Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

886,23 Кб
Опубликовано:

2017-02-15

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

Дипломная работа

Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА КАДНИКОВСКИЙ

.1 Расчет силовых нагрузок для отдельно взятой трансформаторной подстанции

.2 Расчет осветительных нагрузок для отдельно взятой трансформаторной подстанции

.3 Определение общей нагрузки населённого пункта

ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ КТП

.1 Выбор силовых трансформаторов для отдельно взятой ТП

.2 Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10 КВ НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА

.1 Разработка схемы электрической сети 10 кВ

.2 Выбор воздушных линий 10 кВ

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 0,38 КВ

.1 Разработка схемы электрической сети 0,38 кВ

.2 Выбор воздушных линий 0,38 кВ

.3 Расчет наружного освещения

ВЫБОР СХЕМ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ВРУ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

.1 Выбор схемы ВРУ

.2 Основное оборудование ВРУ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЗДАНИЯ

.1 Расчет токов короткого замыкания

.2 Выбор аппаратов защиты

.3 Светотехнический расчет помещений

РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СХЕМЕ НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА

.1 Расчет токов КЗ в сети 10 кВ

.2 расчет токов КЗ в сети напряжением 0,38 кВ

.2.1 Расчет токов трехфазного КЗ

.2 .2 Расчет токов однофазного КЗ

ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ КТП И СЕТЕЙ 10 КВ, 0,38 КВ ПО ТОКУ КЗ

.1 Выбор высоковольтных выключателей

.2 Выбор и проверка трансформаторов тока

.3 Выбор и проверка выключателей нагрузки

.4 Выбор и проверка предохранителей

.5 Выбор и проверка автоматических выключателей

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ

.1 Защита линий

.2 Расчет устройств автоматического повторного включения линии 10 кВ с односторонним питанием

.3 Защита трансформаторов

11 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭЛЕКТРОСБЕРЕЖЕНИЮ 81

12. МОЛНИЕЗАЩИТА ОБЪЕКТОВ. ЗАЗЕМЛЕНИЕ КТП 86

.1 Молниезащита

БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

.1 Введение. Электробезопасность

.2Классификация помещений по степени поражения электрическим током

.3 Расчет заземляющего устройства ЗТП

.4 Первичные средства тушения пожаров в электроустановках

.5 Быстровозводимые убежища

ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 9

.1 Определение сметной стоимости

.2 Расчет численности электромонтажной бригады

.3 Организация электромонтажных работ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Смета

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Пересчёт смета в цены 1 квартал 2016

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Ленточный график электромонтажных работ

трансформатор подстанция электрическая сеть киловольт

ВВЕДЕНИЕ

Системой электроснабжения населённого пункта называется совокупность электрических станций, понижающих и преобразовательных подстанций, питающих и распределительных линий и электроприемников, обеспечивающих снабжение электроэнергией технологических процессов коммунально-бытовых и промышленных потребителей, расположенных на территории поселка.

Источником питания систем электроснабжения населенного пункта являются районные электрические станции и понижающие подстанции.

Центром питания называется распределительное устройство генераторного напряжения электрической станции или распределительное устройство вторичного напряжения 10 − 20 кВ понижающей подстанции, к шинам которого присоединяются распределительные сети данного района.

Потребителями электроэнергии называются группы приемников электроэнергии, объединенные общим законченным технологическим процессом и расположенные на общей территории.

Задачами проектирования системы электроснабжения населённого пункта является создание экономически целесообразных систем, обеспечивающих необходимое качество комплексного электроснабжения всех потребителей (по надежности питания и качеству электроэнергии), а также обеспечивающих их экономическую эксплуатацию, на основе государственных норм, соответствующих технологических инструкций и указаний.

В настоящей выпускной квалификационной работе рассматривается вопрос электроснабжения населённого пункта Кадниковский, электропитание потребителей которого осуществляется от тяговой понижающей подстанции 220/27,5/10,5 кВ.

1 Краткая характеристика электропотребителей

В выпускной квалификационной работе рассматривается населённый пункт, питание которого осуществляется за счет тринадцати комплектных трансформаторных подстанций (КТП). Проектом предусматривается осуществление питания электрических нагрузок населённого пункта посредством воздушных линий 0,38 кВ от КТП- 10/0,4. КТП в свою очередь запитываются от распределительного пункта тяговой понизительной подстанции 220/27,5/10,5 посредством воздушных линий 10 кВ.

Потребителями электроэнергии населённого пункта являются жилые дома, учреждения и устройства повседневного обслуживания населения (магазины, детские сады, школы, и т. д.) высотой не более двух этажей.

Потребителями энергии жилых домов и коммунально-бытовых зданий являются осветительные и бытовые приборы и силовое электрооборудование.

В соответствии с ПУЭ [9] все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три категории. Под надежностью электроснабжения понимают способность системы электроснабжения и ее отдельных частей обеспечивать бесперебойное снабжение потребителей электрической энергией. Требования к надежности электроснабжения определяют выбор схем электрических сетей, объем и способы резервирования. Под резервированием понимается дублирование элементов системы электроснабжения (резервная линия электропередачи, резервный трансформатор, аварийная система освещения, устройства АВР и т. д.)

По категории надежности большая часть электроприемников населённого пункта являются электропотребителями II и III категории. К потребителям I категории относятся электроприемники районной больницы, а также электроприемники противопожарных устройств и сигнализации.

Питание потребителей I категории осуществляется от разных трансформаторных подстанций, при этом на шинах 0,4 кВ двухтрансформаторных КТП, а также непосредственно у потребителя предусмотрено АВР, для противопожарной и охранной сигнализации используются аккумуляторные устройства в режиме постоянной подзарядки. Электроснабжение потребителей II категории осуществляется по двухцепным линиям, присоединенным к одной или нескольким ТП. Электроснабжение потребителей III категории выполняется от одного источника питания, но в соответствии с требованием ПУЭ [9] необходимые перерывы электропитания, связанные с проведением ремонта или заменой поврежденного элемента питающей электросистемы не превышают 1 сутки.

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА

Приведем пример расчета электрических нагрузок для отдельно взятой трансформаторной подстанции. Результаты расчета электрических нагрузок по другим КТП представлены в табл. 2.2.

2.1 Расчет силовых нагрузок для отдельно взятой ТП

Расчет электрических нагрузок проведем методом коэффициента участия в максимуме нагрузок потребителей относительно наибольшей нагрузки.

Расчетная нагрузка трансформаторной подстанции при смешанном питании потребителей различного назначения (жилых домов и общественных зданий или помещений) Р_р определяется по формуле:

кВт, (2.1)

где Р_зд.max - наибольшая из нагрузок зданий, питаемых трансформаторной подстанцией, кВт;

Р_уст,i − расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку;

к_ум,i - коэффициенты, учитывающие долю электрических нагрузок общественных зданий (помещений) и жилых домов (квартир и силовых электроприемников) в наибольшей расчетной нагрузке.

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

квар, (2.2)

Где tgφ - коэффициент реактивной мощности.

Полную расчетную нагрузку потребителя электроэнергии определяем по выражению:

кВ·А

Результаты расчета силовых нагрузок рассматриваемой ТП представлены в табл. 2.1.

Таблица 2.1- Расчет силовых нагрузок

Позиция	Название объекта	Р_уст,кВт	Кол-во	Р_уст∑, кВт	к_ум	Р_р,кВт	cоs φ	tg φ	Q_р, квар	S_р, кВ·А
1	Жилой дом на одну семью	2,2	28	61,6	0,4	24,64	0,96	0,29	7,1	25,7
2	8 квартирный жилой дом	16	5	80	0,4	64	0,96	0,29	18,6	46,6
3	2 квартирный жилой дом	4,4	10	44	0,4	3,52	0,96	0,29	1,0	33,6
5	Администрация	50	1	20	0,8	40	0,9	0,48	19,2	44,4
6	Гаражи Администрации	20	1	20	0,7	14	0,9	0,48	6,7	15,5
7	Начальная школа	35	1	50	1	35	0,92	0,43	15,05	38
8	Школа	5	1	5	0,7	3,5	0,95	0,33	1,2	3,7
9	Общежитие школы	10	1	10	0,7	7	0,95	0,33	2,3	7,4
10	Библиотека	5	1	5	0,7	3,5	0,92	0,43	1,5	3,8
11	Пекарня	50	1	50	0,7	28	0,95	0,33	9,2	39.5
12	Ясли	20	1	20	0,8	16	0,97	0,26	4,2	9,9
13	Детский сад	20	1	20	0,8	16	0,97	0,26	4,2	9,9
14	Магазин «Континент»	10	1	10	0,8	8	0,82	0,7	5,6	9,8
15	Магазин «Вечерний»	15	1	15	0,8	12	0,85	0,62	7,4	14,1
16	Магазин «Золотое кольцо»	20	1	20	0,8	16	0,85	0,62	9,9	18,8
17	Магазин «Восток»	15	1	15	0,8	12	0,85	0,62	7,4	14,1
18	Универмаг	15	2	30	0,8	24	0,85	0,62	14,9	28,2
19	Контора ООО Вожега-лес	20	1	20	0,7	14	0,9	0,48	6,7	15,5
∑		-	-	460,4	-	340,2	0,92	0,43	141	368,4

2.2 Расчет осветительных нагрузок для отдельно взятой ТП

В сетях наружного освещения применяют напряжение 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали.

Проектом предусматривается выполнение уличного освещения населённого пункта светильника ЖКУ 21-70 с лампами ДНаТ-150 (150 Вт) для освещения улиц и светильниками ЖКУ 21-100 с лампами ДНаТ-70 (70 Вт) для освещения входа в жилые дома и общественные здания. Более подробно расчет наружного освещения рассмотрен в п.5.3 настоящего проекта. Осветительную нагрузку ТП рассчитаем при cоsφ=0,85 (нормальный режим работы осветительной сети).

Активная расчетная мощность освещения определяется по выражению:

кВт, (2.4)

гдеР_р.св - расчетная активная мощность светильника;_св - количество светильников.

Р_р.осв=0,15∙20+0,07∙60=7,2 (кВт).

Расчетная реактивная мощность освещения определяется по выражению:

квар, (2.5)

Q_р.осв=0,62∙7,2=4,46 (квар).

Полная расчетная мощность освещения определяется по выражению:

кВ∙А, (2.6)

S_р.осв= √7,2²+4,464²= 8,47 (кВ∙А).

2.3 Определение общей нагрузки населённого пункта

Расчет силовых и осветительных нагрузок для остальных ТП населённого пункта производится аналогично методике, представленной в п. 2.1 - 2.2.

Таблица 2.2 - Расчетные нагрузки населённого пункта

Позиция	Наименование №	S_р, кВ∙А
1	КТП 1	162,5
2	КТП 2	158,3
3	КТП 3	164,7
4	КТП 4	323,6
5	КТП 5	422,5
6	КТП 6	105,4
7	КТП 7	438,4
8	376,8
9	КТП 9	106,2
10	КТП 10	250
11	КТП 11	211,6
12	КТП 12	324,7
13	КТП 13	206,1
∑	------	3250,8

3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ КТП

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) предназначены для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц.

При применении комплектных устройств повышаются качество электроустановки, надежность ее работы, удобство и безопасность обслуживания, упрощается строительная часть электроустановок, обеспечивается быстрое расширение и мобильность при реконструкции. Электромонтаж сводится лишь к установке нужных комплектных устройств и присоединению их к электрическим сетям.

хКТПК(п) представляет собой закрытые цельнометаллические помещения одно-, двух- или трехблочного исполнения, выполненные в виде силовых каркасов обшитых панелями из листовой стали толщиной 2 мм. Имеются двери с каждой обслуживаемой стороны. Все двери снабжены внутренними замками под спецключ и петлями под наружные навесные замки. В помещениях располагаются: отсеки РУВН с коммутационными аппаратами 10(6) кВ, отсеки РУНН с панелями управления, отсеки силовых трансформаторов, открытые ошиновки 0,4 и 10 кВ. Для осмотра состояния предохранителей и контактных групп высоковольтных разъединителей, без снятия напряжения, предусмотрены смотровые окна на технологических дверях вводных ячеек. Для осмотра трансформаторов без снятия напряжения предусмотрены сетчатые ограждения на шарнирах со стороны сплошных дверей. В отсеках РУНН расположены: вводные рубильники и автоматические выключатели системы АВР, выделенные в отдельные отсеки, трансформаторы тока, сборные шины, к которым присоединены автоматические выключатели отходящих линий, аппаратура защиты, учета и управления, наружного освещения, собственных нужд.

На крышах 2хКТПК(п) типа воздух/воздух предусмотрены технологические отверстия для установки шкафов приемных устройств высокого напряжения и места крепления кронштейнов для подключения воздушных линий 0,38 кВ. В верхней части шкафов приемных устройств высокого напряжения предусмотрены крепления для установки разрядников или ограничителей перенапряжения. Провода для присоединения к воздушным линиям 0,38 кВ прокладываются по стенкам отсека РУНН в специальных коробах.

Приведем пример расчета выбора числа и мощности силовых трансформаторов для отдельно взятой трансформаторной подстанции. Результаты расчета по другим ТП представим в табл. 3.2.

3.1 Выбор силовых трансформаторов для отдельно взятой ТП

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа, мощности, а также в технико-экономическом обосновании принятого варианта. Для данного населенного пункта преобладают потребители электроэнергии II и III категории надежности. Коэффициент загрузки трансформатора 0,7 - 0,8.

Число трансформаторов определяем по формуле:

шт. (3.1)

где P_p - расчетная активная нагрузка трансформатора, кВт;

к_з - коэффициент загрузки трансформатора;_ном.т - номинальная мощность трансформатора, кВ·А[23].

Рассмотрим варианты выбора минимального числа трансформаторов:

Уточняем коэффициент загрузки трансформаторов по выражению:

(3.2)

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

(3.3)

Для масляных трансформаторов к_з.ав должен быть не более 1,4. Таким образом, к установке принимаем 2 трансформатора по 400 кВ·А.

3.2 Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов

Рассчитываем приведенные затраты для выбора экономически целесообразного варианта.

тыс.руб./год, (3.4)

гдеi = 1,2,3… - варианты;

К - капиталовложения в электроустановку, тыс. руб./год,

определим, как:

тыс.руб./год, (3.5)

Где n - число электроустановок;

Ц_отр - оптовая цена оборудования, тыс. руб./год.

Определяется по региональным ценникам. Цены на оборудование возьмем по прайс-листу организаций-поставщиков за 2015 год.

тыс.руб./год, (3.6)

Где δ_т -коэффициент, учитывающий расходысвязанные с приобретением оборудования,

δ_т = 0,06 - для оборудования с массой свыше тонны;

δ_т = 0,1 - для оборудования с небольшой массой;

δ_с - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы,

δ_с = 0,02…0,08 в зависимости от массы и сложности оборудования;

δ_м - коэффициент затрат на строительные работы,

δ_м = 0,1…0,15 от оптовой цены оборудования;

Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Принимается не менее действующего банковского процента. (Е = 0,25);

И_гi - ежегодные затраты в i - том варианте (без учета амортизации на реновацию), тыс. руб/год.

тыс.руб./год, (3.7)

Где И_об - издержки на обслуживание и ремонт, тыс.руб/год,

, тыс.руб./год, (3.8)

Где Н_а - норма ежегодных расходов на обслуживание и ремонт, %;

Для трансформаторов Н_обсл = 1,0%, Н_рем = 2,9%;

И_ΔW - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой установке за год, тыс. руб./год.

тыс.руб./год, (3.9)

Где β - средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/(кВт∙ч), зависящая от времени использования максимальной нагрузки Т_max и географического местоположения электроустановки. Для энергосистемы: β =3,83 руб./кВт·ч.

Стоимость электроэнергии в энергосистеме, с учетом НДС:

β=3,83·1,18=3,72 (руб/кВт·ч);

ΔW_год - годовые потери электроэнергии в электроустановке, кВт·ч.

Если на подстанции будет установлено n одинаковых трансформаторов номинальной мощностью S_н.тр каждый, а нагрузка составляет S_нагр, то потери рассчитывают по формуле:

кВт·ч, (3.10)

где n_тр - количество трансформаторов шт.;

Т_р - время работы трансформатора за год, ч;

ΔР_xx - потери холостого хода трансформатора, кВт[23];

ΔР_кз - потери короткого замыкания трансформатора, кВт[23];

τ_max - наибольшее время в году с максимальной нагрузкой, ч.

ч, (3.11)

где Т_max - годовое число часов использования максимума нагрузки, Т_max = 4600 ч.

Сравним два варианта трансформаторов типов ТМ-250/10/0,4 и ТМ-400/10/0,4 при расчетной мощности S_р = 323,6 кВ·А.

Для первого варианта (ТМ-250/10/0,4) капиталовложения составят:

Ц_отр=173,224·1=173,224 (тыс. руб);

К_∑тр1=2·173,224·(1+0,01+0,06+0,1)=405,344 (тыс.руб);

Ежегодные издержки на обслуживание и ремонт составят:

Ежегодные издержки на потери электроэнергии:

И_ΔW=3,72·21912=81,447 (тыс.руб./год);

И_r1=15,8+81,447=97,247 (тыс.руб./год);

Приведенные затраты для первого варианта:

З_r1=(0,035+0,25)·405,344+97,247=198,583 (тыс.руб./год);

Аналогичным образом рассчитаем приведенные затраты для второго варианта (ТМ-400/10/0,4). Капиталовложения составят:

Ц_отр=223,551·1=223,551 (тыс. руб.);

К_∑тр2=2·223,551·(1+0,01+0,06+0,1)=523,109 (тыс.руб.);

Ежегодные издержки на обслуживание и ремонт составят:

Ежегодные издержки на потери электроэнергии:

И_ΔW=3,72·20851=77,566 (тыс.руб./год);

И_r2=20,4+77,566=97,966 (тыс.руб./год);

Приведенные затраты для второго варианта:

З_r2=(0,035+0,25)·523,109+77,586=228,744 (тыс.руб./год).

Полученные результаты запишем в табл. 3.1

Таблица 3.1- Технико-экономическое сравнение вариантов

Марка тр-ра	К, тыс.руб	И_об, тыс.руб/год	И_ΔW, тыс.руб/год	И_г, тыс.руб/год	ΔW_год, МВт·ч/год	З, тыс.руб/год
ТМГ-250/10/0,4	405,344	15,8	81,447	97,247	21,912	198,583
ТМГ-400/10/0,4	523,109	20,4	77,566	97,966	20,851	228,743

Из произведенных выше расчетов видно, что при установке двух трансформаторов ТМГ-400/10/0,4, наблюдается снижение приведенных затрат, имеется годовой экономический эффект.

Аналогично выбираем трансформаторы и для остальных ТП. Результаты выбора представлены в табл. 3.2

Таблица 3.2 - Выбор трансформаторов для КТП

Позиция	Наименование № ТП	Количество Тр-ров	Номинальная мощность трансформатора, кВ·А
1	КТП 1	1	250
2	КТП 2	1	250
3	КТП 3	1	250
4	КТП 4	2	250
5	КТП 5	2	400
6	КТП 6	1	160
7	КТП 7	2	400
8	КТП 8	2	400
9	КТП 9	1	160
10	КТП 10	1	400
11	КТП 11	2	160
12	КТП 12	2	250
13	КТП 13	2	160

4 РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10 КВ

Сети распределения электроэнергии должны обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения приёмников электроэнергии в зависимости от их категории надёжности, быть удобными и безопасными в эксплуатации, иметь оптимальные технико-экономические показатели, и конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа[9].

Согласно 4.3.2 [7] построение электрической сети по условиям обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, как правило, выполняется применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого посёлка. При наличии отдельных электроприемников более высокой категории этот принцип построения сетей дополняется необходимыми мерами по созданию требуемой надежности электроснабжения этих электроприемников[9].

Электроприемники I категории надежности должны быть запитаны от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания[9]. Электроприемники II категории рекомендуется запитывать от двух независимых взаиморезервируемых источников, перерыв в электроснабжении допустим на время необходимое для включения резервного питания[9]. Электроприемники III категории могут быть запитаны от одного источника питания, и перерыв в их электроснабжении допустим на время, не превышающее 1 сутки[9].

4.1 Разработка схемы распределительной сети 10 кВ

Для сети 10 кВ выберем петлевую распределительную сеть (рис. 4.1). В нормальном режиме петлевые линии 10 кВ размыкаются на одной из ТП. Для питания потребителей II категории с целью повышения надежности электроснабжения между ТП 10/0,4 кВ прокладываются линии 10 кВ, по которым осуществляется резервирование питания каждой из ТП в случае повреждения на любом участке петлевой линии.

Обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей I категории (амбулотория,ФАП) обеспечивается наличием дизель-генератора ДЭС-100, кроме этого, на шинах 0,38кВ двухтрансформаторной ТП и в ВРУ потребителя предусмотрено устройство АВР.

Рисунок 1- Петлевая схема электроснабжения

4.2 Выбор воздушных линий 10 кВ

Расчетные нагрузки линий и распределительных пунктов 10 - 20 кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов, питающихся по данному элементу сети, на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок, принимаемый по табл. 46.6 [3].

Определим расчетную нагрузку для каждой из линий питающей проектируемый населённый пункт:

кВ∙А (4.1)

Где S_ктп,i - расчетная мощность одной КТП,

к_см - коэффициент совмещения максимумов нагрузки трансформаторов в зависимости от их количества, табл.46.6 [3].

Определим расчетный ток для каждой из линий:

А; (4.2)

При выборе токоведущих частей учитываются два фактора: требование к экономичности и нагрев проводников длительным током.

Определим сечение провода по экономической плотности тока:

мм² , (4.3)

гдеj_эк - экономическая плотность тока[23], j_эк = 1,4 А/мм[23].

Принимаем наименьшее допустимое значение 70 мм².

Сети 10 кВ выполним самонесущими изолированными проводами марки СИП 3×70 (провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, с нулевой несущей жилой, изолированной светостабилизированным сшитым полиэтиленом).

Воздушные линии электропередачи с применением самонесущих изолированных проводов известны уже более пятидесяти лет и находят все большее применение. Впервые самонесущие изолированные провода (СИП) были применены в США и Канаде, а позднее в странах западной Европы, Швеции, Финляндии, Норвегии и Франции. Началом применения СИП в России можно считать 1988 год, когда были смонтированы первые две экспериментальные линии длинной 1 км, в Геленджике и Калуге.

Накопленный в России опыт эксплуатации, более чем за десятилетнюю историю применения СИП, показывает бесспорные преимущества изолированных проводов перед неизолированными, среди некоторых из них можно отметить:

) высокую надежность и бесперебойность энергоснабжения, вызванную защитой от случайного схлестывания проводов, КЗ, падений деревьев и опор,

) снижение эксплуатационных затрат до 80%, связанных с расчистками и обходами трасс и аварийными ремонтами,

) снижение энергопотерь (реактивное сопротивление изолированного провода более чем в 3 раза ниже, чем неизолированного),

) минимальное налипание снега и гололеда, вызванное гладкой не смачиваемой структурой полиэтилена, который, являясь неполярным диэлектриком, не имеет ни химических, ни электрических связей при взаимодействии с мокрым снегом,

) поскольку температура начала горения изоляции и плавления алюминия близка, отсутствует смысл в хищении кабеля, так как перед сдачей в пункт приема металлолома кабель необходимо отжечь для снятия изоляции, вследствие чего образуется бесформенная масса, непригодная для дальнейшего использования.

Определим сечение проводника по длительно-допустимому току:

А, (4.4)

где I_доп - длительно допустимый ток провода, А;_р - расчетный ток линии, А;

К_ср - коэффициент среды[11];

К_пр - коэффициент прокладки[11].

Для провода СИП 3×70 длительно допустимый ток I_доп = 310 А[11].

Наибольшие потери напряжения на участках петлевых схем, работающих разомкнуто, выполненные проводом одного сечения по длине линии и питающих нагрузки, расположенные примерно на одинаковых расстояниях друг от друга определяются следующим образом:

(4.5)

Допустимые потери напряжения в нормальном режиме в часы максимума энергосистемы равны 5%. В послеаварийных режимах допускается дополнительное снижение напряжения еще на 5%.

Найдем потери напряжения в конце питающих линий:

5 РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 0,38 КВ

Приведем пример расчета электрических сетей 0,38 кВ для отдельно взятой части электроснабжения населённого пункта. Расчет электрических нагрузок для ТП, питающих рассматриваемый участок, приведен в п.2 данной квыпускной квалифиционной работы.

5.1 Разработка схемы электрической сети 0,38 кВ

В нашем рассматриваемом населённом пункту имеются потребители I, II и III категории надежности электроснабжения.

Для питания потребителей II и III категории выберем радиально-магистральную распределительную сеть, такая сеть характеризуется наименьшими капиталовложениями на осуществление электроснабжения потребителей. Электроприемники III категории запитываем по одной линии, при этом проведение аварийного ремонта линии не должно превышать 1 суток.

Прокладываем по одной линии от КТП до каждого потребителя, при этом между воздушными линиями прокладывается перемычка, позволяет снабжать любого из потребителей при выходе из строя одной из питающих линий. При выборе сечения линий необходимо учитывать всю суммарную нагрузку питающих потребителей, сечение провода перемычки берётся по наибольшей нагрузке.

Снабжение электроприемников II категории осуществляется по двухцепной линии к каждому вводно-распределительному устройству.

Для питания потребителей I категории применяем радиально резервируемые схемы, при этом на шинах 0,4 кВ КТП и у потребителя I категории должно быть установлено АВР.

5.2 Выбор воздушных линий 0,38 кВ

Воздушные ЛЭП 0,38 кВ населённого пункта выполним проводами марки СИП 2А.

Определение сечения проводника по длительно-допустимому току:

А, (5.1)

где I_доп - длительно допустимый ток провода, А;_р - расчетный ток линии, А;

К_ср - коэффициент среды[11];

К_пр - коэффициент прокладки[11].

Проверка выбранного провода по потере напряжения:

(5.2)

Где L_вл - длина воздушной линии, км;₀, x₀ - активное и реактивное удельные сопротивления ЛЭП соответственно, Ом/км;оs φ, sin φ - коэффициенты мощности;

- коэффициент, учитывающий снижение тока вдоль магистральной линии.

Приведем пример для выбора провода для одной из линий.

Исходные данные:

протяженность линии L_вл = 0,42 км;

К_ср=1, К_пр=1;

в соответствии с [1] табл. 2.4.1. для линий, прокладываемых в II районе по гололеду min сечение провода принимается 50 мм²;

- удельные сопротивления провода равны: r₀=0,44 (Ом/км), x₀=0,1 (Ом/км).

Расчетный ток в линии равен:

А, (5.3)

Выбираем провод марки СИП 2А (3×70+1×90+1×16) для которого:

Отсюда следует вывод, что выбранный провод можно применять к установке.

Выбранный нами провод выполнен следующим образом: фазные провода выполнены сечением 70 мм², нейтраль является несущей нагрузку жилой и имеет сечение 90 мм², фонарный провод имеет сечение 16 мм².

Для данного объекта cоsφ = 0,92, sinφ = 0,39.

Потеря напряжения в линии составит:

Данная линия проходит по потерям напряжения. Расчеты для остальных ВЛ 0,38 кВ аналогичны. В случае, если линия не проходит по потерям напряжения, то увеличиваем сечение провода. Результаты расчета сводим в табл. 5.1

В соответствии с [1] все вводы выполняем проводом марки СИП 2А (1×16+1×25), I_доп = 105 А, а рабочий ток самого мощного потребителя I_р=82,6 А.

Таблица 5.1- Выбор и проверка проводов и кабелей на напряжение 0,4 кВ

Номер линии	Марка провода и кабеля	S_р, кВ·А	I_p, А	I_доп, А	L, км	r₀, Ом/км	cоsφ	x₀, Ом/км	sinφ	ΔU, %
1	СИП 2А (3×70+1×90+1×16)	86,75	131,8	240	0,39	0,44	0,92	0,1	0,39	4,9
2	СИП 2А (3×70+1×90+1×16)	112,08	170,3	240	0,30	0,44	0,92	0,1	0,39	4,9
3	СИП 2А(3×50+1×70+1×16)	40,78	62	195	0,33	0,64	0,92	0,1	0,39	2,7
4	СИП 2А (3×70+1×90+1×16)	127,2	193,3	240	0,24	0,44	0,92	0,1	0,39	4,4

5.3 Расчет наружного освещения

Освещение городских улиц и дорог проектируется, исходя из нормируемых значений средней яркости дорожных покрытий. Светильники выбираются в зависимости от ширины проезжей части, выбранной схемы размещения светильников и высоты их подвеса. Рассмотрим расчет наружного освещения для участка улицы, ширина проезжей части которой равна 10 м. Согласно классификации из [19] данная улица относится к категории В, средняя яркость покрытия 0,6 кд/м², средняя горизонтальная освещенность покрытия - 4 лк[19].

В установках наружного освещения при средней яркости дорожного покрытия 0,4 кд/м² и более, средней освещенности большей или равной 4 лк преимущественно применяются светильники с газоразрядными лампами. При ширине проезжей части менее 12 м рекомендуется одностороннее расположение светильников.

Уличное освещение рассматриваемого участка улицы выполним односторонним светильниками типа ЖКУ 21-150 (консольный, закрытый, зеркальный, защитное стекло из прозрачной пластмассы, корпус штампованный) с дуговыми натриевыми лампами высокого давления мощностью 150 Вт (ДНаТ - 150). Высоту установки светильников h_св примем 10 м. Задача расчета наружного освещения состоит в определении расстояния (шага) между светильниками. Светотехнический расчет ведется методом коэффициента использования светового потока [20].

Определим отношение ширины проезжей части улицы b к высоте установки светильников h_сви соответсвующий коэффициент использования светильников по яркости n_L[20]:

Определим световой поток необходимый для создания заданной яркости покрытия:

где L - нормируемая яркость покрытия, кд/м²_;

К_з -коэффициент запаса.

Площадь, освещаемая лампами ДНат-150, находим по формуле:

где I - световой поток лампы.

Рассчитаем расстояние между светильниками:

Окончательно принимаем расстояние между светильниками 35 м.

Фактическая площадь освещения равна S=35∙10=350 (м), что меньше, чем расчетная, следовательно, имеется некоторый запас по освещенности.

Определим количество светильников, необходимых для освещения улицы квартала:

где L - длина участка улицы,

Таким образом, при протяженности улицы 700 м, расстоянии между светильниками 35 м, окончательно принимаем к установке 20 светильников.

Освещение входа в общественные и жилые здания выполним светильниками ЖКУ 21-70 с лампой ДНаТ-70 (70 Вт) со световым потоком 6000 лм.

Освещение улиц и дорог населённого пункта выполним проводом марки СИП 2А (провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, с нулевой несущей жилой, изолированной светостабилизированным сшитым полиэтиленом).

6 ВЫБОР СХЕМ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ВРУ ОБЪЕКТОВ

Вводно-распределительные устройства предназначены для приема, распределения и учета электроэнергии напряжением 380/220 В трехфазного переменного тока с частотой не выше 60 Гц.

ВРУ обеспечивают:

) ввод трехфазной электрической сети напряжением 380/220 В;

2) распределение электрической энергии по трехфазным и (или) однофазным цепям;

) защиту всех цепей от перегрузок и токов короткого замыкания;

) учет электроэнергии в трехфазной и однофазной цепях потребления;

) нечастые (до 6 раз в сутки) оперативные включения и отключения отходящих электрических цепей.

6.1 Выбор схемы ВРУ

ВРУ устанавливаются в зданиях в местах ввода внешних питающих сетей и предназначены для присоединения к ним внутренних электрических сетей зданий и распределения электрической энергии. Схемы вводов зависят от принятых схем наружных сетей.

Выбираем радиальную схему электроснабжения объектов. При таком типе схемы от ВРУ отходят питающие линии без разветвлений к отдельным электроприемникам или отдельным распределительным пунктам (щитам), от которых в свою очередь питаются электроприемники. Достоинство радиальной схемы заключается в ее надежности, так как при выходе из строя одной питающей линии отключается только один электроприемник или группа электроприемников, присоединенных к одному распределительному пункту.

В ВРУ потребителей I категории предусмотрено устройство АВР.

6.2 Выбор основного оборудования ВРУ

ВРУ представляет собой металлическую конструкцию, комплектующуюся панелями или шкафами одностороннего или двухстороннего обслуживания. Аппараты учета (счетчики, трансформаторы тока) размещаются в отдельном отсеке и закрываются индивидуальной дверью, в замке которой должно быть предусмотрено отверстие, позволяющее пломбировать дверь. Аппараты автоматического и неавтоматического управления освещением размещаются в отдельном отсеке. Питающие кабельные линии вводятся снизу, вывод проводов или кабелей возможен вверх (через съемную крышку) или вниз.

Вводно-распределительное устройство является комплектным электрическим устройством заводского изготовления и поставляются со встроенной аппаратурой и со всеми внутренними присоединениями, которые могут быть выполнены как шинами, так и изолированным проводами.

Во вновь проектируемых зданиях в соответствии с ПУЭ [1] вводно-распределительные устройства должны иметь нулевой рабочий N и нулевой защитный РЕ проводники.

Кроме этого, вводно-распределительное устройство потребителей I категории должно содержать АВР.

Оборудование ВРУ выбирается по следующим параметрам:

номинальное напряжение оборудования должно соответствовать номинальному напряжению сети (380/220 В);

номинальный ток плавкой вставки предохранителя или расцепителя выключателя должен превышать или быть равным расчетному току защищаемой цепи;

значение предельного отключаемого аппаратом току должно превышать величину тока трехфазного короткого замыкания защищаемой цепи;

коэффициент чувствительности должен превышать или быть равным: для выключателей - 1,43; для предохранителей - 3.

уставка выключателя выбирается с учетом тока послеаварийной нагрузки защищаемой линии.

Контрольно-измерительные приборы (расчетные счетчики, трансформаторы тока) должны выбираться в соответствии с ПУЭ [1] и СП 31-110-2003.

Сечение проводов и кабелей выбирается в соответствии с ПУЭ по условию нагрева длительным расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах, проверяться по потере напряжения, соответствию току выбранного аппарата защиты.

Степень защиты ВРУ должна быть не ниже IP31.

7 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗДАНИЯ АДМИНИСТРАЦИИ

Питание административного здания осуществляется от трансформаторной подстанции ТП 10/0,4. Потребителями электрической энергии являются осветительные приборы и оргтехника. По обеспечению надежности здание относится к II категории.

В качестве расчетной мощности примем установленную мощность здания: Р_Р = Р_УСТ = 50 кВт;

Расчетная реактивная мощность равна:

Q_P =P_P∙tgφ=50∙0,48 = 25 (квар);

Полная расчетная нагрузка здания составит:

S_P=√Р_Р² + Q_P² = √50²+25²= 55,9 (кВ∙А);

Расчетный ток равен:

В качестве питающего кабеля принимаем АВБбШв 4х50 (кабель с алюминиевыми жилами в пластмассовой изоляции, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката, бронированный, в шланге из поливинилхлоридного пластиката).

Для обеспечения II категории надежности прокладываем 2 кабельные линии до ВРУ (рис. 7.1).

Рисунок - 7.1Кабельные линии

Проверим выбранный кабель по нагреву расчетным током:

I_P<I_Д∙К_СР∙К_ПР, А; (7.1)

Где I_Д - длительно допустимый ток кабеля, I_Д=165 А;

К_СР - поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры среды от температуры, при которой задан длительно допустимый ток;

К_ПР - поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки кабелей при их многослойной прокладке в коробах.

,8<165∙0,92∙0,8, А,

,8<125,4, А.

Определим ток с учетом перегрузки:

I_{П АВ}= I_Д∙К_СР∙К_ПР∙К_ПЕР, А (7.2)

Где К_ПЕР - коэффициент перегрузки, равный 1,25;

I_{П АВ}= 165∙0,8∙0,92∙1,25=152 (А).

Потеря напряжения в питающем кабеле не должна превышать 5%:

ΔU=1,69%.

Можно сделать вывод, что выбранный нами кабель подходит по всем параметрам.

Определим расчетную нагрузку линий, питающих розетки:

Р_рр=К_сп∙Р_у.р∙n, кВт, (7.3)

где Р_у.д - установленная мощность , принимаемая 0,06 кВт (в том числе и для подключения оргтехники);

К_сп - расчетный коэффициент спроса, принимаемый равным 1;- число розеток.

Р_рр=1∙0,06∙170 = 10,2 (кВт);

Расчетная реактивная мощность равна:

Q_Pр =P_Pр∙tgφ=10,2∙0,48 = 4,8 (квар);

Полная расчетная нагрузка составит:

S_P=√Р_Рр² + Q_Pр² = √10,2²+4,8²= 11,2 (кВ∙А);

Найдем величину тока, питающего розеточные сети:

Таблица 7.1- Распределение нагрузки розеточной сети показано

Место установки	Кол-во розеток, шт	Мощность, кВт	Расчетный ток, А
Помещения 1 этажа (левое крыло)	40	2,4	4,23
Помещения 1 этажа (правое крыло)	40	2,4	4,23
Актовый зал	10	0,6	0,9
Помещения 2 этажа (левое рыло)	40	2,4	4,23
Помещения 2 этажа (правое крыло)	40	2,4	4,23

Розеточные сети выполняем кабелем ВВГ 3х4.

Аналогично проводятся расчеты нагрузок осветительной сети.

7.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчетная схема и схема замещения для определения токов короткого замыкания приведены на рис. 7.2.

Рисунок - 7.2 расчетная схема и схема замещения

Сопротивление трансформатора:

Х_ТР=√Z_ТР² -R_ТР² = √16²+5²= 15,4 (мОм).

Сопротивление линии:

r_w=r₀∙l=0,62∙0,055=34 (мОм);_w=x₀∙l=0,0625∙0,055=3,4 (мОм);

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 с учетом дуги:

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1

Ток однофазного короткого замыкания в точке К1

Величина ударного тока составит:

i_уд=√2·К_уд·I_к1⁽³⁾=√2∙1,55∙14,27=31,2 (кА).

Аналогично рассчитываются токи короткого замыкания в точке К2, результаты вычислений заносятся в табл. 7.1.

Таблица 7.2 - Расчет токов короткого замыкания

Точка КЗ	кАкАI_к⁽¹⁾, кАi_уд, кА
К1	14,27	10,3	11,9	31,2
К2	5,323	4,3	1,57	10,77

7.2 Выбор аппаратов защиты

В сети 0,38 кВ используются два вида защитных аппаратов: предохранители и выключатели. Кроме этого в ВРУ устанавливаются приборы учета электроэнергии.

Плавкие предохранители ввода ВРУ выбираем марки ПН2-250:

Номинальный ток I_ном=250 А.

Номинальный ток плавкой вставки I_{пл вс}=125 А, I_{пл вс} > I_р.

Предельный ток отключения I_{п о}=40 кА, I_{п о}> I_K1⁽³⁾.

Коэффициент чувствительности К_ч>3.

К_ч= I_{K2 д}⁽¹⁾ /I_K1⁽³⁾ = 1,57/0,125=12,56.

Плавкие предохранители линий, питающих проектируемое здание, выбираем марки ПН2-250, а по току плавкой вставки на две ступени больше (I_{пл вс}=200 А), чем предохранители ВРУ, что обеспечит селективность срабатывания защит на всем участке сети.

Автоматические выключатели выбираем марки ВА 47-100 D:

Номинальный ток выключателя I_ном =100 А.

Ток срабатывания при перегрузке 120 А, I_сп≤ I_ном.

Ток срабатывания отсечки I_{с о}= 1000 А.

Время срабатывания отсечки t_{с о} = 0,02 с.

Ток предельной коммутационной способности I_пкс=10000 А, I_пкс≥I_к2⁽³⁾.

Коэффициент чувствительности отсечки к_ч =3,54 ≥ 1,43.

Согласно ПУЭ [10] электроустановки до 1 кВ жилых и общественных зданий должны получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью системы TN.

Система TN - система, в которой нейтраль источника питания глухозаземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания посредством нулевых защитных проводников.

Принимаем систему TN-C-S, в которой нейтраль (N) и защитный проводник (РЕ), начиная с ВРУ, разделены на всем протяжении сети.

Для повышения уровня электробезопасности рекомендуется установка УЗО (устройство защитного отключения) с номинальным дифференциальным током отключения не более 30 мА.

В щитах освещения устанавливаем автоматические выключатели серии ВА 47-29:

Номинальный ток выключателя I_ном =25 А.

Ток срабатывания при перегрузке 32 А, I_сп≤ I_ном.

Ток срабатывания отсечки I_{с о}= 96 А.

Время срабатывания отсечки t_{с о} = 0,02 с.

Ток предельной коммутационной способности I_пкс=2,5 кА, I_пкс≥I_к2⁽³⁾.

Коэффициент чувствительности отсечки к_ч =3,3 ≥ 1,43.

7.3 Расчет освещенности помещений здания

Электрическое освещение обеспечивает возможность нормальной жизни и деятельности людей при отсутствии или недостаточности естественного освещения.

Целью светотехнического расчета является разработка рекомендаций по расположению оптимального количества светильников нужного типа в помещении для созданий комфортных, удовлетворяющих всем нормам условий пребывания человека.

Одним из наиболее важных качественных показателей освещения, регламентируемых нормативными документами, является коэффициент пульсации. Для офисных помещений нормируемый коэффициент пульсации в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 составляет не более 10%, а при условии работы с компьютером - не более 5%. Наиболее простым и эффективным способом устранения пульсации светового потока является использование светильников с электронной пускорегулирующей аппаратурой.

При выборе светильников также необходимо определиться с типом потолка в помещении, чтобы понять, каким образом фиксировать на нем осветительные приборы.

Расчет освещенности помещения покажем на примере одного из рабочих кабинетов здания (S_каб = 22 м²). В каждом кабинете предусмотрено местное освещение рабочего места. Результаты расчета по остальным кабинетам административного здания показаны в табл. 7.2

Необходимое количество светильников в осветительной установке находим по формуле:

Где Е_Н - нормативный уровень освещенности, лк;- площадь помещения, м²; К_з - коэффициент запаса;

К_и - коэффициент использования; n - количество ламп в светильнике;

Ф_л - световой поток одной лампы в светильнике.

Для определения коэффициента использования необходимо знать индекс помещения φ и коэффициенты отражения стен, пола и потолка.

где (h₁-h₂) - разность между высотой помещения и высотой расчетной поверхности, м (рис. 7.4); (a+b) - полупериметр помещения, м;

Рисунок − 7.4 разность между высотой помещения и высотой расчетной поверхности

Коэффициенты отражения стен, пола и потолка примем равными:

) потолок - 50;

) стены − 30;

) пол - 10.

К установке примем светильники типа ARS/S-418 (светильник потолочный с зеркальной экранирующей решеткой). Коэффициент использования для светильников ARS/S-418 равен 0,48. Количество ламп в светильнике выбранного типа 4,световой поток каждой из них равен 1150 лм.

Требуемое количество светильников равно:

Принимаем к установке 6 светильников

Таблица 7.3- Результаты расчета освещения кабинетов администрации района 2 этажа

Название кабинета	Площадь S, м²	Освещен-ность Е_н, лк	Кол-во светильников, шт	Тип светильника
Глава поселка	44,7	300	10	ARS/S-418
Первый заместитель	40,8	300	8	ARS/S-418
Приемная	15	300	4	ARS/S-418
Заместитель по вопросам ЖКХ	18,5	300	4	ARS/S-418
Заместитель по соц.сфере	12,8	300	4	ARS/S-418
Управляющий делами	12	300	4	ARS/S-418
Управление с/х	36,4	300	8	ARS/S-418
Управление с/х	21,9	300	6	ARS/S-418
Приемная	14,9	300	4	ARS/S-418
Финансовое управление	14,5	300	4	ARS/S-418
Финансовое управление	24	300	6	ARS/S-418
Отдел информатизационных технологий	12	300	4	ARS/S-418
Бухгалтерия	21,8	300	6	ARS/S-418
Бухгалтерия	24	300	6	ARS/S-418
Отдел кадров	10,6	300	4	ARS/S-418
Юридический отдел	16,9	300	4	ARS/S-418
Коридор	62	300	12	ARS/S-418

8 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий персонала.

Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз или фазы с землей и нулевым проводом электрической цепи, которое не предусмотрено нормальными условиями работы электроустановки.

Ток КЗ зависит от мощности источника питания, электрической удаленности места КЗ от него, т.е. от сопротивления цепи КЗ, от вида КЗ, а также момента возникновения КЗ и длительности его действия.

Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное короткое замыкание.

Согласно п. 1.4.4 [9] при выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например, при переключениях).

8.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ

Расчетная схема для определения токов короткого замыкания приведена на рис. 8.1

Рисунок 8.1 - Расчетная схема

Сопротивление питающей системы:

Ом, (8.1)

Сопротивление линий:

Ом (8.2)

Ом (8.3)

где r₀, x₀ - удельное активное и индуктивное сопротивление линии, Ом/км;- длина линии, км.

Ток трехфазного короткого замыкания:

А, (8.4)

где - суммарное сопротивление участка сети от источника питания до точки короткого замыкания.

кВ, (8.5)

кА, (8.6)

Ударный ток находится по формуле:

кА, (8.7)

Где К_у - ударный коэффициент, для Т_а=0,02 выбираем из табл. 3.8 [9], К_у=1,6.

Аналогично проводим расчет и для других точек КЗ. Результаты расчета сводим в табл. 8.1

Таблица 8.1 - Расчет токов короткого замыкания

Точка КЗ	z_∑, Ом	кАi_уд, кАкА
К1	2,07	2,928	6,625	2,536
К2	2,33	2,603	5,890	2,254
К3	2,45	2,474	5,598	2,143
К4	2,60	2,334	5,281	2,022
К5	2,63	2,304	5,213	1,995
К6	2,83	2,14	4,842	1,853
К7	3,05	1,987	4,496	1,721
К8	2,798	6,331	2,423
К9	2,32	2,617	5,922	2,267
К10	2,69	2,251	5,093	1,949
К11	2,56	2,363	5,347	2,047
К12	2,88	2,103	4,759	1,821
К13	2,80	2,161	4,890	1,871
К14	2,86	2,119	4,795	1,834

8.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,38 кВ

Расчет токов короткого замыкания приведем для одной из КТП

8.2.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Схема показана на рисунке 8.2.

Схема замещения показана на рисунке 8.3.

Рисунок 8.2 - Расчетная схема

Рисунок 8.3 - Схема замещения

Сопротивление питающей системы;

мОм, (8.8)

где - ток трехфазного короткого замыкания на вводах КТП,

Сопротивление трансформатора;

мОм, (8.9)

Где ΔР_к - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт,

мОм, (8.10)

Где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора %,

Сопротивление воздушных линий:

мОм, (8.11)

мОм, (8.12)

где r₀, x₀ - удельное активное и индуктивное сопротивление линии, Ом/км;- длина линии, км.

Сопротивление автоматических выключателей:: I_н = 630 А;r_QF1 = 0,41 мОм;x_QF1 = 0,13 мОм;: I_н = 250 А;r_QF4 = 1,3 мОм;x_QF4 = 0,7 мОм;

Сопротивление первичной обмотки трансформаторов тока:

При расчете тока КЗ следует учитывать ограничивающее действие сопротивления электрической дуги r_д.

Определим максимальное значение тока КЗ в точке К1 без учета сопротивления дуги:

мОм,

кА, (8.13)

Определим максимальное значение тока КЗ в точке К1 с учетом сопротивления дуги. При расчете токов КЗ расстояние между фазами проводников в КТП составляет 60 мм [9, табл. 6.9], следовательно, длина дуги L_д = 60 мм.

Напряжение в стволе дуги;

(8.14)

где Е_д - напряженность в стволе дуги, Е_д = 1,6 В/мм.

Определим сопротивление дуги;

мОм, (8.15)

Определим ударный ток в точке К1;

кА, (8.16)

Где к_уд - ударный коэффициент.

(8.17)

(8.18)

8.2.2 Расчет токов однофазного короткого замыкания

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1 кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Определим ток КЗ в точке К1;

кА, (8.19)

где - полное сопротивление питающей системы и трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;_п - полное сопротивление петли фаза - ноль от трансформатора до точки КЗ.

мОм,

где x_1т, x_2т, x_0т и r_1т, r_2т, r_0т - индуктивные и активные сопротивления прямой,обратной и нулевой последовательности трансформатора [12, табл. 6.10].

Расчет остальных точек сводим в табл. 8.2.

Таблица 8.2 - Расчет токов короткого замыкания

Место КЗ	,кАi_уд,кз, кА,кА,кА
К1	10,5	20,79	8,88	6,24
К2	10,5	20,79	8,88	6,24
К3	1,215	1,676	1,193	0,587
К4	1,549	2,112	1,521	0,744
К5	0,997	1,382	0,979	0,596
К6	1,888	2,568	1,855	0,906

9 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ТОКУ КЗ

Выбор электрических аппаратов и проводников производится на основе сформулированных для них расчетных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемого и осваиваемого перспективного электрооборудования.

Под расчетными условиями понимают наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия, в которых могут оказаться электрический аппарат или проводник при различных режимах их работы в электроустановках.

Различают три основных режима работы электроустановок и их элементов: длительный, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания.

В длительном режиме надежная работа электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса мощности.

В режиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей, выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.

9.1 Выбор высоковольтных выключателей

Проектом предусматривается комплектация КРУН-10 серии К-59 вакуумными выключателями серии BB/TEL. Внешний вид выключателя представлен на рисунок 9.1.

Рисунок 9.1- Внешний вид выключателя BB/TEL

Вакуумные выключатели серии BB/TEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением 6−10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.

Выключатели BB/TEL применяют в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска. В основе конструктивного решения выключателя лежит использование пофазных электромагнитных приводов с “магнитной защелкой”, механически связанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводов фаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженным конденсаторам в блоках управления. Такая конструкция позволила достичь следующих основных отличительных особенностей вакуумных выключателей BB/TEL-10 по сравнению с традиционными вакуумными выключателями:

) высокий коммутационный и механический ресурс;

) отсутствие необходимости в проведении текущего, среднего и капитального ремонтов;

) питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений;

) малое потребление мощности по цепи оперативного тока;

) высокое быстродействие при включении и отключении;

) возможность отключения при потере оперативного питания;

) не требует изменений существующих схем вторичной коммутации;

) совместимость с любыми типами ячеек КРУ и КСО;

) допускается работа в любом пространственном положении;

) малые габариты и вес.

Выбор выключателей производится:

) По напряжению:

(9.1)

2) По длительному току:

(9.2)

3) По отключающей способности:

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания[15]:

(9.3)

(9.4)

Где I_пр.скв - действительное значение предельного сквозного тока КЗ[15];

- начальное значение периодической слагающей тока короткого за мы кания в цепи выключателя[15].

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(9.5)

где - предельный ток термической стойкости;- нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

(9.6)

Где Т_а=0,02 с;_откл - справочная величина.

(9.7)

Где t_рз.осн - время действия основной релейной защиты, с[15];_в.осн - полное время отключения выключателя, с[15].

Максимальный расчетный ток линий:

В соответствии с этим принимаем выключатель с номинальным током 630 А.

Выбор и обоснование выбора выключателей в КРУН-10 приведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1- Результаты расчета и технические данные аппаратуры

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Выключатель BB/TEL-10-12,5/630 У2
U_уст ≥U_ном	U_ном =10 кВ	U_ном = 10 кВ
I_ном ≥ I_раб.max	I_раб.max = 125,12 А	I_ном = 630 А
I_откл ≥ I_кз	I_кз = 2,935 кА	I_откл = 12,5 кА
I_пр.скв ≥ i_уд	i_уд = 6,625 кА	I_пр.скв = 32 кА
I²·t ≥ В_к	В_к =0,771 кА²·с	I²·t = 468,75 кА²·с

Выбранный выключатель подходит по всем критериям.

9.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значения, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор трансформаторов тока осуществляется:

− по напряжению установки ;

− по току ;

− по конструкции и классу точности;

− по электродинамической устойчивости ;

− по термической стойкости ;

В КРУН-10 устанавливаем трансформаторы тока типа ТЛМ-10 У3. Расчетные данные для выбора и каталожные данные приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2 - Выбор трансформаторов тока

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		ТЛМ-10-150/5
U_уст ≥U_ном	U_ном =10 кВ	U_ном =10 кВ
I_ном ≥ I_раб.max	I_раб.max = 125,12А	I_ном = 150 А
I_пр.скв ≥ i_уд	i_уд = 6,625 кА	I_пр.скв = 52 кА
I²·t ≥ В_к	В_к =0,771 кА²·с	I²·t = 155,52 кА²·с

Проектирование остальных элементов электрооборудования представим на примере отдельно взятой трансформаторной подстанции.

9.3 Выбор выключателей нагрузки

В КТП устанавливаем выключатели нагрузки ВНР-10.

Таблица 9.3 - Выбор выключателей нагрузки

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		ВНР-10
U_уст ≥U_ном	U_ном =10 кВ	U_ном =10 кВ
I_ном ≥ I_раб.max	I_раб.max = 125,12А	I_ном = 400 А
I_откл. ≥ i_уд	i_уд = 6,625 кА	I_откл. = 10 кА
I²·t ≥ В_к	В_к =0,771 кА²·с	I²·t = 10 кА²·с

9.4 Выбор предохранителей

Условия выбора предохранителей:

− по напряжению установки

(9.8)

− по току

(9.9)

− по конструкции и роду установки;

− по току отключения

(9.10)

Где I_откл.п - предельно отключаемый ток, кА.

Для защиты трансформатора ток плавкой вставки выбирается по формуле:

А, (9.11)

Выберем предохранители для защиты трансформаторов со стороны 10 кВ. Для трансформаторов мощностью 400 кВ·А:

Выберем предохранитель ПКТ103-10-50-31,5У3.

9.5 Выбор автоматических выключателей

Автоматические выключатели обеспечивают одновременно функции коммутации силовых цепей и защиты электроприемника, а также сетей, от перегрузки и коротких замыканий. Аппараты имеют тепловой расцепитель и, как правило, электромагнитный расцепитель. Автоматы снабжены дугогасящими устройствами в виде фибровых пластин либо дугогасящих камер. На шинах подстанции устанавливаем автоматические выключатели серии А3700.

Выбор QF1 (вводной): принимаем автоматический выключатель А3744С:

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

) по напряжению

(9.12)

2) по номинальному току

(9.13)

3) по отстройке от пиковых токов

(9.14)

4)защита от перегрузки

(9.15)

5) по уставке срабатывания

(9.16)

6) проверка по условию стойкости при КЗ:

(9.17)

7) проверка на чувствительность отсечки к минимальным токам КЗ

(9.18)

Аналогично выбираются остальные автоматические выключатели. Расчет сводим в табл.9.4.

Таблица 9.4 - Выбор и проверка защитной коммутационной аппаратуры

Выключатель	Тип выключателя	I_н.в≥I_р, А	I_с.о≥к_н·I_пик, А	I_с.п≤к_п·I_н, А	t_с.о, с	ПКС≥i_уд, кА	к_ч≥1,1·к_р
QF1	А3744С	630≥557,4	1890≥1672,2	630≤850,8	0,25	60≥20,79	4,9≥1,43
QF2	А3744С	630≥557,4	1890≥1672,2	630≤850,8	0,25	60≥20,79	4,9≥1,43
QF3	А3744С	400≥302,1	1200≥906,3	400≤422,9	0,25	50≥20,79	7,8≥1,43
QF4	А3734С	250≥131,8	480≥395,4	160≤300	0,1	50≥1,676	1,83≥1,43
QF5	А3734С	250≥170,3	750≥510,9	250≤300	0,1	50≥2,112	1,49≥1,43
QF6	А3734С	250≥62	480≥186	160≤243,8	0,1	50≥1,382	1,86≥1,43
QF7	А3734С	250≥193,3	750≥579,9	250≤300	0,1	50≥2,568	1,81≥1,43

10 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

10.1 Защита линий

Релейную защиту отходящих от КРУН-10 линий выполним на микропроцессорной защите «Сириус-Л». Устройство «Сириус Л» предназначено для установки в релейных отсеках КРУ, КРУН и КСО, на панелях ГЩУ (главного щита управления). Устройство предназначено для защиты воздушных и кабельных линий, а также трансформаторов, преобразовательных агрегатов и т.д.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

) выполнение функций защит, автоматики и управления;

) ввод и хранение уставок защит и автоматики;

) контроль и индикацию положения выключателя, а также контроль исправности его цепей управления;

) определение места повреждения линии (только для воздушных линий);

) передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линиям связи;

) самодиагностика в течении всего времени работы.

Токовая отсечка:

кА, (10.1)

где к_н - коэффициент надежности к_н = 1,2[13];

- максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии[13].

Максимальная токовая защита:

кА, (10.2)

где к_зап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточность расчета, к_зап = 1,1[13];

к_в - коэффициент возврата реле, к_в = 0,98[13];

к_сз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ[13];_р.max - максимальный рабочий ток в линии.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ в конце защищаемого участка К_ч> 1,5, а при КЗ в конце резервируемого участка К_ч>1,2.

Коэффициент чувствительности защиты[13]:

А; (10.3)

где - минимальный ток двухфазного короткого в конце защищаемой лнии[13].

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

с, (10.4)

где t_{с.з.пред} - время срабатывания защиты предыдущей ступени. В нашем случае это время перегорания плавкой вставки предохранителей трансформаторов 10/0,4 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок t_откл= 0,5 с[13].

Δt - ступень избирательности, в расчетах принимается 0,6-1 с - для защит с зависимой от тока КЗ характеристикой времени срабатывания и 0,3-0,6 с - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания[13].

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение[13]. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизбирательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения.

Рассчитаем уставки линии 10 кВ:

Ток срабатывания отсечки:

Максимальная токовая защита:

Коэффициент трансформации трансформаторов тока:

Коэффициенты чувствительности защит:

Время срабатывания МТЗ:

10.2 Расчет устройств автоматического повторного включения линии 10 кВ с односторонним питанием

«Сириус Л» реализует функцию АПВ с возможностью программной блокировки одного или обоих циклов.

АПВ запускается по факту срабатывания:

МТЗ;

при самопроизвольном отключении выключателя.

Определим время срабатывания АПВ по следующим условиям:

с, (10.5)

где t_г.п - время готовности привода, t_г.п = 0,1 с[13].

(10.6)

где t_г.в - время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя , t_г.в=1.5 с[13];

t_в.в - время включения выключателя, t_в.в=0,05 с[13].

(10.7)

где t_д - время деонизации среды в месте КЗ, составляющее 0,1-0,3 с, принимаем t_д=0,3 с[13];

t_зап=0,4-0,5 с[13].

По условию (9.5):

По условию (9.6):

По условию (9.7):

Выбираем t_1,апв=2 (с) [13].

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ принимаем t_2,апв =15 (с).

10.3 Защита трансформаторов

Понижающие трансформаторы ТМ-400/10/0,4 кВ со стороны высшего напряжения защищены предохранителями типа ПКТ101-10-50-12,5У3. Характеристика предохранителей типа ПКТ102-10-50-31,5У3- приведена на карте селективности.

В трансформаторных подстанциях со стороны 0,4 кВ для защиты от коротких замыканий установлены автоматические выключатели. Автоматический выключатель установленный в ТП 10/0,4 кВ «Администрация» - А3744С с I_ном=630 А, его характеристика показана на карте селективности, она также приведена к ступени 10 кВ.

11 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ

В последнее время в России, да и во всем мире, все определеннее берется курс на энергосбережение, на развитие инноваций в этой сфере. Все чаще об этом заявляет Президент страны и его ближайшее окружение. Экономить так или иначе приходится, т. к. рост потребления энергии резко обгоняет ввод новых мощностей в электроэнергетике. Если не исправить эту диспропорцию, то о сколько-нибудь серьезном росте ВВП можно надолго забыть. Ведь электростанции, построенные, в основном, в советские годы, работают на пределе. И уже вскоре речь может зайти о жестоком энергетическом кризисе. Давно известно: сбережение энергии всегда обходится и экономике, и экологии в разы дешевле, нежели экстенсивный путь - наращивание ее производства, строительство новых электростанций, для которых требуется добывать все больше топлива, строить шахты и т.д., но в тоже время в электроэнергетике нет мероприятий, позволяющих сразу получить большую экономию. Внедрение программ энерго- и ресурсосбережения возможно только при выполнении главного условия: осуществления контроля производства, распределения и потребления этих ресурсов, что декларировано в статье 4 Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [25] в качестве обязательного условия. При выполнении этих условий взаимоотношения Продавца и Покупателя услуг (ресурсов) переходят из области нормативного распределения в область нормальных экономических расчетов за действительно потребленный продукт. Для реализации этих условий в п.10 настоящего дипломного проекта предлагается разработка комплексной системы контроля и учета потребления электроэнергии, холодной и горячей воды, природного газа, а также потребление тепловой энергии для нужд отопления.

При проектировании системы электроснабжения большое внимание нужно уделить электродвигателям переменного тока, которое потребляют около 70% вырабатываемой электроэнергии. Важной особенностью синхронных и асинхронных с короткозамкнутым ротором электродвигателей является постоянная частота вращения ротора электродвигателя, практически не зависящая от нагрузки. Однако подавляющее большинство систем, элементами которых являются приводимые электродвигателем механизмы, работают в режимах с переменной нагрузкой. С развитием силовой полупроводниковой и микропроцессорной техники стало возможным создание устройства частотного регулирования электроприводом, которое позволяет точно управлять скоростью и моментом электродвигателя по заданным параметрам в точном соответствии с характером нагрузки. Это в свою очередь, позволяет осуществлять точное регулирование практически любого процесса в наиболее экономичном режиме, без тяжёлых переходных процессов в технологических системах и электрических сетях.

На территории проектируемого микрорайона частотное регулирование можно наиболее эффективно применить в насосных станциях систем водо- и теплоснабжения, особенностью которых является неравномерность потребления воды в зависимости от времени суток, дня недели и времени года. Величина экономии электроэнергии при внедрении преобразователей частоты может составлять от 30% до 70 %[26].

Произведем расчет сэкономленной электроэнергии за год при установке частотного регулирования для насоса горячего водоснабжения котельной по формуле:

(11.1)

где - номинальная мощность электродвигателя;

- коэффициент загрузки электродвигателя [8],

- коэффициент использования котлоагрегата.

Не меньшее внимание нужно уделять внедрению светодиодных светильников, используя их как при освещении улиц, так и в быту. Технология светодиодов дает более чем двукратную экономию электроэнергии и не требует затрат на обслуживание по сравнению с обычными осветительными системами и приборами. Экономичность и энергосбережение при использовании светодиодных светильников для освещения улиц позволит полностью переоснастить улицы городов на новый источник света, близкий к натуральному.

Основные выгоды от внедрения светодиодных светильников:

1) Экономия электроэнергии до 70% - позволяет перераспределить высвободившуюся энергию в «узкие» места и на другие нужды.

2) Увеличение освещенности за счет увеличения количества светильников на существующих мощностях и кабельных трассах. Человек 80% информации получает через органы зрения, зрительный комфорт напрямую зависит от степени освещенности. Качественная световая среда - создает зону безопасности и визуального комфорта. Каждому знакома смена чувства тревоги и напряжения на уверенность и чувство защищенности при выходе из неосвещенного переулка на освещенную улицу. Статистика однозначно свидетельствует, что в районах с хорошим уровнем освещенности число преступлений в темное время суток значительно ниже, чем в районах с уровнем освещенности ниже норм и тем более, где освещение вообще отсутствует.

3) Уменьшение сечения кабеля или мощностная разгрузка существующего; На данный момент значительная часть электрических сетей обветшала, и уменьшение нагрузки существенно увеличит их срок службы.

) Отсутствие затрат на обслуживание и срок службы 25 лет - позволяет первые 5 лет экономить, а следующие 20 - получать реальную прибыль.

) Экологическая безопасность - позволяет исключить затраты на специальную утилизацию и сохранить окружающую среду.

) Безопасность движения и сохранение жизней - обеспечивается лучшей видимостью и восприятием глубины пространства за счет бóльшей контрастности (в 400 раз), отсутствие слепящего эффекта за счет, специально сформированного угла светового потока.

) Сохранение электросетей - за счет низких питающих токов (0,34 А) и отсутствия пусковых.

) Стабильное освещение в зимний период - обеспечивается отсутствием проблем с включением, характерными для всех газоразрядных ламп.

Для организации уличного освещения рассматриваемого микрорайона требуется 212 светильников. Учитывая высокую стоимость светодиодных светильников, для освещения были выбраны светильники наружного освещения с лампами ДНаТ, которые также считаются энергосберегающими. Вопрос об организации освещения с помощью технологии светодиодов может быть рассмотрен при достаточном финансировании.

Однако в отдельных случаях заметный энергосберегающий эффект можно получить и без больших затрат. Например, сэкономить на освещении мест общего пользования многоэтажных жилых домов, таких как: основные и эвакуационные лестницы, приквартирные и лифтовые коридоры и холлы и т.п. В этих помещениях люди могут оказаться в любое время дня и ночи, поэтому в темное время суток, а при отсутствии естественного освещения - круглые сутки, в них должен гореть свет. Однако жильцы редко остаются на лестничных площадках и в лифтовых холлах надолго и большую часть времени лампы горят зря.

Просто заменить лампы накаливания на энергосберегающие недостаточно. Недешевые энергосберегающие лампы могут стать легкой добычей недобросовестных людей, а на установку вандалостойких светильников требуются дополнительные расходы. Кроме того, современные энергосберегающие лампы плохо переносят характерные для отечественных электросетей броски напряжения, которые заметно сокращают срок их службы.

С учетом названных факторов экономический эффект от замены лестничных ламп накаливания на энергосберегающие может оказаться заметно ниже декларируемых 60 − 70%, а в некоторых случаях понесенные затраты могут не окупиться вовсе.

Значительно больший эффект на лестницах дают автоматические выключатели света, которые включают свет только на то время, пока в проходных помещениях действительно находятся люди. Это могут быть лестничные таймеры и лестничные или этажные контроллеры освещения с датчиками движения.

В настоящее время отечественными предприятиями выпускаются специально разработанные для энергосберегающей автоматики высокочувствительные и устойчивые к оптическим, акустическим и электромагнитным помехам датчики движения. Разработанные с учетом отечественной специфики универсальные комплекты выключателей лестничного освещения с инфракрасными датчиками движения способны обеспечить 15 − 20-кратное снижение расхода электроэнергии на освещение мест общего пользования многоквартирных домов. Внедрение таких приборов в существующих и вновь строящихся многоэтажных жилых домах гарантирует уменьшение ежемесячных коммунальных платежей за освещение мест общего пользования на 20−50 руб. на одну квартиру, затраты за установку оборудования окупаются менее, чем за 1 год [27].

12 МОЛНИЕЗАЩИТА ОБЪЕКТОВ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ КТП

Защита зданий и сооружений от поражения молнией предназначена для полного или частичного исключения последствий попадания молнии в защищаемый объект и осуществляется с помощью молниеотводов, состоящих из молниеприемника, токоотвода и заземлителя. Пространство вокруг молниеотвода, защищенное от попаданий молнии, называется зоной защиты. Защищаемый объект должен полностью входить в зону защиты.

Отдельно стоящие или закрепленные на здании молниеотводы по типам молниеприемников разделяются на стержневые и тросовые. Стержневые молниеотводы выполняются в виде вертикально установленных стержней (мачт) с установленными на них молниеприемниками, соединяемые токоотводами с заземлителями, а тросовые - в виде горизонтально подвешенных тросов (проводов), являющихся молниеприемниками. По опорам, к которым крепится трос, прокладываются токоотводы, соединяющие молниеприемник с заземлителем. Помимо названных в качестве молниеприемников и заземлителей могут использоваться конструктивные элементы зданий, например, металлические кровли и трубы, арматура железобетонного каркаса и т.д., но при этом обязательно должны быть выполнены следующие условия:

Решение вопроса молниезащиты объекта принимается на стадии проектирования объекта.

Арматура, предусмотренная для токоотвода, должна иметь соответствующие сечения и надежные электрические соединения по пути тока к заземлителю, а также со всей арматурой дома.

2 Если используются железобетонные фундаменты в качестве естественного заземлителя, то их арматура также должна иметь надежные электрические соединения.

Рассмотрим молниезащиту административного здания (размеры: 42х16 м), имеющего металлическую кровлю, которая выступает в качестве молниеприемника. Выбираем токоотводы из стальной оцинкованной катанки диаметром 6 мм, присоединяемые к кровле с помощью специальных прижимных устройств, количество токоотводов 6 шт (расстояние между токоотводами не должно превышать 25 м, [13]). Подземная часть токоотводов соединяются с вертикальными заземлителями длиной 3 м, выполненными из круглой стали диаметром 12 мм. Электрические соединения отдельных частей токоотвода, а также с заземляющим устройством выполнены при помощи сварки.

13 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

13.1 Введение. Электробезопасность

Электробезопасность представляет собой систему организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного действия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества, которое проявляется в виде электротравм и профессиональных заболеваний.

Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги и электромагнитных полей зависит от: рода и величины напряжения и тока, частоты электрического тока, пути тока через тело человека, продолжительности воздействия электрического тока или электромагнитного поля на организм человека, условий внешней среды.

Электробезопасность должна обеспечиваться: конструкцией электроустановок, техническими способами и средствами защиты, организационными и техническими мероприятиями.

Для обеспечения защиты от случайного прикосновения к токоведущим частям необходимо применять такие способы и средства, как: защитные ограждения (временные стационарные), безопасное расположение токоведущих частей, изоляция токоведущих частей, изоляция рабочего места, малое напряжение, защитное отключение, предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности.

Для обеспечения защиты от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции, применяют следующие способы: защитное заземление, зануление, выравнивание потенциалов, защитное отключение, изоляцию нетоковедущих частей, электрическое разделение сети, малое напряжение, контроль изоляции, компенсацию токов замыкания на землю, средства индивидуальной защиты.

К работе в электроустановках должны допускаться лица, прошедшие инструктаж и обучение безопасным методам труда, проверку знаний правил безопасности и инструкций в соответствии с занимаемой должностью применительно к выполняемой работе с присвоением соответствующей квалификационной группы по технике безопасности и не имеющие медицинских противопоказаний, установленных Министерством здравоохранения РФ. Для обеспечения безопасности работ в электроустановках следует выполнять организационно технические мероприятия:

1) Оформления работ нарядом, распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

2) допуск к работе;

) надзор во время работы;

) оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончание работы.

технические мероприятия:

) проведены необходимые отключение и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

2) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

) Проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

) установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там где они отсутствуют, установлены П З);

) вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

13.2 Классификация помещений по степени поражения электрическим током

По степени опасности поражения электрическим током все помещения делятся на три группы: с повышенной опасностью, особо опасные и помещения без повышенной опасности.

Помещения с повышенной опасностью (овощехранилища, доильные, молочные залы при наличии установок микроклимата) характеризуются наличием в них одного или нескольких из следующих условий, создающих повышенную опасность:

) сырость (относительная влажность воздуха длительно превышает 75%);

2) токопроводящая пыль;

) токопроводящие полы (металлические, кирпичные, железобетонные, земляные и т.п.);

) высокая температура (температура постоянно или периодически - более 1 суток - превышает +35^оС);

) возможность одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования, - с другой.

Особо опасные помещения (животноводческие помещения без установок микроклимата, лаборатории, склады для пестицидов и минеральных удобрений) характеризуются наличием одного из следующих факторов, создающих особую опасность:

) особой сырости (относительная влажность воздуха близка к 100%);

2) химически активной или органической среды (в помещении постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования);

) одновременно двух или более условий повышенной опасности.

Кроме этого, к особо опасным помещениям относят территории, на которых размещены наружные электроустановки.

В помещениях без повышенной опасности отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность. К таким помещениям относятся жилые дома, общественные и административные здания.

13.3 Расчет заземляющего устройства ЗТП 10/0,4 кВ

Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок напряжением до 1 кВ не должно превышать 4 Ом [1], поэтому за расчетное сопротивление принимаем R_з= 4 Ом.

Размеры ЗТП: длина - 6,82 м; ширина - 6,0 м.

Площадь подстанции будет равна:

Согласно [4] п. 1.7.98, для подстанций напряжением 10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента здания подстанции или от края фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству. Исходя из этого положения определяем действительные размеры заземляющего контура:

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 16 мм и длиной 4 м, которые. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7 м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали, что и вертикальные электроды.

Расчётный ток замыкания на землю на стороне 10кВ:

Iэ=Uэ*(35*Iк*Iл)/350=10*(35*0.7*10)/350=7 кА.

Сопротивление искомого заземления:

Требуемое сопротивление растекания заземлителя, который принимаем общим для установок 10 и 0,4 кВ, согласно ПУЭ.

Тип заземления выбираем контурный, размещённый по периметру ПС, при этом вертикальные электроды размещены на расстояние а=8 м друг от друга. Уточняем параметры заземлителя путём проверочного расчёта. Количество вертикальных электродов n=10шт..

Расчёт сопротивления растекания электродов:

Вертикального

Горизонтального

Далее имея в виду, что принятый нами заземлитель контурный и что n=10 шт., а отношение а/l=8/4=2 определяем коэффициенты: nв=0.66; nр=0.4

Сопротивление растеканиюгруппового заземлителя:

Итак, проектируемый заземлитель - контурный состоит из 10 вертикальных стержневых электродов длиной 4 м, диаметром 50 мм и горизонтального электрода в виде стальной полосы длиной 80 м, сечением 40*4, заглублённых в землю на 0,5 м.

13.4 Первичные средства тушения пожаров в электроустановке

Производственные, административные, складские и вспомогательные здания, помещения и сооружения должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения (ручными и передвижными): огнетушителями, ящиками с песком (при необходимости), асбестовыми или войлочными покрывалами и т.п., которые следует размещать вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, и при обеспечении свободного доступа к ним. На местах расположения первичных средств тушения пожаров должны быть установлены специальные знаки, отвечающие требованиям НПБ 160-97 «Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические требования».

Для размещения первичных средств пожаротушения в производственных и других помещениях, а также на территории предприятия, как правило, должны устанавливаться специальные пожарные щиты (посты), причем на щитах (постах) должны находиться только те первичные средства тушения пожара, которые могут применяться в данном помещении, сооружении или установке. В небольших помещениях возможно одиночное размещение огнетушителей. В каждом помещении вывешивается перечень закрепленного за ним пожарного инвентаря и оборудования.

Наибольшее распространение среди первичных средств тушения пожаров и загораний в электроустановках получили огнетушители. В качестве огнетушащих средств в огнетушителях используются: негорючие газы, хладон и порошковые составы, а также комбинированные составы (углекислоту с хладоном, распыленную воду с порошком).

При необходимости тушения пожара под напряжением необходимо пользоваться углекислотными ручными огнетушителями типов ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8. Для тушения пожаров можно использовать сухой чистый песок. При тушении загораний в электроустановках под напряжением до 1000 В, а также для тушения горючих жидкостей можно пользоваться порошковыми огнетушителями типов ОП-1, ОП-2, ОП-10.

Каждому огнетушителю, находящемуся в эксплуатации, присваивается порядковый номер, который наносится на корпус белой краской, и заводится паспорт установленной формы, где указываются: порядковый номер, наименование завода-изготовителя, дату приобретения, дату первой зарядки и вид заряда, а также даты всех последующих перезарядок и испытаний на гидравлическое давление, результаты проведения испытаний. Огнетушители должны быть всегда в исправном состоянии, подвешены или установлены в вертикальном положении не выше 1,5 м от уровня пола, в отделении от отопительных приборов и других источников тепла. Над огнетушителями, расположенными на открытом воздухе, устраиваются навесы-козырьки.

Запорная арматура (краны, рычажные клапаны, крышки горловин) огнетушителей должна быть опломбирована. Использованные огнетушители и огнетушители с сорванными пломбами должны быть изъяты для проверки и перезарядки.

Выбор типа огнетушителей, их размещение, эксплуатация и проведение регламентных работ по техническому обслуживанию должны соответствовать требованиям НПБ 166-97 «Пожарная техника. Огнетушители. Требования к эксплуатации».

Регулярный контроль за содержанием, поддерживанием хорошего эстетического вида и постоянной готовностью к действию огнетушителей и других первичных средств тушения пожара должен осуществляться назначенными ответственными лицами предприятия, работниками объектовой пожарной охраны, либо (при отсутствии таковой) члены добровольных пожарных формирований объекта.

13.5 Быстровозводимые убежища

Быстровозводимые сооружения типа убежищ предназначены для укрытия людей от действия поражающих факторов ядерного взрыва. Эти сооружения обеспечивают длительное сохранение допустимых температурно-влажностных условий для людей, а также защищают их от действия отравляющих веществ, бактериальных средств, высоких температур при пожарах на поверхности и от вредных газов.

В городах и на больших объектах для защиты людей заблаговременно строятся убежища с промышленным оборудованием, которые в мирное время могут использоваться в народном хозяйстве, а на случай необходимости планируется строительство быстровозводимых убежищ, которые по своим защитным свойствам не уступают сооружениям, построенным заранее. Под убежища как заблаговременно, так и в короткие сроки могут приспосабливаться имеющиеся пригодные для этого подвальные помещения, участки метрополитенов, подземные выработки.

Степень защиты, обеспечиваемая быстровозводимыми убежищами и укрытиями, зависит от материала несущих и ограждающих конструкций, планировки сооружений и свойств грунта. Для строительства быстровозводимых убежищ применяют сборный железобетон, металлопрокат, лесоматериалы, камень, тканевые материалы и т. д.

Сооружения не должны затопляться ливневыми водами и другими жидкостями при разрушении подземных коммуникаций, магистральных и технологических трубопроводов, емкостей.

Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

Похожие работы на - Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский