38505

Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

Дипломная

Энергетика

Расчет ТП1 линии Л2. Расчет полной S мощности на участках линии определяется по формуле: 1.62кВт; Расчеты показаны только для линии Л1 на трансформаторной подстанции ТП1 а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицу 1. Определяем токи на участках линии по формуле 1.

Русский

2013-09-28

2.03 MB

32 чел.

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Департамент научно-технологической политики и образования

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт энергетики и управления энергетическими ресурсами АПК

Кафедра Электроснабжения сельского хозяйства

Зав. кафедрой ______________ А.В. Бастрон

к. т. н, доцент

«____»__________________ 2013 г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

01.ЭТ2.13.08.ПЗ

Проектировал студент                                    Д. А. Вергун

Руководитель проекта                                     Р. А. Зубова

тьютор

Консультанты:

по экономическому обоснованию

доцент      ____________________Н. Б. Михеева

по экологии

к.б.н., доцент     _________________Е. В. Батанина

по безопасности проектных решений

д.т.н., профессор     __________________Н. И. Чепелев

Нормоконтроль  __________________А.А. Василенко

к.т.н., доцент

Красноярск 2013


МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Департамент научно-технологической политики и образования

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт энергетики и управления энергетическими ресурсами АПК

Специальность 110302.65 «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства»

Кафедра Электроснабжения сельского хозяйства

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой ЭСН СХ_______________ А.В. Бастрон

к. т. н, доцент

«____»__________________2013 г.

ЗАДАНИЕ

НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Вергун Дмитрия Андреевича

1. Тема работы «Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района», утверждена приказом С-443 по университету от «11» марта 2013г.

2. Срок сдачи студентом законченной работы «   » июня 2013 г.

3. Исходные данные к работе: генеральный план с.Идринского.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки:

1. Электроснабжение населенного пункта

2. Электрические сети района

3. Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор электрической аппаратуры

5. Монтаж проводов СИП

6. Безопасность проектных решений .

7. Экологичность проекта

8. Экономичность проектного решения

5. Перечень графического материала:

1. Существующая схема электроснабжения 0,4 кВ

2. Схема реконструкции электроснабжения 0,4

3. Существующая схема электроснабжения 10кВ

4. Схема внешних присоединений линий 10 и 0,4 кВ

5. Схема монтажа провода СИП

6. Принципиальная электрическая схема

7.Заземляющее устройство

8. Экономические показатели

6. Консультанты по проекту

Раздел

Консультант

Подпись, дата

Задание выдал

Задание принял

Безопасность проектных решений

Чепелев Н.И.

Экологичность проекта

Батанина Е.В.

Экономическое обоснование

Михеева Н.Б.

7. Дата выдачи задания 01 марта 2013 г.

Руководитель _____________________________ Р. А. Зубова 

тьютор

Задание принял к исполнению _____________Д. А. Вергун


Календарный план

Наименование этапов

дипломного проекта

Срок выполнения этапов проекта

Примечание

1 Существующая схема электроснабжения

01.03.2013г.

2 Схема реконструкции электроснабжения

5.03.2013г.

3 Расчет токов КЗ и выбор электрической аппаратуры

15.03.2013г.

5 Расчет заземляющего устройства

1.04.2013г.

6. Селективность защиты ТП

14.04.2013г.

7. Безопасность проектных решений.

20.04.2013г.

8. Экологичность проекта

9. Технико-экономическое обоснование проекта

3.05.2013г.

10. Предварительная защита на кафедре

31.05.2013г.

11. Сдача на рецензию

10.06.2013г.

Руководитель _____________________________ Р.А.Зубова 

тьютор

Задание принял к исполнению _____________ Д. А. Вергун


ВЕДОМОСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

№ строки

Формат

Обозначение

Наименование

Кол-во листов

№ экз.

Примечание

1

Документация общая

2

3

Вновь разработанная

4

5

А1

01.ЭТ2.13.08.01.ЭЗ

Существующая схема

1

6

электроснабжения 0,4 кВ

7

А1

01.ЭТ2.13.08.02.ЭЗ

Схема реконструкции

1

8

электроснабжения 0,4 кВ

9

А1

01.ЭТ2.13.08.03.ЭЗ

Схема реконструкции  

10

электроснабжения 10кВ

1

11

А1

01.ЭТ2.13.08.04.ЭЗ

Схема внешних

12

присоединений

13

линий 10 и 0,4 кВ

1

14

А1

01.ЭТ2.13.08.05.ВО

Схема монтажа

15

провода СИП

1

16

А1

01.ЭТ2.13.08.06.ЭЗ

Принципиальная

17

электрическая схема

1

18

А1

01.ЭТ2.13.08.07.ЭЗ

Заземляющее устройство

1

19

А1

01.ЭТ2.13.08.08.ЭЗ

Экономические показатели

1

20

А4

01.ЭТ2.13.08.09.ПЗ

Пояснительная записка

92

Реферат

Дипломная работа на тему: Реконструкция системы электроснабжения центрального района с.Идринского. Содержит 87 листа формата А4 пояснительной записки, 8 листов графического материала формата А1, 25 таблиц и 1 рисунок.

Объектом проектирования является схема электроснабжения одного из жилых секторов села Идринского.

Цель работы: Повышение качества и надежности электроснабжения.

В процессе работы проведен анализ существующей схемы электроснабжения. Предложен вариант реконструкции. Произведен расчет токов короткого замыкания и выбор защитного оборудования.


Содержание

Введение…………………………………………………………..

9

1

Электроснабжение населенного пункта……………………...

10

1.1

Исходные данные…………………………………………………

10

1.2

Расчёт электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ………………...

10

1.3

Определение потерь напряжения………………………………...

17

1.4

Реконструкция системы электроснабжения с. Идринского…....

23

1.5

Потери энергии в электрических сетях…………………………

27

2

Электрические сети района……………………………………

33

2.1

Расчет электрических нагрузок………………………………….

33

2.2

Определение потерь напряжения………………………………..

34

3

Расчет токов короткого замыкания…………………………..

35

3.1

Схема замещения сети и ее преобразования……………………

35

3.2

Токи трехфазного короткого замыкания………………………..

40

3.3

Токи двухфазного короткого замыкания………………………..

41

3.4

Ударные токи короткого замыкания…………………………….

41

3.5

Расчет токов однофазного короткого замыкания………………

42

4

Выбор электрической аппаратуры в сетях 10 и 0,38 кВ……

43

4.1

Выбор разъединителей……………………………………………

43

4.2

Выбор плавких предохранителей напряжением 10кВ………….

45

4.3

Выбор автоматических выключателей на стороне низкого напряжения трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ……….......

48

5

Монтаж проводов СИП………………………………………....

50

6

Безопасность проектных решений……………………………. 

52

6.1

Характеристика проектируемого обьекта……………………….

54

6.2

Анализ опасных и вредных факторов производства на проектируемом обьекте……………………………………………………

54

6.3

Мероприятия по повышению безопасности труда на действующем производстве…………………………………………………

55

6.4

Расчет заземляющего устройства………………………………..

61

6.4.1

Определение расчётного сопротивления грунта для стержневых заземлителей………………………………………………………

62

6.4.2

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали...

62

6.4.3

Сопротивление повторного заземлителя  не должно превышать 30 Ом, при…………………………………………………..

62

6.4.4

Общее сопротивление всех шести повторных заземлителей….

63

6.4.5

Определение расчётного сопротивления заземления нейтрали трансформатора с учётом повторных заземлений……………..

63

6.4.6

Определение теоретического числа стержней…………………

63

6.4.7

Длина полосы связи………………………………………………

64

6.4.8

Определение сопротивления грунта для полосы связи………..

64

6.4.9

Определение сопротивления полосы связи…………………….

64

6.4.10

Действительное число стержней……………………………….

64

6.4.11

Принимаем к монтажу 6 стержней и выполняем проверочный расчет……………………………………………………………..

65

7

Экологичность проекта………………………………………..

65

7.1

Введение………………………………………………………….

65

7.2

Оценка состояния окружающей среды…………………………

67

7.3

Источники и виды технологических воздействий на окружающую среду…………………………………………………..

67

7.3.1

Экологическое влияние линий электропередач………………

67

7.3.2

Электромагнитное излучение………………………………….

70

7.4

Мероприятия по охране и улучшению окружающей среды, защите территорий от опасных природно-технологических процессов при строительстве и эксплуатации электросетей…...

71

7.5

Материальное стимулирование природоохранной деятельности………………………………………………………………….

72

7.6

Заключение………………………………………………………...

73

8

Экономическое проектных решений………………………….

74

8.1

Общие сведения…………………………………………………...

74

8.2

Методика определения капитальных вложений на реконструкцию…………………………………………………………………

74

8.3

Методика определения годовых эксплуатационных затрат в сетях электроснабжения………………………………………….

76

8.4

Расчет капитальных вложений….……………………………….

79

8.5

Определение годовых эксплуатационных затрат……………….

79

8.6

Энергосбережение…………………………………………………

81

Заключение……………………………………………………….

83

Библиографический список.........................................................

84


Введение

Современное сельскохозяйственное производство и сельский быт немыслимы без электрификации. Обогрев и вентиляция, водоснабжение, приготовление и раздача корма, уборка навоза, электрификация строительных работ, освещение и обогрев жилых помещений – это далеко не полный перечень использования электроэнергии. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Сельскохозяйственные объекты отличаются исключительным разнообразием условий, в которых приходится работать электрооборудованию. Срок его службы, эффективность и безопасность эксплуатации в значительной мере зависят от грамотного выбора конструкции, способа монтажа и умелого использования. Отсюда – повышение роли инженеров – электриков в хозяйствах.

Сельское население в быту применяет различные электрические приборы. К приборам, облегчающим домашний труд, сокращающим затраты времени на него и создающим условия удобства и комфорта, относятся нагревательные устройства (электроплиты и электроплитки, электрокипятильники и электроводонагреватели, электрочайники и электрокастрюли, электрорадиаторы, электрокамины и электроотражатели, электроутюги), электрические холодильники, стиральные машины, электрические пылесосы и т.п.

В быт сельских тружеников начинают входить такие современные бытовые приборы, как электрокондиционеры, индукционные печи, ионизаторы воздуха, ультрафиолетовые облучатели и некоторые другие.

Данная работа посвящена решению вопросов реконструкции схемы электроснабжения с.Идринского. Необходимость реконструкции связана с невыполнением требований предъявляемым к качеству электроэнергии, а также ростом нагрузок жилого сектора.


1 Электроснабжение населенного пункта

1.1 Исходные данные

Проект электроснабжения населенного пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380 В, определение расчетных нагрузок, числа, мощности, выбор их электрической схемы и конструктивного исполнения.

Расчетные активные нагрузки Рд и Рв (дневной и вечерней) многоквартирных домов определяют по коэффициенту одновременности:

Таблица 1.1– Исходные данные

Наименование объекта

Рд.м.,

кВт

Рв.м.,

кВт

Одноквартирные дома

4,5

7,5

Гараж

4,5

7,5

Сторожка

2

1

Цех

2,5

1,5

1.2 Расчёт электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ

Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки:

(1.1)

(1.2)

где , - дневная и вечерние нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети.

Коэффициент одновременности для сетей напряжением 0,38кВ принимаются по таблице 4.1[1].

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1].

Расчетная активная нагрузка равна:

(1.3)

где  - большая из слагаемых нагрузок;

∆Р - добавка к большей слагаемой нагрузки.

Расчет ТП1 линии Л-2.

Вечерний максимум нагрузок:

Р24-25=7,5  кВт;

Р21-24=7,5∙2∙0,73=10,95 кВт;

Р20-21=7,5∙4∙0,58=17,4 кВт;

Р19-20=7,5∙6∙0,49=22,05  кВт;

Р18-19=7,5∙8∙0,41=24,6  кВт;

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей на участках. Расчет полной (S) мощности на участках линии определяется по формуле:

,

(1.4)

где  - активная мощность;

- коэффициент мощности.

Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 0,38 кВ. принимаются по таблице 4.6 [1].

Вечерний максимум нагрузок:

S24-25=7,5/0.96=7.81кВт;

S21-24=10,95/0.96=11.4кВт;

S20-21=17,4/0.96=18.12кВт;

S19-20=22,05/0.96=22.96кВт;

S18-19=24,6/0.96=25.62кВт;

Расчеты показаны только для линии Л-1 на трансформаторной подстанции ТП1 , а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицу 1.2.

В число потребителей кроме жилых домов, общественных зданий, производственных помещений и технологических процессов вне помещений включают также уличное и наружное освещение.

Определение суммарной полной мощности с учетом нагрузки на уличное освещение.

Нагрузку уличного и наружного освещения принимают из расчета 100 Вт на одно жилое помещение, 250 Вт – на одно производственное здание.

При наружном освещении сельскохозяйственных потребителей используются лампы накаливания, коэффициент мощности которых равен cos = 1

Уличное освещение:

жилые здания ;

производственные здания .


Таблица 1.2 – Расчетные мощности на участках сети 380 В

Расчетный

участок

Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт

Коэффициент мощности участка.

Расчетная мощность

участка, кВА

Уличное

Освещение

кВА

Рв

Cosφв

Sв

1

2

3

4

5

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

7,5

0,96

7,81

3,2

21-24

10,95

0,96

11,406

20-21

17,4

0,96

18,12

19-20

22,05

0,96

22,96

18-19

24,6

0,96

25,62

17-18

27

0,96

28,12

16-17

30,525

0,96

31,79

15-16

34,125

0,96

35,54

14-15

36

0,96

37,5

11-14

48,45

0,96

50,46

11-10

7,5

0,96

7,81

10-7

13,95

0,96

14,53

7-6

18,75

0,96

19,53

6-5

22,05

0,96

22,96

5-2

24,6

0,96

25,625

2-1

28,5

0,96

29,68

1-11

32,4

0,96

33,75

8-7

10,95

0,96

11,4

7-6

17,4

0,96

18,12

6-4

22,05

0,96

22,96

4-2

22,575

0,96

23,51

2-9

27

0,96

28,12

9-11

54,37

0,96

56,64

8-9

68,4

0,96

71,25

7-8

69,8

0,96

72,7

2-5

7,5

0,96

7,81

7-5

72,6

0,96

75,62

5-тп

85,8

0,96

89,37

Линия Л-2

13-12

10,95

0,96

11,4

0,55

Продолжение 1.2

1

2

3

4

5

11-12

17,4

0,96

18,12

9-11

22,05

0,96

22,96

7-9

28,5

0,96

29,68

6-7

32,4

0,96

33,75

5-6

34,65

0,96

36,09

Линия Л-3

4-1

2

0,96

1,04

2,25

2-1

2,5

0,96

1,56

1-тп

4

0,96

2,08

Линия Л-4

17-16

6,57

0,96

11,4

16-15

10,44

0,96

18,12

15-14

13,23

0,96

22,96

14-12

14,76

0,96

25,62

12-11

17,1

0,96

29,68

21-20

6,57

0,96

11,4

20-11

10,44

0,96

18,12

10-11

19,53

0,96

33,9

4-8

6,57

0,96

11,4

4-тп

21,6

0,96

37,5

Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

,

(1.5)

где  - полная мощность каждого из потребителей, ;

- номинальное напряжение, .

Определяем токи на участках линии по формуле (1.5)

Расчет ТП1 линии Л-1

;

;

;

;

Расчеты показаны только для линии Л-1 ТП1, результаты расчетов для остальных линий снесены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 – Результаты расчетов

Расчетный

Участок

Расчетный ток на участках линии, А

Стандартное сечение провода

Iв

S

1

2

3

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

7,5

А-35

21-24

10,95

20-21

17,4

19-20

22,05

18-19

24,6

17-18

27

16-17

30,525

15-16

34,125

14-15

36

11-14

48,45

11-10

7,5

10-7

13,95

7-6

18,75

6-5

22,05

5-2

24,6

2-1

28,5

1-11

32,4

8-7

10,95

7-6

17,4

6-4

22,05

4-2

22,575

2-9

27

Продолжение таблицы 1.3

1

2

3

9-11

54,37

А-35

8-9

68,4

7-8

69,8

2-5

7,5

7-5

72,6

5-тп

85,8

Линия Л-2

13-12

17,33

А-35

11-12

27,53

9-11

34,89

7-9

45,10

6-7

51,27

5-6

54,83

4-5

64,09

1-4

63,14

1-тп

69,79

Линия Л-3

4-1

1,58

А-35

2-1

2,37

1-тп

3,16

Линия Л-4

17-16

17,33

А-35

16-15

27,53

15-14

34,89

14-12

38,93

12-11

45,10

21-20

17,33

20-11

27,53

10-11

51,51

4-8

17,33

4-тп

56,97


1.3
 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и конце участка линии).

Расчет потерь напряжения производится для определения показаний качества электроэнергии и конкретно – отклонение напряжения от его номинального значения. Потери напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяют по формуле:

;

(1.6)

где  – расчетная активная нагрузка потребителей, ;

– реактивная мощность потребителей, ;

– номинальное напряжение, .

Активное и реактивное сопротивление линии определяются по формулам:

;

(1.7)

,

(1.8)

где – удельное активное сопротивление, ;

– индуктивное сопротивление провода, ;

- длина участка линии, .

Потери напряжения в линии выражаем в процентах:

.

(1.9)


Определяем реактивную мощность на участках линии по формуле:

(1.10)

где -полная мощность ;

- коэффициент мощности;

Расчет линии Л-1 ТП1

Вечерний максимум нагрузок:

Расчет линии Л-1 ТП1

Вечерний максимум нагрузок:

;

Результаты остальных линий и максимумов нагрузок рассчитывались аналогично и их данные показаны в таблице 1.4

Таблица 1.4 – Результаты расчетов

Участка

L,

км

Марка провода

Сопротивление

провода,Ом/км

U,

В

Q,

кВар

r0

х0

1

2

3

4

5

6

7

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

0,04

А-35

0,83

0,308

0,327434

2,1875

21-24

0,035

0,83

0,308

0,418297

3,19375

20-21

0,035

0,83

0,308

0,664691

5,075

19-20

0,035

0,83

0,308

0,842325

6,43125

18-19

0,035

0,83

0,308

0,939736

7,175

17-18

0,035

0,83

0,308

1,031418

7,875

16-17

0,033

0,83

0,308

1,099442

8,903125

15-16

0,033

0,83

0,308

1,229106

9,953125

14-15

0,033

0,83

0,308

1,296639

10,5

11-14

0,1

0,83

0,308

5,288063

14,13125

11-10

0,03

0,83

0,308

0,245576

2,1875

10-7

0,03

0,83

0,308

0,456771

4,06875

7-6

0,03

0,83

0,308

0,613939

5,46875

6-5

0,03

0,83

0,308

0,721992

6,43125

Продолжение таблицы 1.4

1

2

3

4

5

6

7

5-2

0,105

А-35

0,83

0,308

2,819209

7,175

2-1

0,03

0,83

0,308

0,933188

8,3125

1-11

0,03

0,83

0,308

1,060887

9,45

8-7

0,032

0,83

0,308

0,382443

3,19375

7-6

0,032

0,83

0,308

0,607

5,07

6-4

0,64

0,83

0,308

15,4

6,43

4-2

0,66

0,83

0,308

16,26

6,58

2-9

0,66

0,83

0,308

19,44

7,87

9-11

0,6

0,83

0,308

35,6

15,85

8-9

0,3

0,83

0,308

22,39

19,95

7-8

0,3

0,83

0,308

22,85

20,35

2-5

0,7

0,83

0,308

5,73

2,18

7-5

0,6

0,83

0,308

47,54

21,17

5-тп

0,12

0,83      

0,308

11,23

25,02

Линия Л-2

13-12

0,021

А-35

0,83

0,308

0,25

3,19

11-12

0,45

0,83

0,308

8,54

5,07

9-11

0,9

0,83

0,308

21,65

6,43

7-9

0,45

0,83

0,308

13,99

8,31

6-7

0,45

А-35

0,83

0,308

15,91

9,45

5-6

0,45

0,83

0,308

17,01

10,1

4-5

0,45

0,83

0,308

19,89

11,82

1-4

0,9

0,83

0,308

39,19

11,63

1-тп

0,3

0,83

0,308

14,43

12,86

Линия -3

4-1

0,03

А-35

0,83

0,308

0,032

0,29

2-1

0,03

0,83

0,308

0,049

0,43

1-тп

0,03

0,83

0,308

0,065

0,58

Линия Л-4

17-16

0,35

А-35

0,83

0,308

4,18

3,19

16-15

0,35

0,83

0,308

6,64

5,07

15-14

0,35

0,83

0,308

8,42

6,43

14-12

0,7

0,83

0,308

18,79

7,17

12-11

0,35

0,83

0,308

10,88

8,31

21-20

0,32

0,83

0,308

3,82

3,19

20-11

0,32

0,83

0,308

6,07

5,07

10-11

0,32

0,83

0,308

11,36

9,49

4-8

0,16

0,83

0,308

1,91

3,19

4-тп

0,164

0,83

0,308

6,44

10,5

Таблица 1.5 – Потери напряжения

№ участка

U%

1

2

Линия Л-1

U%

21,8

Линия Л-2

U%

28,6

Линия Л-3

U%

0,03

Линия Л-4

U%

20,67

Так как потери превышают 5% норму, заменим существующий провод на провод марки СИП-120

Таблица 1.6 – Результаты расчетов

участка

L,

км

Марка провода

Сопротивление

провода,Ом/км

U,

В

Q,

кВар

r0

х0

1

2

3

4

5

6

7

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

0,04

СИП

3х120+95

0,253

0,092

0,22

2,18

21-24

0,035

0,253

0,092

0,28

3,19

20-21

0,035

0,253

0,092

0,44

5,07

19-20

0,035

0,253

0,092

0,56

6,43

18-19

0,035

0,253

0,092

0,63

7,17

17-18

0,035

0,253

0,092

0,69

7,87

16-17

0,033

0,253

0,092

0,74

8,90

15-16

0,033

0,253

0,092

0,82

9,95

14-15

0,033

0,253

0,092

0,87

10,5

11-14

0,1

0,253

0,092

3,56

14,13

7-11

0,14

0,253

0,092

0,77

2,18

Продолжение таблицы 1.6

1

2

3

4

5

6

7

7-тп

0,18

0,253

0,092

5,47

12,05

Линия Л-2

11-10

0,03

СИП

3х120+95

0,253

0,092

0,16

2,18

10-7

0,03

0,253

0,092

0,30

4,06

7-6

0,03

0,253

0,092

0,41

5,46

6-5

0,03

0,253

0,092

0,49

6,58

5-2

0,105

0,253

0,092

2,08

7,8

2-1

0,03

0,253

0,092

0,67

8,9

1-11

0,03

0,253

0,092

0,73

9,66

11-8

0,1

0,253

0,092

2,44

9,66

8-тп

0,15

0,253

0,092

3,82

10,10

Линия Л-3

8-7

0,03

СИП

3х120+95

0,253

0,092

0,24

3,19

7-6

0,03

0,253

0,092

0,38

5,07

6-4

0,03

0,253

0,092

0,48

6,43

4-2

0,06

0,253

0,092

0,99

6,58

2-5-1

0,12

0,253

0,092

2,51

8,31

5-1-3

0,11

0,253

0,092

2,34

8,458

1+тп

0,03

0,253

0,092

0,68

9,04

Линия Л-4

13-12

0,03

СИП

3х120+95

0,253

0,092

0,14

1,91

11-12

0,03

0,253

0,092

0,23

3,04

9-11

0,03

0,253

0,092

0,29

3,85

7-9

0,03

0,253

0,092

0,37

4,98

6-7

0,03

0,253

0,092

0,42

5,67

5-6

0,03

0,253

0,092

0,45

6,06

4-5

0,03

0,253

0,092

0,53

7,08

1-4

0,06

0,253

0,092

1,05

6,98

1-тп

0,03

0,253

0,092

0,58

7,71

Линия Л-5

17-16

0,03

СИП

3х120+95

0,253

0,092

0,14

1,91

16-15

0,03

0,253

0,092

0,23

3,04

15-14

0,03

0,253

0,092

0,29

3,85

14-12

0,03

0,253

0,092

0,32

4,3

Продолжение таблицы 1.6

1

2

3

4

5

6

7

12-11

0,03

СИП

3х120+95

0,253

0,092

0,37

4,98

21-20

0,03

0,253

0,092

0,14

1,91

20-11

0,03

0,253

0,092

0,23

3,04

10-11

0,03

0,253

0,092

0,43

5,69

4-8

0,1

0,253

0,092

0,48

1,91

4-тп

0,21

0,253

0,092

3,34

6,3

Таблица 1.7 - Потери напряжения

№Участка

U%

1

2

Линия Л-1

U%

3,9

Линия Л-2

U%

2,9

Линия Л-3

U%

2,01

Линия Л-4

U%

1,08

Линия Л-5

U%

1,05

1.4 Реконструкция системы электроснабжения с.Идринского

Анализ существующей схемы с.Идринского «центрального района». Район запитан от трансформатора ТМ-400, от трансформатора отходят 3 линии, выполненные проводами А-35. Потери напряжения по данным линиям соответственно от 0,03 до 30 % превышают допустимые.

Поэтому предлагается следующий вариант реконструкции:

  1.  Заменяем существующие провода марки А-35 на провода марки СИП-120. Распределяем потребители наиболее нагруженных линий Л-1 и Л-3, на линии Л-1, Л-2, Л-3, Л-4, Л-5.


Таблица 1.8 – Результаты расчетов

Расчетный

участок

Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт

Коэффициент мощности участка.

Расчетная мощность

участка, кВА

Уличное

Освещение

кВА

Расчетный ток на участках линии, А

Q,

кВар

Рв

Cosφв

Sв

Iв

1

2

3

4

5

6

7

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

7,5

0,96

7,81

11,86

2,18

21-24

10,95

0,96

11,40

17,33

3,19

20-21

17,4

0,96

18,12

27,53

5,07

19-20

22,05

0,96

22,96

34,89

6,43

18-19

24,6

0,96

25,62

38,93

7,17

17-18

27

0,96

28,12

42,73

7,87

16-17

30,525

0,96

31,79

48,31

8,90

15-16

34,125

0,96

35,54

54

9,95

14-15

36

0,96

37,5

56,97

10,5

11-14

48,45

0,96

50,46

76,67

14,13

7-11

7,5

0,96

7,81

11,86

2,18

7-тп

41,325

0,96

43,04

65,40

12,05

Линия Л-2

11-10

7,5

0,96

7,81

11,86

2,18

10-7

13,95

0,96

14,53

22,07

4,06

7-6

18,75

0,96

19,53

29,67

5,46

6-5

22,575

0,96

23,51

35,72

6,58

Линия Л-2

5-2

27

0,96

28,12

42,73

7,87

2-1

30,525

0,96

31,79

48,31

8,90

1-11

33,15

0,96

34,53

52,46481

9,66

11-8

33,15

0,96

34,53

52,46481

9,66

8-тп

34,65

0,96

36,09

54,83878

10,10

Линия Л-3

8-7

10,95

0,96

11,40

17,33

3,19

7-6

17,4

0,96

18,12

27,53

5,075

6-4

22,05

0,96

22,96

34,89

6,43

4-2

22,575

0,96

23,51

35,72

6,58

2-5-1

28,5

0,96

29,68

45,10

8,31

5-1-3

29

0,96

30,20

45,89

8,45

Продолжение таблицы 1.8

1

2

3

4

5

6

7

1+тп

31

0,96

32,29

49,06

9,04

Линия Л-4

13-12

6,57

0,96

6,84

10,39

1,91

11-12

10,44

0,96

10,87

16,52

3,04

9-11

13,23

0,96

13,78

20,93

3,85

7-9

17,1

0,96

17,81

27,06

4,98

6-7

19,44

0,96

20,25

30,76

5,67

5-6

20,79

0,96

21,65

32,90

6,06

4-5

24,3

0,96

25,31

38,45

7,08

1-4

23,94

0,96

24,93

37,88

6,98

1-тп

26,46

0,96

27,56

41,87

7,71

Линия Л-5

17-16

6,57

0,96

6,84

10,398

1,91

16-15

10,44

0,96

10,87

16,52

3,04

15-14

13,23

0,96

13,78

20,93

3,85

14-12

14,76

0,96

15,37

23,35

4,3

12-11

17,1

0,96

17,81

27,06

4,98

21-20

6,57

0,96

6,87

10,39

1,91

20-11

10,44

0,96

10,87

16,52

3,04

10-11

19,53

0,96

20,37

30,9

5,69

4-8

6,57

0,96

6,84

10,39

1,91

4-тп

21,6

0,96

22,5

34,18

6,3

Таблица 1.9 - Потери напряжения

U

U,%

1

2

3

4

Линия Л-1

24-25

0,22

U%

3,9

21-24

0,28

20-21

0,44

19-20

0,56

18-19

0,63

17-18

0,69

16-17

0,74

15-16

0,82

14-15

0,87

11-14

3,56

7-11

0,77

7-тп

5,47

Продолжение таблицы 1.9

1

2

3

4

Линия Л-2

11-10

0,16

U%

2,9

10-7

0,30

7-6

0,41

6-5

0,49

5-2

2,08

2-1

0,67

1-11

0,73

11-8

2,44

8-тп

3,82

Линия Л-3

8-7

0,24

U%

2,93

7-6

0,38

6-4

0,48

4-2

0,99

2-5-1

2,51

5-1-3

2,34

1+тп

0,68

Линия Л-3

8-7

0,24

U%

2,01

7-6

0,38

6-4

0,48

4-2

0,99

2-5-1

2,51

5-1-3

2,34

1+тп

0,68

Линия Л-4

13-12

0,14

U%

1,08

11-12

0,23

9-11

0,29

7-9

0,37

6-7

0,42

5-6

0,45

4-5

0,53

1-4

1,05

1-тп

0,58

Линия Л-3

17-16

0,14

U%

1,57

16-15

0,23

15-14

0,29

Продолжение таблицы 1.9

1

2

3

4

14-12

0,32

U%

1,57

12-11

0,37

21-20

0,14

20-11

0,23

10-11

0,43

4-8

0,48

4-тп

3,34

1.5 Потери энергии в электрических сетях

Потери энергии в электрических сетях состоят из потерь энергии W в линии и в трансформаторе.

Существуют различные методы расчета нагрузочных потерь, согласно которому потери энергии определяются по нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.

Потери мощности в трехфазной линии:

,

(1.11)

где  - максимальный ток;

- активное сопротивление линии.

Потери энергии определяют пользуясь понятием временных максимальных потерь – это время в течение которого электрическая установка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери энергии как и при работе по действительному графику нагрузок.

Для сельских электрических сетей:

,

(1.12)

где  – максимальное количество часов работы электрической установки

Потери энергии определяем по формуле:

,

(1.13)

Расчет ТП-1 линии Л-2

Вечерний максимум нагрузок

W24-25=-3=0,381

W21-224=-3=0,622кВтч,

W20+21=-3=1,57,

Потери энергии в % определяют по формуле:

,

(1.14)

где - потеря энергии в сети трансформаторной подстанции

,

(1.15)

где  – потери энергии в трансформаторе

;

(1.16)

,

(1.17)

где - максимальная активная нагрузка на трансформаторе


Таблица 1.10 - Основные технические данные трехфазных двухобмоточных силовых трансформаторов

трансформатора

Тип трансформатора

Номинальная мощность, кВА

Номинальное напряжение, кВ

Потери, кВт

Напряжение к.з., %

Ток х.х., %

Схема и группа соединения обмоток

ВН

НН

Х.Х.

К.З.

ТП-1

ТМ-400

400

10

0,4

0,95

5,5

4,5

2,1

Y/Yн-0

Вечерний максимум нагрузок

;

Таблица 1.11 – Результаты расчетов до реконструкции

участка

Потери энергии участка

W, кВт ч

Потери энергии в лини

Wл, кВт ч

Потери энергии в трансформаторе,

Wтп, кВт ч

Потери энергии сети

Wс, кВт ч

Wгод,

кВт ч

W%

1

2

3

4

5

6

7

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

0,38

20059

10535,2

47354

568248

8,3

21-24

0,62

20-21

1,57

19-20

2,52

18-19

3,14

17-18

3,78

Продолжение таблицы 1.11

1

2

3

4

5

6

7

16-17

4,30

20059

10535,2

47354

568248

8,3

15-16

5,37

14-15

5,98

11-14

99,48

11-10

0,21

10-7

0,74

7-6

1,34

6-5

1,85

5-2

28,27

2-1

3,10

1-11

4,00

8-7

0,52

7-6

1,31

6-4

843,93

4-2

940,75

2-9

1345,69

9-11

4510,56

8-9

1784,37

7-8

1858,16

2-5

116,80

7-5

8040,91

5-тп

449,23

Линия Л-2

11-12

577,35

19955

10535,2

47354

568248

4,2

9-11

1854,34

7-9

1548,93

6-7

2001,85

5-6

2289,54

4-5

3127,89

1-4

6071,80

1-тп

2472,45

Линия Л-3

4-1

0,13

0,9217

10535,2

47354

568248

4,2

2-1

0,29

1-тп

0,51

Линия Л-4

17-16

177,84

7339,8

10535,2

47354

568248

4,2

16-15

449,05

15-14

721,13

14-12

1795,14

Продолжение таблицы 1.11

12-11

1204,72

7339,8

10535,2

47354

568248

4,2

21-20

162,60

20-11

410,56

10-11

1436,75

4-8

81,30

Таблица 1.12 – Результаты расчетов после реконструкции 

участка

Потери энергии участка

W, кВт ч

Потери энергии в лини

Wл, кВт ч

Потери энергии в трансформаторе,

Wтп, кВт ч

Потери энергии сети

Wс, кВт ч

Wгод,

кВт ч

W%

1

2

3

4

5

6

7

Трансформаторная подстанция ТП1

Линия Л-1

24-25

0,31

300,89

10535,2

652,51

7830,12

8,3

21-24

0,51

20-21

1,29

19-20

2,07

18-19

2,58

17-18

3,11

16-17

3,53

15-16

4,41

14-15

4,91

11-14

81,71

7-11

3,84

7-тп

192,61

Линия Л-2

11-10

0,18

170,11

10535,2

652,51

7830,12

8,3

10-7

0,61

7-6

1,10

6-5

1,60

5-2

27,98

2-1

2,92

1-11

3,44

11-8

38,25

8-тп

94,03

Линия Л-3

8-7

0,38

88,382

10535,2

652,51

7830,12

8,3

Продолжение таблицы 1.12

7-6

0,95

88,382

10535,2

652,51

7830,12

8,3

6-4

1,52

4-2

6,39

2-5-1

40,71

5-1-3

35,42

1+тп

3,01

Линия Л-4

13-12

0,14

15,705

10535,2

652,51

7830,12

8,3

11-12

0,34

9-11

0,55

7-9

0,92

6-7

1,18

5-6

1,35

4-5

1,85

1-4

7,18

1-тп

2,19

Линия Л-5

16-15

0,34

77,42

10535,2

652,51

7830,12

8,3

15-14

0,55

14-12

0,68

12-11

0,92

21-20

0,14

20-11

0,34

10-11

1,19

4-8

1,50

4-тп

71,62


2 Электрические сети района

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчёт перетоков мощности по участкам линий 10 кВ производим при помощи суммирования по добавкам мощности, так как нагрузка потребителей (посёлков) неоднородна (таблица 4.5 [1]).

Расчет линии Л-2

Вечерний максимум нагрузок:

где соsφ=0,8

Кз=0,8…1

Полную мощность для для вечернего (Sв) максимумов вычисляют по соответствующей активной нагрузке и коэффициенту мощности.

Остальные результаты сведены в таблицу 2.1

Таблица 2.1 – Результаты расчетов

Расчетный

участок

Расчетная мощность, (Р)протекающая по участку, кВт

Расчетная мощность(S)

участка, кВА

Q,

кВар

5-6

512

640

384

4-5

559,2

699

419,4

3-4

916

1145

687

2-3

990

1237,5

742,5

1-2

1186

1482,5

889,5

1-тп

1382

1727,5

1036,5

2.2 Определение потерь напряжения

Вечерний максимум нагрузок ТП1.

Таблица 2.2 – Результаты расчетов

участка

L,

км

Сопротивление

провода,Ом/км

U,

В

U%

ro

х0

5-6

0,27

0,578

0,355

11,671

8,99

4-5

5,5

0,578

0,355

259,66

3-4

0,8

0,578

0,355

61,867

2-3

0,5

0,412

0,341

33,054

1-2

2,85

0,412

0,341

225,71

1-тп

2,64

0,578

0,355

308,02


Таблицы 2.3 – Результаты расчетов после реконструкции

участка

L,

км

Сопротивление

провода,Ом/км

U,

В

U%

ro

х0

5-6

0,27

0,443

0,097

7,1297

0,65

4-5

5,5

0,443

0,097

7,787

3-4

0,8

0,443

0,097

12,756

2-3

0,5

0,253

0,092

8,6071

1-2

2,85

0,253

0,092

10,311

1-тп

2,64

0,443

0,097

19,245

3 Расчет токов короткого замыкания

3.1 Схема замещения сети и ее преобразования

Рисунок 3.1 – Расчетная схема сети

Рисунок 3.2 – Схема замещения сети


Расчетная схема

Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Для этого все параметры схемы приводим к базисной системе величин:

Принимаем:

– напряжение ступени в которой находится точка короткого замыкания.

  1.  Определим номинальную мощность отключения

,

(3.1)

где

– ток номинального отключения автомата.

,

  1.  Определим сопротивление энергосистемы

,

(3.2)

где:. – мощность к.з. (по заданию );

– базисная мощность.

.

  1.  Определим сопротивление в линии электропередачи 10 кВ

;

(3.3)

;

(3.4)

,

(3.5)

где – удельное активное, индуктивное сопротивления проводов,

– длина провода, км (см. рис. 3.1).

;

;

.

4) Определим базисное сопротивление трансформатра.

;

(3.6)

;

(3.7)

,

(3.8)

где  – паспортные данные трансформатора.

ТП 1 (ТМ – 400кВА 10/0,4кВ):

;

;

;

 Таблица 3.1 – Сопротивление участков сети

Участка

Rл. 

Хл.

Zл.

Длина участка l. км.

Сопротивление провода

Напряжение, кВ.

ro, Ом/км.

хo, Ом/км.

1

2

3

4

5

6

7

8

0-к1

1,502

0,329

1,538

3,74

0,443

0,097

10,5

к1-к2

0,562

0,123

0,575

1,4

0,443

0,097

10,5

к2-к3

0,167

0,06

0,178

0,73

0,253

0,092

0,4

к2-к4

0,121

0,044

0,129

0,53

0,253

0,092

0,4

к2-к5

0,094

0,034

0,1

0,41

0,253

0,092

0,4

к2-к6

0,068

0,025

0,073

0,3

0,253

0,092

0,4

к2-к7

0,174

0,063

0,185

0,76

0,253

0,092

0,4

к2-к8

0,252

0,091

0,268

1,1

0,253

0,092

0,4

Результирующие сопротивления до соответствующих точек к.з.:

;

;


Базисные токи:

;

.

3.2 Токи трехфазного короткого замыкания

Токи трехфазного короткого замыкания в расчетных точках:

,

(3.9)

где – эквивалентное сопротивление для точки к-i;

–трёхфазный ток КЗ в точке к-i,кА.

;

;

;

;

;

;

;

;


3.3 Токи двухфазного короткого замыкания

Токи двухфазного короткого замыкания:

.

(3.10)

;

;

;

;

;

;

;

;

3.4 Ударные токи короткого замыкания:

Определение ударных (однофазных) токов короткого замыкания

,

(3.11)

где  –ударный коэффициент

;

(3.12)

.

(3.13)

Определяем ударный ток для точки К1.

;

;

.


Таблица 3.2 – Ударные токи короткого замыкания

№ участка к.з.

К1

0,014544619

1,5028

6836,5

К2

0,014544619

1,5028

5079,6

К3

0,008757962

1,3192

2163,2

К4

0,008757962

1,3192

1260,5

К5

0,008757962

1,3192

804,95

К6

0,008757962

1,3192

703,14

К7

0,008757962

1,3192

530,63

К8

0,008757962

1,3192

390,35

3.5 Расчет токов однофазного короткого замыкания

Электрические сети всех напряжений необходимо проверить на чувствительность срабатывания защиты при минимальных токах короткого замыкания

,

(3.14)

где - полное сопротивление к.з. на корпус трансформатора

;

- сопротивление петли «фаза-ноль»

,

(3.15)

где  - удельные сопротивления фазного и нулевого провода соответственно

 

;

.


Таблица 3.3 – токи однофазного короткого замыкания

№ участка к.з.

Zп

Iк.з

К3

0,8648

247,35

К4

0,6279

331,93

К5

0,4857

417,62

К6

0,3554

547,07

К7

0,9003

238,24

К8

1,3032

168,1

4 Выбор электрической аппаратуры в сетях 10 и 0,38 кВ

Для обеспечения необходимой защиты, от не номинальных режимов работы сетей, оперативных включений и обеспечения контроля параметров электрических величин в сетях 10 и 0,38 кВ устанавливаются следующие аппараты:

1) На стороне высокого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ устанавливаются высоковольтные предохранители для защиты от токов короткого замыкания и разъединители для создания видимого разрыва в линии.

2) На стороне низкого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ устанавливаются автоматические выключатели для защиты линий от коротких замыканий и перегрузок.

4.1 Выбор разъединителей

Разъединители служат для создания видимого разрыва и отключения тока холостого хода трансформаторов.

В нашем случае будет установлено один разъединитель перед трансформаторной подстанцией 10/0,4 кВ мощностью 400 кВА.

Выбор разъединителя перед трансформаторной подстанцией 400 кВА


Разъединитель выбирают:

1. По напряжению

;

(4.1)

,

где:  – номинальное напряжение разъединителя (по каталогу), кВ.

2. По длительному току

;

(4.2)

;

;

(4.3)

,

где:  – номинальный ток разъединителя (по каталогу), А;

– номинальная мощность трансформатора, кВА.

Разъединитель проверяют:

1. На электродинамическую устойчивость к токам короткого замыкания

а) по действующему значению тока

;

(4.4)

,

б) По амплитудному значению тока

;

(4.5)

;

(4.6)

.

2. На термическую устойчивость к токам короткого замыкания по тепловому импульсу

;

(4.7)

;

;

По расчётным данным, выбираем разъединитель РЛНД -10/400 с техническими данными:


Таблица 4.1 – Технические данные

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

РЛНД -10/400

10 кВ

10 кВ

32,37 А

400 А

4,48 кА

25 кА

23,8 с

25

4.2 Выбор плавких предохранителей напряжением 10кВ

Плавкие предохранители применяются для защиты трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ от токов К.З.

Плавкие предохранители устанавливаются перед трансформаторами на стороне высокого напряжения. Выбор предохранителей перед трансформатором 400 кВА

Предохранители выбирают:

1. По напряжению

;

(4.8)

,

где:  – номинальное напряжение предохранителя (по каталогу), кВ.

2. По длительному току

;

(4.9)

;

;

(4.10)

,

где:  – номинальный ток предохранителя (по каталогу), А;

– номинальная мощность трансформатора, кВА.

3. По отключающей способности:

(4.11)

где:  – номинальный ток отключения предохранителя, А.

4. По номинальному току плавкой вставки:

;

(4.12)

,

где:  – номинальный ток плавкой вставки предохранителя, для трансформатора данной мощности, А.

Предохранители проверяют по:

1. На селективность с аппаратами защиты со стороны 0,38 кВ


(4.13)

,

где: – время плавления плавкой вставки предохранителя при К.З. на стороне 0,38 кВ, с;

– полное время срабатывания автоматических выключателей с электромагнитным расцепителем на стороне 0,38 кВ, с;

– минимальная ступень селективности, с;

– коэффициент приведения каталожного времени плавления плавкой вставки и времени её разогрева.

2. На допустимое время протекания тока К.З. со стороны 0,38 кВ в трансформаторе по условию его термической стойкости

;

(4.14)

,

где:  – допустимое время протекания тока К.З. в трансформаторе, с.

;

(4.15)

;

где:  – коэффициент трансформации трансформатора. ;

- номинальный ток трансформатора на стороне высокого напряжения, А;

– ток короткого замыкания на стороне 0,38 кВ трансформатора 400 кВА, А.

По расчётным данным, выбираем высоковольтные предохранители для трансформатора, номинальной мощностью 400 кВА (ПН-120) с техническими данными:

Таблица 4.2 – технические данные

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

ПН-120

10 кВ

10 кВ

32,37 А

120 А

3,7 кА

17,3 кА

32,37 А

50 А

4.3 Выбор автоматических выключателей на стороне низкого напряжения трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ.

Автоматический выключатель предназначен для защиты линий 0,38 кВ от токов коротких замыканий и перегрузки. Автоматы устанавливаются на стороне 0,38 кВ трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ на каждую линию. В нашем случае на трансформаторных подстанциях будет установлено по пять автоматов для защиты отходящих линий.

Выбор автоматического выключателя для линии Л1 ТП1

Автоматический выключатель выбирается:

1) По номинальному току:

;

(4.16)

,

где:  – номинальный ток автомата, А;

– максимальный рабочий ток головного участка линии, А.

2) По номинальному току расцепителей автоматов

;

(4.17)

;

;

(4.18)

,

где:  – номинальный ток электромагнитного расцепителя, А;

– номинальный ток теплового расцепителя, А.

Автоматические выключатели проверяют:

1) По току срабатывания электромагнитного расцепителя

,

(4.19)

где:  – ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А.

;

(4.20)

,

где:  – кратность срабатывания электромагнитного расцепителя (по каталогу).

.

2) По кратности тока однофазного К.З., к номинальному току электромагнитного расцепителя

;

(4.21)

.

3) По отключающей способности

;

(4.22)

,

где:  – номинальный ток отключения автомата, А.

По расчётным данным выбираем автоматический выключатель ВА, технические данные выключателей занесены в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 – Технические данные

Номер линии

Тип

Номинальный ток, А

Число полюсов

Род расцепителя

Номинальный

ток расцепителя, А

КЧ

Однофазный ток короткого замыкания

Предельная коммутационная способность, А

1

ВА57

100

3

Комбинир.

80

6

247,35

9000

2

ВА57

100

3

Комбинир.

30

21

331,93

9000

3

ВА57

100

3

Комбинир.

30

28

417,62

9000

4

ВА57

100

3

Комбинир.

100

5,4

547,07

9000

5

ВА57

100

3

Комбинир.

50

6,8

238,24

9000

6

ВА57

100

3

Комбинир.