Антиплагиат (1226881)
Текст из файла
Уважаемый пользователь!Обращаем ваше внимание, что система Антиплагиат отвечает на вопрос, является ли тот или иной фрагменттекста заимствованным или нет. Ответ на вопрос, является ли заимствованный фрагмент именно плагиатом, а незаконной цитатой, система оставляет на ваше усмотрение. Также важно отметить, что система находит источникзаимствования, но не определяет, является ли он первоисточником.Информация о документе:Имя исходного файла:Имя компании:Тип документа:Имя документа:Дата проверки:Модули поиска:Текстовыестатистики:Индекс читаемости:Неизвестные слова:Макс. длина слова:Большие слова:ТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ_Дорохов.docxДальневосточный гос. Университет путей сообщенияКнигаТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ_Дорохов.docx17.06.2016 05:12Интернет (Антиплагиат), Кольцо вузов, Дальневосточный гос. Университет путейсообщения, Диссертации и авторефераты РГБсложныйв пределах нормыв пределах нормыв пределах нормыКоллекция/модуль поискаДоля в Доля вотчёте текстеИсточникСсылка на источник[1] Источник 1http://www.referat.ru/download/YSTKisOHS*Wuwa9obHQLFw!!/ref...Интернет(Антиплагиат)13.81% 13.81%[2] Подстанция 220/110/3...http://knowledge.allbest.ru/physics/3c0a65635b2ac78a5c53b884...Интернет(Антиплагиат)10.57% 10.64%[3] Электроснабжение тех...http://referats.5ka.ru/1/37744/2.htmlИнтернет(Антиплагиат)0%Кольцо вузов5.92% 6.41%[4] 2015РОАТЭЛАмосов...8.06%[5] Электроснабжение тех...http://5ka.su/ref/ostalnie/3_object70936.htmlИнтернет(Антиплагиат)0%[6] Дипломная: "Подстанц...http://westud.ru/work/270500/Podstanciya22011035Интернет(Антиплагиат)0.16% 5.89%Кольцо вузов4%5.12%4.03%[7] ДП140617 ЭЭФ ru Масл...6.27%[8] Источник 8http://ref.by/refs/1/37744/1.htmlИнтернет(Антиплагиат)0%[9] Расчет тяговой и тра...http://knowledge.allbest.ru/physics/2c0a65625a3ac78b4c53a894...Интернет(Антиплагиат)1.73% 4.01%[10] Определение параметр...http://diplomba.ru/work/130305Интернет(Антиплагиат)0.36% 2.74%[11] Методические указани...http://bib.convdocs.org/v32870/%D0%BC%D0%B5%D1%82%D0%BE%D0%B...Интернет(Антиплагиат)0%http://knowledge.allbest.ru/physics/2c0b65625b3ad78b5c43a885...Интернет(Антиплагиат)0.42% 1.89%[13] Дипломы 2014 года вы...Кольцо вузов0.59% 1.85%[14] Коновалова Е121.docКольцо вузов0.48% 1.73%[15] Источник 15http://share.auditory.ru/2009/Andrey.Gavrilenko/TO_LIB/%D1%8...Интернет(Антиплагиат)1.72% 1.72%[16] ПУЭ Правила устро...http://snipov.net/c_4652_snip_107214.htmlИнтернет(Антиплагиат)1.01% 1.64%[17] Проектирование элект...http://diplomba.ru/work/130098#1Интернет(Антиплагиат)0.17% 1.54%[18] Проектирование тягов...http://bibliofond.ru/view.aspx?id=540597#2Интернет(Антиплагиат)0.56% 1.27%[19] Elektrosnabjenie_obe...http://vmg.pp.ua/books/%D0%A2%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%B8%D1%87%...
Интернет(Антиплагиат)0.08% 1.21%[20] Скачать/bestref2129...http://www.bestreferat.ru/archives/83/bestref212983.zip[12] Проектирование тягов...Интернет(Антиплагиат)2.21%0.82% 1%[21] СОЛДАТОВ.docxДальневосточныйгос. Университет 0.98% 0.98%путей сообщения[22] Нефедов А.Ю.docxДальневосточныйгос. Университет 0.08% 0.86%путей сообщения[23] Нефедов А.Ю.docxКольцо вузов0.08% 0.86%[24] Условия выбора и про...http://lektsii.net/1132123.htmlИнтернет(Антиплагиат)0.07% 0.82%[25] Дауди Салим диссерта...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004594000/rsl01004594...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.75%Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.72%Диссертации иавторефератыРГБ0%0.6%[28] Андреев БЖД ч.2.docДальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.6%[29] Коробко,Акимов,Акимо...Дальневосточныйгос. Университет 0%[26] ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕ...[27] Ситников, Владимир Ф...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004648000/rsl01004648...0.6%путей сообщенияДальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.6%Диссертации иавторефератыРГБ0%0.54%[32] ЭТиВИЭ.zip/Новиков А...Кольцо вузов0%0.52%[33] Трифонов, Александр ...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.48%[34] 2015_РОАТ_ЗВГ6 _Леб...Кольцо вузов0%0.46%[35] Маслов, Альберт Влад...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.39%Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.39%[30] Тесленко УП.docx[31] Быков, Евгений Алекс...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002745000/rsl01002745...http://dlib.rsl.ru/rsl01003000000/rsl01003012000/rsl01003012...http://dlib.rsl.ru/rsl01003000000/rsl01003010000/rsl01003010...[36] Новожилова_УП.docx[37] Шумаков, Константин ...http://dlib.rsl.ru/rsl01005000000/rsl01005464000/rsl01005464...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.37%[38] Павлюченко, Дмитрий ...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002607000/rsl01002607...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.35%[39] Методы и средства за...http://pstu.ru/files/file/kafedra_BZH_GNF/metod.pdfИнтернет(Антиплагиат)0.35% 0.35%[40] АлексеевДВ.docxКольцо вузов0.09% 0.34%[41] Барвинок, Алексей Ви...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002614000/rsl01002614...Диссертации иавторефератыРГБ0.31% 0.31%[42] Дарчиев, Сергей Хари...http://dlib.rsl.ru/rsl01003000000/rsl01003380000/rsl01003380...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.3%[43] Диссертация25.09.20...Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.3%[44] Диссертация27.08.20...Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.3%[45] Диссертация27.08.20...Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.3%[46] Диссертация25.09.20...Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.3%[47] Бакшаева, Наталья Се...http://dlib.rsl.ru/rsl01000000000/rsl01000214000/rsl01000214...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.3%[48] Шарипов, Ильдар Курб...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002315000/rsl01002315...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.29%[49] Реферат: Расчет тяго...http://fan5.ru/entry/work251502.phpИнтернет(Антиплагиат)0.02% 0.24%[50] Пояснительная записк...Кольцо вузов0%[51] ВКР ЭФ 2012/2013/abp...Кольцо вузов0.15% 0.22%0.22%[52] Нагай, Владимир Иван...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002615000/rsl01002615...Диссертации иавторефератыРГБ0.02% 0.2%[53] Лапидус, Александр А...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002742000/rsl01002742...Диссертации иавторефератыРГБ0%[54] Савина, Наталья Викт...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004907000/rsl01004907...Диссертации иавторефератыРГБ0.16% 0.18%[55] Макерова, Юлия Алекс...http://dlib.rsl.ru/rsl01007000000/rsl01007984000/rsl01007984...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.16%[56] Чибинёв, Николай Ник...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002747000/rsl01002747...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.15%[57] Электроснабжение сел...Кольцо вузов0%0.12%[58] Дипломная работа: Ре...http://bestreferat.ru/referat217368.htmlИнтернет(Антиплагиат)0%0.12%[59] Аксенов, Олег Алексе...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002305000/rsl01002305...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.11%[60] Егорушкин, Игорь Оле...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004080000/rsl01004080...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.1%[61] ТПиТК 2015 Никишов П...Кольцо вузов0%0.1%[62] Шилов, Илья Геннадие...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004145000/rsl01004145...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.08%[63] Сергеев, Александр М...http://dlib.rsl.ru/rsl01000000000/rsl01000272000/rsl01000272...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.08%Оригинальные блоки: 55.39% Заимствованные блоки: 44.61% Заимствование из "белых" источников: 0% 0.19%Итоговая оц енка оригинальности: 55.39% Министерство транспорта Российской ФедерацииФедеральное агентство железнодорожного транспортаФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ"ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ"кафедра "Системы электроснабжения "К ЗАЩИТЕ ДОПУСТИТЬзаведующий кафедрой____________ И. В. [21]Игнтаенко"____"_____________ 2016 г.ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ 110/10 КВ С ПРОЕКТИРОВАНИЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖ ЕНИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ ОСГВВ Г. АРТЕМ ПРИМОРСКОГО КРАЯПояснительная записка к выпускной квалификац ионной работе бакалавраБР 13.03.02 ПЗСтудентК. П ДороховРуководитель проектаА. И. ДороховНормоконтрольС. А. ВласенкоХабаровск – 2016 г.Министерство транспорта Российской ФедерацииФедеральное агентство железнодорожного транспортафедеральное государственное образовательное учреждениевысшего профессионального образования«Дальневосточный государственный университет путей сообщения»(ДВГУПС)ИИФО Кафедра Системы электроснабжения(наименование УСП) ( наименование кафедры)Направление (специальность) 13.03.02 [21]Электроэ нергетика и э лектротехника(код, наименование направления или спец иальности)УТВЕРЖ ДАЮЗав. кафедрой Ли В.Н."____"_____________ 2015 г.З А Д А Н И Ена выпускную квалификац ионную работу студентаДорохова Алексея Ивановича(фамилия, имя, отчество)1. Тема ВКР: ГЛАВНАЯ ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ 110/10 КВ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯутверж дена приказом по университету от «29» апреля 2016 г. № 843а2. Срок сдачи студентом законченного ВКР (работы) 16 мая 2016 г.3. Исходные данные к проекту: графики нагрузок; число, мощ ность и номинальные напряж ения трансформаторов; однолинейная схема РУ 110 кВ, РУ 10 кВ остальные исходные данные приведены в пояснительной записке4.Содержание расчетнопояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)[21]Выбор [7]схем главных электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания [2]на шинах подстанц ии. Определение максимальных рабочих токов. Выбор оборудования подстанц ии.Проектирование э лектроснабж ениянасосной станц ии ОСГВ Вопросы э кономики: расчет э кономических показателей работы проектируемой понизительной подстанц ии5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертеж ей) Графики нагрузок потребителей Схема главных э лектрических соединений План размещ ения основного оборудования Располож ение силового и осветительного оборудования6. Консультанты по проекту (с указанием к ним разделов проекта)НаименованиеразделаКонсультантПодпись, датазадание выдалзадание принял7. Дата выдачи задания 16 мая 2016 гКалендарный планвыпускной квалификац ионной работы№п/пНаименование э тапов ВКРСрок выполненияПримечание1Выбор схем главных э лектрических соединений подстанц иимай 20162Расчет загруж енности силового трансформаторамай 20163Расчетытоков короткого замыкания и максимальных рабочих токовмай 20164Выбор оборудования и токоведущих частей [4]подстанц иимай 20165Расчет молниезащ иты и заземленияиюнь 20166Проектирование э лектроснабж ения насосной станц ии ОСГВиюнь 20167Оформление ВКРиюнь 2016Студент________________________(Дорохов А.И.)Руководитель ВКР_______________ (Кульмановский А.И.)ASTRACTThe object of work 110/10 kV substation based on existing design standards.The purpose of work designing stepdown transformer substation, the choice of power supply system, the use of modern equipmentIn the thesis project developed 110/10 kV substation based on existing design standards. In the development of manuals and training materialfor the design of power supply.In the course of the project we calculated the shortcircuit current and maximum operating current, produced by the selection and verification ofbasic equipment, were calculated and produced by the design of power supply.РЕФЕРАТ112 страниц , 16 рисунка, 25 таблиц , 21 источников.ПОДСТАНЦИЯ, ОБОРУДОВАНИЕ, НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ, СТОИМОСТЬ, ФОНД ОПЛАТЫ ТРУДА, ЭЛЕКТРОСНАБЖ ЕНИЕ, ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ,В выпускной валификац ионной работе разработана подстанц ии 110/10 кВ на основе действующ их норм проектирования. При разработкесправочные и учебные пособия для проектирования э лектроснабж ения.В ходе работы над проектом проведен расчет токов короткого замыкания и максимальных рабочих токов, произведен выбор и проверка основного оборудования, [4]выполнен расчет и произведено проектирование э лектроснабж ения насосной станц ии.СОДЕРЖ АНИЕС.ВВЕДЕНИЕ..………………………………………………………………………....91ФОРМИРОВАНИЕ СХЕМ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК[2] …………………………………………………………..111.1 Основные [6]требования Минэнерго к схемам главных электрическихсоединений[2]………………………………………………………………...…....111.2Разработка структурной схемы понизительной подстанции...……….....121.3 Формирование схем главных электрических соединенийподстанции[2]…………………………………………………………….……..…121.3.1 [7]Выбор схемы РУ 110 кВ………………………………………..……131.3.2 Выбор схемы РУ 10 кВ………………….……….……………….….142РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПОДСТАНЦИИ………………………….……………152.1 Расчет мощности [7]потребителей………………………………….……......152.2 Полная мощ ность потребителей……………………………………….….172.3 Мощ ность собственных нуж д. Выбортрансформаторовсобственных нужд………………………………………………..………...…..172.4 [4] Полная мощность для выбора главных понижающихтрансформаторов…………………………………………………………...…..192.5Выбор главных понижающих трансформаторов …………………..….....202.6 Полная мощность подстанции[9] …………………………………………….213 РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ РАБОЧИХ ТОКОВ………………..…….…….234 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ……………………..….……..264.1 Расчет [4]относительных сопротивлений э лементов ц епи КЗ……………..274.2 Расчет параметров ц епи КЗ…………………………………..……..……..304.2.1 Расчет токов КЗ до точки К 1…………………………….......……...304.2.2 Расчет токов КЗ до точки К 2……………………���…….……….…314.2.3 Расчет токов КЗ на шинах 10/0,4 кВ…………………….……….….334.2.4 Расчет теплового импульса тока КЗ……………………………..….365 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩ ИХ ЧАСТЕЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ….…..…385.1 Выбор и проверка токоведущ их частей…………………………………..385.1.1 Гибкие токоведущ ие части……………………………….…….……395.1.2 Ж есткие токоведущ ие части………………………………………...415.1.3 Выбор и проверка изоляторов………………………………….…...435.1.4 Выбор и проверкавыключателей……….…………………….…….445.1.5 Выбор разъединителей………………………………………….……465.1.6 Выбор [1]измерительных [4]трансформаторов тока………………….…465.1.7 Выбор [1]измерительных трансформаторов напряжения….…….…..505.1.8 [4]Выбор [14]устройств защ иты от перенапряж ений………….……….…545.1.9 Выбор аккумуляторной батареи и ЗПУ……………………….……545.1.10 Выбор релейных защ ит и устройствавтоматики подстанц ии……………………………………………………59ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………….…….61СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХИСТОЧНИКОВ……………………………….62ПРИЛОЖ ЕНИЕ А Расчет молниезащ иты наоткрытой части подстанц ии…………………………………………….…………62ПРИЛОЖ ЕНИЕ Б Расчетзаземляющ его устройства…………………………..………………………...……68ПРИЛОЖ ЕНИЕ В ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖ ЕНИЯНАСОСНОЙ СТАНЦИИ ОСГВ П. БЕРЕЗОВКА…………………...……...……68ВВЕДЕНИЕС ростом э нергопотребления возникает проблема передачи и переработки э лектроэ нергии, которая на прямую связана с проблемойфизического и морального старения оборудования на фоне резкого сниж ения темпов воспроизводства основных фондов.Старение оборудования и низкие темпы его реновац ии способствует накоплению изношенного оборудования и, как следствие, ростузатрат на его ремонт и ухудшению техникоэ кономических показателей работы э нергопредприятий (удельных расходов топлива,расходов э лектроэ нергии на собственные нуж ды, потерь э лектроэ нергии в сетях).Техническое перевооруж ениеможет дать снижение себестоимости энергии на 12 15%, что соответствует 20 25 млрд. руб. в год.Для обеспечения потребности в энергии отраслей экономики и населения страны, реализации перспективы экспортаэлектроэнергии, повышения эффективности энергопроизводства необходимо [41]организовать работу по воспроизводству основных фондов э лектроэ нергетики в объемах, обеспечивающ их необходимую мощ ность.В связи с возросшим э нергопотреблением со стороны коммунальных и промышленных потребителей необходимо выполнить проектподстанц ии на напряж ение 110/10 кВ. Данная подстанц ия предназначена для э лектроснабж ения промышленных предприятий, таких какнасосная станц ия и прилегающ его района.Развитие э лектрических сетей в условиях формирования и дальнейшего э ффективного функц ионирования рынка э лектроэ нергии долж ноучитывать факторы, которые обусловлены стремительным научнотехническим прогрессом. Так в программах развития э лектроэ нергетикидо 2030 года важ ное место уделено вопросу э нергетической безопасности, при э том указаны задачи развития э лектроэ нергетики. Вчисле э тих задач следующ ие:обеспечение гарантии надеж ного э нергоснабж ения;повышение э ффективности использования э нергоресурсов;уменьшение вредного воздействия на окруж ающ ую среду.Одним из направлений работы по выполнению перечисленных задач являются инновац ионное проектирование э лектросетей, в рамкахкоторого реализуется:внедрение в схемах э лектроснабж ения новых и передовых технических решений;применение в проектах строительства и реконструкц ии э лектросетей современных конструкторских разработок и материалов;применение современных методик расчетов.Насосная объект со значительным э лектропотреблением и высокими требованиями к надеж ности э лектроснабж ения. Поэ тому припроектировании долж на быть решена задача минимизац ии потерь э лектроэ нергии.1 ФОРМИРОВАНИЕ СХЕМ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХСОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК1.1 [2]Основные [6]требования Минэнерго к схемам главныхэлектрических соединений электроустановокРешением [1] Минэнерго на основании разработок энергосети утвердило новые варианты схем РУ электроустановок напряжением6(10) 750 кВ, по которым выполняются типовые проектные решения и которые являются обязательными при проектировании ПСвсех ведомств, эксплуатирующихся структурами Минэнерго РФ. Применение нетиповых схем требует дополнительных обоснований[1].В соответствии с решением Минэнерго, схемы РУ высокого напряжения должны удовлетворять следующим основным требованиям:Предусматривать вывод выключателей в ремонт без перерыва электроснабжения, в том числе с использованием ремонтныхперемычек (мостиковых схем) обходных, подменных выключателей (для КРУ);число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ до 500 кВ должно быть не более двух;число силовых трансформаторов (автотрансформаторов) одного напряжения – не более двух. Уточнение числа трансформаторовсвыше двух требует обоснования;схемы с отделителями применять при напряжении 110 кВ и мощности трансформаторов ≤ 25 МВА;блочные схемы (блок линия – трансформатор без коммутационной аппаратуры) на стороне ВН применять для тупиковых (до 500кВ) ПС;[2]Sт≤63мостиковые схемы на стороне ВН применять на ПС 35…220 кВ при необходимости секционирования питающих ЛЭП и [6]МВА;при 110, 220 кВ мостиковые схемы применяются с ремонтной перемычкой. Мостик с выключателем в перемычке и отделителями (скороткозамыкателями) к трансформаторам применять при напряжении 110 кВ и [2]Sn≤25 [6]МВА.1.2 Разработка структурной схемы понизительной подстанцииФормирование схем главных электрических соединений ЭУ наиболее целесообразно производить, используя их структурныесхемы. Основным элементом, связывающим между собой РУ различных напряжений, являются силовые трансформаторы.Возможные варианты схем РУ различных напряжений в зависимости от способов подключения ПС к питающим ЛЭП и требованиямк надежности электроснабжения потребителей определяются рекомендациями Минэнерго и ведомственными решениями.По способу подключения к ВЛ подстанция является [2]промеж уточной отпаечной.Учитывая выше сказанное, а такж е опираясь на литературу [2], выбираем структурную схему подстанц ии (рисунок 1.1).1.3Формирование схем главных электрических соединенийподстанцииСтруктурные схемы определяют основные планы входящих в их состав РУ. Требования к схемам РУ общего энергетическогоназначения устанавливает Минэнерго. Категория сложности схемы главных электрических соединений РУ зависит от рабочегонапряжения, выполняемых функций и требований надежности электроснабжения потребителей.Связь отдельных РУ осуществляется с помощью трансформаторов и автотрансформаторов. Полная схема главных электрическихсоединений электроустановки включает вводы РУ с указанием трансформаторных связей между ними, измерительныетрансформаторы (тока и напряжения) и фидера питающие потребители электрической энергии [1].Рисунок 1.1 – Структурная схема понизительной подстанции «»1.3.1 Выбор [2]схемы РУ 110 кВРУ 110 кВ промеж уточной отпаечной подстанц ии выполняем из двух блоков с выключателями и неавтоматической перемычкой со сторонылинии без выключателя (рисунок 1.2) согласно [1, 2].Рисунок 1.2 – Схема 1104Н. Промеж уточная отпаечная подстанц ия с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линиибез выключателя1.3.2 Выбор схемы РУ 10 кВСогласно [1, 2] РУ 10 кВ выполняем с одиночной, секц ионированной выключателем системой шин (рисунок 1.3).Рисунок 1.3 – Схема 101. Одна одиночная, секц ионированная выключателем система шин2 РАСЧЕТ МОЩ НОСТИ ПОДСТАНЦИИ2.1 Расчет мощ ности потребителейРеж имы потребления э лектроэ нергии отдельных потребителей характеризуются графиками потребления э лектрической э нергии,отображ ающ ие изменение потребляемой мощ ности в течение заданного промеж утка времени.Для построения графиков нагрузки на шинах 10 кВ используются данные контрольных замеров, проведенных в зимний (декабрь 2013 года)и летний (август 2013 года) период (прилож ение А, таблиц а 2.1 и таблиц а 2.2).Построим на основании контрольных замеров графики активных нагрузок потребителей на шинах 10 кВ в зимний и летний периодвремени, (рисунок 2.1).Рисунок 2.1 – Графики активных нагрузок потребителей на шинах 10 кВ подстанц ии 110/10 кВ1 летний период; 2зимний периодПо графиках видно, что максимальная активная нагрузка (Рмах), равна 6236,100 кВт, в зимний период, а в летний 2814,600 кВт, так какрасчеты будем вести из максимальных значений, то Рмах=6236,600 кВт.Построим графики реактивных нагрузок (рисунок 2.2)Рисунок 2.2 – Графики реактивных нагрузок потребителей 10 кВ подстанц ии 110/10 кВ «»1 летний период; 2 – зимний периодИз графиков видно, что максимальная реактивная нагрузка Омах=2749,900 квар, в зимний период, и максимальная реактивная нагрузка, влетний период, равна 1117,600 квар, принимаем Омах=2749,900 квар.Полученные графики нагрузок изобразим на листе 2 чертеж ей БР 13.03.02 022. 001.2.2 Полная мощ ность потребителейПолную мощ ность определяем с учетом потерь в высоковольтных и в трансформаторах подстанции [3]. При этом постоянные потери ([4]Рпост) считаем неизвестными в течениисуток независимо от времени нахождения трансформатора в работе и принимаем 2% от полной мощности, а переменные ( Рпер)сетях и обмотках трансформатора, зависящие от изменяющейся в течение суток нагрузки, [4]принимаем 6%.С учетом э того полная мощ ность потребителей определяем геометрической суммой активных и реактивных мощ ностей, кВА:, (2.1)где максимальная суммарная активная мощ ность потребителей на шинах 10 кВ, кВт; максимальная суммарная реактивная мощ ностьпотребителей на шинах 10 кВ, кВар.Подставляя значения в формулу (2.1), находим:кВА.2.3 Мощность собственных нужд. Выбор трансформаторовсобственных нужд[4] Расчеты проводим согласно [4]Требуемую мощность для питания собственных нужд переменного тока определяем суммированием присоединенной мощностивсех потребителей.Для каждого потребителя параметры определяются по формулам:[2]Ррасч. = РуКс, (2.2)Орасч. = Ррасч.tg φ. (2.3)Расчетная мощность собственных нужд определяем по формуле:(2.4)В [2]ремонтных условиях с учетом допустимой сезонной перегрузки на 15%мощность трансформатора, кВА определяем по формуле:, (2.5)где [1]Sрем дополнительная временная нагрузка при ремонте, кВ*А. Согласнотаблиц е 2.2 Sрем=38 кВА; n количество трансформаторов собственных нуж д.Результаты расчета сводим в таблиц у 2.2.Подставляя известные значения величин в формулы (2.4 2.5) определяем:Sс.н.рас.= кВ*А,кВ*А .Таблица 2.2 – Расчет мощности потребителей собственных нуждНаименование потребителей[2]Ру, кВтКсtgφРрасч., кВтОрасч., кВарПодогрев выключателей110 кВ и его привода12,001,00012,000,00Освещ ение ОРУ10,000,3503,500,00Освещ ение ЗРУ, ОПУ12,500,7008,750,00Отопление ОПУ, ЗРУ100,001,000100,000,00Окончание таблиц ы 2.2Наименование потребителейРу, кВтКсtgφРрасч., кВтОрасч., кВарСиловая нагрузка ОПУ16,100,500,628,054,99Охлаж дение трансформатора7,000,850,625,953,69ВАЗП20,80,120,592,502,13Аппаратура связи и телемеханики5,001,000,005,000,00Включенные лампы и измерительные приборы2,001,000,002,000,00Электроколорифер100,001,000,00100,000,00Сварочный трансформатор38,00Итого:247,7510,81Выбираем [5] двухобмоточный трехфазный трансформатор внутренней установки типа ТМ250/10 У1 со следующимихарактеристиками:Номинальная мощность, Sн – 250 кВА;Номинальное напряжение, Uвн. – 10 кВ;Номинальное низкое напряжение, Uнн. – 0,4 кВ;Потери холостого хода, ΔРх..х. – 0,660 кВт;Потери короткого замыкания, ΔРк.з. – 3,7 кВт;[2]Ток холостого хода, Iх..х. – 2,3 %;Напряжение короткого замыкания, [1]Uк – 4,5%.На подстанц ии устанавливаем два трансформатора собственных нуж д совторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд.2.4 [4]Полная расчетная мощность для выбора главных понижающих трансформаторовРасчетная полная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов [9]определяется нагрузкой вторичных ц епей [3]:(2.6)где Sп10 мощ ность потребителейна шинах 10 кВ; Sс.н мощность собственных нужд.[9]Учитывая увеличение потребляемой мощ ности в результате развития промышленного узла и инфраструктуры, необходимо принять наперспективу увеличение нагрузки на понизительные трансформаторы на величину равной 20%, т.е. суммарная мощ ность трансформаторасоставит:Smax=кВА.2.5 Выбор главных понижающих трансформаторов[9]Число главных понижающих трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей и, как правило, ихустанавливают с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов. В нормальномрежиме в работе могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки. При этом «[4]Правила устройств э лектроустановок»допускают аварийную перегрузку на 40% во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 часов всутки в течение не более 6 суток.Как правило, на подстанции оба трансформатора находятся в работе. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы приотключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором с учетом допустимойперегрузки [4]Поэтому мощность главных понижающих трансформаторов определяем исходя из условий аварийного режима, [4]кВА:(2.7)где Smax суммарная полная нагрузка первичной обмотки трансформатора; [9]кав коэффициент допустимой аварийнойперегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности, кав=1,4; птр количество главных понижающихтрансформаторов.кВА.[4] По расчетной мощности выбираем тип главного понижающего трансформатора по [17]условию:. (2.8)Выбираем два трансформатора ТДН10000/110 [5].Таблиц а 2.3 Характеристика трансформатора ТДН10000/110ПараметрЗначениеUвн, кВ115,0Uнн, кВ11,0Рх, кВт14,0Рк, кВт58,0Uквннн, кВ10,5Iк, %0,92.6Полная мощность подстанцииПолная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения, [9]определяющ ая ее тип (на отпайках), и от количества и мощ ности главных пониж ающ их трансформаторов:(2.8)где Sн.тр мощность главного понижающего трансформатора, кВА; птр число установленных на проектируемой подстанции [9]главныхпонижающих трансформаторов.кВА.3 РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ РАБОЧИХ ТОКОВТоковедущие части и электрическое оборудование подстанций выбирают по условию их длительной работы при номинальной иповышенной нагрузке, не превышающей максимальной рабочей. Для целей необходимо рассчитать максимальные рабочие токиIраб. max сборных шин и всех присоединений к ним. Эти значения необходимы для определения допустимых токов токоведущихчастей и номинальных токов электрического оборудования подстанции.При расчете максимальных рабочих токов сборных шин и присоединений учитывается запас на перспективу развития подстанции,принимаемый равным 30% расчетной мощности и возможные аварийные перегрузки до 40 %, увеличение значения токовпараллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или одной линии[4].[4]Расчеты ведем согласно [4].Определяем максимальный рабочий ток питающ их вводов, А:, (3.1)где кав коэффициент аварийной перегрузки трансформатора учитывающий о возможную перегрузку до 40%, равный 1,4; [4]суммарная [17]мощность главных понижающих трансформаторов проектируемой подстанции, кВ*А; [9]Uн1 номинальноенапряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора проектируемой подстанции, [4]кВ.[9]Подставляем значения в формулу (3.1)кА.Определяем максимальный рабочий ток сборных шин ОРУ – 110 кВ, А:, (3.2)где кпр коэ ффиц иент перспективы, равный 1,2;Подставляя в формулу (3.2) получим:, А.Аналогично рассчитываеммаксимальный рабочий ток сборных шин РУ10 кВ:, А.Максимальный рабочий ток [10]вводов понизительных трансформаторов определяем по формуле, А:, (3.3)подставляя получимА. (3.4)Максимальный рабочий ток ввода трансформатора собственных нуж д рассчитываем, А:, (3.5)где Uн.ТСН1 номинальное напряжение первичной обмотки ТСН, кВ.А.Максимальные рабочие токи [4]фидеров районной нагрузки 10 кВ находятся по формуле, А:, (3.6)тогдаА.Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.Таблица 3.1 – Максимальные рабочие токи основных [2]присоединен подстанц ииНаименование присоединенийМаксимальный рабочий ток, АПитающ ие вводы146,962Ввод ТСН20,207Ввод силового трансформатора73,481Сборные шины РУ – 110 кВ125,967Сборные шины РУ – 10 кВ692,847Фидер районной нагрузки 10 кВ424,9604 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ПРИ ТРЁХФАЗНОМ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИСогласно [6], выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термическойустойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания [2]Ik(3) , [6]поэтому в проекте необходимо произвестирасчет токов короткого замыкания [2]Ik(3) [6]для всех РУ и однофазного замыкания на землю [2]Ik(3) [6]для РУ питающегонапряжения. Для чего на основании принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная ирасчётная схема (рисунок 4.1), а по ней схема замещения (рисунок 4.2) проектируемой подстанции.[2]Приведём расчетную схему на рисунке 4.1Рисунок 4.1 – Расчетная схема подстанц ииПо расчетной схеме составляем схему замещ ения, приведенную на рисунке 4.2Рисунок 4.2 – Схема замещ ения подстанц ии для расчета токов к.з.4.1 Расчет относительных сопротивлений э лементов ц епи короткого замыканияРасчет сопротивления отдельных э лементов ведется в относительных единиц ах, приведенные к единым базисным условиям, по методикеизлож енной [4].Сопротивление источника питания определяется по выраж ению:, (4.1)где Sб базисная мощ ность. Принимаем Sб=100 МВ*А;Sк.з. мощ ность короткого замыкания.Сопротивление обмоток пониж ающ его силового трансформатора определяем:, (4.2)где Uк паспортноенапряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, %; SН.Т номинальная мощность трансформатора, [40]МВ*А.Полное сопротивление ТСН определяем по формуле:, (4.3)Активное сопротивление ТСН определяется по выраж ению, (4.4)где Рк паспортное значение мощ ности короткого замыкания , Вт.Тогда индуктивное сопротивление будет определяться:. (4.5)Активное и индуктивное сопротивление соответственно определяем:, (4.6), (4.7)где Х0 и r0 паспортное значение удельных активных и индуктивных сопротивлений кабельной линии, Ом/км; Lкаб длина кабеля, км.Для определения токов к.з. в начальный момент времени необходимо найти базисный ток:, (4.8)где Uср среднее напряж ение ступени в месте короткого замыкания, кВ.Сверхпереходной ток в месте к.з. будет определяться по формуле:, (4.9)где Хк.з результирующ ие относительное сопротивление до точки к.з., о.е.Находим мощ ность к.з., МВ*А:, (4.10)Ударный ток к.з., кА, определяем по формуле:. (4.11)4.2Расчет параметров цепи короткого замыкания4.2.1 Расчет токов короткого замыкания [4]до точки К1Рисунок 4.3 – Схема замещ ения до точки К1Определяем сопротивление системы по формуле (4.1), о.е.:.Определяем базисный ток по формуле (4.8), о.е.:кА,тогда сверхпереходной ток в месте к.з. из формулы (4.9), о.е.кА,следовательно, мощ ность к.з. в точке К1 из (4.10)МВ*А,тогда находим ударный ток из формулы (4.11)кА.4.2.2 Расчет токов короткого замыкания до точки К2Приводим схему замещ ения для расчетов на рисунке 4.4Рисунок 4.4 – Схема замещ ения до точки К2Преобразуем схему замещ ения до точки К2Рисунок 4.5 – Схема замещ ения преобразованная до точки К2На приведенной схеме замещ ения Х16 определяется по формуле, о.е.:, (4.12)где Хтр сопротивление трансформатора ТДН – 10000/110. Паспортные данныеуказаны в п. 2.5.Сопротивление трансформатора определяем по формуле (4.2), о.е.:,тогда из (4.12).Определив сопротивление до точки К2, рассчитываем токи и мощ ность к.з в той ж е последовательности, что и в п. 4.2.1, результатырасчетов сводим в таблиц у 4.1.4.2.3 Расчет токов короткого замыкания на шинах 10/0,4 кВПри расчете токов к.з. необходимо учитывать активные и реактивные сопротивления э лементов ц епи [3].Рассчитываем максимальный рабочий ток трансформатора собственных нуж д по формуле, А:, (4.13)где Sном.тр номинальная мощность трансформатора [1]собственных нуж д, кВ*А.А.ТСН присоединяется к шинам 0,4 кВ кабелями, которые выбираем по условию:, (4.14)где максимально допустимый токпараллельно включенных кабелей, А; кк=2 количество параллельно включенных кабелей; =240 – длительно допустимый ток дляпринятого сечения кабеля, А[5]; пк=0,85 коэффициент, учитывающий ухудшение условий охлаждения [12]пролож енных рядом кабелей [5]..Из [5] выбираем кабель ААГ мм2 и нулевой ж илой 35 мм2 с алюминиевыми ж илами, пролож енный в земле.Активное Ом/км и реактивное Ом/км. Длину кабеля принимаем 30 м.Составляем расчетную схему замещ ения, см. Рисунок 4.6.Активное и индуктивное сопротивление к.з. будет определяться, о.е.:, (4.15). (4.16)Рисунок 4.6 – Схема замещ ения до точки К4Полное сопротивление ТСНопределяем по формуле (4.3), о.е.:.Активное сопротивление ТСН определяем по формуле (4.4), о.е.:,[13]тогда индуктивное сопротивление по (4.5), о.е..Активное и индуктивное сопротивление кабелей определяем исходя из формул (4.6) и (4.7), о.е.:,.Из формул (4.15) и (4.16), о.е.:,.Полное сопротивление до точки К4 будет равно.Далее производим расчет токов короткого замыкания аналогично предыдущ им пунктам и результаты расчета сводим в таблиц у 4.1.4.2.4Расчет теплового импульса [22] тока короткого замыканияДля проверки электрических аппаратов и токоведущих элементов по термической устойчивости в режиме короткого замыканиянеобходимо определить величину теплового импульса, ([2] кА)2*с из [4] по формуле:(4.17)[13]где Та постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, которая для установоквыше 1000 В, с; относительно малым активнымсопротивление равна 0,05 с, tотк полное время отключения тока короткого замыкания, образующееся из трех составляющих:, с, (4.18)где tрз время выдержки срабатывания релейной защиты, с; [4] tср собственное время срабатывания защиты, с; tсв собственное время отключения выключателя с приводом, с.[9]Следовательно для точки К1 из формулы (4.18):с,откуда из (4.17)кА2*с.Далее проводим аналогичные расчеты. Результаты расчетовсводим в таблицу 4.1.Таблица 4.1 Результаты расчетов токов к.з. и [13]теплового импульсаТочка к.з.Uср, кВХ(Z)к.зIк.з, кАSк.з, МВ*Акуiу, кАtотк, ск, кА2*сК1115,00,1852,714540,5411,86,9212,05515,505К210,50,7107,393140,8451,818,8521,5890,456К30,410,33413,9637,7881,427,6450,605127,7025ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГООБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ[4]Выбор аппаратуры [24]заключается в сравнении рабочего напряжения и [7]наибольшего [24]длительного рабочего тока тойцепи, где предполагается [7] устанавливать данный аппарат, с его [24] номинальным напряжением и током. За наибольшийрабочий ток принимаем ток с учетом допустимой перегрузки длительностью не менее 0,5 часов. Сечение токоведущих частейвыбираем с учетом перегрузочных способностей аппаратов и оборудования, которые они соединяют.Все аппараты и токоведущие части электроустановок, выбранные по условиям их длительной работы при нормальном режиме, [7]проверяем по режиму короткого замыкания (к.з.). [10] Согласно [6] проверке по режиму к.з. не подлежат: аппаратура ипроводники, защищенные высокоомными токоограничительными сопротивлениями; провода воздушных линий всех [7]напряжений;[24]проводники к индивидуальным приемникам, за исключением ответственных.5.1 Выбор и [7]проверка токоведущ их частейВыбор и проверку токоведущ их частей проводим согласно методике излож енной [4].К токоведущ им частям подстанц ииотносятся сборные шины распределительных устройств ( РУ), присоединения к ним, ошиновка, соединяющая электрическиеаппараты друг с другом согласно однолинейной схемы, а также вводы и питающие линии.Сборные шины РУ – 110 кВ и все присоединения к ним [4]выполняем сталеалюминевыми многопроволочными проводами.В закрытом распределительном устройстве (ЗРУ) 10 кВошиновка и сборные шины [4] выполняем жесткими алюминиевыми шинами [2]прямоугольного сечения.[4]Выбор сечения сборных шин производится по [5].Таблица 5.1 – Выбор сечения сборных шинНаименование РУТип [2]провода[12]Длительный режимПроверка [2]по режиму к.з., А[12]Принятое сечение, мм, ммПитающ ие вводы подстанц ииАС – 7070Сборные шины 110 кВАС – 7070Шины 10 кВА –50х52405.1.1Гибкие токоведущие частиСборные шины 110 кВ и ответвления от них выполненные из гибких проводов [9]выбираем из условия:, (5.1)откуда.гдеIдоп длительно допускаемый ток для выбранной токоведущей части, А[5].[4] Выбранные гибкие [9]токоведущие части должны быть проверены на термическую стойкость и по условию коронирования (для[4]напряжений [10] выше 35 кВ).Проверка на термическую стойкость заключается в определении минимально необходимого сечения токоведущей части порежиму к.з. при нагревании его до максимально допустимой температуры, мм2:, (5.2)тогда.где qв выбранное из [5] сечение токоведущей части, мм2; qmin минимально допустимое сечение токоведущей части по режимук.з., [4]мм2., (5.3)тогдамм2.где Вк тепловой импульс тока к.з.,кА2с; С [9]коэффициент, учитывающий соотношение минимально допустимой температуры токоведущей части и температурыпри нормальном режиме работы. С=88 (для алюминиевых [4]шин).Проверка токоведущ их частей 110 кВ на отсутствие коронирования проводим по условию,:, (5.4)откуда.где Е0 максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при [2]которой возникает коронныйразряд., (5.5)откуда,где м коэффициент, учитывающий не гладкость поверхности провода, принимаемый для многопроволочных проводов равен0,82; rпр радиус провода [5] [4] равный для АС 11,4 см; Е напряженность электрического поля около поверхности провода,., (5.6)тогда,где ср среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, [2]см.При горизонтальном расположении проводов фаз расстояние между соседними фазами сборных шин и ошиновки =300 [4]см.Среднее расстояние определяется:, (5.7)см.Все условия выполняются принимаем для ОРУ – 110 кВ, провод марки АС – 70.5.1.2 Ж есткие токоведущ ие частиЖ есткие токоведущ ие части и ответвления от них выбираем по условию (5.1).Проверка на термическую стойкость для ж естких шин проводим аналогично и по тем ж е выраж ениям (5.2) и (5.3)мм2.Проверкуна электродинамическую стойкость жестких шин, крепящихся на опорных изоляторах, [9] производим сравнением механическогонапряжения в шине орасч, вызванного ударным током к.з. с допустимым механическим напряжением[о][10]доп, МПа, (5.8)соответственно.Вначале необходимо определить расчетное механическое напряж ение в шине, МПа, (5.9)тогдаМПа,где l расстояние между соседними [7]изоляторами одной [9] фазу, м; а расстояние между осями [2]шин соседних [7]фаз, м;W момент сопротивления шины [2]относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м3.[7] Расстояние между изоляторами одной фазы и [9]меж ду фазами принимаем равными: l=1,25 м, а=0,35 м.Для прямоугольных шин располож енных плашмя, м3, [5], (5.10)откудам3.где b узкая сторона шины ([9]ребро), м; h [10]широка�� сторона шины, м.[9]Все условия выполняются выбираем шины для РУ – 10 кВ, А 50х5.5.1.3 Выбор и проверка изоляторовВыбор изоляторов производим по методике, излож енной в [4].Для РУ – 10 кВ выбираем опорные изоляторы типа ОФ – 10 – 375.[10]Опорные изоляторы выбираем по следующ им условиям:, (5.11)где Uн номинальное напряжение изолятора , кВ; Uр рабочее напряжение [7]РУ, кВ; F сила действующая на изолятор прикоротком замыкании, Н; [2]Fразр разрушающая [6]нагрузка на изгиб изолятора[5], Н.Сила, действующая на изолятор при коротком замыкании, Н, (5.12)[9]где [10] iу расстояние между изоляторами одной фазы, м; а расстояние между осями шин соседних фаз, м.[9]Проводим проверкуН.Проводим проверку по напряж ению10 кВ=10 кВ.Для выбранного типа изолятора Fразр=3680 Н. По условию (5.11).Все условия выполняются.Для РУ – 110 кВ выбираем полимерные изоляторы типа ЛК – 70/110 – АIV и опорно – стерж невые типа ИОСП – 10 – 110/480 – IV – УХЛ.5.1.4 Выбор и проверка высоковольтных выключателейВыбор и проверка выключателей проводится согласно[7].Выбор выключателей проверяем по условию:, (5.13), (5.14)где Uн и Iн напряжения и ток выбираемого высоковольтного выключателя; Uраб и Iраб. max рабочее напряжение и максимальный рабочийток цепи, в которой должен быть установлен выключатель.В одном [4]РУ устанавливаем однотипные выключатели, что значительно облегчит их э ксплуатац ию.После выборавыключателя его паспортные характеристики сравниваем с расчетными условиями работы.[2]Выбранный выключатель проверяется наЭлектродинамическую стойкостьа) по предельному периодическому току к.з., (5.15)где IПР.С [18]эффективное значение периодической составляющей предельногосквозного тока к.з. [7], [7]кА.б) [22]по ударному току, (5.16)где iПР.С амплитудное значение придельного сквозного тока по [5], кА.Термическую стойкость выключатель проверяется по теплому импульсу тока к.з., (5.17)где IТ ток термической стойкости по [7], кА; tТ длительность протекания тока термической стойкости по [7], кА2с.Проверяем выключатель по отключающ ейся способностиа) по номинальному периодическому току отключения, (5.18)где IН.ОТКЛ. номинальный предельно отключаемый ток выключателя по [7], кА.б) по предельно отключающ ейся способности, (5.19)где SН.ОТКЛ номинально предельно отключаемая мощ ность выключателя, МВ*А.. (5.20)Выбор выключателей сводим в таблиц у 5.25.1.5Выбор разъединителейОсновное назначение разъединителя – создавать видимый разрыв и изолировать части системы, электроустановки, отдельныеаппараты от смежных частей, находящихся под напряжением, ля безопасного ремонта.Выбор разъединителей проводим аналогично выбору выключателей. [2]Выбор проводим [7]. Результаты выбора приведены в таблиц е 5.3.Таблиц а 5.3 – Выбор и проверка по условиям разъединителейМесто установкиТипУсловия выбораУсловия проверки, кВ, А, кА, кА2сОРУ–110 кВРНДЗ2110/1000ХЛ15.1.6 Выбор измерительных трансформаторов токаВыполняем по методике излож енной в [3].Трансформаторы тока (ТТ) выбирают в зависимости от места установки по рабочему напряж ению и рабочему току, так чтобы выполнялисьусловия:, (5.21), (5.22)где I1н номинальный ток первичной обмотки ТТ.Выбранный отдельно стоящ ий ТТ проверяют на динамическую (кА) и термическую (кА2с) стойкость из условий соответственно:, (5.23), (5.24)где кД, кТ коэ ффиц иенты динамической и термической стойкости (кратности) соответственно; ВК тепловой импульс тока короткогозамыкания.Коэ ффиц иент динамической стойкости показывает, во сколько раз большую амплитуду номинального тока мож ет выдерж ать ТТ безмеханических повреж дений, по сравнению с его номинальным амплитудным током. Коэ ффиц иент термической стойкости показывает, восколько раз больший односекундный ток к.з. мож ет выдерж ать ТТ не перегреваясь по сравнению с его номинальным током.ТТ проверяются по условию допустимой нагрузки на их вторичные обмотки, (5.25)где z2н номинальная допустимая нагрузка ТТ, Ом; z2расч расчетная нагрузка ТТ, Ом.Вторичные сопротивления ТТ определяются, в основном, активными сопротивлениями присоединенных приборов (rприб), соединительныхпроводов (rпров) переходным сопротивлением контактов (rконт), (5.26)Сопротивление приборов определяется по выражению, Ом:, (5.27)где Sприб [6]мощность потребляемая приборами, В*А; I2н вторичный номинальный ток прибора, А.Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух [2]трёх [14] присоединённых приборах и 0,1 Ом при большем числеприборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Полученное сечение не должно быть менее 4мм2 для проводов с алюминиевыми жилами по условию механической прочности.Сечение проводов определяем, мм2 по формуле:, (5.28)где ρ удельное сопротивление материала провода, Ом*мм2/м; lрасч расчетная длина провода, зависящая от схемысоединения ТТ, м.Провода с алюминиевыми жилами имеют ρ=0,0283 Ом*мм2/м.[2]Приведем результаты расчета и проверки ТТ ТФЗМ110БI У 1 [5] для ОРУ 110 кВ. по условиям (5.21),(5.22)110 кВ110 кВ,200 А146,962 А. по условиям динамической и термической стойкости (5.23),(5.24) соответственно, кА,кА2с. по допустимой нагрузке:Таблица 5.4 – Вторичная нагрузка ТФЗМ110БI У1Наименование прибораТип прибора[2]Нагрузка фазы, В*ААВСАмперметрЭ3770,50,50,5ВаттметрД3120,50,5Счетчик [14]активной энергииЦЭ68032,02,0Счетчик реактивной энергии[54] Альфа2,02,0Итого5,00,55,0Т��блица 5.5 – Вторичная нагрузка ТПОЛ10У3Наименование прибораТип прибора[2]Нагрузка фазы, В*ААВСАмперметрЭ3770,50,50,5ВаттметрД3120,50,5Счетчик [14]активной энергииЦЭ68032,02,0Счетчик реактивной энергии[54]2,02,0 АльфаИтого5,00,55,0Таблица 5.6 – Вторичная нагрузка ТПЛ10У3Наименование прибораТип прибора[2]Нагрузка фазы, В*ААВСАмперметрЭ3770,50,50,5ВаттметрД3120,50,5Счетчик [14]активной энергииЦЭ68032,02,0Счетчик реактивной энергии[54]Альфа2,02,0Итого5,00,55,0Общ ее сопротивление приборов из (5.27)Ом.Из формулы (5.26) сопротивление проводов, (5.29).Длина соединительных проводов ОРУ 110 кВ равна 125 м, тогда по условию (5.28)мм2.По найденному значению сечения принимаем проводАКРВГ сечением 4 мм2. Сопротивление провода при выбранном сечении[2]Ом.Тогда по условию (5.26), (5.25) соответственноОм,.т.е. условие выполняется.Аналогично проводим проверку остальных выбранных ТТ. Результаты расчета сводим в таблиц у 5.75.1.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторовнапряж енияВыполняем по методике, излож енной в [4].Трансформаторы напряжения предназначены для снижения высокого напряжения, для питания измерительных приборов,счетчиков активной и реактивной энергии, устройств релейной защиты.Трансформаторы [4]напряжения выбирают по следующим условиям: в зависимости от конструкции и места установки; по номинальному напряжению, (5.30)[9]где U1Н первичное напряжение трансформатора напряжения, [4]кВ; [9]Uраб напряжение на шинах [4]РУ, которым подключают первичную обмотку трансформатора, кВ.Выбранный трансформатор напряж ения долж ен быть проверенпо нагрузке вторичной цепи по условию, (5.31)где S2Н номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности.При использовании однофазных трансформаторов, соединенных по схеме « разомкнутый треугольник» номинальная мощностьтрансформатора, В*А, (5.32)[7]Мощ ность, потребляемая измерительными приборами и реле, подключаемыми к вторичной обмотке, В*А, (5.33)где и сумма активных и реактивных мощностей приборов и реле, подключаемых к наиболее загруженной фазе.[9]Перечень измерительных приборов и потребляемая ими мощ ность ниж е приведены в соответствующ их таблиц ах для данного классанапряж ения э лектроустановки.Таблиц а 5.8 – Объем измерений для ОРУ110 кВПриборыТипЧисло катушекКоличество приборовПотребляемая мощ ность одной катушкиcosφОбщ ее потребление мощ ностиР, ВтS, В*АСчетчик активной э нергииЕвроальфа44,016Счетчик реактивной мощ ностиЕвроальфа43.614,4ВольтметрЭ140124,519,09,0Реле напряж енияРН50131,013,03,0ВаттметрД335121,513,03,0Итого14,045,4Полная мощ ность подключённая к трансформатору напряж ения для ОРУ110 кВ S2расч=44,4 В*А.По условию (5.31)В*А.Условие выполняется принимаем трансформатор напряж ения по [5] НКФ11083 ХЛ1.Аналогично, составим перечень измерительных приборов и проведем расчет для РУ10 кВ.Таблиц а 5.9 – Объем измерений для РУ10 кВПриборыТипЧисло катушекКоличество приборовПотребляемая мощ ность одной катушкиcosφОбщ ее потребление мощ ностиР, ВтS, В*АСчетчик активной э нергииСАЗУИ67044,016Счетчик реактивной мощ ностиАльфа43.614,4ВольтметрЭ140124,519,09,0Реле напряж енияРН50121,012,02,0Итого14,044,4Тогда из условия (5.31)В*А.Условие выполняется, выбираем трансформатор напряж ения НАМИ10[7].Расчетные данные и условия выбора сводим в таблиц у 5.10Таблиц а 5.10 – Измерительные трансформаторы напряж енияНаименование РУТип трансформатора напряж ения, кВКласс точности, В*АОРУ110 кВ (наруж ная установка)НКФ11083 ХЛ10,5РУ10 кВ (внутренняя установка)НАМИ100,55.1.8 Выбор устройств защиты от перенапряженияЗдания и [2]РУ [7]подстанции защищаются от прямых ударов молнии и от волн перенапряжения, набегающих с [2]линии, а также[7]от коммутационных перенапряжений.Защита от волн перенапряжения набегающих [2]по [7]воздушным линиям может [2]выполняться [7]тросовыми молниеотводами,кабельными вставками и [2]ограничителями перенапряж ений. Онидолжны быть установлены без коммутационных аппаратов в цепи между защищаемыми трансформаторами и ОПН.Выбираются в зависимости от вида защищаемого оборудования, рода тока и значения рабочего напряжения по условию[7]кВ. (5.34)Для защ иты РУ110 и 10 кВ выбираем соответственно ОПН110 и ОПН10.5.1.9 Выбор аккумуляторной батареи и зарядно – подзарядного устройстваДля питания э лектромагнитных приводов выключателей, защ иты и сигнализац ии, автоматических и телемеханических устройств и другихустройств управления э лектроустановок применяют переменный и постоянный оперативный ток. Источниками переменного оперативноготока служ ат ТТ, ТН и ТСН. Источниками оперативного постоянного тока служ ит аккумуляторная батарея, которая обеспечивает большуюнадеж ность питания указанных устройств, т.к. всегда готова к действию независимо от состояния основных агрегатов э лектроустановки.Для питания оперативных ц епей понизительной подстанц ии применимы свинц ово стац ионарные аккумуляторные батареи срекомбинац ией газа серии ESPACE RG, работающ ие в реж име постоянной подзарядки [4].Таблиц а 5.11 – Нагрузкааккумуляторных батарейПотребители постоянного токаЧисло одновременно работающихТок одного потребителя, А[7]Нагрузка батареи, АДлительнаякратковременнаяПостоянно присоединенные приемники. Лампы положения выключателей.240,0651,6[12]Устройство автоматики, управления и защ иты15Iпост16,6Приемники присоединенные при аварийном режиме устройства телеуправления, [7]телесигнализации и [17]связи1,4Аварийное освещение13[7] Iав13,4Привод выключателя100Итого31,0100– Ток длительного разряда в аварийном режиме [4]:, (5.35)[2]где Iпост ток постоянной нагрузки рабочего режима, А; Iав ток временной аварийной нагрузки, А. Iпост = 16,6 А; Iав=11,4А.А.– Ток кратковременного разряда в аварийном режиме:, (5.36)где [7]Iвкл [17]ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, АА.– Определяем необходимую расчетную емкость батареи, А*ч:, (5.37)где tав длительность разряда при аварии, [7]принимается равной два часа, тогдаА*ч.– Выбираем номер аккумуляторной батареи по требуемой ёмкости, (5.38)где QN=1= 70 А*ч ёмкость аккумулятора типа 12 RG 70, А*ч;.– Выбираем номер аккумуляторнойбатареи по току кратковременного разряда, (5.39)где 145 кратковременно допускаемый [2]разрядный ток аккумулятора, А.Так как , окончательно принимаем тип э лементов 12 RG 70.– Определяем полное число последовательно включенных э лементов аккумуляторной батареи, шт., (5.40)где UШВ напряжение на шинах включения, принимаемое 258 В при первичномнапряжении подстанции; UПЗ напряжение аккумуляторного элемента при [7]подзаряде [17]аккумуляторных элементов,нормально питающих шины управления и защиты, равное 2,27 В.[7]шт.[18]Число аккумуляторных элементов, нормально питающих шины управления и защиты, (5.41)где UШ напряжение на шинах управления и защиты равное 232 В[7]шт.Выбор зарядно – подзарядного устройства (ЗПУ) выполним, сравнивая его номинальные значения тока, напряж ения и мощ ности стребуемыми значениями.Расчетная мощ ность ЗПУ, кВт, (5.42)где Uзар напряж ение заряда, В; Iзар зарядный ток батареи, А.Напряж ение ЗПУ, В:, (5.43)где n полное число э лементов батареи; n=114 шт, тогдаВ.Зарядный ток батареи из 114 э лементов 12 RG 70 составляет 16 А.Согласно формуле (5.42), мощ ность ЗПУкВт.В качестве ЗПУ выбираем выпрямительный агрегат типа НР(Т) 18.220. Технические характеристики укаж ем в таблиц е 5.12Таблиц а 5.12 – Технические характеристики выпрямительного агрегата НР(Т) 18.220Максимальный выходной ток, АКПД при60100% нагрузке,%Стабилизац ия напряж ения, %Входное напряж ение, В18930,5935.1.10 Выбор релейных защ ит и устройств автоматики понизительной подстанц ииВ работе э лектроустановок возмож но возникновение ненормальных реж имов и повреж дение изоляц ии. Последствие повреж денийизоляц ии являются, короткие замыкания, которые опасны не только для тех видов оборудования, в которых они возникают, особенно собразованием э лектрической дуги, но и для оборудования той э лектрической ц епи, по которой протекает ток короткого замыканиявследствие их динамического и термического воздействия.Во избеж ание развития аварий при коротком замыкании и уменьшения вероятности перерыва в э лектроснабж ении потребителейприменяют спец иальные устройства, называемые релейной защ иты, которые обеспечивают быстрое автоматическое отключениеповреж денного э лемента э лектроустановки путем воздействия на отключающ ее устройство выключателя присоединения, где находитсяповреж денный э лемент. Релейная защ ита представляет собой противоаварийную автоматику, без которой не возмож но осущ ествлятьработу современной э лектроустановки.К релейной защ ите в соответствии с её назначением предъявляются следующ ие основные требования: избирательность, необходимоебыстродействие, чувствительность, надёж ность, резервирование. Кроме того, релейная защ ита долж на быть, по возмож ности, недорогойи безопасной в обслуж ивании. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле срабатывания. Устройства,фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировать действие каждойзащиты, а при сложной защите – отдельных ее частей.[16]На пониж ающ их трансформаторах предусмотрены следующ ие защ иты:дифференц иальная токовая защ ита, выполненная на реле типа ДЗТ11;защ ита от внешних меж дуфазных коротких замыканий, выполненная тремя комплектами максимальной токовой защ иты (МТЗ) скомбинированным пуском по напряж ению;газовая защита от повреждений внутри [16]бака трансформатора, [52]сопровождающихся выделением газа, и от пониженияуровня масла. При слабом газообразовании и понижении уровня масла [16]газовая защ ита действует на сигнал,при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла – на отключение;для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле [16]предусмотрена газовая защ ита (струйное реле) и реле давления. Газовая защ ита РПН действует на сигнал;МТЗ от перегрузки (установлена в одной фазе со всех сторон);токовая отсечка от короткого замыкания на землю [17]без выдерж ки времени.На подстанц ии установлена следующ ая автоматика:автоматическое повторное включение (АПВ) на выключателях напряж ением 110 кВ однократного действия;автоматическое включение резерва (АВР);автоматическая частотная разгрузка (АЧР);устройство резервирования отключения выключателя (УРОВ).На воздушных линиях 110 кВ предусмотрены следующ ие защ иты:дистанц ионная защ ита от многофазовых замыканий (трёхступенчатая);токовая направленная защ ита нулевой последовательности (четырёхступенчатая);высокочастотная блокировка (ВЧБ).На трансформаторах собственных нуж д и линиях напряж ением 10 кВ предусмотрены двухступенчатые токовые защ иты от меж дуфазныхкоротких замы��аний и защ ита от коротких замыканий на землю (МТЗ и ТО).ЗАКЛЮЧЕНИЕСогласно техническому заданию в работе были выбраны схема РУ всех напряж ений, рассчитаны токи короткого замыкания на шинахподстанц ии и максимальные рабочие токи. По результатам данных расчётов произведён выбор нового оборудования и проверкаустановленного. Расчёт показал, что удовлетворяет условиям проверки.В данной ВКР производилось проектирование подстанц ии 110/10 кВ для надеж ного, безаварийного э лектроснабж ения потребителейэ нергорайона. Рассчитаны максимальные нагрузки потребителей, в соответствии с э тим произведен выбор понизительныхтрансформаторов, устанавливаемых на проектируемой подстанц ии. Для схем главных соединений напряж ением 110 кВ примененыраспределительные устройства открытого типа, напряж ением 10 кВ – комплектные распределительные устройства.Для коммутац ии э лектрических нагрузок распределительных устройств 110 и 10 кВ применены вакуумные выключатели. Разъединители,установленные на подстанц ии снабж ены э лектроприводамиВ работе произведен выбор оборудования понизительной подстанц ии, расчет заземляющ их устройств и молниезащ иты. Согласнотехническому заданию в первой части работы проекта были выбраны схема РУ всех напряж ений, рассчитаны токи короткого замыкания нашинах подстанц ии и максимальные рабочие токи. По результатам данных расчётов произведён выбор нового оборудования и проверкаустановленного. Расчёт показал, что удовлетворяет условиям проверки.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. Рекомендации [22]по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим [13]напряжением 35750 кВ.[[22] Текст] М.: НЦ ЭНАС, 2009. 80 с.2. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 15334.020.52798.[[13]Текст] – М.: НЦ ЭНАС, 20081. 131 с.3. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35750 кВ. [[51]Текст] Типовые решения, Энергосетьпроект, 20011 г. –157 с.4.Правила устройства электроустановок. [ Текст] Спб.: Издательство ДЕАН, 2007.928с.5. Алиев И.И. Справочник по электротехники и электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов.2е издание., доп. [ Текст]М.:Высш.шк., 2000.255с, ил6. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. 3е издание, переработанный и доп.[[1]Текст] М.: э нергия, 1976.368с., илПособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов/ Под ред. В.М. Блок.[Текст] – М.: В.шк., 1990.383с.: ил.7. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др. [ Текст] – М.: Энергоатомиздат, 1990. 576с.8. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию : В 2т. / под ред. А.А.Федорова. [[1]Текст]М.: Энергоатомиздат, 1986.568с.:ил.ПРИЛОЖ ЕНИЕ А(обязательное)Расчет молниезащ иты здания на открытой части подстанц ииМолниезащита представляет собой комплекс мероприятий, направленных на предотвращение прямого удара молнии в объект лина устранение опасных последствий, связанных с прямым ударом; к этому комплексу относятся также средства защиты,предохраняющие объект от вторичных ударов молнии и заноса высокого потенциала.Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод устройство, рассчитанное на непосредственный контакт сканалом молнии и отводящие её ток в землю.Молниеотводы разделяются на отдельно стоящие, обеспечивающие растекание тока молнии, минуя объект, и установленные насамом объекте. При этом растекание тока происходит по контролируемым путям, так что обеспечивается низкая вероятностьпоражения людей, взрыва [20]или пож ара.Покаж ем на рисунке А.1 зону защ итудвух стержневых молниеотводов одинаковой высоты.Рисунок А.1 – Зона защиты молниеотводов одинаковой высоты[18]Молниеотводы устанавливаются на конструкциях и порталах ОРУ110 кВ, а также [2]на прож екторных и радиомачтах.ОРУ 110 кВ защ ищ ается молниеотводами № 1 6. Зона защ иты многократного стерж невого молниеотводаопределяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов по [4].Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода, на расчетной высоте определяется по формуле, мRх = 1,5(h ), (А.44)где h высота молниеотвода, м; hx расчетная высота, м.Наименьшая ширина зоны защиты 2 Ьх, определяется для двух молниеотводов одной высоты, м:2 Ьх = , (А.45)где hа разность между высотой молниеотвода и расчетной высотой, м; L расстояние между двумя молниеотводами, м.Для двух молниеотводов разной высоты наименьшая ширина зоны защиты, м:2[2]Ьх =, (А.46)где rс радиус зоны защ иты на высоте hс, м.Величины rс и hсопределяются по формулам, м:rс = , (А.47)hс = . (А.48)Зона защиты нескольких молниеотводов определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.Пример расчета, согласно формулам (А.44) – (А.48).Рассчитываем зону защиты молниеотводов Ml и М2 на высоте 17 м. Высота молниеотводов 30 м.Радиус зоны защиты [2]молниеотводаRх = 1,5(30 ) = 18 м.Определяем наименьшую ширину зоны защ иты молниеотвода:2Ьх = =18 м,Результаты вычислений зон защиты молниеотводов на территории подстанции [18]сведём в таблиц у А.13Таблиц а А.13 – Результаты вычислений зон защ иты молниеотводов№ пары молниеотводовПараметры молниеотводовh, мL, мhх, мRх, м2Ьх, м1 – 23054,81718111 – 33052,41718125 – 62076,281322 – 43054,81718114 – 620813763 – 52081376А.1 Выбор комплектного распределительного устройстваКомплектным распределительным устройством (КРУ) называется распределительное устройство, состоящ ее из закрытых шкафов, свстроенными в них аппаратами, измерительными и защ итными приборами и вспомогательными установками.Комплектное распределительное устройство выбирают по номинальному току и напряж ению, а такж е току отключения короткогозамыкания.В качестве ячеек секц ионного выключателя и питающ их вводов предлагается принять ячейки КРУ типа КВ – 1, рассчитанные надопустимый ток Iдоп=1600 А, и Uном=10 кВ, и ток сборных шин до 3200 А. Остальные ячейки принимаем типа КВ – 1 с номинальнымдопустимым током Iдоп=630 А.А.2Проектирование распределительных устройствРаспределительные устройства подстанции выполняются в соответствии с требованиями строительных, противопожарных,ведомственных норм и ПУЭ. К основным требованиям следует отнести высокую надежность работы оборудования, безопасностьобслуживания и экономичность.Открытые распределительные устройстваКонструктивные элементы ОРУ изготавливаются с использованием железобетонных конструкций. Минимальное расстояние оттоковедущих частей до заземленных конструкций, а так же между оборудованием соответствуют требованиям ПУЭ. ОРУкомпонуют из отдельных ячеек в которых устанавливается оборудование присоединений. Под силовыми трансформаторами сколичеством масла более 1000 кг выполняются бетонированные маслоприемники с дренажными приемниками на полный объеммасла.Компоновка оборудования проектируемой подстанции выполняется в соответствии с требованиями ЕСКД, ПУЭ и рекомендациямитиповых проектных разработок.Закрытые распределительные устройстваЭлементы закрытых распределительных устройств размещаются в здании подстанции, которое сооружается из унифицированныхжелезобетонных конструкций или прокатных панелей.Отопление помещений – электрическое, за исключением помещиния аккумуляторной батареи, где применяем водяноеотопление.[2]План ОРУ подстанц ии со спец ификац ией основного оборудования выполнены по [9] на чертеж е Д 140205 022.003 и разрезами выполненына листе БР 13.03.02 022.004.Вывод: по проведенным исследованиям и расчетам понизительной подстанц ии 110/10 кВ, принимаем следующ ие изменения и улучшенияработы: в связи с тем, что на подстанц ии были установлены трансформаторы с расщ еплением обмотки на стороне низшего напряж ения,так как подстанц ия рассчитывалась на большую перспективу развития, и большие токи короткого замыкания, чего фактически непроизошло, исходя из реальной нагрузки на подстанц ии Smax=7192,105 кВА и токов короткого замыкания Iкз (К1=2,714 кА; К2=7,393 кА;К3=13,963 кА), данные трансформаторы заменили без расщ епления обмотки на стороне 10 кВ ТДН – 10000/110; трансформаторысобственных нуж д – два ТМ250/10 У1; в закрытых распределительных устройствах приняты ж есткие алюминиевые шины А – 50Х5; длякрепления гибких шин открытых распределительных устройствах изоляторы типа ЛК – 70/110 и ИОСП – 10 – 110/480 – IV – УХЛ, для РУ –10 типа ОФ – 10 375; на установленной перемычке высокого напряж ения установлены два разъединителя типа РНДЗ – 2 – 110/1000 ХЛ итрансформатор тока ТФЗМ – 110Б – I УХЛ, выбраны выключатели ВВБМ110Б31,5/2000 У1; в ОРУ – 110 кВ установлены трансформаторынапряж ения НКФ 110 – 83 ХЛ; вводы 10 кВ и секц ионные выключатели выбраны типа ВВЭ – 10 31,5/1000 У1; предусмотрена релейнаязащ ита.ПРИЛОЖ ЕНИЕ Б(обязательное)РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩ ЕГО УСТРОЙСТВАБ.1 Назначение заземляющ их устройствПри повреж дении изоляц ии э лектрической системы относительно земли ток с повреж денного провода стекает в землю. Значение э тоготока и длительность его прохож дения зависит от принятой системы рабочего заземления сети. В э ффективно заземленных сетях ток вземле достигает нескольких тысяч и даж е десятков тысяч ампер, однако продолж ительность его не превосходит нескольких десятых долейсекунды. В незаземленных и компенсированных сетях ток в земле редко превышает нескольких десятков ампер, но продолж ительность егочасто достигает нескольких часов.Если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, он растекается по случайным путям через стальные каркасызданий, трубопроводы, основания линейных опор, металлические оболочки кабелей и так далее. Во избеж ание э той опасности настанц иях и подстанц иях, а такж е на линиях предусматривают заземляющ ие устройства, назначение которых заключается в том, чтобысоздать путь току в землю с возмож но малым сопротивлением и устранить опасные напряж ения меж ду металлическими предметами в зонерастекания тока, а такж е меж ду э тими предметами и поверхностью земли (полом), то есть обеспечить безопасность для людей,находящ ихся в пределах э лектроустановки или вблизи неё.Заземляющ ие устройства понизительных подстанций переменного тока выполняют роль одновременно защитных, рабочих и грозозащитных. В качестве заземлителейиспользуют: искусственный [7]заземлитель, [49]называемый иначе контуром заземления подстанции, охватывающий практическивсю территорию [7]понизительной подстанц ии, естественные заземлители – водопроводные и прочие металлические подземные коммуникац ии,оболочки металлических силовых кабелей, напряжением до 1000В и выше (кроме оболочек кабелей местной или магистральнойсвязи, телеуправления, сетей до 1000В).[7]Естественные заземлители обладают, как правило, малым сопротивлением растеканию тока, и поэ тому использование их для заземлениядаёт весьма ощ утимую э кономию металла. Естественные заземлители мож но использовать без искусственных, если они обеспечиваюттребуемое правилами э лектроустановок сопротивление растеканию тока.Безопасность при контурном заземленииможет быть обеспечена не только уменьшением потенциала заземлителя, а и выравниванием потенциала на защищаемойтерритории до такого значения, чтобы максимальное напряжение прикосновения и шага не превышали допустимых. Этодостигается путем соответствующего размещения одиночных заземлителей на защищаемой территории.Б.2 [39]Особенности расчёта заземляющ их устройствРасчёт заземляющих устройств подстанции, заключается в определении количества заземляющих элементов для принятого ихрасположения в зависимости от удельного сопротивления грунта и от наибольшего допустимого сопротивления заземляющегоустройства [6] [7]указанного в таблиц е Б.1Таблиц а Б.1 – Сопротивление заземляющ их устройствВид установкиСопротивление заземляющего устройства R3Электроустановка напряжением до 1000 В, не более 4 ОмЭлектроустановка напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью, не более 10 ОмЭлектроустановка напряжением выше 1000 В с эффективно заземленной нейтралью (с большим током замыкания на землю)ОмПри удельном сопротивлении грунта ρ более 500 Омм допускается увеличение сопротивления заземлителя Rз в 0,002ρ раз, но неболее десятикратного.Б.2 [7]Сопротивление растеканию контура заземления в двухслойной землеСопротивление зависит от конфигурац ии контура заземления, параметров и э квивалентного удельного сопротивления земли рэ .Для определения сопротивления растеканию заземления в двухслойной земле, выполненного в виде сетки с вертикальными э лектродамииспользуем формулу [8], (Б.1)где А коэ ффиц иент, значение которого равно:при , (Б.2)при , (Б.3)где tотн относительная глубина погруж ения в землю вертикальны э лектродов:, (Б.4)где tв глубина погруж ения в землю верхнего конц а вертикального э лектрода, м; S площ адь, занимаемая контуром заземления, м2; Lr суммарная длина горизонтальных э лектродов, м; lв длина вертикального э лектрода, м.Эквивалентное удельное сопротивление земли мож ет быть определено, (��.5)где ρ1 и ρ2э удельное сопротивление земли соответственно первого и второго слоя земли, Омм:при , (Б.6)при . (Б.7)где а среднее расстояние меж ду вертикальными проводниками.Данное выраж ение справедливо при м, м, м, м, .Б.2.1 Определение наибольшего напряж ения прикосновения (в ячейках сетки)Ток, стекающ ий в землю через человека, стоящ его на земле, полу и другом основании, преодолевает сопротивление не только телачеловека, но и э того основания, вернее, тех его участков, с которыми имеют контакт подошвы ног человека (сопротивление обуви, носкови другие, которые во внимание не принимаются).Напряж ение прикосновения мож но определить по формуле, В, (Б.8)где α пр коэффициент прикосновения, (Б.9)где [13]lв и lг длина заземлителей, соответственно вертикального и горизонтальное, м; М функц ия отношения , значения которойприведены в таблице Б.2Таблица Б.2 – [2]значение функц ии М0,40,51,02,03,04,05,06,07,08,09,0101216М0,240,360,500,620,690,720,750,770,790,800,810,820,830,84Б.3.2Расчет заземляющего устройства [2]по допустимому напряж ению прикосновенияВ качестве горизонтальных проводников применяется полосовая сталь размерами в сечении 40х4 мм, которая улож ена в грунте на глубине3,2 м [6].Расчетный однофазный ток короткого замыкания на землю будет равен, кА:, (Б.22)откудакБ.Для определения фактического значения напряж ения прикосновения (Uпр,В) на теле человека, необходимо такж е определитькоэ ффиц иент напряж ения прикосновения в угловой ячейки заземляющ ей сетки по [8], αпр и коэ ффиц иент, характеризующ ий изменениеαпр при заглублении заземляющ ей сетки определенный по [8] αт, (Б.23)где ток однофазного короткого замыкания, Аαт = 0,380;αпр=0,04.Из выраж ения (Б.29) находимВ.При времени протеканиитока короткого замыкания t=1 с, расчетное допустимое напряжение прикосновения [13]будет равно, (Б.24)где [Iпр] допустимое значение тока, протекающ его через тело человека, равное 50 мА, в соответствии с [13]; [Uпр] допустимоенапряж ение прикосновения равное 60 В, [13].В.Согласно ПУЭ долж но выполнятся условие[Uпр] > Uпр , (Б.25)[125,25 ] >101,522 В.Условие выполняется.Всвязи с тем, что окончательным критерием безопасности электрической установки является величина напряжения прикосновенияUпр, то независимо от выполнение условия (Б.21) необходимо определить его расчетное значение и сравнить с допустимым.Расчетное значение напряжения прикосновения определяется [18]из выраж ения:, (Б.26)где Кпр коэ ффиц иент прикосновения, (Б.27)где β коэ ффиц иент, характеризующ ий условия контакта человека с землей, (Б.28)где Rч сопротивление человека (1000 Ом); Rс сопротивление растекания тока со ступней человека, Ом.. (Б.29)Проведём расчетыRc=1,5·870=1305 Ом,,,Uпр == 130,986 В.Из э того следует, что полученное действительное значение не удовлетворяет условиям э лектробезопасности, поэ тому подберёмвозмож ные значения м и определяем другие действительные значения напряж ения прикосновения.ПРИЛОЖ ЕНИЕ В(обязательное)ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖ ЕНИЯНАСОСНОЙ СТАНЦИИ ОСГВ П. БЕРЕЗОВКАВ.1 Технологическая частьНасосная станц ия ОСГВ (НС) предназначена для откачки горячей воды из вспомогательных сооруж ений ТЭЦВ. Она содерж ит машинныйзал, ремонтный участок, агрегатную, служ ебные, бытовые и вспомогательные помещ ения.НС получает э лектроснабж ение от ГРУ ТЭЦ3 по кабельной линии длиной 10 км. Потребители по надеж ности э лектроснабж ения относятсяк 1 и 3 категориям. Количество рабочих сменВ.Основными потребителями являются 4 мощ ных насосных агрегата. Каркас здания сооруж ен из блок секц ий длиной 6 м каж дый. Всепомещ ения высотой 5,6 м.В.2 ЭлектрооборудованиеПотребителями электроэнергии являются электроприемники, установленные на проектируемой НССиловыми электроприемниками являются электроприборы станков, насосных агрегатов, вентиляционных установок, [1]подъемное оборудование, осветительные установки, системы автоматизац ии, контроля, сигнализац ии.НСпо обеспечению надёжности электроснабжения в целом относится к потребителям первой категории.[1]Электроприемники первой категории следующ ие: насосные агрегаты, вакуумные насосы, э лектродвигатели задвиж ек, вентиляц ионныеустановки, сети аварийного освещ ения.Электроприёмники систем инж енерного обеспечения, общ ее внутреннее освещ ениеотносятся к потребителям третьей категории.Для обеспечения нормальной работы оборудования НС проектом предусматривается создание для них систем бесперебойногопитания электроэнергии в необходимом количестве и с нормируемым качеством. Степень бесперебойности электроснабжения дляразличных групп потребителей определяется их [1] категорийностью.Электроприемники первой категории резервирующих источников [14]должны [16]питания. обеспечиваться [16]электроэнергией от двух независимых [14]взаимноДля электропотребителей первой категории перерыв электроснабжения [1] при нарушении электроснабжения одного из источников питания может быть допущен на время автоматического восстановленияпитания.[16]Для электроприёмников третьей категории допускается перерыв в электроснабжении на время, необходимое для ремонта илизамены повреждённого элемента системы электроснабжения, но не более, чем на 24 часа.Все электрооборудование на НС выбирается в соответствии с условиями среды, в которой оно будет эксплуатироваться, иклассификацией объектов по взрывоопасности и пожароопасности.Силовое электрооборудование, а также аппараты защиты, управления и сигнализации, типы и конструкции питающих ираспределительных сетей на НС выбирается на основании электрических нагрузок технологических, осветительных и прочихустановок.Технические характеристики этого оборудования определяются его назначением, условиями безопасности в эксплуатации,надёжностью в работе, удобством в обслуживании, доступностью запасных частей, необходимым резервом, экономическойцелесообразностью, опытом применения на аналогичных объектах.Для [1]э лектропитания э лектропотребителей НС установлены тупиковые трансформаторные подстанц ии.Электродвигатели различных приводов на объектах НС поставляются комплектно с технологическим оборудованием и имеютсоответствующие климатическое исполнение, степени защиты от условий среды.[1]Все распределённые щ иты, установленные в подстанц ии и напроектируемом объектепоставляются в шкафном исполнении со сборными шинами. Все шкафы имеют естественную вентиляцию.Для предотвращения доступа к токоведущим частям, находящимся под напряжением, все распределительные устройства и шкафыоборудованы необходимыми защитами электрическими и механическими блокировками, а также защитными кожухами.В центрах управления двигателями, в распределительныхустройствах разных ступеней напряжения, а также для коммутационной аппаратуры, установленной на силовомэлектрооборудовании технических объектов предусмотрены системы встроенной (интегрированной) защиты и управления.Для подключения токоприемников НС запроектированы кабельные сети и электропроводки. Принятые для прокладки кабеля ипровода выбираются по номинальным токам в соответствии с указаниями ПУЭ и.Для внутреннего освещения помещений на объектах НС установлены светильники соответствующих видов.[1]Кроме общ его освещ ения предусмотрено такж е устройство сети аварийного освещ ения.В.3ЭлектроснабжениеВ.3.1 Определение электрических нагрузокРезультаты расчётов нагрузок являются исходными данными для всего последующего проектирования. Электрические нагрузкиопределяются [1]на основании данных технологов, приведенных в таблиц е В.1.Таблиц а В.1 Данные э лектрооборудования№ оборудования по плануНаименование токоприемникаНоминальные показатели токоприемникаУсловия пускаНоминальная мощ ность, кВтКПДCOS ФНапряж е ние, В1,2Вентилятор0,7380легкие103Станок сверлильный0,6380легкие2,84Станок заточной0,6380легкие2,85Станок токарноревольверный0,6380легкие256Станок фрезерный0,6380легкие8,57Станок круглошлифовальный0,6380легкие8,5Продолж ение таблиц ы В.1№ оборудования по плануНаименование токоприемникаНоминальные показатели токоприемникаУсловия пускаНоминальная мощ ность, кВтКПДCOS ФНапряж ение, В8Кран мостовой0,6380легкие17,29,10,11,12,13Насос вакуумный0,64380514,15, 16,17,18Задвиж ки0,952201,519,20,21,22Агрегат насосный0,8380легкие15023,24Насос дренаж ный0,7380легкие8,4В.3.2. Определение расчётных силовых нагрузокДля определения расчётных нагрузок используется метод коэффициента спроса:(В.1)где – активная мощность, кВт; установленная или номинальная мощность, кВт; коэффициент спроса в зависимости от вида производства по площадкам., (В.2)где реактивная расчётная мощность, квар коэффициент мощности.(В.3)где полная расчётная мощность, кВА; коэффициент разновременности,= 0,9.[1]Расчет нагрузки для каж дого узла питания производится методом коэ ффиц иента расчетной мощ ности:(В.4)где – активная мощность, кВт; средняя мощность, кВт; коэффициент [1]расчетной нагрузки..3.3 Определение расчётных осветительных нагрузок.Осветительная нагрузка определяется методом коэ ффиц иента использования:1.Определяется требуемая нормами освещ енность Е, лк. Выбор нормируемой освещ енности осущ ествляется в зависимости от размераобъекта различения, контраста объекта с фоном и коэ ффиц иента отраж ения фона;2.Определяется тип светильника;3. Определяется индекс помещ ения:(В.5)где индекс помещ ения;расстояние от светильника до рабочей поверхности;длина и ширина помещ ения.4. Определяется по каталогам производителей светильников коэ ффиц иент использования светового потока.5. Определяется требуемое число светильников:(В.6)где освещ енность, Лк;площ адь, м2; коэ ффиц иент запаса;U коэ ффиц иент использования светового потока;nчисло ламп в светильнике;Фпсветовой поток лампы, Лм.Результаты расчётов сведены в таблиц у А.2 ПРИЛОЖ ЕНИЯ АВ.4Проектирование системы внешнего электроснабженияВ.4.1 Выбор рационального напряженияНоминальное напряжение влияет на техническоэкономические показатели и технические характеристики. При увеличенииноминального напряжения уменьшаются потери мощности и энергии, снижаются эксплутационные расходы но увеличиваютсяпредельные мощности, передаваемые по линиям, и увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшегономинального напряжения требует меньших капитальных затрат, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт увеличенияпотерь мощности и энергии. Поэтому целесообразно правильно выбирать номинальное напряжение. Целесообразное номинальноенапряжение зависит от многих факторов, таких как: мощность нагрузки, удаленность от источника питания, от расположенияпотребителей относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети и от способов регулированиянапряжения.Рациональное напряжение питающей линии приближенно определяется в зависимости от передаваемой мощности и длиныпитающих линий. Возможны приближенные методы расчета рационального напряжения по следующим формулам :; (В.7); (В.8)(В.9)где S – полная расчетная мощность, МВАP – активная расчетная мощность, МВтl – длина питающей линии, кмПринимается ближайшее по стандарту напряжение. Кроме того, необходимо учитывать существующее напряжение возможныхисточников тока.Принимается ближайшие по стандарту напряжение: 10 кВ.Напряжение внутрицеховых сетей выбирается по условиям планировки цехового оборудования, технологии: 400 В, 230 В дляпитания силовых и осветительных приемников.В.4.2 Компенсация реактивной мощности и мероприятия по повышению коэффициента мощностиАктивную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственнымисточником активной мощности. В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не толькогенераторами но и компенсирующими устройствами – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическимиисточниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальнойнагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60% требуемой реактивной мощности, 20% процентов генерируется в линиэлектропередач (ЛЭП) с напряжением выше 110 кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства расположенные наподстанциях или непосредственно у потребителя.Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различныхцелей. Вопервых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности.Вовторых, установка компенсирующих устройств (КУ) применяется для снижения потерь электроэнергии в сети. Втретьих,компенсация устройства применяются для регулирования напряжения.Во всех случаях при применении КУ необходимо учитывать ограничения техническими режимным требованиям:необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;располагаемой реактивной мощности на шинах еёисточника;отклонение напряжения;пропускной способности электрических сетей.Производим расчёт мощности:, (В.10)где активные потери мощности, кВт;=0,01*; (В.11) реактивные потери мощности, квар;=0,1*; (В.12)Должно выполняться условие:(В.13)Если это условие не выполняется, то расчёт мощности ведётся по формуле:, (В.14)где установленная мощность компенсирующихустановок, квар.Подставляем значения в формулы (В.11), (В.12), получаемкВАУсловие (В.13) не выполняется, следовательно расчёт ведётся по формуле (В.14).Мощность реактивная, которую необходимо скомпенсировать определяется по формуле:,где директивный коэффициент при ; расчетный коэффициент при .По таблице каталожным данным выбирается реактивная мощность установок, близкая к . Принимается квар, то есть шестьконденсаторных установок мощностью по 50 квар каждая.Подставляя значение в (В.11), получается:Проверяется по условию (В.7):Условие выполняется (В.13), следовательно к установке принимаются выбранные [1]конденсаторные установки PhaseCap Hдля внутренней установки, технические параметры которых представлены в таблице В.3Таблица В.3 – Технические параметры конденсаторных установок.ТипНапряжение, ВМощность, кварГабариты[1]хhМКК440502140050142х355В.4.3Выбор числа и мощности силовых трансформаторовНа [1]предприятии есть потребители первой и третьей категории.Электроприемники первой категории резервирующих источников [14]должны [16]питания. обеспечиваться [16]электроэнергией от двух независимых [14]взаимноДля электропотребителей первой категории перерыв электроснабжения [1] при нарушении электроснабжения одного из источников питания может быть допущен на время автоматического восстановленияпитания.[16] Электропитание потребителей третьей категории может предусматриваться от одного источника.[19]Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы один трансформатор мог обеспечить работу в аварийном режиме сдопустимой длительной перегрузкой на 40% в течение не более пяти суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальнойзагрузки на 70%.(В.15)где расчётная полная мощность, кВА; номинальная мощность трансформатора, кВАВыбранный трансформатор проверяется по загрузке в номинальном режиме:(В.16)Также проверяется по коэффициенту экономической нагрузки:, (В.17)Где потери мощности на холостой ход, кВт; потери мощности короткого замыкания, кВт; коэффициент повышения потерь при передаче реактивной мощности, который зависит о удаления ГПП от энергосистемы;()(В.18)(В.19)где потери реактивной мощности на холостой ход, квар; потери активной мощности при коротком замыкании,квар; ток холостого хода, в процентах; напряжение короткого замыкания, в процентах.Условием правильной загрузки трансформаторов будет:Производится проверка по перегрузочной способности трансформатора при аварийном отключении одного из них:(В.20)Так как на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.кВАВыбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа ТМГ630/1016000/110. Технические данные которых приводятся втаблице В.3.Таблица В.3 Технические данные трансформаторовТип трансформатора, кВАПотери, кВт, %, %ТМГ630/106301,567,65,52Выбранный трансформатор проверяется по условию:Условие (В.16) выполняется, следовательно выбранный трансформатор по загрузке в номинальном режиме проходит.Производится проверка перегрузочной способности:, [1]условие В.20 выполняется, т.е проверка подтвердила правильность выбора трансформатора.В.4.4 Выбор сечения питающ ей линииЭкономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии.Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного. Технические данные линий [1]следующ ие:длина 10000 м;условия прокладки «в земле».Расчетный ток линии , А определяется как(В.21)где мощность, которая передается в нормальном илипослеаварийном режиме, кВа номинальное напряжение сети, кВ.С [1]учётом допустимой аварийной перегрузки кабелей, А32,65/1,2= 27,2 АПо справочным материалам выбираем кабель марки СБШв – с медными жилами, с защитным покровом из поливинилхлорида сброней из двухстальных лент с антикоррозионным защитным покровом в свинцовой оболочке. Технические данные выбранногокабеля приводятся в таблице В.4. Принимается сечение жил трехжильного кабеля равным 16 мм2 (А).Таблица В.4 Технические данные кабеля СБШвТип кабеля, [1]Ом/км, Ом/км, км, АСБШв3х160,1220,0741092Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечениедолжно быть проверено по допустимой длительной нагрузке по нагреву, по допустимой потере напряжения.Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагревупроизводится оп условию:, (В.22)где расчетный ток для проверки кабелей по нагреву; фактическая допустимая нагрузка.27,2 < 92Проверка по допустимой потере напряжения производится по условию:, (В.23)где длинна питающей линии; удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/кмВ.4.5 [1]Выбор оборудования выше 1000 ВДля приема высокого напряж ения трехфазного переменного тока, преобразования в э лектроэ нергию напряж ением 0,4 кВ примененыкомплектные трансформаторные подстанц ии (КТП). КТП представляют собой однотрансформаторные подстанц ии тупикового типанаруж ной установки и выполняются с кабельными вводами и ��ыводами. Конструкц ией КТП предусмотрены: разрядники, выключателинагрузки, предохранители, сборные шины, отходящ ие аппараты защ иты.Приняты КТП10/0.497. Технические характеристики КТП приведены в таблиц е В.5.Таблиц а В.5В.5 Проектирование систем внутреннего э лектроснабж енияВ.5.1 Выбор комплектных распределительных устройствКТП питают распределительные панели установленные в помещ ении э лектрощ итовой. От распределительных панелей получаютэ лектроэ нергию потребители НС. Для обеспечения требования автоматического восстановления питания при аварии на одном из вводов,распределительные панели подключены через устройство аварийного включения резерва (АВР).В качестве распределительных приняты панели Щ О70 на номинальный ток 600 А. Выбор произведен по номинальным токам: 593 А для РП1 и 494 А для РП2.В качестве вводных и АВР панели приняты панели Щ О70 на номинальный ток 1000 А. Выбор произведен по току аварийного реж има.Технические характеристики панелей Щ О70 приведены в таблиц е В.6.Таблиц а В.6К распределительным панелям подключаются силовые щ иты. Силовые щ иты являются щ итами управления э лектродвигателей, а такж едругих потребителей. В качестве силовых щ итов приняты ПР11.В.5.2 Расчёт сети низкого напряж енияЗащите от перегрузки подлежат [15]сети:[19]внутри помещений, проложенные открыто незащищенными изолированными проводниками и с горючей оболочкой;внутри помещений проложенные защищенными проводниками в трубах и.т.п.;осветительные в жилых, общественных и торговых помещениях, служебнобытовых помещениях, промышленных предприятий,вулючая сети для бытовых и переносных электроприемников, а также в пожароопасных производственных помещениях;силовые в промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях когда по условиям технологического процесса илирежима работы [15] сти может возникнуть [19]длительная перегрузка проводов и кабелей;всех видов во взрывоопасных наружных [15]установках.Т.е. для невзрыво и непож ароопасных помещ ений насосной: коэ ффиц иент защ иты, .Для двигателей применяются следующ ие виды защ ит:от перегрузки тепловые или максимальные реле с зависимой характеристикой ;от коротких замыканий автоматы с реле мгновенного действия.Номинальный ток расц епителя выбираетсяпо длительному расчетному току линии: .Ток срабатывания отсечки электромагнитного кратковременному пиковому току линии .или комбинированного расцепителя проверяется по максимальномуКоэффициент К учитывает неточность в определении пикового тока и разброс характеристик электромагнитных расцепителей.Для автоматических выключателей номинальным током до 100 А кратность К следует принимать не менее 1,4, а дляАвтоматических выключателей с номинальным током более 100 [15]Ане менее 1,25.Пиковый ток одиночного э лектродвигателя равен его пусковому току.Пиковый ток линии питающей группы электроприемников ( не более трех) определяется из выражения:(В.24)где [15]сумма номинальных токов двигателей группы;номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током;Ккратность пускового тока двигателя, имеющего наибольший пусковой ток.Пиковый ток линии питающей группы электроприемников ( более трех) определяется из выражения:(В.25)где Iр расчетный ток линии;Iб и К номинальный ток и кратность пускового тока двигателя, имеющего наибольший пусковой ток.сумма номинальных токов [15]двигателей группы.При выборе аппаратов защ иты необходимо учитывать как приведенные требования, так и то, что тепловые реле для полученияодинаковых температурных условий долж ны быть располож ены в одинаковых помещ ениях с э лектродвигателями. Именно такие тепловыереле имеются в пусковых станц иях, поставляемых комплектно с оборудованием. Таким образом в качестве аппаратов защ иты приняты:для линий с расчетными токами до 100 А автоматический выключатель серии A3000 с мгновенным э лектромагнитным расц епителем;для линий с расчетными токами более 100А автоматический выключатель ВА8837 с мгновенным э лектромагнитным и тепловымрасц епителем;Результаты выбора и проверки сведены в таблиц ы В.8, В.9В.5.3 Выбор проводниковРаспределительная сеть выполняется кабелем марки ВВГнг – в поливинилхлоридной оболочке, не распространяющей горения дляпрокладки внутри помещений.Сечения жил кабелей для напряжения до 1000 В выбираются по условию нагрева длительным расчётным током., (В.26)и по условию соответствия выбранному аппарату максимально токовой защиты, (В.27)где поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей; ; коэффициент защиты, ; номинальный ток или ток срабатывания защитного аппарата, А.[1]Выбранное сечение ж ил кабелей проверяется по условию падения напряж ения:(В.28)где, удельное сопротивление проводника;Lдлина кабеля;S сечение ж илы кабеля;расчетный ток.Результаты выбора и проверки сведены в таблиц ы В.8, В.9Таблиц а В.8Выбор автоматовНомерОборудования по плану, кВтСosФ, Арасц епителя,АСечениекабеля, ммПад. Напр,%Тип автоматическоговыключателя1,2100,717,4254A3710Б32,80,67,1162,5A3710Б42,80,67,1162,5A3710Б5250,663,48016A3710Б68,50,621,5324A3710Б78,50,621,5324A310Б817,20,643,65010A3740Б9,10,11,12,1350,6411,9164A3740Б14,15, 16,17,181,50,954,1102,5ВА472919,20,21,221120,8221315951,6ВА883723,248,40,718,3254A3740БТаблиц а В.9 Выбор автоматических выключателейОбозначения оборудования, кВтСosФ, Арасц епителя,АСечениекабеля, ммПад. Напр,%Тип автоматическоговыключателяЩ С31634,74062A3710БЩ АО11,8640,3A3710БЩ С130,970,1100251A3710БЩ С22420,32563A3710БЩО5,99,81040,4A3710БШР10,91,5640,2A3710БАв. реж .534,240,9510002х3000,4ВА8837.
Характеристики
Тип файла PDF
PDF-формат наиболее широко используется для просмотра любого типа файлов на любом устройстве. В него можно сохранить документ, таблицы, презентацию, текст, чертежи, вычисления, графики и всё остальное, что можно показать на экране любого устройства. Именно его лучше всего использовать для печати.
Например, если Вам нужно распечатать чертёж из автокада, Вы сохраните чертёж на флешку, но будет ли автокад в пункте печати? А если будет, то нужная версия с нужными библиотеками? Именно для этого и нужен формат PDF - в нём точно будет показано верно вне зависимости от того, в какой программе создали PDF-файл и есть ли нужная программа для его просмотра.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
