабеля Ом мм/км
∆А1=3*0,224І*29,7 (3/120*2)*1600=89,4 тыс кВт/год
∆А2=3*0,176І*29,7 (3/120*2)*1600=81,6 тыс кВт/год
∆А95мм=30 тыс кВт/год
Стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии 1,04 руб/кВт ч
Иа=201*1,04=209040 руб
И=250550+209040=459590 руб
Общие приведенные затраты:
З=0,15*3495000+459590=983840 руб
2. Расчет приведенных годовых затрат по 2 варианту.
S1=1410.15 кВА S'1=1591.2 кВА
I1=81.4 А I'1=91.87 А
S2=1719.2 кВА S'2=1941.4 кВА
I2=99.26 А I'2=112.08 А
Расчет ведем исходя из следующих соображений:
а) Все линии выполняются кабельными жилами.
б) Каждая пара кабелей прокладывается в отдельной траншее. Поправочный коэффициент 0,9.
Определение приведенных затрат ведется аналогично предыдущему варианту.
З=Ен*К+И
К=К1+∑Ккл10
где К1- стоимость ВРУ (К1=20 тыс . руб)
∑Ккл10 – стоимость кабельных линий 10 кВ, при прокладки в траншеях, для двух кабелей в одной траншее.(для 1км К=141000)
К=2*20000+2*423000+846000=1732000 руб
Иэ= 40000*0,104+1692000*0,058=102296 руб
∆А1=3*0,0814І*31,5(3/70)*1600=42,93 тыс кВт/ год
∆А2=63,84 тыс кВт/ год
∆А'1=54,69 тыс кВт/ год
∆А'2=81,4 тыс кВт/ год
∑А=242,86 тыс кВт/ год
Иа=242,86*1,04=252,57 т руб
И=102296+252570=354866 руб
З=0,15*1732000+354866=614666руб
3. Сравнение вариантов табл. 3.1
| Наименование варианта | Кап вложения | Издержки | Затраты |
| Система Эл снабжения с РП | 3495000 | 459590 | 983840 |
| Система Эл снабжения без РП | 1732000 | 354866 | 614666 |
Согласно [1] основным принципом построения распределительной сети для электроприемников 2 и 3 категории является сочетание петлевых сетей
10 кВ обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП и петлевых линий напряжением 0,4 кВ, для питания потребителей. На основании технико-экономического сравнения вариантов выбираем схему без РП в жилом районе.
Схема представляет собой две петлевые линии, каждая из которых обеспечивает двухстороннее питание сети ТП.
РУ ГПП принимается с одиночной секционированной системой шин. Трансформаторы должны работать раздельно. Резервирование блоков осуществляется путем устройства АВР на секционном выключателе РУ-10кВ.
Определяем нагрузку на шинах 10 кВ ГПП по формуле:
Sp=kодн*∑S тп i
где kодн – коэффициент одновременности, принимаем по табл kодн=0,75
Sp =0,75*7964=5976 кВА
Петлевые сети 10 кВ в нормальном режиме работают разомкнуто. На основании определения экономически целесообразного потокораспределения петлевых линий, при которых реальное потокораспределение окажется максимально приближенным к экономически целесообразному.
3.2 Выбор числа и типа трансформаторных подстанций.
Согласно (1) мощность ТП принимается в зависимости от плотности нагрузки на шинах 0,4 кВ.
В районах многоэтажной застройки (5 этажный и выше) при плотности нагрузки более 5 МВт/кмІ оптимальная мощность подстанций составляет 400кВА.
Результаты выбора числа и типа ТП заносим в таблицу 2.2
Таблица 2.2 Выбор числа трансформаторных подстанций.
| Микро- район | Sмрн кВА | Плотн нагр МВА/кмІ | Кол-во ТП | Число и мощн тр-ов | Тип ТП |
| 1 | 1476 | 5,01 | 2 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2 | 1873 | 6,3 | 3 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 3 | 1074 | 4,85 | 2 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 4 | 1659 | 5,65 | 3 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 5 | 1515 | 4,93 | 3 | 2-250 | 2БКТП 2х400 |
| 2-250 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2-400 | 2БКТП 2х400 |
микрорайона.
3.3 Выбор сечения кабельных линий 10 кВ.
Распределительные линии состоят из петлевых линий, имеющих на различных участках различные нагрузки и следовательно могут выполняться различными сечениям.
Практически линии на всем протяжении от первой секции ЦП до второй секции ЦП выполняются одним сечением, как и на головных участках. Во всех случаях к прокладке в траншеях принимаем кабель марки ААБл с алюминиевыми жилами. Сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях напряжением 10-20 кВ при прокладке в земляных траншеях следует принимать не менее 70 ммІ.
Выбор сечений кабелей первой петли.
Расчетная схема рис 2.5
SHAPE \* MERGEFORMAT
При допущении об «однородности» сети (т.е. одинаковости отношений ri/xi для всех участков) производим расчет потокораспределения мощности:
Sa-1=(S1La’-1+ S2 L2-a’+ S3 L3-a’+ S4 L4-a’+ S5 L5-a’+ S6 L6-a’+ S7 L7-a’)/ La-a’=(738*6.92+738*66+673*5.8+673*5.5+537*5.1+537*4.9+537*4.7)/10.38=
=2454.4 кBA
Sa’-7=(738*3.46+738*3.78+673*4.58+673*4.88+537*5.28+537*5.48+537*5.68)/
10.38=1980.4 kBAк
Sa-1+ Sa’-7=∑ S тп i
С помощью 1 закона Кирхгофа определяем мощности на других участках и находим точку потокораздела.
Уточняем нагрузку головных участков линии с учетом коэффициента одновременности.
Sp=kодн*∑S тп i
Sp а-1=(738+738+673)*0,8=1719,2 кВА
Sp а’-7=(537+537+537+673)*0,85=1941,4 кВА
Sp ав =(738+738+673+673+537+537+537)*0,75=3324,75 кВА
Выбираем сечение кабеля по экономической плотности тока.
где Jэ- нормированное значение экономической плотности тока А/ммІ
для Тм=3000ч Jэ=1,6 А/ммІ
Проверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами в свинцовой или алюминиевой оболочке прокладываемого в земле для сечения 70 ммІ Iдоп=165 А.
а)загрузка кабеля в нормальном режиме
кз=(Iр /Iдоп)*100%=(112,08/165)*100%=67,9%
б) загрузка кабеля в аварийном режиме
кз=(Iaв/ Iдоп)*100%=(191,75/165)*100%=116%
что находится в пределах нормы согласно 1.3.2 [4]
Находим потерю напряжения в линии по формуле :
∆U=(∑P* L)*∆Uтаб
где P-нагрузка отдельных участков линии
L-длина линии в км
∆Uтаб- удельная потеря напряжения %(МВт*км )
∆Uа3=[0,673*0,92*0,8+(0,673+0,738)*0,9*0,92*0,325+(0,738+0,738+0,673)*0,8*0,92*3,46]*0,498=3,16%
∆Uа’4=[0.673*0.92*0.4+(0.673+0.537)*0.9*0.92*0.2+(0.673+0.537+0.537)*0.85*0.92*0.2+(0.673+0.537+0.537+0.537)*0.85*0.92*4.7]*0.498=4.54%
∆U10кВ<6%
Проверяем выбранное сечение кабеля на термическую устойчивость при токах к.з.
Для проверки выбранного сечения кабеля на термическую устойчивость необходимо определить ток к.з на шинах 10кВ ИП.
Определим предварительно возможный ток и мощность к.з на шинах ИП. На подстанции установлено 2 трансформатора по 16 МВА каждый, Uк=17%
Мощность системы Sc=∞, хc=0
Обмотки трансформаторов 115/11 кВ
Мощность к.з
Тогда ток к.з будет
Проверка сечения кабеля на термическую устойчивость производится по формуле:
тmin=(I∞/е) √tпр
где -сечение жилы кабеля, мм2
е-коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике до и после к.з (для алюминия е=95)
При расчете Iкз в распределительной сети 10 кВ весьма часто затухание не учитывают, в этом случае: tд =tпр
Действительное время слагается из действия защиты и собственного время выключателя: tд=tзащ+tвык
где tзащ-время действия защиты, принимается =0,5 с
tвык-собственное время выключателя, принимается =0,15 с
tд=0,5+0,15=0,65 с
min=(5,17*√0,65)/95=44 ммІ
Выбранный кабель удовлетворяет условиям проверки.
Выбор сечения кабелей второй петли.
Расчетная схема рис 2.6
SHAPE \* MERGEFORMAT
Аналогично предыдущему случаю находим потокораспределения мощностей и определяем точку потокораздела.
Sa8=(467*5,135+596*4,6+596*4,41+596*4,21+562*3,76+357*3,6+357*3,39)/9,2= 1619,3 кВА Sa14=(467*4,065+596*4,56+596*4,79+596*4,96+562*5,44+357*5,625+357*5,81)/
=1909,7 кВА
С помощью первого 1 закона Кирхгофа находим мощности на других участках и находим точку потокораздела.
Уточняем нагрузку головных участков линии с учетом коэффициента одновременности, который принимается из табл 7 [1]
Sрa-8=(467+596+596)*0,85=1410,15 кВА
Sрa’-14=(596+562+357+357)*0,85=1591,2 кВА
Токи на участках
Выбираем сечение кабеля по экономической плотности тока:
Принимаем ближайшее стандартное сечение жилы кабеля 70 ммІ
Проверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемого в земле для сечения 70 ммІ Iдоп=140 А
а)загрузка кабеля в нормальном режиме:
кз=(Iр /Iдоп)*100%=(91,87/140)*100%=65,6%
б) загрузка кабеля в аварийном режиме:
кз=(Iaв/ Iдоп)*100%=(163/140)*100%=116,4%
что находится в пределах нормы согласно 1.3.2 [4]
Находим потерю напряжения в линии по формуле :
∆U=(∑P* L)*∆Uтаб
где P-нагрузка отдельных участков линии
L-длина линии в км
∆Uтаб- удельная потеря напряжения %(МВт км )
∆Uа10=[0,596*0,92*0,225+(0,596+0,596)*0,9*0,92*0,5+(0,467+0,596+0,596)*0,85*0,92*4,056]*0,68=4%<6%
∆Uа’11=[0,596*0,92*0,2+(0,596+0,562)0,92*0,9*0,185+(0,596+0,562+0,357)*0,92*0,85*0,185+(0,596+0,562+0,357+0,357)*0,92*0,85*3,39]*0,68=3,71%<6%
Проверяем выбранное сечение кабеля на термическую устойчивость при токах к .з.
Ток короткого замыкания на шинах подстанции Iкз=5,17 кА
tд=tзащ+tвык=0,65 с
min=(5,17*√0,65)/95=44 ммІ
Выбранный кабель условиям проверки удовлетворяет.
| ПЕТЛЯ | МАРКА И СЕЧЕНИЕ КАБЕЛЯ |
| 1 | 3хАПвПу-10 1х70/16 |
| 2 | 3хАПвПу-10 1х70/16 |
В связи с дальнейшим ростом нагрузок в этих линиях при строительстве применить кабель с сечением 120ммІ, что обеспечит дальнейшее развитие этой ветки электроснабжения города Сыктывкара.
Преимущества кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ перед кабелями с пропитанной бумажной изоляцией:
· более высокая надёжность в эксплуатации;
· меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий;
· низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,0003 вместо 0,004);
· большая пропускная способность за счёт увеличения допустимой температуры нагрева жил: длительной (90є С вместо 70є С), при перегрузке (130є С вместо 90є С);
· более высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (250єС вместо 200єС);
· высокая стойкость к повреждениям;
· низкая допустимая температура при прокладке без предварительного подогрева (-20єС вместо 0єС);
· низкое влагопоглощение;
· меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах;
· возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;
· улучшение экологии при монтаже и эксплуатации кабелей (отсутствие свинца, масла, битума);
· Система качества соответствует требованиям ISO 9001.
3.4 Расчет токов короткого замыкания на стороне 10 кВ.
SHAPE \* MERGEFORMAT
Технические данные тр-ра: ТДН 16000/110
Uвн=115 кВ, Uнн=11 кВ, ∆Рхх=32 кВт, ∆Ркз=105 кВт, Iхх=1,05%.
Каждая ветвь «система – трансформатор – питающая линия 10 кВ» работают в нормальном режиме изолированно друг от друга, поэтому расчет тока короткого замыкания в точке К ведем по одной ветви.
SHAPE \* MERGEFORMAT
хс=0 т.к Sс=∞:
Для трансформаторов:
Определяем:
При Uб=Uср=10,5 кВ
Результирующее сопротивление: x∑=x б=1,07
Т.к Sс=∞ и периодический ток от системы не изменяется:
Iк=I″=I∞=const
Ток и мощность короткого замыкания в точке К:
I″к= Iб/ x∑=5,5/1,07=5,14 кА
Sк=√3*Uср* I″к=1,73*10,5*5,14=93,4 МВА
Ударный ток в точке К
Iу=ку√2 I″к=1,8*√2*5,14=12,96 кА
ку=1,8
Таблица 2.6 Ток и мощности к.з
| Ток кз .кА | Мощность кз. МВА | Ударный ток ,кА |
| 5,14 | 93,4 | 12,96 |
до 1000 В.
К разработке по сетям до 1000 В принят 3 микрорайон ДАВПОН. Питание потребителей 3 микрорайона осуществляется от 3-х ТП: 2Ч400 и 2(2Ч250) кВА. Микрорайон застраивается зданиями 2-й и 3-й категории по надежности электроснабжения.
Номера зданий в ходе дальнейшего расчета принимаем по генеральному плану.
| № по г п | Наименование |
| 1 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 2 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 3 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 4 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 5 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 6 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 7 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 8 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 9 | 5 этажный 60 квартирный . жилой дом |
| 10 | 5 этажный 40 квартирный .ж.д с пристройкой кафе-столовая |
| 11 | 5 этажный 40 квартирный .ж.д с пристройкой магазин 300мІ |
| 12 | 5 этажный 80 квартирный .ж.д с пристройкой магазин 300мІ |
| 13 | 9 этажный 243 квартирный . жилой дом |
| 14 | 9 этажный 243 квартирный . жилой дом |
| 15 | 9 этажный 243 квартирный . ж. д с пристройкой КБО на 50 раб мест |
| 16 | Ясли-сад на 280 мест |
| 17 | Ясли-сад на 280 мест |
| 18 | Школа на 1000 учащихся |
1. Находим нагрузку 5 этажного 40 квартирного, жилого дома (здания с1 по9)
Расчетная нагрузка квартир приведенная к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,4 кВ ТП определим по формуле:
Ркв=Ркв.уд *n
где Ркв.уд - удельная расчетная нагрузка электроприемников квартир (домов), принимается в зависимости от типа применяемых кухонных плит и количества квартир (домов), присоединенных к вводу жилого дома, линии, ТП кВт/кварт.
n – количество квартир, присоединенных к линии, .
Для n=60 находим Ркв.уд=0,7 кВт/кварт.
Ркв=0,7*60=42 кВт
Расчетные коэффициенты для определения реактивной нагрузки линий жилых домов принимаем по табл 3.
Для квартир с плитами на природном газообразном или твердом топливе cosφ=0.96, tg=0.29, Qкв=12,18 кВар, S=43,85 кВА
2. Находим нагрузку 5 этажного 40 квартирного, жилого дома с пристройкой кафе-столовая на 100 посадочных мест (частично электрифицированная) зд.№10 по г.п
Для n=40 находим Ркв.уд=0,8 кВт/кварт.
Ркв=0,8*40=32 кВт
Qкв=12,18 кВар
Нагрузка кафе- столовой: по табл 14 [3] находим Руд=0,7кВт/место
cosφ=0,8 , tg=0,62
Расчетная нагрузка при смешанном питании линии (ТП) жилых домов и общественных зданий определяется по формуле:
Рр=Рзд макс+к1Рзд1+…+кiРздi
где Рзд макс- наибольшая из нагрузок зданий, питаемых линий (ТП), кВт
к1…кi- коэффициенты участия в максимуме, учитывающие долю электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов (квартир) и силовых электроприемников (относительно наибольшей расчетной нагрузки (Рзд макс)).
Рр=70+0,4*32=82,8 кВт
Sр=70/0,85+0,4*(32/0,96)=95,7 кВА
3.Находим нагрузку 5 этажного 40 квартирного, жилого дома с пристроенным магазином с площадью 300мІ
Для n=40 находим Ркв.уд=0,8 кВт/кварт.
Ркв=40*0,8=32 кВт
S=33,3 кВА
Для прод. магазина находим Руд=0,11кВт/мІ
cosφ=0,85, tg=0,7
Рр=33 кВт , Sр=53,42 кВА
4. Находим нагрузку 5 этажного 80 квартирного, жилого дома с пристроенным магазином с площадью 300мІ
Для n=80 находим Ркв.уд=0,65 кВт/кварт.
Ркв=80*0,65=52 кВт
S=33,3 кВА
Для магазина находим Руд=0,08кВт/мІ
cosφ=0,92 , tg=0,43
Р=0,08*300=24 кВт
Нагрузка на вводе жилого дома:
Рр=52+0,5*24=64 кВт
Sр=52/0,96+0,5(24/0,92)=67,21 кВА
5. Находим нагрузку 9 этажного 243 квартирного, жилого дома из 7 блок-секций, с количеством лифтов 7.
Для n=243 находим Ркв.уд=0,489 кВт/кварт.
Ркв=243*0,489=118,8 кВт
S=123,75 кВА
Расчетная нагрузка 7 лифтов при электрической мощности каждого: двигатель – 7кВт; трансформаторы 1,5; 0,25; 0,63 кВт, тормоз -0,15 кВт.
ПВ=0,4 (40%)
Рр=кс∑(Рni*√ПВni + Рqi)
где кс-коэффициент спроса принимаемый по табл 2 [1], в зависимости от количества установок и этажности здания.
n-количество лифтовых установок.
Рni- установленная мощность лифта согласно техн. паспорту.
Рqi- нагрузка от электромагнитного тормоза, освещения и аппаратуры управления, кВт.
Для зданий до 12 этажей и количества лифтовых установок 7 кс=0,6
Рр.л=0,6*7(7√0,4 + 1,5+0,25+0,63+0,15)=29,2 кВт
cosφ=0,6 , tg=1,33
Qр.л=38,86 кВар
Sр.л=48,7 кВА
Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) определяется по формуле:
Р р.жд=Ркв+0,9Рс
где Рс - расчетная нагрузка силовых электроприемников (кВт)
Рр.жд=118,8+0,9*29,2=145,1 кВт
Sр.жд=123,7+0,9*48,7=167,58 кВА
6. Находим нагрузку 9 этажного 277 квартирного, жилого дома из 8 блок-секций, с количеством лифтов 8 с пристройкой КБО на 50 раб. мест.
Для n=277 находим Ркв.уд=0,48 кВт/кварт.
Ркв=277*0,48=133,2 кВт
S=138,75 кВА
Удельная расчетная нагрузка КБО согласно табл 14 [3] Руд=0,5 кВт/кварт.
cosφ=0,90, tg=0.48
Рр=25 кВт, Sр=27,7 кВА
Расчетная нагрузка 8 лифтов при электрической мощности каждого: двигатель-7кВт; трансформаторы 1,5; 0,25; 0,63 кВт; тормоз -0,15 кВт.
ПВ=0,4 (40%)
Рр.л=0,5*8(7√0,4 + 1,5+0,25+0,63+0,15)=27,8 кВт
Sр.л=46,4 кВА
Расчетная нагрузка жилого дома при наибольшей Рзд.макс=133,2кВт/кварт.
Рр=Ркв+0,9Рс+к1Ркбо
где к1-коэффициент участия в максимуме , принимаем по табл. 13 [3]
Рр=133,2+0,9*27,83+0,5*25=170,7 кВт
Sр=194,31 кВА
7. Нагрузка ясли-сад на 280 мест.
Удельная расчетная нагрузка ясли-сада Руд=0,4 кВт/место.
cosφ=0,97 , tg=0.25
Рр=112 кВт , Sр=115,4 кВА
8. Нагрузка школы на 1000 учащихся.
Удельная нагрузка для школы Руд=0,14 кВт/место.
cosφ=0,95, tg=0,33
Рр=140 кВт , Sр=147,37 кВА
3.7 Определение ЦЕН для размещения ТП.
ЦЕН ( центр электрических нагрузок) определяем по формулам:
Xо=∑Рixi/∑Pi : Yo=∑Piyi/∑Pi
Так для ТП-12 2Ч250 питающей здания 1, 2, 3, 17, 16:
Xо=(42*73+42*16+42*16+112*81+140*175)/42+42+42+112+140=105 м
Yo=(42*316+42*276+42*179+112*189+140*260)/42+42+42+122+140=239 м
Результаты дальнейших расчетов сводим в табл. 2.9
| №ТП | Число и мощн тр-ов | № зданий по гп питаемые от ТП | Координаты ЦЕН | |
| Xо | Yo | |||
| ТП-12 | 2Ч250 | 1,2,3,17,18 | 105 | 239 |
| ТП-13 | 2Ч250 | 8,9,10,11,13 | 320 | 313 |
| ТП-14 | 2Ч400 | 4,5,6,7,12,14,15,16 | 185 | 98 |
1. Нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП-12, питающей здания: 1, 2, 3, 17, 18 определяем по формуле:
Sр=S зд.макс + к1Sзд1+…+knSздn
Sр=140/0,95+0,8*(112/0,97)+0,4*((60+60+60)*0,52/0,96)=278,74 кВА
кз=278,74/400*100%=69%
2. Нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП-13, питающей здания 8, 9, 10, 11, 13
Sр=((60+60+40+40+243)*0,446/0,96)+0,6*70/0,85+0,5*33/0,82+0,9*29,2/0,6
=319,16 кВА
кз=319,16/400*100%=79%
3.Нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП-14, питающей здания 4, 5, 6, 7, 12, 14, 15, 16
Sр=((60+60+60+60+80+243+277)*0,412/0,96)+0,4*112/0,97+0,5*24/0,92+
0,5*25/0,9+0,9*(29,2+27,8)/0,6=519,17 кВА
кз=519,17/630*100%=82%
3.9 Выбор схемы распределительной электрической сети
0,4 кВ.
Основным критерием построение распределительной сети 0,4 кВ является категорийность потребителей.
Для питания жилых домов высотой до 5 этажей включительно применяем петлевую магистральную линию.
Электроприемники помещений общего назначения, встроенные и пристроенные, к жилым зданиям, следует как правило питать от ВРУ ( вводного распределительного устройства ) дома. Рекомендуется применять взаимное резервирование линий напряжением 0,38 кВ, питающих в нормальном режиме раздельно силовую и осветительную нагрузку. При питании электроприемников 2 категории по одной кабельной линии, она должна состоять не менее чем из 2 кабелей.
Для питания потребителей 2 категории применяем магистральную схему с взаиморезервируемыми линиями.
Схема ВРУ ( В1,В2,В3,В4,В5,В6,В7,В8,В9) рис 2.9.
SHAPE \* MERGEFORMAT
Примечание: Схема данного ВРУ предусматривается для петлевых магистральных линий.
Схема ВРУ (В10-В16), для зданий с 10 по 16 рис 2.10.
Рис 2.10
SHAPE \* MERGEFORMAT
3.10 Выбор сечений кабельных линий 0,4 кВ.
1. Линия питающая здания 1,2,3 по г.п. SHAPE \* MERGEFORMAT
Наибольшая нагрузка на линию 3 нормальном режиме.
Рр=Ркв уд*n=0,58*120=69,6 кВт
Нагрузка в аварийном режиме
Рав=0,52*180=93,6 кВт
Iр=69,6/√3*0,38*0,96=110 А
Iав=148 А
Длина кабеля определяется как
Lр= Lтр*1,06+ Lмд+Lмтп
где Lтр-длина траншеи м;
Lмд-длина кабеля до ВРУ, в среднем принимается 5м;
Lмтп- длина кабеля необходимая для ввода в ТП =4м;
Таблица 2.10 Длина кабелей
| Линия | Длина траншеи, м | Длина кабеля, м |
| ТП-1здание | 89 | 104 |
| 1-2 | 45 | 57 |
| 2-3 | 80 | 95 |
| 3-ТП | 90 | 105 |
Точку потокораздела мощностей находим аналогично, как для распределительной сети 10 кВ представленной в разделе 2.6.1
Р1=Р2=Р3=42 кВт
Sа-1=(Р1*Lа'-1+Р2* Lа'-2+ Р3* Lа'-3)/ Lа- а'= =(42(105+95+57)+42(105+95)+42*105)/105+95+57+104=65,4 кВт
Sа'-3=( Р1*Lа-1+Р2* Lа-2+ Р3* Lа-3)/ Lа- а'= =(42*104+42(104+57)+42(104+57+95))/105+95+57+104=60,6 кВт
На основании первого закона Кирхгофа находим мощности на других участках и определяем точку потокораздела, показана на рис 2.12
Принимаем к прокладке кабель ААШв 4Ч35с Iдоп=135 А
Загрузка кабеля в нормальном режиме:
кз=110/135*100%=80%
в аварийном режиме
кз=148/135*100%=109%<120%
Проверяем выбранный кабель по потере напряжения.
Потерю напряжения в нормальном режиме для линии ТП-1-2зд в % определяем так:
∆U=∑Pm*Lm/eS
где Pm-активная нагрузка на участке m линии, кВт:
Lm-длина участка m линии, м:
е= UнІγ/100000-коэффициент, зависящий от материала провода и напряжения, для алюминиевых жил =46
S-сечение жилы кабеля, ммІ
∆U=69,6*104+42*57/46*35=4,27 %
Потерю напряжения в нормальном режиме для линии ТП-3
∆U=42*105/46*35=2,74 %
Потерю напряжения в аварийном режиме
∆U=93,6*104+69,6*57+42*95/46*35=10,98 %
Потеря напряжения находится в пределах допустимой.
Расчет токов короткого замыкания.
Lкаб=256 м Iк=1,05U/Zт+∑ ZnLф
где U-фазное напряжение ,В
Zт- расчетное полное сопротивление одной фазы обмотки трансформатора, Ом
Lф- длина линии, м
Zn –полное сопротивление петли фаза-нуль, Ом/км
1,05- коэффициент компенсирующий погрешность от арифметической суммы модулей сопротивлений Zт и Zn
Для кабелей ААШв 3Ч35+1Ч16 находим по табл 5-31 Zn=1,515 Ом/км
По табл 5-30 Zт/3=0,106 Ом
Iк=10,5*220/0,106+1,515*0,256=486,5 А
Кабель условию Iпл вет *3< Iк удовлетворяет.
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч35
2. Линия питания здания 17.
Расчетная схема рис 2.13
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=37,3 кВт Р2=74,67 кВт
cosφ=0,97 cosφ=0,97
Sав=115,4 кВА
Iр=116,9 А Iав=175 А
Длина кабеля 42 м
Выбираем к прокладке кабель ААШв 4Ч50 с Iдоп=165 А.
Для двух лежащих рядом кабелей в траншее к=0,92 тогда
I'доп= к*Iдоп=0,92*165=152 А
Наибольшая нагрузка кабеля в нормальном режиме:
кз=116,9/165*100%=70%
В аварийном режиме:
кзав=175/165*100%=106%
Потерю напряжения в нормальном режиме, находим аналогично предыдущему случаю.
∆U=74,67*42/46*50=1,36%
Потерю напряжения в аварийном режиме
∆U=112*42/46*50=2%
Потеря напряжения находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч50 Zn=1,095 Ом/км , Zт/3=0,106 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=10,5*220/0,106+1,095*0,042=1520 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч50
3. Линия питающая здание 18.
Расчетная схема рис 2.14
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=46,67 кВт Р2=93,3 кВт
cosφ=0,95 cosφ=0,95
Рав=140 кВт
Iр=149,2 А Iав=224 А
Длина кабеля 73 м.
Выбираем к прокладке кабель ААШв 4Ч70 с Iдоп=200 А.
Для двух лежащих рядом кабелей в траншее к=0,92 тогда
I'доп= к*Iдоп=0,92*200=184 А
Наибольшая нагрузка кабеля в нормальном режиме
кз=149,2/184*100%=79,5%
В аварийном режиме
кзав=224/200*100%=112%
Потерю напряжения в нормальном режиме, находим аналогично предыдущему случаю.
∆U=93,3*73/46*70=2,1%
Потерю напряжения в аварийном режиме
∆U=140*73/46*70=3,2%
Потеря напряжения находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч70 Zn=0,837Ом/км , Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+0,837*0,073=1382,3 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч70
4.Линия питающая здания 4,5.
Расчетная схема рис 2.14
SHAPE \* MERGEFORMAT
Длина кабелей табл. 2.11
| Линия | Длина траншеи, м | Длина кабеля, м |
| ТП-4 | 165 | 185 |
| 4-5 | 50 | 63 |
| 5-ТП | 110 | 126 |
Рав=69,6 кВт
cosφ=0,96
Iр=66,5 А
Iав=110,15 А
Выбираем кабель ААШв 4Ч25 Iдоп=115 А
Для двух лежащих рядом кабелей в траншее к=0,92 тогда
I'доп=к*Iдоп=0,92*115=105,8 А
Наибольшая нагрузка кабеля в нормальном режиме
кз=66,5/105,8*100%=62,8%
В аварийном режиме
кзав=110,15/115*100%=0,94%
Потеря напряжения в кабеле ТП-4зд в нормальном режиме находим по формуле: ∆U=42*185/46*25=6,7>6%
Потеря напряжения в кабеле превышает допустимую т.е. сечение кабеля следует увеличить до ближайшего большего.
Принимаем кабель ААШв 4Ч35
Потерю напряжения в нормальном режиме ТП-4 зд
∆U=42*185/46*35=4,8<6%
Потерю напряжения в нормальном режиме ТП-5 зд
∆U=42*126/46*35=3,28<6%
Потерю напряжения в аварийном режиме
∆U=69,6*185/46*35+42*63/46*35=9,63<12%
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч35 Zn=1,515Ом/км, Zт/3=0,091 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+1,515*0,246=1382,3 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч35
5. Линия питающая здания 6,7.
Расчетная схема рис 2.16
SHAPE \* MERGEFORMAT
Длина кабелей табл. 2.12
| Линия | Длина траншеи, м | Длина кабеля, м |
| ТП-6 | 60 | 73 |
| 6-7 | 100 | 126 |
| 7-ТП | 160 | 169 |
Рав=69,6 кВт Iав=110 А
cosφ=0,96
Выбираем кабель ААШв 4Ч50 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*165=152 А.
Проверяем выбранный кабель по потере напряжения.
Для кабеля ТП-6 зд в нормальном режиме:
∆U=42*73/46*50=1,34 %
Для кабеля ТП-7 зд в нормальном режиме:
∆U=42*169/46*50=3,1 %
Потеря напряжения в аварийном режиме:
∆U=69,6*169+42*126/46*50=8,9 %
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч50 Zn=1,095Ом/км, Zт/3=0,091 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+1,095*0,296=557 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч50
6. Линия питающая здание 12.
Расчетная схема рис 2.17
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=52 кВт Р2=24 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,92
Lкаб=137 м
I1=52/√3*0.38*0.96=82.3 A I2=40.4 A Iав=67,2/√3*0,38=104 А
Выбираем кабель ААШв 4Ч25 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*115=105,8 А
Проверяем выбранный кабель по потере напряжения.
Для линии питающей в нормальном режиме нагрузку Р1:
∆U=52*137/46*25=6,19%
Потеря напряжения превышает допустимую т.е. следует принять большее сечение кабеля, принимаем ААШв 4Ч35
Потери напряжения составят:
∆Uр1=52*137/46*35=4,4%
∆Uр2=24*137/46*35=2,04%
∆Uав=64*137/46*35=5,44%
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч35 Zn=1,515Ом/км , Zт/3=0,091 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+1,515*0,137=773 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч35
7. Линия питающая здание 16.
Расчетная схема рис 2.18
SHAPE \* MERGEFORMAT Р1=37,3 кВт Р2=74,67 кВт
cosφ=0,97 cosφ=0,97
Рав=112 кВт Ip=116.9 A Iав=175 А Lкаб=27м
Выбираем кабель ААШв 4Ч50 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*165=152 А
Наибольшая загрузка кабеля в нормальном режиме:
кз=116,9/152*100%=76,9%
В аварийном режиме
кз=175/165*100%=106%
Проверяем выбранный кабель по потере напряжения.
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=37,2*27/46*50=0,43%
∆Uр2=74,67*27/46*50=0,87%
В аварийном режиме
∆Uав=112*27/46*50=1,31%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч50 Zn=1,095Ом/км , Zт/3=0,106 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+1,095*0,027=1915,9 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч50
8. Линия питающая здание 15.
Расчетная схема рис 2.19
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1-нагрузка квартир
Р2-нагрузка лифтов и КБО
Р1=133,2 кВт Р2=25+0,9*27,83=50,05 кВт
cosφ=0,96 I2=80,7 А
I1=215 А Lкаб=30 м
Рав=170,7 кВА Sав=194,3 кВА Iав=301 А
Выбираем кабель ААШв 4Ч120 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*270=248,4 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=301/270*100%=120%
Потерю напряжения находим по формуле:
∆U=(100000/ UІ)∑(Pm*r0+Qm*x0)Lm
где Pm и Qm-активная и реактивная мощность на участке m.
Lm-длина участка m,км
r0=0,261 Ом/км
x0=0,0602 Ом/км
∆U=(10^5/380І)(170,7*0,261+77,9*0,0602)*0,03=1,02%
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч120 Zn=0,561Ом/км , Zт/3=0,091 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+0,561*0,03=2142 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч120
9. Линия питающая здание 14.
Расчетная схема рис 2.20
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=118,8 кВт Р2=29,2 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,6
Sкв=123,7 кВА tg=1,33
I1=188 A I2=74 A
Iав=295 А L=130 м
Выбираем кабель ААШв 4Ч120 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*270=248,4 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме :
кзав=295/270*100%=118%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=118,8*130/46*120=2,79%
∆Uр2=10^5*29,2*0,13(0,261+0,0602*1,33)/380І=0,89%
В аварийном режиме
∆Uав=145*130/46*120=3,4%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч120 Zn=0,561Ом/км, Zт/3=0,091 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+0,561*0,13=1409 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч120
10. Линия питающая здания 8 и 9.
Расчетная схема рис 2.21
SHAPE \* MERGEFORMAT 
Рр=42 кВт Рав=69,6 кВт
cosφ=0,96 Iр=66,4 А Iав=110 А
Длина кабелей табл 2.13
Выбираем кабель ААШв 4Ч25 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*115=106 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=110/115*100%=0,94%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uтп-8=42*147/46*25=5,36%
∆Uтп-9=42*74/46*25=2,7%
В аварийном режиме
∆Uав=69,6(147+95)/46*25=14,64%
Потери напряжения в аварийном режиме превышает допустимую, принимаем большее сечение кабеля ААШв 4Ч35
∆Uав=69,6(147+95)/46*35=10,46<12%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч35 Zn=1,515Ом/км , Zт/3=0,106 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+1,515(147+95)=489 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч35
11. Линия питающая здание 10.
Расчетная схема рис 2.22
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=32 кВт Р2=70 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,85
Sав=95,7 кВА L=35 м
I1=51,6 A I2=127,5 A
Iав=148 А
Выбираем кабель ААШв 4Ч50 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*165=152 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=148/165*100%=0,97%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=32*35/46*50=0,48%
∆Uр2=1,12%
В аварийном режиме
∆Uав=1,26%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч50 Zn=1,095 Ом/км, Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+1,095*0,035=1600 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч50
12. Линия питающая здание 11.
Расчетная схема 2.23
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=32 кВт Р2=33 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,82
I1=51,6 A I2=62,3 A
Iав=82,6 А Sав=53,4 кВА Lкаб=130 м
Выбираем кабель ААШв 4Ч25 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*115=106 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=82,6/115*100%=78%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=32*130/46*25=3,6%
∆Uр2=3,85%
В аварийном режиме
∆Uав=6,5%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч25 Zn=2,028 Ом/км, Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+2,028*0,13=624,9 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч25
13. Линия питающая здание 13.
Расчетная схема рис.2.24
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=118,8 кВт Р2=29,22 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,6
I1=191,5 A I2=75,4 A
Iав=259,4 А Lкаб=20 м
Выбираем кабель ААШв 4Ч95 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*240=221 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
Кзав=259,4/221*100%=117%<120%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆U=118,8*20/46*95=0,81%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч95 Zn=0,661 Ом/км, Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+0,661*0,02=1937А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч95
3.11 Расчет токов К.З. на стороне 0,4 кв.
Произведем расчет тока кз на шинах напряжением 0,4 кВ ТП 12 и ТП 13.
Расчетная схема рис 2.25
SHAPE \* MERGEFORMAT 
Принимаем Sб=100 МВА и вычисляем сопротивление схемы замещения.
1. Система:
Xс=0, так как Sс = ∞
2. Трансформатор:
Uкр=100√(Uк/100)І-(∆Рм/Sн)І
где ∆Рм - потери в меди трансформатора, кВт
Sн – номинальная мощность трансформатора, кВА
Uкр=√0,045І-(7/400)І=0,0414
x1=0.0414*400І/400=16.58 мОм
r1=∆Рм(Uб/Sн)І=7(400/400)І=7 мОм
3. Шины:
Qc2=1.26*Q12=1.26*150=184 мм
Согласно табл. 4,3[15]
х0=0,133 мОм/м
х2=4*0,133=0,532 мОм
r2=4*10і/32*1000=0,125 мОм
4. Автомат 1000 А. По табл. 4,4-4,6 [15] сопротивление контактов r'3=0,2 мОм
сопротивление катушки r''3=0,12 мОм: сопротивление максимального расцепителя х''3=0,09 мОм
5. Сопротивление рубильника:
r4=0,08 мОм
6. Сопротивление трансформатора тока 1000/5:
r5=0,075 мОм
х5=0,078 мОм
Результирующие сопротивления:
r∑=7,6 мОм
х∑=17,28 мОм
Полное сопротивление:
z∑=√7,6І+17,28І=18,87 мОм
Ток короткого замыкания:
Iк=400/√3*18,87=12,2 кА
При х/r =2,3 по кривой рис 4,7 [15]
ку=1,23
Iу=√2*Iк* ку= √2*12,2*1,23=21,2 кА
Согласно технического паспорта ЩО-2000 комплектуются шинами, электродинамическая стойкость которых 30-50 кА.
Выбор ЩО-2000 табл. 2.14
4 Выбор и проверка аппаратуры и токоведущих частей.
4.1 Комплектные распределительные устройства.
Для подключения питающих кабельных линий на шинах 10 кВ источника питания к установке предполагаются КРУ серии 2-10.
Комплектные распределительные устройства серии КРУ 2-10 (в дальнейшем именуемые "шкафы КРУ") предназначены для работы в электрических установках трехфазного переменного тока частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ для систем с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью. Шкафы КРУ изготавливаются для нужд народного хозяйства и для поставки на экспорт.
Шкафы серии КРУ 2-10 включают в себя перечисленную ниже номенклатуру исполнения в зависимости от установленной в них аппаратуры главных цепей и токопроводов.
Шкафы:
Ш - токопроводы, соединяющие противостоящие секции КРУ при их двухрядном расположении, а также для прохода в местах строительных колонн (900 мм длины).
Примечания:
1. Шкафы кабельных сборок, шинных перемычек, с конденсаторами и разрядниками и другие могут быть выполнены без выдвижного элемента.
2. Степень защиты IP20 соответствует состоянию КРУ при закрытых дверях шкафов и релейных отсеков. При открытых дверях их степень защиты IP00 по ГОСТ 14254.
3. В шкафах КПК устанавливаются силовые предохранители с плавкой вставкой на ток не более 32 А.
Основные параметры шкафов КРУ
* - Шкафы на номинальные токи 2000; 2500; 3150 выполняются с выключателями на номинальный ток 3150 А.
** - Термическая стойкость шкафов на 630 А в течение 2 с. Устанавливаемые в КРУ измерительные трансформаторы тока на номинальные первичные токи от 50 до 400 А включительно имеют ток термической стойкости в соответствии с техническими параметрами трансформаторов тока.
Структура условного
обозначения шкафов КРУ
Характеристики и состав изделия
В состав изделия входят:
Классификация исполнение шкафов КРУ по силовой цепи
Электрические аппараты должны выбираться по условиям длительной работы и проверяться по условиям короткого замыкания в соответствии с ПУЭ.
Таблица 2.4 Выбор шкафа КРУ серии 2-10.
кА
В соответствии с условиями выбора по всем параметрам для подключения кабелей в РУ-10кВ ЦП принимаем шкафы КРУ серии 2-10.
4.2Камеры КСО -366 в ТП (камера силового оборудования).
Выбор камер КСО-366 производим для ТП 1.
Номинальные токи всех распределительных линий 10 кВ в аварийных режимах не превышают 192 А.
Проверка выключателей нагрузки производится по методике изложенной в [12].
Таблица 2.5 Выбор камер КСО-366
Наибольшее действующее значение полного тока кз определяем
где I″ - сверхпереходной ток к.з в данном случае имеем систему бесконечной мощности I″= I∞
ку=1 – ударный коэффициент
Устойчивость ошиновки камер при сквозных к.з соответствует динамической и термической устойчивости выключателя нагрузки .
В соответствии с условиями, для выбора по всем параметрам, для подключения распределительных линии 10 кВ в ТП, принимаем к установке камеры КСО – 366 с ВН 3-16
4.3. Низковольтное комплектное устройство ЩО-2000 «НЕВА» (в дальнейшем НКУ)
НКУ предназначено для распределения электроэнергии трехфазного переменного тока напряжением 380/220В и частотой 50Гц в сетях с глухозаземленной нейтралью, для защиты линий при перегрузках и коротких замыканиях, а также для управления (регулирования, автоматики), измерения, сигнализации и защиты оборудования.
· Технические характеристики
· Основные технические характеристики НКУ приведены в таблице 1.
Таблица 1
· НКУ изготавливаются по техническим условиям ТУ 3434-029-45567980-2002.
· Условия эксплуатации
НКУ могут эксплуатироваться при следующих условиях:
- температура окружающей воздуха от минус 25SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С до плюс 40SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С;
- относительная влажность воздуха 80% при температуре 15SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С;
- высота над уровнем моря не более 1000 м;
- окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих материалы и изоляцию.
При установке НКУ в помещениях с температурой ниже минус 25SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С, должен быть предусмотрен обогрев помещения.
НКУ выполнены в исполнении У для категории размещения 3.1, для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м в атмосфере типов I и II по ГОСТ 15150
Потерю напряжения находим по формуле:
∆U=(100000/ UІ)∑(Pm*r0+Qm*x0)Lm
где Pm и Qm-активная и реактивная мощность на участке m.
Lm-длина участка m,км
r0=0,261 Ом/км
x0=0,0602 Ом/км
∆U=(10^5/380І)(170,7*0,261+77,9*0,0602)*0,03=1,02%
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч120 Zn=0,561Ом/км , Zт/3=0,091 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+0,561*0,03=2142 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч120
9. Линия питающая здание 14.
Расчетная схема рис 2.20
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=118,8 кВт Р2=29,2 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,6
Sкв=123,7 кВА tg=1,33
I1=188 A I2=74 A
Iав=295 А L=130 м
Выбираем кабель ААШв 4Ч120 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*270=248,4 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме :
кзав=295/270*100%=118%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=118,8*130/46*120=2,79%
∆Uр2=10^5*29,2*0,13(0,261+0,0602*1,33)/380І=0,89%
В аварийном режиме
∆Uав=145*130/46*120=3,4%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч120 Zn=0,561Ом/км, Zт/3=0,091 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,091+0,561*0,13=1409 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч120
10. Линия питающая здания 8 и 9.
Расчетная схема рис 2.21
SHAPE \* MERGEFORMAT
Рр=42 кВт Рав=69,6 кВт
cosφ=0,96 Iр=66,4 А Iав=110 А
Длина кабелей табл 2.13
| Линия | Длина траншеи .м | Длина кабеля .м |
| ТП-8 | 130 | 147 |
| 8-9 | 80 | 95 |
| 9-ТП | 60 | 74 |
Выбираем кабель ААШв 4Ч25 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*115=106 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=110/115*100%=0,94%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uтп-8=42*147/46*25=5,36%
∆Uтп-9=42*74/46*25=2,7%
В аварийном режиме
∆Uав=69,6(147+95)/46*25=14,64%
Потери напряжения в аварийном режиме превышает допустимую, принимаем большее сечение кабеля ААШв 4Ч35
∆Uав=69,6(147+95)/46*35=10,46<12%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч35 Zn=1,515Ом/км , Zт/3=0,106 Ом .
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+1,515(147+95)=489 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч35
11. Линия питающая здание 10.
Расчетная схема рис 2.22
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=32 кВт Р2=70 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,85
Sав=95,7 кВА L=35 м
I1=51,6 A I2=127,5 A
Iав=148 А
Выбираем кабель ААШв 4Ч50 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*165=152 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=148/165*100%=0,97%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=32*35/46*50=0,48%
∆Uр2=1,12%
В аварийном режиме
∆Uав=1,26%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч50 Zn=1,095 Ом/км, Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+1,095*0,035=1600 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч50
12. Линия питающая здание 11.
Расчетная схема 2.23
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=32 кВт Р2=33 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,82
I1=51,6 A I2=62,3 A
Iав=82,6 А Sав=53,4 кВА Lкаб=130 м
Выбираем кабель ААШв 4Ч25 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*115=106 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
кзав=82,6/115*100%=78%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆Uр1=32*130/46*25=3,6%
∆Uр2=3,85%
В аварийном режиме
∆Uав=6,5%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч25 Zn=2,028 Ом/км, Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+2,028*0,13=624,9 А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч25
13. Линия питающая здание 13.
Расчетная схема рис.2.24
SHAPE \* MERGEFORMAT
Р1=118,8 кВт Р2=29,22 кВт
cosφ=0,96 cosφ=0,6
I1=191,5 A I2=75,4 A
Iав=259,4 А Lкаб=20 м
Выбираем кабель ААШв 4Ч95 с учетом поправочного коэффициента для двух кабелей в одной траншее Iдоп=0,92*240=221 А
Наибольшая загрузка кабеля в аварийном режиме:
Кзав=259,4/221*100%=117%<120%
Для линии питающей в нормальном режиме:
∆U=118,8*20/46*95=0,81%
Потеря напряжения в кабеле находится в пределах допустимой.
Найдем ток однофазного кз.
Для кабелей ААШв 4Ч95 Zn=0,661 Ом/км, Zт/3=0,106 Ом.
Аналогично предыдущему случаю находим
Iк=1,05*220/0,106+0,661*0,02=1937А
3Iпл вет < Iк
Окончательно принимаем кабель ААШв 4Ч95
3.11 Расчет токов К.З. на стороне 0,4 кв.
Произведем расчет тока кз на шинах напряжением 0,4 кВ ТП 12 и ТП 13.
Расчетная схема рис 2.25
SHAPE \* MERGEFORMAT
Принимаем Sб=100 МВА и вычисляем сопротивление схемы замещения.
1. Система:
Xс=0, так как Sс = ∞
2. Трансформатор:
Uкр=100√(Uк/100)І-(∆Рм/Sн)І
где ∆Рм - потери в меди трансформатора, кВт
Sн – номинальная мощность трансформатора, кВА
Uкр=√0,045І-(7/400)І=0,0414
x1=0.0414*400І/400=16.58 мОм
r1=∆Рм(Uб/Sн)І=7(400/400)І=7 мОм
3. Шины:
Qc2=1.26*Q12=1.26*150=184 мм
Согласно табл. 4,3[15]
х0=0,133 мОм/м
х2=4*0,133=0,532 мОм
r2=4*10і/32*1000=0,125 мОм
4. Автомат 1000 А. По табл. 4,4-4,6 [15] сопротивление контактов r'3=0,2 мОм
сопротивление катушки r''3=0,12 мОм: сопротивление максимального расцепителя х''3=0,09 мОм
5. Сопротивление рубильника:
r4=0,08 мОм
6. Сопротивление трансформатора тока 1000/5:
r5=0,075 мОм
х5=0,078 мОм
Результирующие сопротивления:
r∑=7,6 мОм
х∑=17,28 мОм
Полное сопротивление:
z∑=√7,6І+17,28І=18,87 мОм
Ток короткого замыкания:
Iк=400/√3*18,87=12,2 кА
При х/r =2,3 по кривой рис 4,7 [15]
ку=1,23
Iу=√2*Iк* ку= √2*12,2*1,23=21,2 кА
Согласно технического паспорта ЩО-2000 комплектуются шинами, электродинамическая стойкость которых 30-50 кА.
Выбор ЩО-2000 табл. 2.14
4 Выбор и проверка аппаратуры и токоведущих частей.
4.1 Комплектные распределительные устройства.
Для подключения питающих кабельных линий на шинах 10 кВ источника питания к установке предполагаются КРУ серии 2-10.
Комплектные распределительные устройства серии КРУ 2-10 (в дальнейшем именуемые "шкафы КРУ") предназначены для работы в электрических установках трехфазного переменного тока частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ для систем с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью. Шкафы КРУ изготавливаются для нужд народного хозяйства и для поставки на экспорт.
Шкафы серии КРУ 2-10 включают в себя перечисленную ниже номенклатуру исполнения в зависимости от установленной в них аппаратуры главных цепей и токопроводов.
Шкафы:
- КВЭ - комплектный шкаф с выключателем со встроенным электромагнитным приводом ВМПЭ-10; ВМПЭ-10-20; ВМПЭ-10-31,5; ВВТЭ-М-10-20; ВВТЭМ-10-31,5; ВВПЭ-10-20; ВБЧЭ-10; ВВ/TEL-10-20; ВБПЭ-10-20 и пружинно-моторным приводом VF;
- КТН - комплектный шкаф с трансформаторами напряжения НАМИ-10; НОМ-6(10); НОЛ-08; ЗНОЛ-06;
- КРД - комплектный шкаф с разъемными контактами;
- КРВП - комплектный шкаф с разрядниками;
- КСБ - комплектный шкаф с кабельными сборками и кабельными перемычками;
- КА - комплектный шкаф комбинированный, например: с разрядниками и конденсаторами, с разрядниками и трансформаторами напряжения и т.д.;
- КПК - комплектный шкаф с силовыми предохранителями;
- КШП - комплектный шкаф с шинными перемычками;
- КСТ - комплектный шкаф с силовым трансформатором.
Ш - токопроводы, соединяющие противостоящие секции КРУ при их двухрядном расположении, а также для прохода в местах строительных колонн (900 мм длины).
Примечания:
1. Шкафы кабельных сборок, шинных перемычек, с конденсаторами и разрядниками и другие могут быть выполнены без выдвижного элемента.
2. Степень защиты IP20 соответствует состоянию КРУ при закрытых дверях шкафов и релейных отсеков. При открытых дверях их степень защиты IP00 по ГОСТ 14254.
3. В шкафах КПК устанавливаются силовые предохранители с плавкой вставкой на ток не более 32 А.
Основные параметры шкафов КРУ
| Наименование параметра | Значение параметра |
| Номинальное напряжение (линейное), кВ | 6; 10 |
| Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ | 7,2; 12 |
| Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ, А* | 630; 1000; 1600; 2000; 2500; 3150 |
| Номинальный ток токопровода (кроме токопроводов длиной 900 мм), А | 630; 1000; 1600; 2000; 2500; |
| Номинальный ток сборных шин и токопроводов длиной 900 мм, А | 630; 1000; 1600; 2000; 2500; 3150 |
| Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ, кА | 20; 31,5 |
| Стойкость к токам короткого замыкания главных цепей, за исключением цепей, подключаемых непосредственно к выводам трансформаторов напряжения, разрядников, конденсаторов и т.д. - электродинамическая, кА - термическая в течение 3 с, кА** - эффективное значение периодической составляющей, кА | 51,0 20,0 20,0 |
* - Шкафы на номинальные токи 2000; 2500; 3150 выполняются с выключателями на номинальный ток 3150 А.
** - Термическая стойкость шкафов на 630 А в течение 2 с. Устанавливаемые в КРУ измерительные трансформаторы тока на номинальные первичные токи от 50 до 400 А включительно имеют ток термической стойкости в соответствии с техническими параметрами трансформаторов тока.
Структура условного
обозначения шкафов КРУ
Характеристики и состав изделия
В состав изделия входят:
- Шкафы КРУ с аппаратурой, соединительными токопроводами и приборами по схемам соединений главных и вспомогательных цепей, выполненные в соответствии с принятой заводом документацией?заданием. Шкафы и токопроводы выполняют по ТУ 16 - 93 БПМИ 677076.001ТУ.
- Демонтированные на период транспортирования сборочные единицы и детали, монтажные материалы и принадлежности (провод, рукоятка для вката и выката выдвижного элемента), перечисленные в ведомости комплектации и демонтажа и направляемые заказчику при отгрузке.
- Запасные части, а также резервный выдвижной элемент, релейный шкаф поставляются заводом по специальному заказу.
- высота над уровнем моря не более 1000 м;
- по диапазонам температур окружающего воздуха:
- от -5°С до +40°С - для шкафов без установки подогревателей;
- от -25°С до +40°С - для шкафов с установкой подогревателей в релейном шкафу.
Классификация исполнение шкафов КРУ по силовой цепи
| Наименование показетелей | Исполнение |
| 1. Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1 | Нормальная изоляция |
| 2. Система сборных шин | КРУ с одной системой сборных шин |
| 3. Способ разделения фаз | КРУ с неразделенными фазами |
| 4. Наличие выкатных элементов в шкафах | С выкатными элементами |
| 5. Вид линейных высоковольтных подсоединений | а) кабельные б) шинные |
| 6. Наличие изоляций токоведущих частей | а) с неизолированными шинами б) с изолированными шинами |
| 7. Степень защиты по ГОСТ 14254 | IP20 |
Таблица 2.4 Выбор шкафа КРУ серии 2-10.
| Наименование основных величин | Ед. измерен | Расчетные величины | Катал данные | Условие для выбора |
| Номин.напр. | кВ | 10 | 10 | Uн ≥Uр |
| Номин.ток | кА | 0,3678 | 0,6 | Iн ≥Iр |
| Ток откл. | кА | 5,14 | 20 | Iотк ≥I″ |
| Мощн. откл. | МВА | 93,4 | 350 | Sотк≥S″ |
| Ток динамеческой устойчивости | кА | 12,96 | 52 | iу ≥ iуmax |
| Ток термической устоичивости | кА | 1,99 | 14 | In*t ≥ I∞√tф/tnt |
В соответствии с условиями выбора по всем параметрам для подключения кабелей в РУ-10кВ ЦП принимаем шкафы КРУ серии 2-10.
4.2Камеры КСО -366 в ТП (камера силового оборудования).
Выбор камер КСО-366 производим для ТП 1.
Номинальные токи всех распределительных линий 10 кВ в аварийных режимах не превышают 192 А.
Проверка выключателей нагрузки производится по методике изложенной в [12].
| Наименование основных величин | Ед. измерен | Расчетные величины | Катал данные | Условие для выбора |
| Номин.напр | кВ | 10 | 10 | Uн ≥Uр |
| Номин.ток | кА | 0,053 | 0,2 | Iн ≥Iр |
| Допустимый ударн ток | кА | 3,24 | 25 | iу ≥ iу.р |
| Допустимая величина наибольшего знач. полн. тока к.з | кА | 2,29 | 14,5 | Iу.д ≥ Iу.р |
| Ток термической устоичивости | кА | 1,1 | 6 | It ≥ I∞√tф/tnt |
Наибольшее действующее значение полного тока кз определяем
где I″ - сверхпереходной ток к.з в данном случае имеем систему бесконечной мощности I″= I∞
ку=1 – ударный коэффициент
Устойчивость ошиновки камер при сквозных к.з соответствует динамической и термической устойчивости выключателя нагрузки .
В соответствии с условиями, для выбора по всем параметрам, для подключения распределительных линии 10 кВ в ТП, принимаем к установке камеры КСО – 366 с ВН 3-16
4.3. Низковольтное комплектное устройство ЩО-2000 «НЕВА» (в дальнейшем НКУ)
НКУ предназначено для распределения электроэнергии трехфазного переменного тока напряжением 380/220В и частотой 50Гц в сетях с глухозаземленной нейтралью, для защиты линий при перегрузках и коротких замыканиях, а также для управления (регулирования, автоматики), измерения, сигнализации и защиты оборудования.
· Технические характеристики
· Основные технические характеристики НКУ приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование параметра | Значение |
| Номинальное напряжение главной цепи, В | 400 |
| Номинальное напряжение вторичной цепи, В | 230 |
| Номинальная частота, Гц | 50 |
| Номинальный ток сборных шин, А | до 6300 |
| Номинальный кратковременно выдерживаемый ток сборных шин, кА/1сек | до 100 |
| Номинальный ударный ток сборных шин, кА | до 220 |
| Степень защиты оболочкой по ГОСТ – 14254 | до IP54 |
| Габаритные размеры, мм: ширина глубина высота | В зависимости от схемы главных цепей |
| Масса, кг |
· Условия эксплуатации
НКУ могут эксплуатироваться при следующих условиях:
- температура окружающей воздуха от минус 25SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С до плюс 40SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С;
- относительная влажность воздуха 80% при температуре 15SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С;
- высота над уровнем моря не более 1000 м;
- окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих материалы и изоляцию.
При установке НКУ в помещениях с температурой ниже минус 25SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12° С, должен быть предусмотрен обогрев помещения.
НКУ выполнены в исполнении У для категории размещения 3.1, для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м в атмосфере типов I и II по ГОСТ 15150
