Электрическая сеть микрорайона
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
. Обзор нормативной литературы
. Характеристика рассматриваемого микрорайона
. Расчет электрических нагрузок жилых домов,
общественных зданий, освещения микрорайона
.1 Расчет электрических нагрузок жилых домов
.2 Расчет электрических нагрузок общественных
зданий
.3 Расчет электрических нагрузок освещения
микрорайона
. Выбор расположения трансформаторных
подстанций, количества и мощности трансформаторов
. Выбор схем и параметров распределительный
сетей напряжением 10 кВ и 0,38 кВ
. Расчет потокораспределения в сетях 10 кВ и
0,38 кВ в нормальном и послеаварийных режимах. Оценка отклонений напряжения на
вводах в здания
. Расчеты токов КЗ и выбор защитных аппаратов в
сетях напряжением 10 и 0,38 кВ
. Разработка электронного учебного пособия “Проектирование
электрической сети микрорайона”
. Технико-экономические показатели электрической
сети
Заключение
Список используемых источников
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время
электрификация всех отраслей народного хозяйства Республики Беларусь
развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием
современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий
электропередач, разнообразного электротехнологического оборудования, средств
автоматики и телемеханики. Поэтому наметилась тенденция к снижению
энергопотребления и потерь электроэнергии у потребителей.
Основной задачей проектирования
новых электроэнергетических объектов является создание наиболее простых схем
энергоснабжения, наименее энергоемкого производства, наиболее полного
использования всех видов энергии с наименьшими потерями.
В области энергоснабжения
потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня
проектно-конструкторских разработок, внедрения высоконадежного
электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее
передаче, распределении и потреблении. Безопасная и безаварийная эксплуатация
систем энергоснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед
работником электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда и технике
безопасности.
С развитием и усложнением
структур систем энергоснабжения возрастают требования к экономичности и
надежности, с внедрением современной вычислительной техники требуются не только
специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики
заставляет повышать интерес к изучению и использованию экономических моделей и
методик в сфере энергетики.
В дипломном проекте выполняется
проектирование электроснабжения жилого микрорайона. Рассматриваются методы
определения электрических нагрузок для разных по характеру и назначению
потребителей, предлагается схема распределительной сети, отвечающая как
условиям надежности, так и удобства эксплуатации низковольтного и
высоковольтного оборудования.
В дипломном проекте
производится расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением 10 кВ и 0,38
кВ и выбор аппаратов защиты с учетом последних разработок в области
электротехники.
В качестве специального вопроса
выполняется разработка электронного учебного пособия “Проектирование
электрической сети микрорайона”, предназначенного для использования в учебном
процессе.
1. ОБЗОР НОРМАТИВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
В данном разделе будет дан
краткий обзор нормативной литературы, используемой при проектировании
распределительных сетей. К такой литературе относятся ГОСТы, ведомственные
строительные нормы (ВСН), ведомственные нормы технологического проектирования
(ВНТП), правила устройства электроустановок (ПУЭ), руководящие документы (РД),
руководящие материалы (РМ), строительные нормы Беларуси (СНБ) и другие
документы.
Основным документом,
регламентирующим установку и безопасное использование электроустановок,
является ПУЭ [1]. Данный нормативный документ используется на всех этапах
проектирования распределительных сетей. Рассматриваемые правила распространяются
на вновь сооружаемые и реконструируемые электроустановки постоянного и
переменного тока напряжением до 750 кВ, в том числе на специальные
электроустановки. Правила распространяются на работников организаций независимо
от форм собственности и организационно-правовых форм и других физических лиц,
занятых техническим обслуживанием электроустановок, проводящих в них
оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные,
наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения.
В разделах ПУЭ даны общие
указания по устройству электроустановок, рассмотрены общие требования при
проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок. Также
в данном документе освещены такие разделы как канализация электроэнергии,
средства защиты и автоматики, распределительные устройства и подстанции,
электросиловые установки, электрооборудование специальных установок. Также
данные правила распространяются на установки электрического освещения зданий,
помещений и сооружений наружного освещения городов, посёлков и сельских
населённых пунктов, территорий предприятий и учреждений, на установки
оздоровительного ультрафиолетового облучения длительного действия, установки
световой рекламы, световые знаки и иллюминационные установки.
На начальном этапе проектирования
для расчета электрических нагрузок жилых домов, общественных зданий, освещения
микрорайона используются следующие нормативные документы: П2-2000 к СНБ
3.02.04-03, СП 31-110-2003, РД 34.20.185-94, РМ-2696-01, НТП ЭПП-94, СНиП
ІІ-4-79, пособие по расчету и проектированию естественного и искусственного
освещения к СНиП ІІ-4-79 и другие документы. Далее дадим краткую характеристику
вышеперечисленных документов.
П2-2000 к СНБ 3.02.04-03
Электроустановки жилых и общественных зданий [2]. Данный документ
распространяется на проектирование электроснабжения, электрического освещения и
силового электрооборудования строящихся, реконструируемых и капитально
ремонтируемых жилых зданий (домов и общежитий) и общественных зданий в городах,
поселках и сельских населенных пунктах, а также коттеджей и индивидуальных
домов на участках садоводческих товариществ. Данный нормативный документ
используется для расчета электрических нагрузок жилых домов, общественных
зданий, искусственного освещения, для построения схем электрических сетей,
выбора сечений проводников и защитных аппаратов для внутренних электрических
сетей напряжением до 1 кВ. В числе прочего в рассматриваемом документе даны
указания по расчету токов короткого замыкания, расположению
вводно-распределительных устройств в зданиях, устройству внутренних
электрических сетей.
СП 31-110-2003 Проектирование и
монтаж электроустановок жилых и общественных зданий [3].
В данном документе
сформулированы основополагающие правила проектирования и монтажа
электроустановок вновь строящихся и реконструируемых жилых и общественных
зданий в городах, поселках и сельских населенных пунктах, рассмотрены вопросы,
связанные с проектированием:
‒
искусственного освещения и сформулированы требования к выбору и расположению
светильников, к системам и видам освещения;
‒
электроснабжения;
‒ схем
электрических сетей;
‒ силовых
распределительных сетей, приведены требования к питанию противопожарных
устройств, требования к электрическим сетям;
‒ групповых
сетей; приведены требования к групповым сетям, к сетям эвакуационного и
аварийного освещения;
‒ управления
освещением, сформулированы требования к управлению рабочим освещением в жилых
домах, общественных зданиях, требования к системам управления освещением
лифтовых холлов, площадок перед лифтами;
‒ защиты
внутренних электрических сетей напряжением до 1000 В и выбора сечения
проводников, приведены требования по выбору сечения проводов и кабелей, по
выбору защитных аппаратов и уставок защиты;
‒ устройства
внутренних электрических сетей;
‒ электрического
отопления и горячего водоснабжения, а также учета электроэнергии и изложены
требования к установке расчетных счетчиков.
Также в документе рассмотрены
защитные меры безопасности, приведена классификация помещений по опасности
поражения электрическим током, приведены требования к системе защитного
отключения, к изоляции токоведущих частей системы электроснабжения,
сформулированы условия и требования к расчету токов короткого замыкания,
приведены формулы расчета нагрузок жилых и общественных зданий, приведены
необходимые расчетные коэффициенты.
В Своде правил приведены также
нормы освещения культурно-зрелищных и лечебно-профилактических учреждений,
приведены расчетные формулы для выбора защитных аппаратов в осветительных и
силовых сетях.
РД 34.20.185-94 Инструкция по
проектированию городских электрических сетей [4].
Инструкция по проектированию
городских электрических сетей распространяется на вновь сооружаемые и
реконструируемые электрические сети городов (районов и микрорайонов) и поселков
городского типа до и выше 1 кВ, в том числе на электрические сети к отдельным
объектам, находящимся на территории города, независимо от их ведомственной
принадлежности.
Требования Инструкции не
распространяются на внутренние электрические сети зданий и сооружений, а также
на внутриплощадочные электрические сети предприятий, расположенных на
территории города.
В данном документе рассмотрены
вопросы, связанные с расчетом электрических нагрузок жилых зданий, общественных
зданий, промышленных предприятий, выбором напряжения сетей и схем электрических
сетей различных классов напряжения. Также рассмотрены вопросы выбора сечений
проводов и кабелей, устройств защиты и автоматики и другие вопросы.
РМ-2696-01 Временная инструкция
по расчету электрических нагрузок жилых зданий [5].
Настоящая Временная инструкция
распространяется на определение расчетных нагрузок в различных элементах
внутридомовых электрических сетей при проектировании вновь строящихся,
реконструируемых и модернизируемых многоквартирных жилых домов I
и II категории.
Данная инструкция разработана
на основании результатов измерений фактических электрических нагрузок на 143
жилых домах в периоды осенне-зимних максимумов с 1997 по 2001 годы.
В инструкции даны указания по
расчету электрических нагрузок квартир жилых домов I
и II категорий,
нагрузок силового оборудования жилых домов, а также нагрузок на вводах в дом.
НТП ЭПП-94 Нормы
технологического проектирования. Проектирование электроснабжения промышленных
предприятий [6].
Настоящие нормы
технологического проектирования содержат основные указания по проектированию
систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и
реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей.
Требованиями НТП следует
руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций
промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию
от сетей энергосистем и от собственных электростанций.
В данном документе рассмотрены
вопросы, связанные с определением категорий надежности электропотребителей
промышленных предприятий, выбором напряжения, схем распределения
электроэнергии, расчетом электрических нагрузок на промышленном предприятии,
токов короткого замыкания и другие вопросы.
СНиП 23-05-95 Естественное и
искусственное освещение [7].
Настоящие нормы
распространяются (за исключением случаев, указанных в других главах СНиП) на
проектирование освещения помещений вновь строящихся и реконструируемых зданий и
сооружений различного назначения, мест производства работ вне зданий, площадок
промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железнодорожных путей площадок
предприятий, наружного освещения городов, поселков и сельских населенных
пунктов. Проектирование устройств местного освещения, поставляемых комплектно
со станками, машинами и производственной мебелью, следует также осуществлять в
соответствии с настоящими нормами.
Настоящие нормы не
распространяются на проектирование освещения подземных выработок, морских и
речных портов, аэродромов, железнодорожных станций и их путей, спортивных
сооружений, лечебно-профилактических учреждений, помещений для хранения
сельскохозяйственной продукции, размещения растений, животных, птиц, а также на
проектирование специального технологического и охранного освещения при
применении технических средств охраны.
Пособие по расчету и
проектированию естественного и искусственного освещения к СНиП ІІ-4-79 [8].
Данное пособие содержит
основные методические положения по выбору (определению) нормируемых значений
показателей естественного, искусственного и совмещенного освещения, методы их
расчета при проектировании производственных, общественных и жилых зданий, а
также установок наружного освещения.
Для определения категории
надежности потребителей используются следующие нормативные документы: П2-2000 к
СНБ 3.02.04-03, СП 31-110-2003, РД 34.20.185-94, НТП ЭПП-94, Нормы
проектирования электрических сетей напряжением 0,38 - 10 кВ
сельскохозяйственного назначения (НПС 0,38 - 10) и другие документы. Далее
дадим краткую характеристику вышеперечисленных документов.
Нормы проектирования
электрических сетей напряжением 0,38 - 10 кВ сельскохозяйственного назначения
(НПС 0,38 - 10) [9].
Нормы проектирования
электрических сетей напряжением 0,38 - 10 кВ сельскохозяйственного назначения
(НПС 0,38-10) определяют основные требования к схемам, оборудованию и
параметрам элементов электрических сетей напряжением 0,38 - 10 кВ
сельскохозяйственного назначения, обеспечивающих требуемую надежность
электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, повышение технического
уровня электрических сетей и качества электроэнергии, а также уменьшение
эксплуатационных затрат.
Нормами следует
руководствоваться при:
‒ разработке
схем развития электрических сетей 10 кВ района (РЭС), а также
технико-экономических расчетах (ТЭР) расширения, реконструкции и технического
перевооружения электрических сетей;
‒ выдаче
технических условий на электроснабжение сельскохозяйственных потребителей;
‒ выполнении
рабочих проектов электросетевых объектов;
‒
проектировании электроснабжения сельскохозяйственных объектов в составе
проектов, выполняемых организациями Минсельхоза и другими организациями;
‒ разработке
мероприятий по повышению надежности электроснабжения сельскохозяйственных
потребителей, осуществляемых организациями Минэнерго, Минсельхоза и другими организациями.
На этапе проектирования
распределительной сети, когда производится выбор расположения трансформаторных
подстанций, количества и мощности трансформаторов, используются следующие
нормативные документы: правила технической эксплуатации (ПТЭ) электрических
станций и сетей, НТП ЭПП-94, РД 34.20.185-94, СП 31-110-2003, ГОСТ 14209-85,
НПС 0,38 - 10 и другие документы. Далее дадим краткую характеристику
вышеперечисленных документов.
ПТЭ электрических станций и
сетей [10].
Настоящие Правила распространяются
на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе,
гидроэлектростанции, электрические и тепловые сети и на организации,
выполняющие работы применительно к этим объектам.
В Правилах изложены основные
организационные и технические требования к эксплуатации энергетических
объектов, неуклонное выполнение которых обеспечит экономическую, надежную и
слаженную работу всех звеньев энергетических систем.
Требования к проектированию,
строительству, монтажу, ремонту и устройству энергоустановок и оснащению их
средствами контроля, автоматики и защиты изложены в настоящих Правилах кратко,
поскольку они рассматриваются в других нормативно-технических документах.
ГОСТ 14209-97 Руководство по
нагрузке силовых масляных трансформаторов [11].
Стандарт содержит рекомендации
по допустимым режимам нагрузок, превышающих номинальную мощность
трансформаторов в пределах установленных ограничений.
В настоящем стандарте приведены
указания по определению технически обоснованных режимов нагрузки силовых
трансформаторов с точки зрения допустимых температур и термического износа.
Даны рекомендации по эксплуатации трансформаторов с нагрузкой, превышающей
номинальное значение, и рекомендации для потребителей по выбору соответствующих
номинальных величин и условий нагрузки вновь устанавливаемых трансформаторов.
Для выбора схем
распределительных сетей используется следующая нормативная литература: НТП
ЭПП-94, РД 34.20.185-94, СП 31-110-2003, ГОСТ 13109-97, ПТЭ электроустановок
потребителей, НПС 0,38 - 10 и другие документы. Далее дадим краткую
характеристику вышеперечисленных документов.
ГОСТ 13109-97 Электрическая
энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества
электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [12].
Стандарт устанавливает
показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в электрических сетях
систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного
тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети,
находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, или
приемники электрической энергии (точки общего присоединения).
Нормы КЭ, устанавливаемые
настоящим стандартом, являются уровнями электромагнитной совместимости для
кондуктивных электромагнитных помех в системах электроснабжения общего
назначения. При соблюдении указанных норм обеспечивается электромагнитная
совместимость электрических сетей систем электроснабжения общего назначения и
электрических сетей потребителей электрической энергии (приемников
электрической энергии).
Нормы, установленные настоящим
стандартом, являются обязательными во всех режимах работы систем
электроснабжения общего назначения, кроме режимов, обусловленных:
‒
исключительными погодными условиями и стихийными бедствиями (ураган,
наводнение, землетрясение и т. п.);
‒
непредвиденными ситуациями, вызванными действиями стороны, не являющейся
энергоснабжающей организацией и потребителем электроэнергии (пожар, взрыв,
военные действия и т. п.);
‒ условиями,
регламентированными государственными органами управления, а также связанных с
ликвидацией последствий, вызванных исключительными погодными условиями и
непредвиденными обстоятельствами.
ПТЭ электроустановок
потребителей [13].
Правила акцентируют внимание
персонала на вопросах эксплуатации электроустановок потребителей и не заменяют
государственных стандартов и нормативно-технических документов (НТД),
регламентирующих устройство электроустановок.
В настоящее издание включены
Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 В и Правила ох раны
электрических сетей напряжением свыше 1000 В.
В документе рассмотрены
вопросы, связанные с организацией эксплуатации электроустановок, а также
непосредственно с эксплуатацией электрооборудования, электроустановок общего
назначения и специального назначения.
На этапе проектирования сети,
когда производится расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением 10 и
0,38 кВ, используются следующие нормативные документы: НТП ЭПП-94, РД
34.20.185-94, СП 31-110-2003, РД 153-34.0-20.527-98, ГОСТ 28249-93, ГОСТ
30323-95, ПТЭ электроустановок потребителей, ПТЭ электрических станций и сетей,
ГОСТ 28895-91, ГОСТ 29176-91, ГОСТ 27514-87. Далее дадим краткую характеристику
вышеперечисленных документов.
РД 153-34.0-20.527-98
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору
электрооборудования [14].
Данные руководящие указания
предназначены для использования инженерами-энергетиками при выполнении ими
расчетов токов короткого замыкания (КЗ) и проверке электрооборудования
(проводников и электрических аппаратов) по режиму КЗ.
Руководящие указания включают в
себя методы расчета токов симметричных и несимметричных КЗ в электроустановках
напряжением свыше 1 кВ и до 1 кВ, методы проверки проводников и электрических
аппаратов на электродинамическую и термическую стойкость и методы проверки
электрических аппаратов на коммутационную способность.
ГОСТ 28249-93 Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного
тока напряжением до 1 кВ [15].
Настоящий стандарт распространяется
на трехфазные электроустановки напряжением до 1 кВ промышленной частоты,
присоединенные к энергосистеме или к автономным источникам электроэнергии,
устанавливает общую методику расчета токов симметричных и несимметричных
коротких замыканий (КЗ) в начальный и произвольный момент времени с учетом
параметров синхронных и асинхронных машин, трансформаторов, реакторов,
кабельных и воздушных линий, шинопроводов и узлов комплексной нагрузки для
дальнейшего выбора коммутационных аппаратов, уставок релейной защиты и
заземляющих устройств.
ГОСТ Р 52736-2007 Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и
термического действия тока короткого замыкания [16].
Настоящий стандарт
распространяется на трехфазные электроустановки промышленной частоты и
определяет общую методику расчета и проверки проводников и электрических
аппаратов на электродинамическую и термическую стойкость при коротких
замыканиях.
ГОСТ 28895-91 Расчет термически
допустимых токов короткого замыкания с учетом неадиабатического нагрева [17].
Метод расчета номинальных
характеристик любого токоведущего элемента кабеля при коротком замыкании
основывается на предположении, что тепло сохраняется внутри токоведущего
элемента в течение времени короткого замыкания (т.е. имеет место адиабатический
нагрев). Однако во время короткого замыкания происходит передача тепла в
соседние материалы и это следует учитывать.
В настоящем стандарте приведен
простой метод учета неадиабатического характера нагрева при расчете номинальных
характеристик в условиях короткого замыкания, что обеспечивает получение
одинаковых значений номинальных характеристик различными разработчиками.
ГОСТ 29176-91 Короткие
замыкания в электроустановках. Методика расчета в электроустановках постоянного
тока [18].
Настоящий стандарт
распространяется на электроустановки постоянного тока, в которых источниками
энергии постоянного тока (преобразователями) являются:
‒
свинцово-кислотные аккумуляторные батареи;
‒ машины
постоянного тока параллельного возбуждения;
‒ трехфазные
вентильные полупроводниковые выпрямители, выполненные по схеме две обратные
звезды с уравнительным реактором;
‒ трехфазные
вентильные полупроводниковые выпрямители, выполненные по симметричной мостовой
схеме.
Данный стандарт устанавливает
общую методику расчета токов КЗ в электроустановках постоянного тока в
начальный и произвольный моменты времени, необходимых для выбора
электрооборудования и проверки его по условиям КЗ, для выбора уставок и оценки
действия защит и автоматики, для расчета заземляющих устройств.
ГОСТ Р 52735-2007 Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного
тока свыше 1 кВ [19].
Настоящий стандарт
устанавливает общую методику расчета токов короткого замыкания, необходимых для
выбора и проверки электрооборудования по условиям короткого замыкания; для
выбора установок и оценки возможного действия устройств релейной защиты и
автоматики; для определения влияния токов нулевой последовательности лини
электропередачи на линии связи; для выбора заземляющих устройств.
Требования, предъявляемые к
низковольтным аппаратам, описываются в следующих нормативных документах: ГОСТ Р
50030.1-2000, ГОСТ Р 50030.4.1-2002, ГОСТ Р 50339.0-2003, ГОСТ Р 50339.4-92
(2004), ГОСТ Р 50345-99 (2002), ГОСТ 16708-84 (2003), ГОСТ 17242-86 (2003),
ГОСТ 2933-83 (2002). Далее дадим краткую характеристику вышеперечисленных
документов.
ГОСТ Р 50030.1-2000Аппаратура
распределения и управления низковольтная. Часть 1. Общие требования и методы
испытаний [20].
Настоящий стандарт предназначен
для согласования, по возможности, всех правил и требований общего характера,
относящихся к низковольтной аппаратуре распределения и управления, с целью их
унификации в соответствующих классах аппаратов и устранения необходимости
испытаний по различным стандартам.
Настоящий стандарт
распространяется на низковольтные аппараты распределения и управления (далее -
аппараты), предназначенные для эксплуатации в электрических цепях с номинальным
напряжением до 1000 В переменного тока или до 1500 В постоянного тока, и
устанавливает для данных аппаратов правила и требования общего характера, в том
числе например:
‒
определений;
‒
характеристик;
‒ информации,
прилагаемой к аппарату;
‒ нормальных
условий эксплуатации, монтажа и транспортирования;
‒ требований
к конструкции и работоспособности;
‒ проверки
характеристик и работоспособности.
ГОСТ Р 50030.4.1-2002Аппаратура
распределения и управления низковольтная. Часть 4-1. Контакторы и пускатели.
Электромеханические контакторы и пускатели [21].
Настоящий стандарт распространяется
на контакторы переменного и постоянного тока, предназначенные для замыкания и
размыкания электрических цепей, а в комбинации с соответствующими реле- и для
защиты этих цепей от возможных рабочих перегрузок.
Настоящий стандарт
распространяется также на органы управления контакторных реле и контакты,
управляющие исключительно цепью катушки контактора.
ГОСТ Р
50339.0-2003Предохранители плавкие низковольтные. Часть 1. Общие требования
[22].
Настоящий стандарт
распространяется на плавкие предохранители, оснащенные токоограничивающими
закрытыми плавкими вставками с номинальной отключающей способностью не ниже 6
кА, предназначенные для защиты цепей переменного тока промышленной частоты с
номинальным напряжением не выше 1000 В или цепей постоянного тока с номинальным
напряжением не выше 1500 В.
Стандарт устанавливает общие
требования к низковольтным плавким предохранителям, изготавливаемым для нужд
народного хозяйства и экспорта, а также целей сертификации.
Целью настоящего стандарта
является установление характеристик плавких предохранителей или их частей
(оснований, держателей, плавких вставок) для того, чтобы их можно было заменить
другими плавкими предохранителями или их частями с аналогичными
характеристиками при условии их взаимозаменяемости по габаритным размерам.
ГОСТ Р 50339.4-92
(2004)Низковольтные плавкие предохранители. Часть 4. Дополнительные требования
к плавким предохранителям для защиты полупроводниковых устройств [23].
Требования настоящего стандарта
относятся к плавким предохранителям, устанавливаемым в электрооборудовании на
номинальное напряжение до 1000 В переменного тока и до 15000 В постоянного тока
и, если это возможно, на плавкие предохранители более высоких номинальных
напряжений.
Данный стандарт устанавливает
нормы, правила и методы испытаний вышеперечисленных предохранителей.
ГОСТ Р 50345-99
(2002)Аппаратура малогабаритная электрическая. Автоматические выключатели для
защиты от сверхтоков бытового и аналогичного назначения [24].
Настоящий стандарт
распространяется на воздушные автоматические выключатели переменного тока для
работы при частоте 50 или 60 Гц с номинальным напряжением (между фазами) не
более 440 В, номинальным током не более 125 А и номинальной отключающей
способностью более 25000 А.
В настоящем стандарте
приводятся все требования, соблюдение которых должно обеспечить соответствие
рабочим характеристикам, необходимым для этих выключателей согласно типовым
испытаниям.
В нем содержатся также
требования, относящиеся к критериям и методике испытаний, необходимые для
обеспечения воспроизводимости результатов испытаний.
В стандарте устанавливают:
‒
характеристики выключателей;
‒ условия,
которым должны отвечать выключатели;
‒ испытания,
предназначенные для подтверждения соответствия техническим требованиям, и
методы, которыми следует проводить эти испытания;
‒ данные,
маркируемые на выключателях;
‒ циклы
испытаний и число образцов для испытаний с целью сертификации;
‒ координацию
с плавкими предохранителями, выключенными в одну цепь с выключателем.
ГОСТ 16708-84 (2003)
Переключатели (выключатели) пакетные. Общие технические условия [25].
Настоящий стандарт
распространяется на пакетные переключатели и выключатели (далее -
переключатели) для работы в качестве вводных выключателей, переключателей цепей
управления и распределения электрической энергии, управления
электродвигателями, коммутирующие электрические цепи током от 6,3 до 400 А
напряжением до 660 В переменного тока частотой до 400 Гц и до 440 В постоянного
тока.
ГОСТ 17242-86 (2003)
Предохранители плавкие силовые низковольтные. Общие технические условия [26].
Настоящий стандарт
распространяется на плавкие предохранители на номинальный ток от 2 до 2500 А,
номинальное напряжение переменного тока до 1000 В и постоянного тока до 1200 В,
устанавливаемые в комплектные устройства и предназначенные для защиты при
перегрузках и коротких замыканиях силовых и вспомогательных цепей
электроустановок промышленных предприятий, общественных и жилых зданий,
изготовляемые для нужд народного хозяйства и экспорта и номинальное напряжение
до 3000 В для защиты полупроводниковых устройств.
Требования, предъявляемые к
низковольтным комплектным устройствам, рассматриваются в следующих нормативных
документах: ГОСТ 28668.1-91 (2003), ГОСТ Р 51321.1-2000, ГОСТ Р 51321.5-99
(2001), ГОСТ Р 51628-2000 (с изм. 2004), ГОСТ Р 51732-2001, ГОСТ Р 51778-2001.
Далее приведем характеристику вышеперечисленных документов.
ГОСТ 28668.1-91
(2003)Низковольтные комплектные устройства распределения и управления. Часть 2.
Частные требования к системам сборных шин (шинопроводам) [27].
В данном документе описаны
требования, которым должны соответствовать системы сборных шин (шинопроводы).
Настоящий стандарт распространяется также на шинопроводы, предназначенные для
питания светильников через ответвительные устройства.
ГОСТ Р 51321.1-2000Устройства
комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 1. Устройства,
испытанные полностью или частично. Общие технические требования и методы
испытаний [28].
Назначением настоящего
стандарта являются формулирование определений и установление условий
эксплуатации, конструктивных требований, технических характеристик, а также
видов и методов испытаний НКУ.
Настоящий стандарт
распространяется на низковольтные комплектные устройства распределения и
управления (НКУ), полностью испытанные (прошедшие типовые испытания) - (ПИ НКУ)
и частично испытанные (ЧИ НКУ), номинальное напряжение которых не превышает
1000 В переменного тока частотой не более 1000 Гц или 1500 В постоянного тока,
предназначенные для экспорта.
ГОСТ Р 51321.5-99
(2001)Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 5.
Дополнительные требования к низковольтным комплектным устройствам,
предназначенным для наружной установки в общедоступных местах
(распределительным шкафам) [29].
В настоящем стандарте приводятся
дополнительные требования к распределительным шкафам (PШ), которые являются
стационарными комплектными устройствами, подвергаемым типовым испытаниям и
предназначенным для наружной установки в общедоступных местах, доступ к которым
имеет квалифицированный персонал. Они предназначены для использования в
общественных трехфазных системах.
ГОСТ Р 51628-2000 (с изм.
2004)Щитки распределительные для жилых зданий. Общие технические условия [30].
Стандарт содержит требования к
щиткам, применяемым как в жилых зданиях массового строительства, так и в
зданиях, строящихся по индивидуальным проектам (индивидуальные здания), а также
в коттеджах, сельских жилых домах, дачных домиках и других небольших строениях.
В настоящем стандарте
содержатся требования, касающиеся обеспечения возможности применения щитков в
электроустановках вновь строящихся жилых зданий и действующего жилого фонда с
системами заземления TN-S,
TN-C-S
и TN-C.
ГОСТ Р 51732-2001Устройства
вводно-распределительные для жилых и общественных зданий. Общие технические
условия [31].
Настоящий стандарт разработан с
целью нормативного обеспечения разработки и освоения в производстве
вводно-распределительных устройств, отвечающих современным нормативным
требованиям к электроустановкам жилых и общественных зданий различной
этажности.
В стандарте содержатся
требования к вводно-распределительным устройствам, применяемым в многоэтажных и
малоэтажных жилых и общественных зданиях, а также в индивидуальных домах и
коттеджах.
В настоящем стандарте
содержатся требования, касающиеся обеспечения возможности присоединения
вводно-распределительных устройств к четырех- и пятипроводным питающим
(распределительным) сетям с глухозаземленной нейтралью.
ГОСТ Р 51778-2001Щитки
распределительные для производственных и общественных зданий. Общие технические
условия [32].
Настоящий стандарт
распространяется на распределительные щитки, применяемые в осветительных и
силовых установках производственных, общественных, административных и других
подобных зданий для приема и распределения электрической энергии при напряжении
380/220 и 660/380 В трехфазного переменного тока частотой 50 - 60 Гц, нечастого
включения и отключения линий групповых цепей, а также для их защиты при
перегрузках и коротких замыканиях.
2. ХАРАКТЕРИСТИКА РАССМАТРИВАЕМОГО МИКРОРАЙОНА
Проектируемый микрорайон
прилегает к ул. Колесникова г. Минска. Площадь данного микрорайона составляет
0,151 км2. На его территории находится тринадцать жилых зданий,
помещения общественного назначения, одно общественное здание.
Жилые дома являются
девятиэтажными зданиями, имеют различную планировку. Во всех домах
устанавливаются электрические плиты мощностью до 8,5 кВт. Описание каждого
жилого дома представлено в таблице 2.1. В данной таблице также указаны удельные
расчетные нагрузки электроприемников квартир. Значения нагрузок определены в
соответствии с [2]. Они приведены для квартир площадью от 35 до 90 м2
и учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений. Удельные нагрузки не
учитывают общедомовую силовую нагрузку, осветительную и силовую нагрузку
встроенных (пристроенных) помещений общественного назначения, нагрузку рекламы,
а также применение в квартирах (кроме элитных) электрического отопления и
электроводонагревателей и бытовых кондиционеров. Удельные расчетные нагрузки
для числа квартир, не указанного в таблице, определены путем интерполяции.
Таблица 2.1
Описание жилых зданий
|
№ здания
|
Этажность
|
Количество
подъездов
|
Количество
квартир в доме
|
Количество
лифтов в подъезде
|
Ркв.уд,
кВт/квартиру
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
1
|
9
|
5
|
140
|
1
|
1,444
|
|
2
|
9
|
3
|
99
|
1
|
1,515
|
|
3
|
9
|
7
|
203
|
1
|
1,359
|
|
4
|
9
|
5
|
175
|
1
|
1,395
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
5
|
9
|
4
|
155
|
1
|
1,423
|
|
6
|
9
|
3
|
155
|
1
|
1,423
|
|
7
|
9
|
3
|
111
|
1
|
1,485
|
|
8
|
9
|
4
|
136
|
1
|
1,45
|
|
9
|
9
|
4
|
136
|
1
|
1,45
|
|
10
|
9
|
4
|
136
|
1
|
1,45
|
|
11
|
9
|
3
|
111
|
1
|
1,485
|
|
12
|
9
|
4
|
147
|
1
|
1,434
|
|
13
|
9
|
3
|
115
|
1
|
1,479
|
Суммарное количество квартир в
домах проектируемого микрорайона - 1601 кв. Предполагаем, что численность
населения микрорайона будет составлять 5000 жителей.
На территории проектируемого
микрорайона также расположены помещения общественного назначения, которые
встроены либо пристроены к жилым домам, и одно общественное здание, являющееся
детским садом - яслями. Описание вышеперечисленных объектов представлено в
таблице 2.2.
Таблица 2.2
Состав общественных зданий и
помещений
|
№
здания
|
Потребитель
|
Показатели
|
|
1
|
2
|
3
|
|
1
|
Продовольственный
магазин КБО Парикмахерская Аптека Клуб
|
75м2
11 р.м. 5 р.м. 100м2 20 р.м.
|
|
2
|
КафеПункт
детского питания
|
50
мест, 118м2
|
|
3
|
Административные
помещения
|
300м2
|
|
8
|
Промтоварный
магазин «Союзпечать»Административные помещения
|
360
м2, 120 м2 120 м2
|
|
9
|
Административные
помещения Стоматология
|
432
м2 170пос.
|
|
10
|
Продовольственный
магазин Сбербанк Парикмахерская
|
400
м2 420 м2 5р.м.
|
|
14
|
Дет.сад
- ясли
|
230мест
|
|
21
|
Гараж
|
740мест
|
|
24
|
Гараж
|
1080мест
|
При проектировании
распределительных сетей особое внимание должно уделяться обеспечению надежности
потребителей. Данный фактор оказывает решающее влияние на формирование схемы
сети, характер резервирования, средства автоматизации, выбор типов
оборудования.
В соответствии с требованиями
[1] в отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприёмники
разделяются на три категории.
К первой категории относятся
электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой
опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение
дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного
технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов
коммунального хозяйства. Такие электроприемники должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников, и перерыв в их электроснабжении
может быть допущен только на время автоматического включения резервного
питания. Отдельно выделяется первая особая категория электроприёмников,
бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова предприятия
с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения
дорогостоящего основного оборудования. В связи с этим для электроснабжения
электроприемников данной категории должно предусматриваться дополнительное
питания от третьего независимого взаимно резервирующего источника.
Во вторую категорию входят
электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому
недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного
транспорта. Для данной группы электроприемников допускаются перерывы в
электроснабжении на время включения резервного питания действиями оперативного
персонала. Электроснабжение объектов второй категории должно предусматриваться
от двух независимых источников.
К третьей категории относятся
все остальные электроприёмники, не подходящие под определения первой и второй
категорий.Электроприемники данной группы могут питаться от одного источника
электроэнергии. Перерывы в электроснабжении допускаются на время, необходимое
для подачи временного питания, ремонта или замены поврежденного оборудования,
но не более чем на одни сутки.
В соответствии с
вышеизложенным, а также используя [2], определим категорию по надежности
электроснабжения жилых и общественных зданий, а так же помещений общественного
назначения, находящихся на территории рассматриваемого микрорайона. Данные
сведем в таблицу 2.3.
Электроснабжение рассматриваемого микрорайона
проектируется от трансформаторных подстанций, питание которых осуществляется от
существующей подстанции «Лыньковская» 110/10 кВ.
Таблица 2.3
Категории надежности
электроснабжения
|
№
на ГП
|
Потребитель
|
Показатели
|
Категория
надежности
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
1-13
|
Жилые
дома до 16 этажей - эвакуационное освещение незадымляемых лестничных клеток
|
|
I
|
|
Жилые
дома до 16 этажей с электроплитами и электроводонагревателями для горячего
водоснабжения
|
|
II
|
|
1
|
Продовольственный
магазин
|
75м2
|
III
|
|
КБО
|
11
р.м.
|
III
|
|
Парикмахерская
|
5
р.м.
|
III
|
|
Аптека
|
100м2
|
II
|
|
Клуб
|
20
р.м.
|
III
|
|
2
|
Кафе
|
50
мест
|
III
|
|
Пункт
детского питания
|
118м2
|
III
|
|
3
|
Административные
помещения
|
300м2
|
II
|
|
8
|
Промтоварный
магазин
|
II
|
|
«Союзпечать»
|
120
м2
|
III
|
|
Административные
помещения
|
120
м2
|
II
|
|
9
|
Административные
помещения
|
432
м2
|
II
|
|
Стоматология
|
170пос.
|
II
|
|
10
|
Продовольственный
магазин
|
400
м2
|
II
|
|
Сбербанк
|
420
м2
|
II
|
|
Парикмахерская
|
5р.м.
|
III
|
|
14
|
Дет.сад-ясли
|
230мест
|
II
|
|
21
|
Гараж
|
740мест
|
II
|
|
24
|
Гараж
|
1080мест
|
II
|
|
|
|
|
|
|
3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК ЖИЛЫХ ДОМОВ, ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ, ОСВЕЩЕНИЯ МИКРОРАЙОНА
.1 Расчет электрических
нагрузок жилых домов
Расчет электрических нагрузок
потребителей является важным этапом при проектировании распределительной сети,
поскольку от точности определения нагрузок зависят номинальные мощности
трансформаторов, площади сечений проводов и кабелей, правильность выбора
устройств защиты сети от перегрузок и коротких замыканий, регулирующих и
компенсирующих устройств.
При проектировании
распределительных сетей трудно точно определить нагрузку каждого отдельного
электроприемника квартиры, общежития, общественного здания, поэтому пользуются
обобщенными данными об удельных расчетных активных нагрузках, полученными в
результате статистических исследований.
Расчет электрических нагрузок
жилых и общественных зданий будет производиться в соответствии с [2].
Расчетная активная нагрузка электроприемников
типовых квартир, приведенная к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением
0,38 кВ ТП (Ркв), кВт, определяется по формуле
, (3.1)
где Ркв.уд. - удельная
нагрузка электроприемников квартир по таблице 2.1, кВт/квартиру;
n - количество
квартир, присоединенных к линии (ТП).
Расчетная реактивная нагрузка
электроприемников типовых квартир, приведенная к вводу жилого дома, линии или к
шинам напряжением 0,38 кВ ТП (Qкв), квар,
определяется по формуле
, (3.2)
где 
- величина, определяемая по
значению коэффициента мощности в соответствии с [2].
Расчетная активная нагрузка линии
питания лифтовых установок (Рр.л), кВт, определяется по формуле
(3.3)
где Кс. л - коэффициент
спроса, определяемый по [2] в зависимости от количества лифтовых установок и
этажности зданий;
n - число
лифтовых установок, питаемых линией;
Рni -
установленная мощность электродвигателя i-го лифта,
кВт; принимаем Рn=9 кВт.
Расчетная реактивная нагрузка линии питания
лифтовых установок, квар, определяется по формуле
, (3.4)
где - величина, определяемая по
значению коэффициента мощности лифтовых установок в соответствии с [2].
Расчетная активная нагрузка жилого
дома в целом (квартир и силовых электроприемников) 
, кВт,
определяется по формуле
, (3.5)
где Рс - расчетная
активная нагрузка силовых электроприемников, кВт.
Расчетная реактивная нагрузка жилого
дома в целом (квартир и силовых электроприемников) 
, квар,
определяется по формуле
, (3.6)
где Qс - расчетная
реактивная нагрузка силовых электроприемников, квар.
Полная расчетная нагрузка (
), кВ×А, определяется
по формуле
. (3.7)
Суммарная активная нагрузка жилых
зданий 
, кВт,
определяется по формуле
, (3.8)
где k -
количество жилых зданий.
Исходные данные для расчета
электрических нагрузок жилых зданий берем из таблицы 2.1.
Приведем расчёт электрических
нагрузок для жилого дома №1.
Расчетную активную нагрузку электроприемников
квартир определяем по формуле (3.1):
кВт.
Расчетную реактивную нагрузку
электроприемников квартир определяем по формуле (3.2):
квар.
Расчетную активную нагрузку лифтовых
установок определяем по формуле (3.3):
кВт;
Расчетную реактивную нагрузку
лифтовых установок определяем по формуле (3.4)
квар.
Расчетную активную нагрузку жилого
дома в целом определяем по формуле (3.5)
кВт.
Расчетную реактивную нагрузку жилого
дома в целом определяем по формуле (3.6)
квар.
Полную расчётную нагрузку жилого
дома в целом определяем по формуле (3.7)
кВ×А.
Расчет электрических нагрузок
остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1
Электрические нагрузки жилых
зданий
|
№
здания
|
Ркв
, кВт
|
Рр.л.д.
, кВт
|
Qкв
, квар
|
Qр.л.д.
, квар
|
Рр.ж.д.
, кВт
|
Qр.ж.д
, квар
|
Sр.ж.д
, кВ×А
|
|
1
|
202,16
|
31,5
|
41,04
|
36,85
|
230,5
|
73,62
|
241,98
|
|
2
|
149,98
|
21,6
|
29,99
|
25,27
|
169,43
|
52,74
|
177,45
|
|
3
|
275,88
|
38,43
|
55,18
|
44,96
|
310,47
|
95,64
|
324,87
|
|
4
|
244,13
|
31,5
|
48,83
|
36,85
|
272,48
|
81,99
|
284,55
|
|
5
|
220,57
|
25,2
|
44,11
|
29,48
|
243,25
|
70,65
|
253,30
|
|
6
|
220,57
|
21,6
|
44,11
|
25,27
|
240,02
|
66,86
|
249,15
|
|
7
|
164,84
|
21,6
|
32,97
|
25,27
|
184,23
|
55,71
|
192,52
|
|
8
|
197,20
|
25,2
|
39,44
|
29,48
|
219,82
|
65,97
|
229,56
|
|
9
|
197,20
|
25,2
|
39,44
|
29,48
|
219,82
|
65,97
|
229,56
|
|
10
|
197,20
|
25,2
|
39,44
|
29,48
|
219,82
|
65,97
|
229,56
|
|
11
|
164,84
|
21,6
|
32,97
|
25,27
|
184,28
|
55,71
|
192,52
|
|
12
|
210,80
|
25,2
|
42,16
|
29,48
|
233,48
|
68,69
|
243,38
|
|
13
|
170,09
|
21,6
|
34,02
|
25,27
|
189,53
|
56,76
|
197,85
|
Суммарную активную нагрузку жилых зданий
определяем по формуле (3.8):
кВт.
.2 Расчет электрических нагрузок
общественных зданий
На стадии предварительного
проектирования ориентировочные расчеты электрических нагрузок общественных
зданий и учреждений здравоохранения допускается выполнять по укрупненным
удельным электрическим нагрузкам Руд, приведенным в [2] .
Расчетная активная нагрузка 
, кВт,
определяется по формуле
, (3.9)
где n
- количественный показатель.
Расчетная реактивная нагрузка 
, квар,
определяется по формуле
. (3.10)
Коэффициент мощности для расчета
силовых сетей общественных зданий (cosφ) определяем
по [2].
Полная расчетная нагрузка (
), кВ×А,
определяется по формуле
. (3.11)
Исходные данные для расчета
электрических нагрузок общественных зданий приведены в таблице 2.2.
Приведем расчёт электрических
нагрузок для детского сада-яслей.
Количество мест n=230.
Коэффициент мощности cosφ=0,98.
Удельная электрическая нагрузка Руд =0,46 кВт/место.
Определяем расчетную активную нагрузку по
формуле (3.9):
кВт.
Определяем расчетную реактивную нагрузку по
формуле (3.10):
квар.
Полную расчётную нагрузку определяем по формуле
(3.11):
кВ×А.
Расчет электрических нагрузок
остальных общественных зданий аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу
3.2.
Таблица 3.2
Электрические нагрузки
общественных зданий
|
Номер
здания
|
Наименование
объекта
|
Показатель
n
|
Удельная
нагрузка Руд
|
Единицы
измерения
|
Расчетная
активная нагрузка  , кВтCos
φПолная расчетная
нагрузка , кВ×А
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
1
|
Продовольственный
магазин
|
75
|
0,25
|
кВт/м2
|
18,75
|
0,85
|
22,06
|
|
1
|
КБО
|
11
|
1,5
|
кВт/место
|
16,5
|
0,85
|
19,41
|
|
1
|
Парикмахерская
|
5
|
1,5
|
кВт/место
|
7,5
|
0,97
|
7,73
|
|
1
|
Аптека
|
100
|
0,16
|
кВт/м2
|
16
|
0,85
|
18,82
|
|
1
|
Клуб
|
20
|
0,46
|
кВт/место
|
9,2
|
0,85
|
10,82
|
|
2
|
Кафе
|
50
|
1,04
|
кВт/место
|
52
|
0,98
|
53,06
|
|
2
|
Пункт
детского питания
|
118
|
0,25
|
кВт/м2
|
29,5
|
0,85
|
34,71
|
|
3
|
Административные
помещения
|
300
|
0,071
|
кВт/м2
|
21,3
|
0,85
|
25,06
|
|
8
|
Промтоварный
магазин
|
360
|
0,16
|
кВт/м2
|
57,6
|
0,85
|
67,76
|
|
8
|
Союзпечать
|
120
|
0,16
|
кВт/м2
|
19,2
|
0,85
|
22,59
|
|
8
|
Административные
помещения
|
120
|
0,071
|
кВт/м2
|
8,52
|
0,85
|
10,02
|
|
9
|
Административные
помещения
|
432
|
0,071
|
кВт/м2
|
30,67
|
0,85
|
36,08
|
|
9
|
Стоматология
|
170
|
0,7
|
кВт/пос
|
119
|
0,85
|
140
|
|
10
|
Продовольственный
магазин
|
400
|
0,25
|
кВт/м2
|
100
|
0,85
|
117,65
|
|
10
|
Сбербанк
|
0,071
|
кВт/м2
|
29,82
|
0,85
|
35,08
|
|
10
|
Парикмахерская
|
5
|
1,5
|
кВт/место
|
7,5
|
0,97
|
7,73
|
|
14
|
Детсад-ясли
|
230
|
0,46
|
кВт/место
|
105,8
|
0,98
|
107,96
|
|
21
|
Гараж
|
740
|
0,12
|
кВт/место
|
88,8
|
0,85
|
104,47
|
|
24
|
Гараж
|
1080
|
0,12
|
кВт/место
|
129,6
|
0,85
|
152,47
|
Суммарную активную нагрузку общественных зданий
определим аналогично суммарной активной нагрузке жилых зданий по формуле (3.8).
В результате получим:
кВт.
На основе таблиц 3.1 и 3.2
составим таблицу 3.3, в которой будут указаны суммарные нагрузки зданий, а
также нагрузки вводных устройств каждого здания с учетом того, что если в
здание встроены помещения общественного назначения либо пристроены к нему, то
они питаются от отдельного вводного устройства. Состав общественных зданий и
помещений указан в таблице 2.2.
Таблица
3.3
Суммарные нагрузки зданий и вводных устройств
каждого здания
|
№
здания
|
PΣ,
кВт
|
QΣ,
квар
|
SΣ,
кВ×А
|
Номер
ВУ
|
PΣ,
кВт
|
QΣ,
квар
|
SΣ,
кВ×А
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
1
|
298,6
|
112,98
|
320,82
|
ВУ1-1
|
115,25
|
36,81
|
120,99
|
|
|
|
|
ВУ1-2
|
68,1
|
39,36
|
78,84
|
|
|
|
|
ВУ1-3
|
115,25
|
36,81
|
120,99
|
|
2
|
250,93
|
81,59
|
265,22
|
ВУ2-1
|
81,5
|
28,85
|
87,77
|
|
|
|
|
ВУ2-2
|
84,72
|
26,37
|
88,73
|
|
|
|
|
ВУ2-3
|
84,72
|
26,37
|
88,73
|
|
3
|
331,77
|
108,85
|
349,93
|
ВУ3-1
|
155,23
|
47,82
|
162,44
|
|
|
|
|
ВУ3-2
|
21,3
|
13,21
|
25,06
|
|
|
|
|
ВУ3-3
|
155,23
|
47,82
|
162,44
|
|
4
|
272,48
|
81,99
|
284,55
|
ВУ4-1
|
136,24
|
40,99
|
142,27
|
|
|
|
|
ВУ4-2
|
136,24
|
40,99
|
142,27
|
|
5
|
243,25
|
70,65
|
253,3
|
ВУ5-1
|
121,62
|
35,32
|
126,65
|
|
|
|
|
ВУ5-2
|
121,62
|
35,32
|
126,65
|
|
6
|
240,02
|
66,86
|
249,15
|
ВУ6-1
|
120,01
|
33,43
|
124,57
|
|
|
|
|
ВУ6-2
|
120,01
|
33,43
|
124,57
|
|
7
|
184,23
|
55,71
|
192,52
|
ВУ7-1
|
142,12
|
27,85
|
96,26
|
|
|
|
|
ВУ7-2
|
142,12
|
27,85
|
96,26
|
|
8
|
305,14
|
118,86
|
329,93
|
ВУ8-1
|
109,91
|
32,98
|
114,78
|
|
|
|
|
ВУ8-2
|
109,91
|
32,98
|
114,78
|
|
|
|
|
ВУ8-3
|
85,32
|
52,89
|
100,37
|
|
9
|
369,49
|
158,76
|
405,64
|
ВУ9-1
|
109,91
|
32,98
|
114,78
|
|
|
|
|
ВУ9-2
|
109,91
|
32,98
|
114,78
|
|
|
|
|
ВУ9-3
|
149,67
|
92,79
|
176,08
|
|
10
|
357,14
|
148,34
|
390,05
|
ВУ10-1
|
109,91
|
32,98
|
114,78
|
|
|
|
|
ВУ10-2
|
109,91
|
32,98
|
114,78
|
|
|
|
|
ВУ10-3
|
137,32
|
82,37
|
160,46
|
|
11
|
184,28
|
55,71
|
192,52
|
ВУ11-1
|
92,14
|
27,86
|
96,26
|
|
|
|
|
ВУ11-2
|
92,14
|
27,86
|
96,26
|
|
12
|
233,48
|
68,69
|
243,38
|
ВУ12-1
|
116,69
|
34,34
|
121,69
|
|
|
|
|
ВУ12-2
|
116,69
|
34,34
|
121,69
|
|
13
|
189,53
|
56,76
|
197,85
|
ВУ13-1
|
94,76
|
28,38
|
98,93
|
|
|
|
|
ВУ13-2
|
94,76
|
28,38
|
98,93
|
|
14
|
105,8
|
21,48
|
107,96
|
ВУ14-1
|
52,9
|
10,74
|
53,98
|
|
|
|
|
ВУ14-2
|
52,9
|
10,74
|
53,98
|
|
21
|
88,8
|
55,06
|
104,47
|
ВУ-21
|
88,8
|
55,06
|
104,47
|
|
24
|
129,6
|
80,35
|
152,47
|
ВУ-24
|
129,6
|
80,35
|
152,47
|
.3 Расчет электрических
нагрузок освещения микрорайона
Исходные данные для расчета наружного
освещения приведены в таблице 3.4 в соответствии с [8]. Нормированное значение
средней освещенности принимаем в соответствии с [7].
Таблица
3.4
Параметры осветительных установок
транспортно-пешеходной сети улиц и дорог при нормировании средней освещенности
дорожного покрытия
|
№
Участка дороги
|
Норм.
освещенность лк
|
Ширина
дороги, м
|
Расположен
светильников
|
Тип
светильника
|
Тип
лампы
|
Шаг
светильников м
|
Руд
, кВт км
|
|
8,
9
|
6
|
7,5
|
односторон.
|
РКУ01-250-011
|
ДРЛ
250ХЛ
|
45
|
6,0
|
|
1,
14, 17, 13, 12,10, 7
|
4
|
7,5
|
односторон.
|
РКУ01-250-008
|
ДРЛ
125
|
35
|
3,9
|
|
2,
6, 15, 18
|
4
|
3,5
|
односторон.
|
РКУ01-250-008
|
ДРЛ
125
|
38
|
3,6
|
|
3,
4, 5, 11, 16, 19, 20,
|
2
|
1,5
- 3
|
односторон.
|
РТУ01-125
|
ДРЛ
125
|
40
|
3,4
|
В соответствии с [2] светильники с лампами ДРЛ
должны применяться с компенсированными пускорегулирующими аппаратами (ПРА),
обеспечивающими коэффициент мощности (cosφ)
не ниже 0,85.
Расчетная активная нагрузка 
, кВт,
определяется по формуле
, (3.12)
где Руд - удельная
мощность установки, кВт/км;
L - длина
участка дороги, км.
Предварительно, где это необходимо,
разбиваем дороги на участки, привязывая их к предполагаемым местам расположения
подстанций.
Приведем расчёт электрических
нагрузок для участка дороги №1.
Определяем расчетную активную
нагрузку участка дороги №1 по формуле (3.12):
кВт.
Определяем расчетную реактивную нагрузку участка
дороги №1 по формуле (3.10):
квар.
Полную расчётную нагрузку участка дороги №1
определяем по формуле (3.11):
кВ×А.
Расчет электрических нагрузок
остальных участков дорог аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 3.5.
Суммарную активную нагрузку
наружного освещения определим по формуле (3.8). В результате получаем:
кВт.
Суммарная активная нагрузка
микрорайона 
, кВт,
определяется по формуле
. (3.13)
Суммарная реактивная нагрузка
микрорайона 
, кВт,
определяется по формуле
. (3.14)
Суммарная полная нагрузка
микрорайона 
, кВт,
определяется по формуле
. (3.15)
Таблица 3.5
Нагрузки наружного освещения
|
№
ТП
|
Участок
|
Протяженность,
км
|
Рр.
осв, кВт
|
Qр. осв,
квар
|
Sр. осв,
кВ×А
|
|
ТП1
|
1
2 3 4 9 Σ
|
0,222
0,195 0,11 0,09 0,097 -
|
0,866
0,702 0,374 0,306 0,582 2,83
|
0,537
0,435 0,232 0,19 0,361 1,755
|
1,019
0,862 0,44 0,36 0,685 3,366
|
|
ТП2
|
5
6
7 8 Σ
|
0,067
0,096 0,21 0,188 -
|
0,141 0,214
0,508 0,699 1,562
|
0,268
0,407 0,964 1,327 2,966
|
|
ТП3
|
14
15
16 19 Σ
|
0,196
0,155 0,075 0,077 -
|
0,764
0,558 0,255 0,262 1,839
|
0,474 0,346
0,158 0,162 1,14
|
0,899
0,657 0,3 0,308 2,164
|
|
ТП4
|
10
11
Σ
|
0,21
0,16 -
|
0,819
0,544 1,363
|
0,508 0,337
0,845
|
0,964
0,64 1,604
|
|
ТП5
|
12
13
17 18 20 Σ
|
0,098
0,302 0,117 0,161 0,077 -
|
0,382
1,178 0,456 0,58 0,262 2,858
|
0,237 0,73
0,283 0,359 0,162 1,771
|
0,45
1,386 0,537 0,682 0,308 3,363
|
Определим суммарную активную нагрузку
микрорайона по формуле (3.13):
кВт.
Определим суммарную реактивную нагрузку
микрорайона по формуле (3.14):
квар.
Определим суммарную полную нагрузку микрорайона
по формуле (3.15):
кВ·А.
4. ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
ПОДСТАНЦИЙ, КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
При выборе месторасположения ТП
желательно максимально приблизить их к центрам электрических нагрузок (ЦЭН),
поскольку при этом сокращается протяженность сетей 0,38 кВ, снижаются потери
электроэнергии, повышается надежность электроснабжения потребителей, снижаются
затраты на сооружение сетей.
Для определения центра
электрических нагрузок необходимо построить картограммы нагрузок. Однако не
всегда возможно расположить ТП в намеченном месте. В таком случае ТП
размещается с учетом реальных условий, но с максимальным приближением к центру
электрических нагрузок.
Рассматриваемый микрорайон имеет площадь 0,151
км2, суммарная активная нагрузка составляет 3795,8 кВт.
Соответственно плотность нагрузки составит 25,14 Вт/м2. Однако
нагрузка по микрорайону распределена неравномерно. Для питания потребителей
принимаем пять трансформаторных подстанций, располагаемых вблизи ЦЭН.
Координаты ЦЭН определяются по формулам [33]:
; 
, (4.1)
где 
- расчетная мощность центров
нагрузок зданий, кВ·А;
, 
- координаты центров нагрузок
зданий.
Данные о нагрузках вводных
устройств зданий (ВУ), а также их координаты представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1
Определение электрических нагрузок
жилых зданий
|
№
ТП
|
№
ВУ здания
|
 ,
кВ×Аx,
смy, см
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
ТП
№1
|
ВУ3-1
|
116,64
|
25,19
|
19,14
|
|
ВУ3-2
|
116,64
|
25,50
|
19,50
|
|
ВУ3-3
|
116,64
|
25,54
|
19,55
|
|
ВУ24
|
152,47
|
26,17
|
20,24
|
|
ТП
№2
|
ВУ1-1
|
106,94
|
26,44
|
18,64
|
|
ВУ1-2
|
106,94
|
26,44
|
18,60
|
|
ВУ1-3
|
106,94
|
25,91
|
18,29
|
|
ВУ2-1
|
88,41
|
25,32
|
18,47
|
|
ВУ2-2
|
88,41
|
25,51
|
18,41
|
|
ВУ2-3
|
88,41
|
25,32
|
18,56
|
|
ВУ4-1
|
142,27
|
26,11
|
19,03
|
|
ВУ4-2
|
142,27
|
26,21
|
19,31
|
|
ТП
№3
|
ВУ5-1
|
126,65
|
27,12
|
19,55
|
|
ВУ5-2
|
126,65
|
27,27
|
19,83
|
|
ВУ6-1
|
124,57
|
27,83
|
19,79
|
|
ВУ6-2
|
124,57
|
27,92
|
19,78
|
|
ВУ7-2
|
96,26
|
27,69
|
19,08
|
|
ВУ13-2
|
98,25
|
28,81
|
19,77
|
|
ВУ14-1
|
53,98
|
28,29
|
19,28
|
|
ВУ14-2
|
53,98
|
28,40
|
19,28
|
|
ВУ21
|
104,47
|
28,39
|
20,43
|
|
ТП
№4
|
ВУ7-1
|
96,26
|
27,42
|
19,08
|
|
ВУ8-1
|
109,98
|
27,20
|
18,46
|
|
ВУ8-2
|
109,98
|
27,72
|
18,47
|
|
ВУ8-3
|
109,98
|
27,33
|
18,36
|
|
ТП
№4
|
ВУ9-1
|
135,22
|
28,17
|
18,41
|
|
ВУ9-2
|
135,22
|
28,42
|
18,35
|
|
ВУ9-3
|
135,22
|
28,15
|
18,39
|
|
ТП
№5
|
ВУ10-1
|
130,01
|
29,51
|
18,48
|
|
ВУ10-2
|
130,01
|
29,06
|
18,39
|
|
ВУ10-3
|
130,01
|
29,38
|
18,36
|
|
ВУ11-1
|
96,26
|
28,98
|
19,19
|
|
ВУ11-2
|
96,26
|
29,31
|
19,08
|
|
ВУ12-1
|
121,69
|
29,70
|
19,52
|
|
ВУ12-2
|
121,69
|
29,46
|
19,83
|
|
ВУ13-1
|
98,25
|
29,01
|
19,88
|
Приведем пример расчета ЦЭН для ТП №1 по формуле
(4.1).
см;
см.
Учитывая архитектурные особенности
расположения зданий место расположения ТП №1 смещаем в точку с координатами 
=26,02 см, 
=19,74.
Расчет ЦЭН для остальных ТП аналогичен.
Результаты расчетов сведем в таблицу 4.2.
Места расположения ТП показаны на листе 1.
Таблица 4.2
Расчетные и фактические
значения координат ТП
|
№
ТП
|
   
|
|
|
|
|
ТП
№1
|
25,64
|
19,65
|
25,64
|
19,74
|
|
ТП
№2
|
25,96
|
18,72
|
25,96
|
18,72
|
|
ТП
№3
|
27,88
|
19,70
|
27,94
|
19,56
|
|
ТП
№4
|
27,82
|
18,48
|
27,92
|
18,45
|
|
ТП
№5
|
29,32
|
19,05
|
29,32
|
18,99
|
Следующим этапом проектирования является выбор
количества и мощности трансформаторов в ТП. Поскольку большинство потребителей
рассматриваемого микрорайона относится ко второй категории надежности, на каждой
ТП необходима установка двух трансформаторов.
Чтобы оба трансформатора могли
надежно резервировать друг друга, их запитывают от независимых источников по не
зависящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование
трансформаторов должно быть равнозначным, их выбирают одинаковой мощности .
Основой для выбора мощности
трансформаторов являются допустимые систематические нагрузки и аварийные
перегрузки силовых масляных трансформаторов в соответствии с [11]. Однако для
практического использования норм допустимых нагрузок и аварийных перегрузок,
приведенных в [11], необходимы сведения о температуре окружающей среды и
графике нагрузки. Поэтому их применение для выбора номинальной мощности
трансформаторов весьма затруднительно.
В общем случае при проектировании
распределительных сетей номинальная мощность трансформатора может быть выбрана
из условия
, (4.2)
где 
- полная расчетная мощность
нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП, кВ·А; 
- номинальная мощность
трансформатора, кВ·А.
Это связано с тем, что в
соответствии с [10] допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх
номинального тока до 40 % общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение
пяти суток полряд при полном использовании всех устройств охлаждения
трансформатора.
Далее для выбранных трансформаторов
определяется коэффициент загрузки в нормальном режиме, когда расчетная нагрузка
распределяется между ними поровну, по формуле
. (4.2)
Затем рассчитывается перегрузка
трансформатора в послеаварийном режиме в случае отключения одного из
трансформаторов по формуле
. (4.3)
Длительность аварийной перегрузки
для двухтрансформаторных подстанций с масляными трансформаторами в случае
отключения одного из трансформаторов в период максимума должна приниматься в
соответствии с [10].
Приведем пример определения
номинальной мощности трансформаторов на ТП №1.
Полная расчетная мощность нагрузки
на шинах 0,38 кВ ТП №1
=502,4 кВ×А.
Выбираем номинальную мощность
трансформатора по формуле (4.2):
кВ×А.
Соответственно устанавливаем в ТП
два трансформатора ТМ-400/10 номинальной мощностью
=400 кВ×А.
Далее для выбранных трансформаторов
определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме, когда расчетная нагрузка
распределяется между ними поровну, по формуле (4.3):
.
Проверим, какова будет
перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме в случае отключения одного из
трансформаторов, по формуле (4.3):
.
Перегрузка трансформатора составит
25 %. В соответствии с [10] ее ориентировочная длительность не должна превышать
133 мин.
Мощность трансформаторов остальных
ТП выбирается аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 4.3.
Таблица 4.3
Выбранные мощности
трансформаторов ТП
|
№
ТП
|
 ,
кВ×А ,
кВ×АТип
трансфор-матораКоличество трансформа-торов на ТП ,% ,%
|
|
|
|
|
|
|
ТП
№1
|
502,4
|
400
|
ТМ-400/10
|
2
|
62,8
|
125
|
|
ТП
№2
|
870,6
|
630
|
ТМ-630/10
|
2
|
69
|
139
|
|
ТП
№3
|
909,38
|
630
|
ТМ-630/10
|
2
|
72,2
|
144
|
|
ТП
№4
|
831,86
|
630
|
ТМ-630/10
|
2
|
66
|
132
|
|
ТП
№5
|
924,18
|
630
|
ТМ-630/10
|
2
|
73,2
|
146
|
Используя данные таблицы 3.1 и таблицы 3.2 о
нагрузках жилых и общественных зданий, сведем данные о нагрузках ТП в таблицу
4.4.
Таблица 4.4
Выбранные мощности
трансформаторов ТП
|
№
ТП
|
 ,
кВт ,
квар ,
кВ×А
|
|
|
|
ТП
№1
|
461,37
|
189,19
|
502,4
|
|
ТП
№2
|
821,86
|
276,56
|
870,6
|
|
ТП
№3
|
864,75
|
270,28
|
909,38
|
|
ТП
№4
|
766,75
|
305,49
|
831,86
|
|
ТП
№5
|
869,67
|
301,12
|
924,18
|
5. ВЫБОР СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 И 0,38 КВ
Распределительная сеть
предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин
низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским
потребителям. Обычно городскую распределительную сеть подключают к двум (и более)
источникам питания. В результате она представляет собой фактически замкнутую
сеть, однако эксплуатируется, как правило, в разомкнутом режиме.
Решающим фактором при выборе
схем сети является надежность электроснабжения. Построение городской электрической
сети по условиям обеспечения необходимой надежности электроснабжения
потребителей, как правило, выполняется применительно к основной массе
электроприемников рассматриваемого района города.
Схема распределительной сети
должна выполняться с условием, чтобы секции сборных шин 10(6) кВ ЦП не
включались в нормальном и послеаварийном режимах на параллельную работу через
указанную сеть.
Распределение электрической
энергии на территории жилого микрорайона на напряжении 10 кВ может выполняться
по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от расположения
потребителей, их мощности и требований надежности.
Радиальные схемы применяются в
тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от источника
питания. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок, а также
для питания ТП, расположенных вблизи от РП. При этом предусматривается глухое
присоединение трансформаторов. Радиальным схемам питания секций 6-10 кВ следует
отдавать предпочтение по сравнению с магистральными схемами при повышенных
требованиях к надежности электроснабжения электроприемников, подключенных к
этим секциям. Сети, выполненные по радиальным схемам, как правило, следует
выполнять кабельными линиями [6].
Магистральные схемы следует
применять при упорядоченном расположении ТП, когда линии могут быть проложены
без значительных обратных перетоков мощности. К одной магистрали могут быть
подключены: не более пяти трансформаторов мощностью 250-630 кВ×А;
до трех трансформаторов мощностью 1000 кВ×А или два трансформатора
мощностью 1600 кВ×А. Выполняются, как правило,
кабельными линиями.
Магистральные схемы делят на
следующие группы:
‒ одиночные с
односторонним питанием;
‒ одиночные с
двусторонним питанием (петлевые);
‒
многолучевые (двух -, трехлучевые и др.).
В качестве приемных пунктов для
электроснабжения микрорайона от сетей 6-10 кВ могут быть применены:
‒ центральная
распределительная подстанция (ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при
нагрузке порядка 5-15 МВт;
‒
распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке, составляющей
несколько мегаватт.
Целесообразность сооружения РП
10(6) кВ должна обосновываться технико-экономическим расчетом.
Питание указанных подстанций от
сетей энергосистемы может производиться кабельными или воздушными линиями 6-10
кВ как по радиальной, так и по магистральной схеме распределения
электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с
другими зданиями.
Основным принципом построения
распределительной сети 10(6) кВ для электроприемников второй категории является
сочетание петлевых схем 10(6) кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой
ТП, и петлевых схем 0,38 кВ для питания, потребителей. При этом линии 0,38 кВ в
петлевых схемах могут присоединяться к одной или разным ТП. Однако необходимо
учитывать, что в соответствии с [4] при петлевой, замкнутой и радиальной схемах
распределительных сетей 10(6) кВ должны применяться ТП, как правило, с одним
трансформатором.
Петлевая схема
распределительной сети на напряжение 10(6) кВ представлена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 - Петлевая схема распределительной
сети
Также для электроснабжения
потребителей второй категории надежности на напряжении 10(6) кВ допускается
применение автоматизированных схем, например двухлучевой с питанием от одного
источника. Данная схема представлена на рисунке 5.2.
Применение комбинированной
петлевой двухлучевой схемы на напряжении 10(6) кВ с двухсторонним питанием
рекомендуется для электроснабжения районов с электроприемниками первой и второй
категории.
Рисунок 5.2 - Двухлучевая схема сети
с двусторонним питанием от одного источника
Сети напряжением 0,38 кВ, питающиеся от
двухтрансформаторных подстанций, выполняют по двухлучевым или петлевым схемам с
подключением к одной или разным ТП. Двухлучевые схемы используют при
электроснабжении жилых домов высотой от 6 до 16 этажей и общественных зданий.
Двухлучевая схема сети напряжением 0,38 кВ с односторонним питанием от одной ТП
представлена на рисунке 5.3.
Рисунок 5.3 - Двухлучевая схема
сети напряжением 0,38 кВ с двусторонним питанием от одной ТП
Петлевые схемы применяют для
электроснабжения пятиэтажной жилой застройки и находящихся на ее территории
коммунально-бытовых предприятий и общественных зданий. Петлевая схема сети
напряжением 0,38 кВ с питанием от одной ТП представлена на рисунке 5.4.
Рисунок 5.4 - Петлевая схема сети
напряжением 0,38 кВ с питанием от одной ТП
Для рассматриваемого микрорайона
центром питания распределительных сетей является подстанция “Лыньковская”.
Распределительные сети 10(6) кВ могут подключаться к ЦП непосредственно или
через РП. Однако целесообразность сооружения РП должна быть обосновано
технико-экономическими расчетами. Широкое распространение получили
распределительные трансформаторные подстанции (РТП), представляющие собой
электроустановку, в которой совмещены РП и ТП.
Учитывая, что большинство
потребителей рассматриваемого микрорайона относится ко второй категории
надежности, для питания ТП на напряжении 10 (6) кВ могут использоваться
петлевая или двухлучевая схемы. Однако учитывая, что при петлевой схеме
применяются ТП с одним трансформатором, принимаем двухлучевую схему сети с
двусторонним питанием от РП.
В соответствии с [4] на секционном
выключателе РП должно предусматриваться устройство АВР.
Питающиеся от двухтрансформаторных
ТП сети напряжением 0,38 кВ выполняют по двухлучевым или петлевым схемам.
Учитывая, что на территории микрорайона все жилые застройки являются
девятиэтажными, принимаем двухлучевую схему сети с двусторонним питанием от
одной ТП.
Схема сети напряжением 10 кВ
представлена на листе 2.
Схема сети напряжением 0,38 кВ
представлена на листах 3 и 4.
Линии электропередачи
распределительных сетей выполняют воздушными или кабельными. В сельской
местности, а также в городах и поселках с домами высотой до трех этажей
применяют воздушные линии, а при застройке зданиями высотой четыре этажа и
более - кабельные. В соответствии с вышесказанным для рассматриваемого
микрорайона линии электропередачи распределительных сетей выполняют кабельными.
Кабельные линии прокладывают
преимущественно в земле, в траншеях. Несколько линий от ЦП к РП следует
прокладывать по разным трассам, в исключительных случаях - по одной трассе, но
в разных траншеях [4].
Выбор сечений кабелей для распределительных
сетей проводится по допустимой потере напряжения, поскольку такие сети не
обладают средствами поддержания напряжения на требуемом уровне. Далее выбранные
площади сечений должны быть проверены по допустимому току нагрева.
Задача выбора площади сечения
состоит в том, чтобы найти такие сечения кабелей, при которых потеря напряжения
до наиболее
удаленной точки не превысит допустимого значения:
. (5.1)
В соответствии с [12] отклонения
напряжения составляют: нормально допустимые
,
предельно допустимые
.
При выборе площади сечения
рассматривают дополнительные условия, вытекающие из назначения проектируемой
сети, рассмотренные в [33].
При выборе площади сечения
первоначально исходят из того, что для проводов и кабелей, используемых в сетях
0,38...10 кВ удельное индуктивное сопротивление х0 слабо зависит от
сечения проводника и может быть принято постоянным. В соответствии с [33]
принимаем для кабельных линий напряжением 0,38 кВ х0=0,06 Ом/км и
для кабельных линий напряжением 6...10 кВ х0=0,09 Ом/км.
Задавшись значением х0 ,
находим реактивную составляющую потерь напряжения 
по формуле
, (5.2)
где 
- реактивная мощность на i-ом участке
сети, квар;
- длина i-ого участка
сети, км;
n -
количество участков сети.
Далее из условия (5.1) находим
активную составляющую допустимой потери напряжения 
по формуле
. (5.3)
Для условия, когда линия выполняется
проводником одинакового сечения, что характерно для городских сетей, активная
составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
, (5.4)
где 
- активная мощность на i-ом участке
сети, кВт;
r0 - удельное
активное сопротивление, Ом/км.
Принимая, что 
, получаем
следующее выражение:
, (5.5)
где F - сечение
проводника, мм2;
- удельная проводимость металла
проводника: для алюминия =31,7
м/(Ом·мм2); для меди =53 м/(Ом·мм2).
В результате получаем выражение для
определения расчетной площади сечения проводника:
. (5.6)
Полученную по формуле расчетную
площадь сечения округляют до ближайшего стандартного значения, для которого
находят r0 и х0.
Далее вычисляют наибольшую потерю напряжения по формуле
, (5.7)
где 
, 
- соответственно активное и
реактивное сопротивления участков сети, Ом.
Полученное значение сравнивают с
допустимым значением отклонения напряжения по условию (5.1).
Далее выбранные сечения проверяют по
допустимому току нагрева 
. Должно
соблюдаться условие
, (5.8)
где 
- наибольший из средних по графику
нагрузки получасовых максимумов рабочий ток, проходящий по проводнику, А;
- длительно допустимый ток для
проводника данного вида, А.
Значение определяется
по формуле
, (5.9)
где 
- наибольшая полная мощность,
протекающая по рассматриваемому участку сети, кВ·А.
Длины участков сети определяются в
соответствии с проложенными трассами кабельных линий, представленными на листе
1. При прокладке трасс кабельных линий были учтены следующие пункты в
соответствии с [1]:
‒ в городах и поселках одиночные
кабельные линии следует, как правило, прокладывать в земле (в траншеях) по
непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде
газонов;
‒ расстояние в свету от кабеля,
проложенного непосредственно в земле, до фундаментов зданий и сооружений должно
быть не менее 0,6 м;
‒ прокладка кабелей непосредственно в
земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается;
‒ при параллельной прокладке
кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между силовыми кабелями до 10
кВ должно быть не менее 100 мм;
‒ кабели должны быть уложены с запасом
по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных
деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены;
‒ при пересечении улиц и площадей с
усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные
линии должны прокладываться в блоках или трубах.
‒ над подземными кабельными линиями
должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями: для
кабельных линий выше 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей; для
кабельных линий до 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при
прохождении кабельных линий в городах под тротуарами - на 0,6 м в сторону
зданий сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы.
В соответствии с вышесказанным
получаем следующие значения длин участков сети:
= 3 км;
= 0,22 км; 
= 0,39 км; 
= 0,27 км;
= 0,19 км.
Значения активной, реактивной и
полной мощностей подстанций берем в соответствии с таблицей 4.4.
Далее определим расчетное значение
площади сечения проводника в нормальном режиме для всех участков сети, когда в
соответствии с двухлучевой схемой сети по каждому лучу будет передаваться
половина всей мощности.
Принимая х0=0,09 Ом/км,
находим реактивную составляющую потерь напряжения 
при
передаче мощности от ЦП к ТП №3 через ТП №2 и ТП №1 и реактивную составляющую
потерь напряжения 
при
передаче мощности от ЦП к ТП №5 через ТП №2 и ТП №4 по формуле (5.2):
кВ;
кВ.
Далее находим активные составляющие
допустимой потери напряжения 
и 
по формуле (5.3), учитывая, что
нормально допустимые отклонения напряжения .
кВ;
кВ.
По формуле (5.6) рассчитываем
площадь сечения проводника, принимая кабели с алюминиевыми жилами.
мм2;
мм2.
Полученную расчетную площадь сечения
округляем до ближайшего большего стандартного значения и принимаем на всех
участках сети кабельную линию сечением 
=50 мм2. Для выбранного
сечения в соответствии с [33] r0 =0,62 Ом/км,
х0=0,09 Ом/км.
Далее вычисляем наибольшую потерю
напряжения 
при передаче
мощности от ЦП к ТП №3 через ТП №2 и ТП №1 и наибольшую потерю напряжения 
при
передаче мощности от ЦП к ТП №5 через ТП №2 и ТП №4 по формуле (5.7)
кВ;
;
кВ;
.
Полученные значения сравниваем с
допустимым значением отклонения напряжения в нормальном режиме по условию
(5.1):
;
.
Далее проверим выбранное сечение по
допустимой потере напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда
отключается одна из двух линий на участке , один луч на участке и один луч
на участке .
кВ;
;
кВ;
.
Полученные значения сравниваем с
допустимым значением отклонения напряжения в аварийном режиме по условию (5.1):
;
.
Выбранное сечение кабеля
удовлетворяет условиям проверки по допустимой потере напряжения.
Далее проверим выбранное сечение по
допустимому току нагрева. Значение допустимого тока для сечения =50 мм2
в соответствии с [1] принимаем =134А. По формуле (5.9) рассчитываем
наибольший ток, протекающий по участкам сети в наиболее тяжелом послеаварийном
режиме.
А;
А;
А;
А;
А.
Далее проверяем выполнение условия
(5.8).
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Для участка условие
(5.8) не выполняется, поэтому на этом участке принимаем кабель сечением 150 мм2,
для которого =246А.
Учитывая, что в соответствии с [4] в распределительных сетях 10(6) кВ кабели с
алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать
сечением не менее 70 мм2 , принимаем для остальных участков сети
кабель сечением 70 мм2.
В соответствии с [1] для кабельных
линий, прокладываемых в земле или воде, должны применяться преимущественно
бронированные кабели, поэтому выбираем трехжильный кабель ААБлУ сечением 150 мм2
для участка и сечением
70 мм2 для остальных участков сети. На участке в
соответствии с [4] кабельные линии прокладывают по разным трассам, в
исключительных случаях - по одной трассе, но в разных траншеях с расстоянием
между траншеями не менее 1 м [34]. На остальных участках прокладываем по два
кабеля в траншее с расстоянием между ними не менее 100 мм [1].
Питающиеся от двухтрансформаторных
ТП сети напряжением 0,38 кВ для рассматриваемого микрорайона будут выполняться
по двухлучевой схеме с односторонним питанием от одной ТП и по радиальной
резервируемой схеме для некоторых потребителей.
В нормальном режиме нагрузка жилых
домов распределяется следующим образом: лифтовые установки, противопожарные
устройства, эвакуационное и аварийное освещение подключают к одной из линий, а
квартирную нагрузку и освещение общедомовых помещений - к другой. При
повреждении одной из линий ее нагрузка переключается вручную или автоматически
во вводном устройстве здания на неповрежденную линию.
Нагрузка общественных зданий в
нормальном режиме распределяется равномерно между двумя линиями, а в
послеаварийном режиме нагрузка здания питается по одной из линий двухлучевой
схемы.
В жилых домах потребителем первой
категории является эвакуационное освещение незадымляемых лестничных клеток. В
соответствии с этим ВРУ, от которого будет питаться данный потребитель, должно
быть оснащено устройством АВР согласно [3].
Внутренние электрические сети
подключают к внешним питающим сетям через вводные устройства (ВУ),
вводно-распределительные устройства (ВРУ) или главный распределительный щит
(ГРЩ), предназначенные для приема электрической энергии и распределения ее по
потребителям здания.
В жилых домах высотой три этажа и
более и в общественных зданиях устанавливают ВРУ или ГРЩ, выполненные в виде
шкафов из вводных и распределительных панелей одностороннего или двустороннего
обслуживания.
Сечения питающих линий в сети 0,38
кВ выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в
нормальном и послеаварийном режимах.
Приведем пример расчета сечения
кабелей 0,38 кВ, отходящих от ТП №1.
В соответствии со схемой сети 0,38
кВ, представленной на листе 3, принимаем следующие значения длин участков сети:
= 0,32 км;
= 0,174 км;
= 0,23 км; 
= 0,06 км.
Значения нагрузок вводных устройств
зданий берем в соответствии с таблицей 3.3.
Далее определим расчетное значение площади
сечения проводника в нормальном режиме для всех участков сети, когда в
соответствии с двухлучевой схемой сети по каждому лучу будет передаваться
половина всей мощности.
Принимая х0=0,06 Ом/км,
находим реактивную составляющую потерь напряжения при
передаче мощности от ТП-2 к ВУ24, реактивную составляющую потерь напряжения при
передаче мощности от ТП-1 к ВУ3-1 и реактивную составляющую потерь напряжения 
при
передаче мощности от ТП-1 к ВУ3-3 через ВУ3-2по формуле (5.2):
кВ;
кВ;
кВ.
Далее находим активные составляющие
допустимой потери напряжения , и 
по формуле (5.3), учитывая, что
нормально допустимые отклонения напряжения .
кВ;
кВ;
кВ;
По формуле (5.6) рассчитываем
площадь сечения проводника, принимая кабели с алюминиевыми жилами.
мм2;
мм2;
мм2;
Полученную расчетную площадь сечения
округляем до ближайшего большего стандартного значения и принимаем на участках , , , кабельную
линию сечением =120 мм2,
а для участка сети - кабельную
линию сечением =70 мм2
.
Сети 0,38 кВ выполняются трехфазными
четырехпроводными. Широкое применение на напряжении до 1 кВ находят кабели с
поливинилхлоридной изоляцией и оболочкой. Сечение нулевого провода принимается
равным половине фазного [1]. Принимаем марку кабеля АВВГ. В соответствии с [33]
для сечения =120 мм2
r0 =0,253
Ом/км, х0=0,06 Ом/км, а для сечения =70 мм2 r0 =0,443
Ом/км, х0=0,06 Ом/км.
Далее вычисляем наибольшую потерю
напряжения при передаче
мощности от ТП №1 к ВУ24, наибольшую потерю напряжения при
передаче мощности от ТП №1 к ВУ3-1 и наибольшую потерю напряжения 
при
передаче мощности от ТП №1 к ВУ3-3через ВУ3-2 формуле (5.7):
кВ;
;
кВ;
;
кВ;
;
Полученные значения сравниваем с
допустимым значением отклонения напряжения в нормальном режиме по условию
(5.1):
;
;
.
Далее проверим выбранные сечение по
допустимой потере напряжения в наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда
отключается один луч на участках , , .
кВ;
;
кВ;
;
кВ;
;
Полученные значения сравниваем с
допустимым значением отклонения напряжения в аварийном режиме по условию (5.1):
;
;
.
Выбранные сечения кабеля
удовлетворяет условиям проверки по допустимой потере напряжения.
Далее проверим выбранные сечения по
допустимому току нагрева. В соответствии с [33] значение допустимого тока для
сечения =120 мм2
принимаем =241А, для
сечения =70 мм2
принимаем =178А. По
формуле (5.9) рассчитываем наибольший ток, протекающий по участкам сети в
наиболее тяжелом послеаварийном режиме.
А;
А;
А;
А;
Далее проверяем выполнение условия
(5.8).
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Для участка : 
.
Условие (5.8) выполняется только для
участка . На этом
участке оставляем кабель марки АВВГ сечением 3Ч120+1Ч70. Для остальных участков
принимаем следующие значения сечений кабелей:
‒для участка - кабель
АВВГ сечением 3Ч150+1Ч70 с =274А;
‒для участка - кабель
марки АВВГ сечением 3Ч185+1Ч95 с =308А;
‒для участка - кабель
марки АВВГ сечением 3Ч150+1Ч70 с =274А.
При выборе сечений кабелей для
остальных участков сети учитываем, что допустимая перегрузка кабеля с изоляцией
из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката составляет 15% [13].
Расчет сечений кабельных линий 0,38,
отходящих от других ТП, аналогичен. Результаты расчета сведем в таблицу 5.1.
сеть электроснабжение
трансформатор защита
Таблица 5.1
Выбор кабелей напряжением 0,38
кВ
|
№
ТП
|
Участок
кабеля
|
Мощность
на участке S, кВ·А
|
Длина
участка L, км
|
Предварительно
выбранное сечение F,
мм2
|
Потеря
напряжения до наиболее удаленной точки в нормальном режиме ΔUнорм,
%
|
Потеря
напряжения до наиболее удаленной точки в послеаварий-ном режиме ΔUав,
%
|
Допустимый
по нагреву ток для выбран-ного сечения Iдоп,
А
|
Расчетный
ток в после-аварийном режиме Iав,
А
|
Принятая
марка кабеля
|
Допус-тимый
по нагреву ток Iдоп,
А
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
|
ТП
№1
|
ТП1-ВУ24
|
152,47
|
0,32
|
120
|
4,16
|
8,32
|
241
|
231,67
|
АВВГ
(3Ч120+1Ч70)
|
241
|
|
ТП1-ВУ3-1
|
162,44
|
0,174
|
70
|
4,32
|
8,64
|
178
|
246,81
|
АВВГ
(3Ч150+1Ч70)
|
274
|
|
ТП1-ВУ3-2
|
187,5
|
0,23
|
120
|
4,28
|
8,56
|
241
|
284,88
|
АВВГ
(3Ч185+1Ч95)
|
308
|
|
ВУ3-2-ВУ3-3
|
162,44
|
0,03
|
120
|
|
|
241
|
246,81
|
АВВГ
(3Ч150+1Ч70)
|
274
|
|
ТП
№2
|
ТП2-ВУ1-1
|
199,83
|
0,06
|
35
|
4,15
|
8,3
|
121
|
303,62
|
АВВГ
(3Ч185+1Ч95)
|
308
|
|
|
ВУ1-1-ВУ1-2
|
78,84
|
0,035
|
35
|
|
|
121
|
119,79
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
ТП2-ВУ1-3
|
120,99
|
0,18
|
50
|
4,74
|
9,48
|
147
|
183,3
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП2-ВУ2-3
|
265,22
|
0,095
|
95
|
3,8
|
7,6
|
212
|
402,97
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ2-3-ВУ2-1
|
176,49
|
0,032
|
95
|
|
|
212
|
268,16
|
АВВГ
(3Ч150+1Ч70)
|
274
|
|
|
ВУ2-1-ВУ2-2
|
88,73
|
0,035
|
95
|
|
|
212
|
134,81
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП2-ВУ4-1
|
142,27
|
0,085
|
35
|
3,55
|
7,1
|
121
|
216,17
|
АВВГ
(3Ч120+1Ч70)
|
241
|
|
|
ТП2-ВУ4-2
|
142,27
|
0,123
|
50
|
3,82
|
7,64
|
147
|
216,7
|
АВВГ
(3Ч120+1Ч70)
|
241
|
|
|
ТП№3
|
ТП3-ВУ21
|
104,47
|
0,415
|
95
|
4,56
|
9,12
|
212
|
158,73
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП3-ВУ14-1
|
206,89
|
0,05
|
120
|
4,09
|
8,18
|
241
|
314,34
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ14-1-ВУ14-2
|
152,91
|
0,175
|
120
|
|
|
241
|
232,33
|
АВВГ
(3Ч120+1Ч70)
|
241
|
|
|
ВУ14-2-ВУ13-2
|
98,93
|
0,085
|
120
|
|
|
241
|
150,31
|
АВВГ
(3Ч120+1Ч70)
|
241
|
|
|
ТП3-ВУ7-2
|
96,26
|
0,065
|
35
|
4,42
|
8,84
|
121
|
146,26
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
253,3
|
0,102
|
70
|
4,88
|
9,76
|
178
|
384,86
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ5-1-ВУ5-2
|
126,65
|
0,048
|
70
|
|
|
178
|
192,44
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП3-ВУ6-2
|
249,15
|
0,05
|
35
|
4,71
|
9,42
|
121
|
378,55
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ6-2-ВУ6-1
|
124,57
|
0,028
|
35
|
|
|
121
|
189,27
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП№4
|
ТП4-ВУ8-1
|
215,15
|
0,183
|
95
|
4,66
|
9,32
|
212
|
326,9
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ8-1-ВУ8-3
|
100,37
|
0,036
|
95
|
|
|
212
|
152,5
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП4-ВУ8-2
|
211,04
|
0,053
|
95
|
4,48
|
8,96
|
212
|
320,6
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ8-2-ВУ7-1
|
96,26
|
0,18
|
95
|
|
|
212
|
146,3
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП4-ВУ9-2
|
114,78
|
0,212
|
70
|
3,72
|
7,44
|
178
|
174,39
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
ТП4-ВУ9-3
|
176,08
|
0,27
|
120
|
4,06
|
8,12
|
241
|
267,54
|
АВВГ
(3Ч150+1Ч70)
|
274
|
|
|
ТП4-ВУ9-1
|
114,78
|
0,065
|
35
|
2,2
|
4,4
|
121
|
174,39
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
ТП№5
|
ТП5-ВУ10-2
|
114,78
|
0,145
|
50
|
3,64
|
7,28
|
147
|
174,39
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
ТП5-ВУ10-3
|
160,46
|
0,125
|
50
|
4,02
|
8,04
|
147
|
243,8
|
АВВГ
(3Ч150+1Ч70)
|
274
|
|
|
ТП5-ВУ10-1
|
114,78
|
0,11
|
35
|
3,7
|
7,4
|
121
|
174,39
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
ТП5-ВУ12-1
|
243,38
|
0,09
|
70
|
4,37
|
8,74
|
178
|
369,8
|
АВВГ
(3Ч240+1Ч120)
|
355
|
|
|
ВУ12-1-ВУ12-2
|
121,69
|
0,055
|
70
|
|
|
178
|
184,9
|
АВВГ
(3Ч95+1Ч50)
|
212
|
|
|
ТП5-ВУ11-1
|
192,52
|
0,075
|
50
|
4,16
|
8,32
|
147
|
292,52
|
АВВГ
(3Ч185+1Ч95)
|
308
|
|
|
ВУ11-1-ВУ11-2
|
96,26
|
0,048
|
50
|
|
|
147
|
146,26
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
ТП5-ВУ13-1
|
98,93
|
0,158
|
35
|
4,6
|
9,2
|
121
|
150,31
|
АВВГ
(3Ч70+1Ч35)
|
178
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТЯХ 10 КВ И
0,38 КВ В НОРМАЛЬНОМ И ПОСЛЕАВРИЙНЫХ РЕЖИМАХ. ОЦЕНКА ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ НА
ВВОДАХ В ЗДАНИЯ
В данной главе расчет
потокораспределения в сетях 10 кВ и 0,38 кВ сведем к определению токов,
протекающих по участкам сети в нормальном и послеаварийном режимах.
Значение тока, протекающего по i-ой
ветви, определяется по формуле
, (6.1)
где 
- значение полной мощности,
протекающей по i-ому участку сети, определяемое по
таблицам 3.3 и 4.4 для всех участков сети, кВ·А.
Приведем пример расчета токов на
участке в
нормальном режиме и послеаварийном, когда отключена одна из линий.
По данному участку сети передается
мощность, равная половине суммарной нагрузке всех ТП, поскольку в нормальном
режиме мощность передается по двум линиям. В соответствии с таблицей 4.4
значение полной мощности на участке принимаем 
кВ×А. Ток,
протекающий по каждой линии, определим по формуле 6.1:
А.
В послеаварийном режиме вся мощность
передается по оставшейся в работе линии.
А.
Результаты расчета токов,
протекающих по остальным участкам сети, сведем в таблицу 6.1.
Таблица
6.1
Расчетные токи по участкам сети в нормальном и
послеаварийном режимах
Участок
сети Полная мощность, протекаю-щая по линии в нормальном режиме 
, кВ×АПолная
мощность, протекаю-
|
щая
по линии в послеаврий-ном режиме  ,
кВ×АТок,
протекаю-щий по линии в нормальном режиме  ,
АТок, протекаю-щий по линии в послеаврий-ном режиме ,
А
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
2019,214038,42116,58233,16
|
|
|
|
|
|
705,891411,7840,7681,51
|
|
|
|
|
|
454,69909,3826,2552,5
|
|
|
|
|
|
878,021756,0450,7101,4
|
|
|
|
|
|
 462,09924,1826,6853,36
|
|
|
|
|
|
76,23152,47115,84231,67
|
|
|
|
|
|
81,22162,44123,4246,81
|
|
|
|
|
|
93,75187,5142,44284,88
|
|
|
|
|
|
81,22162,44123,4246,81
|
|
|
|
|
|
 99,92199,83151,81303,62
|
|
|
|
|
|
 39,4278,8459,89119,79
|
|
|
|
|
|
 60,49120,9991,65183,3
|
|
|
|
|
|
 132,61265,22201,48402,97
|
|
|
|
|
|
 88,24176,49134,08268,16
|
|
|
|
|
|
 44,3688,7367,4134,81
|
|
|
|
|
|
 71,13142,27108,09216,17
|
|
|
|
|
|
 71,13142,27108,35216,7
|
|
|
|
|
|
 52,23104,4779,36158,73
|
|
|
|
|
|
 103,44206,89157,17314,34
|
|
|
|
|
|
 76,45152,91116,16232,33
|
|
|
|
|
|
 49,4698,9375,15150,31
|
|
|
|
|
|
 48,1396,2673,13146,26
|
|
|
|
|
|
 126,65253,3192,43384,86
|
|
|
|
|
|
 63,32126,6596,22192,44
|
|
|
|
|
|
 124,57249,15189,27378,55
|
|
|
|
|
|
 62,28124,5794,63189,27
|
|
|
|
|
|
 107,57215,15163,45326,9
|
|
|
|
|
|
 50,18100,3776,25152,5
|
|
|
|
|
|
 105,52211,04160,3320,6
|
|
|
|
|
|
 48,1396,2673,15146,3
|
|
|
|
|
|
 57,39114,7887,19174,39
|
|
|
|
|
|
 88,04176,08133,77267,54
|
|
|
|
|
|
 57,39114,7887,19174,39
|
|
|
|
|
|
 57,39114,7887,19174,39
|
|
|
|
|
|
 80,23160,46121,9243,8
|
|
|
|
|
|
 57,39114,7887,19174,39
|
|
|
|
|
|
 121,69243,38184,9369,8
|
|
|
|
|
|
 60,84121,6992,45184,9
|
|
|
|
|
|
 96,26192,52146,26292,52
|
|
|
|
|
|
 48,1396,2673,13146,26
|
|
|
|
|
|
 49,4698,9375,15150,31
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Важным показателем качества
электроэнергии является отклонение напряжения dU.
В соответствии с [12] нормально
допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения
напряжения dUy на зажимах электроприемников равны
соответственно ±5 и ±10% номинального напряжения сети.
Обеспечить эти требования можно
двумя способами: снижением потерь напряжения и регулированием напряжения.
Снижение потерь напряжения (ΔU)
достигается:
‒ выбором
сечения проводников линий электропередач по допустимой потере напряжения;
‒ применением
продольной емкостной компенсации реактивного сопротивления линии;
‒
компенсацией реактивной мощности для снижения ее передачи по электросетям с
помощью конденсаторных установок и синхронных электродвигателей, работающих в
режиме перевозбуждения.
Далее рассмотрим способы
регулирования напряжения.
В центре питания (подстанция
“Лыньковская”) регулирование напряжения осуществляется с помощью
трансформаторов, оснащённых устройством автоматического регулирования
коэффициента трансформации в зависимости от величины нагрузки (регулирование
под нагрузкой - РПН). Диапазон регулирования ± 16 % с дискретностью 1,78 %.
Напряжение может регулироваться
сезонно на трансформаторных подстанциях 10/0,38 кВ с помощью трансформаторов,
оснащённых устройством переключения отпаек на обмотках с различными
коэффициентами трансформации (переключение без возбуждения - ПБВ). Диапазон
регулирования ± 5 % с дискретностью 2,5 %.
В главе 5 производился выбор
сечений кабелей по допустимой потере напряжения. В данной главе проведем оценку
отклонения напряжения на ВУ зданий при выбранных сечениях кабелей.
Потерю напряжения на участке
находим по формуле
, (6.1)
где , - соответственно активное и
реактивное сопротивления участков сети, Ом;
- активная мощность на i-ом участке
сети, кВт;
- реактивная мощность на i-ом участке
сети, квар.
Реальное напряжение на зажимах
электроприемника, зависящее от величины потери напряжения, рассчитывается по
формуле
, (6.2)
где 
- напряжение источника питания, кВ.
Величину отклонения напряжения
рассчитывается по формуле
. (6.3)
Далее полученное значение отклонения
напряжения сравнивается с допустимым для нормального или послеаварийного режима
работы.
Приведем пример расчета потери и
отклонения напряжения при передачи мощности от ТП №1 к ВУ3-3 через ВУ3-2 в
нормальном и послеаварийном режимах..
Исходные данные для расчета: 
=21,3 кВт; 
=155,23 кВт;
=13,21 квар;
=47,82 квар;
=0,0377 Ом; 
=0,0062 Ом; 
=0,0138 Ом; 
=0,0018 Ом.
кВ;
кВ.
Далее рассчитаем реальную величину
напряжение на зажимах электроприемника по формуле 6.2:
кВ;
кВ.
Найдем величину отклонения
напряжения по формуле 6.3:
;
.
Полученные значения сравниваем по
модулю с допустимым значением отклонения напряжения в нормальном и
послеаварийном режимах:
;
.
Из вышеприведенных расчетов видно,
что отклонение напряжения на вводном устройстве ВУ3-3 находится в допустимых
пределах. Отсюда можно сделать вывод о том, что, поскольку вводное устройство
ВУ3-2 расположено ближе к питающей ТП, чем вводное устройство ВУ3-3, то потери
напряжения до данного вводного устройства будут меньше и соответственно
отклонение напряжения будет находиться в допустимых пределах.
Расчет отклонений напряжения на остальных
ВУ будет проводиться аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу 6.2.
Полученные результаты расчетов
показывают, что отклонения напряжения на шинах вводных устройств в здания как в
нормальном, так и послеаварийном режимах не превышают допустимых значений.
Таблица 6.2
Отклонения
напряжения на участках сети в нормальном и послеаварийном режимах
|
№
ТП
|
Участок
сети
|
Активная
мощность на участке сети P,
кВт
|
Реактивная
мощность на участке сети Q,
квар
|
Длина
участка L, км
|
Удельное
активное сопротивление участка сети r0,
Ом/км
|
Удельное
реактивное сопротивление участка сети x0,
Ом/км
|
Отклонение
напряжения в наиболее удаленной точке в нормальном режиме δUнорм,
%
|
Отклонение
напряжения в наиболее удаленной точке в послеаварийном режиме δUав,
%
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
ТП
№1
|
ТП1-ВУ24
|
129,6
|
80,35
|
0,32
|
0,253
|
0,06
|
‒4,17
|
‒8,34
|
|
ТП1-ВУ3-1
|
155,23
|
47,82
|
0,174
|
0,206
|
0,06
|
‒2,1
|
‒4,2
|
|
ТП1-ВУ3-2
|
176,53
|
61,03
|
0,23
|
0,164
|
0,06
|
‒2,96
|
‒5,92
|
|
ВУ3-2-ВУ3-3
|
155,23
|
47,82
|
0,03
|
0,206
|
0,06
|
|
|
|
ТП
№2
|
ТП2-ВУ1-1
|
183,35
|
76,17
|
0,06
|
0,164
|
0,06
|
‒1,11
|
‒2,22
|
|
|
ВУ1-1-ВУ1-2
|
68,1
|
39,36
|
0,035
|
0,443
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП2-ВУ1-3
|
115,25
|
36,81
|
0,18
|
0,32
|
0,06
|
‒4,88
|
|
|
ТП2-ВУ2-3
|
250,93
|
81,59
|
0,095
|
0,125
|
0,06
|
‒1,96
|
‒3,92
|
|
|
ВУ2-3-ВУ2-1
|
166,22
|
55,22
|
0,032
|
0,206
|
0,06
|
|
|
|
|
ВУ2-1-ВУ2-2
|
84,72
|
26,37
|
0,035
|
0,32
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП2-ВУ4-1
|
136,24
|
40,99
|
0,085
|
0,253
|
0,06
|
‒1,08
|
‒2,16
|
|
|
ТП2-ВУ4-2
|
136,24
|
40,99
|
0,123
|
0,253
|
0,06
|
‒1,57
|
‒3,14
|
|
|
ТП
№3
|
ТП3-ВУ21
|
88,8
|
55,06
|
0,415
|
0,32
|
0,06
|
‒4,56
|
‒9,12
|
|
|
ТП3-ВУ14-1
|
204,73
|
49,86
|
0,05
|
0,125
|
0,06
|
‒3,66
|
‒8,32
|
|
|
ВУ14-1-ВУ14-2
|
147,66
|
39,12
|
0,175
|
0,253
|
0,06
|
|
|
|
|
ВУ14-2-ВУ13-2
|
94,76
|
28,38
|
0,085
|
0,253
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП3-ВУ7-2
|
92,16
|
27,85
|
0,065
|
0,443
|
0,06
|
‒0,96
|
‒1,92
|
|
|
ТП3-ВУ5-1
|
243,25
|
70,65
|
0,102
|
0,125
|
0,06
|
‒1,91
|
‒3,82
|
|
|
ВУ5-1-ВУ5-2
|
121,62
|
35,32
|
0,048
|
0,32
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП3-ВУ6-2
|
240,02
|
66,86
|
0,05
|
0,125
|
0,06
|
‒0,98
|
‒1,96
|
|
|
ВУ6-2-ВУ6-1
|
120,01
|
33,43
|
0,028
|
0,32
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП
№4
|
ТП4-ВУ8-1
|
195,23
|
85,87
|
0,183
|
0,125
|
0,06
|
‒2,25
|
‒4,5
|
|
|
ВУ8-1-ВУ8-3
|
85,32
|
52,89
|
0,036
|
0,32
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП4-ВУ8-2
|
202,07
|
60,83
|
0,053
|
0,125
|
0,06
|
‒2,47
|
‒4,94
|
|
|
ВУ8-2-ВУ7-1
|
92,16
|
27,85
|
0,18
|
0,32
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП4-ВУ9-2
|
109,91
|
32,98
|
0,212
|
0,443
|
0,06
|
‒3,72
|
‒7,44
|
|
|
ТП4-ВУ9-3
|
149,67
|
92,79
|
0,27
|
0,206
|
0,06
|
‒3,4
|
‒6,8
|
|
|
ТП4-ВУ9-1
|
109,91
|
32,98
|
0,065
|
0,443
|
0,06
|
‒1,14
|
‒2,28
|
|
|
ТП
№5
|
ТП5-ВУ10-2
|
109,91
|
32,98
|
0,145
|
0,443
|
0,06
|
‒2,54
|
‒5,08
|
|
|
ТП5-ВУ10-3
|
137,32
|
82,37
|
0,125
|
0,206
|
0,06
|
‒1,44
|
‒2,87
|
|
|
ТП5-ВУ10-1
|
109,91
|
32,98
|
0,11
|
0,443
|
0,06
|
‒1,93
|
‒3,86
|
|
|
ТП5-ВУ12-1
|
233,48
|
68,69
|
0,09
|
0,125
|
0,06
|
‒1,78
|
‒3,56
|
|
|
ВУ12-1-ВУ12-2
|
116,74
|
34,34
|
0,055
|
0,32
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП5-ВУ11-1
|
184,28
|
55,71
|
0,075
|
0,164
|
0,06
|
‒1,58
|
‒3,16
|
|
|
ВУ11-1-ВУ11-2
|
92,14
|
27,86
|
0,048
|
0,443
|
0,06
|
|
|
|
|
ТП5-ВУ13-1
|
94,76
|
28,38
|
0,158
|
0,443
|
0,06
|
‒2,39
|
‒4,78
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ И ВЫБОР ЗАЩИТНЫХ АППАРАТОВ В
СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 И 0,38 КВ
Расчеты токов КЗ производятся с целью выбора
электрических аппаратов, а также проверки устойчивости элементов схемы при
электродинамическом и термическом действии токов КЗ.
Расчетным видом КЗ является трёхфазное, так как
при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов,
чем при двухфазном и однофазном.
Для вычисления токов КЗ составляется расчетная
схема, включающая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам.
На схеме приводятся основные параметры оборудования, которые потребуются для
последующего расчета. По расчетной схеме составляется схема замещения, в
которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением.
В распределительных сетях
напряжением выше 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать
индуктивные сопротивления трансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных
линий, электродвигателей. Активные сопротивления учитываются только для ВЛ с
проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных
кабельных сетей малых сечений, где r0
x0.
В распределительных сетях
напряжением до 1 кВ необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления
всех элементов короткозамкнутой цепи.
Для выбора защитных аппаратов в
сетях напряжением 10 и 0,38 кВ необходимо рассчитать токи КЗ на шинах РП, шинах
ТП 0,38 кВ, а также на ВУ зданий для выбора автоматических выключателей.
В соответствии с [35] расчеты токов
КЗ в сетях напряжением до 1 кВ выполняются только в именованных единицах, а в
распределительных сетях напряжением 6-35 кВ - как в именованных, так и в
относительных единицах. С учетом вышесказанного расчет токов КЗ в сетях 10 и
0,38 кВ будем проводить в именованных единицах.
Схема для расчета токов КЗ
представлена на рисунке 7.1.
Рисунок 7.1 - Расчетная схема сети
Для составления схемы замещения
необходимо определить сопротивления всех элементов сети.
Для городских сетей напряжением до
10 кВ при значительной удаленности от источника питания напряжение источника
питания принимается неизменным при любых ненормальных режимах сети, то есть
сеть питается от системы бесконечной мощности, для которой 
, ХС=0,
RС=0.
Активные и реактивные сопротивления
кабельных линий определяются по формулам
, (7.1)
, (7.2)
где 
и 
- соответственно удельное
реактивное и активное сопротивления кабеля, Ом/км;
- длина участка кабельной линии,
км.
При питании сети от источника
бесконечной мощности действующее значение периодической составляющей тока КЗ
равно действующему значению установившегося тока КЗ и определяется по формуле
, (7.4)
где 
- полное сопротивление цепи от
источника питания до места КЗ, определяемое по формуле (7.5), Ом;
- номинальное напряжение на шинах
питающей системы, кВ.
, (7.5)
где 
и 
- соответственно реактивное и
активное сопротивления цепи от источника питания до места КЗ, Ом.
Значение ударного тока определяется
по формуле
, (7.6)
где 
- ударный коэффициент, находится по
отношению 
.
Реактивное сопротивление
трансформаторов определяется по справочным данным.
Для трансформатора ТМ-400/10
реактивное сопротивление X=10,7 Ом; для трансформатора ТМ-630
реактивное сопротивление X=8,73 Ом. Учитывая, что на всех ТП
установлено по два трансформатора получим следующие значение реактивных
сопротивлений трансформаторов каждой ТП:
Ом,
Ом.
Далее определим значения
активных и реактивных сопротивлений участков сети по формулам (7.1) и (7.2) с
учетом того, что на каждом участке прокладывается параллельно два кабеля.
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом.
Схема замещения сети представлена на
рисунке 7.2.
Приведем пример расчета
периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени 
и ударного
тока 
в точке К3.
Находим суммарное реактивное сопротивление
участка сети от источника питания до точки К3 по формуле:
;
Ом.
Рисунок 7.2 - Схема замещения
сети
Находим суммарное активное
сопротивление участка сети от источника питания до точки К3 по
формуле:
;
Ом.
Определяем полное сопротивление сети
от источника питания до точки КЗ по формуле (7.5):
Ом.
Определяем действующее значение
периодической составляющей тока КЗ по формуле (7.4):
кА.
Определяем значение ударного тока по
формуле (7.6) при значении ударного коэффициента =1,8:
кА.
Определение токов и для
остальных точек КЗ аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 7.1.
Таблица 7.1
Значения периодической составляющей
тока КЗ и ударного
тока в точках КЗ
|
Наименование
объекта
|
Точка
КЗ
|
,
Ом,
Ом,
ОмТок ,
кАТок ,
кА
|
|
|
|
|
|
РП
|
К1
|
0,12
|
0,309
|
0,331
|
17,44
|
27,13
|
|
ТП
№2
|
К2
|
4,485
|
0,309
|
4,496
|
1,284
|
3,268
|
|
ТП
№4
|
К3
|
4,497
|
0,368
|
4,512
|
1,279
|
3,256
|
|
ТП
№5
|
К4
|
4,505
|
0,411
|
4,524
|
1,276
|
3,22
|
|
ТП
№1
|
К5
|
5,479
|
0,358
|
5,49
|
1,052
|
2,678
|
|
ТП
№3
|
К6
|
4,511
|
0,444
|
4,533
|
1,274
|
3,243
|
Далее определим периодической
составляющей тока КЗ в начальный момент времени и ударного тока при КЗ на
вводных устройствах зданий.
Приведем пример расчета токов и при КЗ на
ВУ-24. Найдем значения реактивного и активного сопротивлений для участка кабеля
по формулам
(7.1) и (7.2) с учетом того, что на участке проложено два кабеля:
Ом,
Ом.
Поскольку данное ВУ питается от ТП
№1, используем значения суммарного активного и реактивного сопротивлений от
источника питания до ТП1 №1 из таблицы 7.1 и представим полученную схему
замещения на рисунке 7.3.
Рисунок 7.3 - Схема замещения сети
от источника питания до точки КЗ на ВУ-24
Находим суммарное реактивное
сопротивление участка сети от источника питания до точки КЗ:
Ом.
Находим суммарное активное
сопротивление участка сети от источника питания до точки КЗ по формуле:
Ом.
Определяем полное сопротивление
сети от источника питания до точки КЗ по формуле (7.5):
Ом.
Определяем действующее значение
периодической составляющей тока КЗ по формуле (7.4):
кА.
Определяем значение ударного тока по
формуле (7.6) при значении ударного коэффициента =1,8:
кА.
Определение токов и для точек
КЗ на остальных ВУ аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 7.2.
Таблица 7.2
Значения периодической составляющей
тока КЗ и ударного
тока в точках КЗ
на ВУ зданий
|
Номер
ВУ
|
,
Ом,
Ом,
ОмТок ,
кАТок ,
кА
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
4,487
|
0,314
|
4,498
|
1,283
|
3,267
|
|
ВУ1-2
|
4,488
|
0,322
|
4,499
|
1,283
|
3,266
|
|
ВУ1-3
|
4,49
|
0,338
|
4,5
|
1,282
|
3,264
|
|
ВУ2-1
|
4,489
|
0,318
|
4,5
|
1,283
|
3,266
|
|
ВУ2-2
|
4,489
|
0,324
|
4,502
|
1,283
|
3,265
|
|
ВУ2-3
|
4,488
|
0,315
|
4,499
|
1,283
|
3,267
|
|
ВУ3-1
|
5,484
|
0,376
|
5,497
|
1,05
|
2,673
|
|
ВУ3-2
|
5,486
|
0,377
|
5,499
|
1,05
|
2,673
|
|
ВУ3-3
|
5,487
|
0,38
|
5,5
|
1,049
|
2,672
|
|
ВУ4-1
|
4,487
|
0,319
|
4,499
|
1,283
|
3,267
|
|
ВУ4-2
|
4,488
|
0,325
|
4,5
|
1,283
|
3,266
|
|
ВУ5-1
|
4,514
|
0,45
|
4,537
|
1,273
|
3,114
|
|
ВУ5-2
|
4,516
|
0,458
|
4,539
|
1,272
|
3,112
|
|
ВУ6-1
|
4,513
|
0,452
|
4,536
|
1,273
|
3,114
|
|
ВУ6-2
|
4,513
|
0,447
|
4,535
|
1,273
|
3,115
|
|
ВУ7-1
|
4,504
|
0,4
|
4,522
|
1,277
|
3,196
|
|
ВУ7-2
|
4,513
|
0,458
|
4,536
|
1,273
|
3,114
|
|
ВУ8-1
|
4,503
|
0,379
|
4,518
|
1,278
|
3,199
|
|
ВУ8-2
|
4,499
|
0,371
|
4,514
|
1,279
|
3,202
|
|
ВУ8-3
|
4,504
|
0,385
|
4,52
|
1,277
|
3,198
|
|
ВУ9-1
|
4,499
|
0,382
|
4,515
|
1,278
|
3,201
|
|
ВУ9-2
|
4,503
|
0,415
|
4,523
|
1,277
|
3,196
|
|
ВУ9-3
|
4,505
|
0,396
|
4,523
|
1,277
|
3,196
|
|
ВУ10-1
|
4,508
|
0,435
|
4,529
|
1,275
|
3,173
|
|
ВУ10-2
|
4,509
|
0,443
|
4,531
|
1,274
|
3,172
|
|
ВУ10-3
|
4,508
|
0,424
|
4,529
|
1,275
|
3,173
|
|
ВУ11-1
|
4,507
|
0,417
|
4,527
|
1,275
|
3,175
|
|
ВУ11-2
|
4,508
|
0,428
|
4,529
|
1,275
|
3,173
|
|
ВУ12-1
|
4,508
|
0,417
|
4,527
|
1,275
|
3,175
|
|
ВУ12-2
|
4,509
|
0,425
|
4,529
|
1,275
|
3,173
|
|
ВУ13-1
|
4,509
|
0,446
|
4,532
|
1,274
|
3,171
|
|
ВУ13-2
|
4,52
|
0,48
|
4,546
|
1,27
|
3,108
|
|
ВУ14-1
|
4,512
|
0,447
|
4,535
|
1,273
|
3,115
|
|
ВУ14-2
|
4,518
|
0,469
|
4,542
|
1,271
|
3,11
|
|
ВУ-21
|
4,523
|
0,51
|
4,552
|
1,268
|
3,103
|
|
ВУ-24
|
5,488
|
0,398
|
5,502
|
1,049
|
2,67
|
Далее произведем выбор защитных
аппаратов в сетях напряжением 10 кВ и 0,38 кВ.
В РП устанавливаются камеры
КСО-292 с высоковольтными выключателями; в ТП на напряжении 10 кВ
устанавливаются камеры КСО-386 с выключателями нагрузки и высоковольтными
предохранителями [36]; в ТП на напряжении 0,38 кВ устанавливаются панели ЩО-70;
в зданиях устанавливаются вводно-распределительные устройства ВРУ-1Д.
В РП выбираем вводные выключатели,
выключатели отходящих линий и секционный выключатель.
Выбор выключателей производится
по следующим параметрам:
‒ по напряжению установки по условию 
; (7.7)
‒ по длительному току по условию 
; (7.8)
‒ по отключающей способности по
условию 
, (7.9)
где 
-
номинальный ток отключения, определяемый заводом-изготовителем, кА.
Выключатели должны проверяться
на электродинамическую стойкость по условию:
, (7.10)
где iДИН
-
максимально допустимый ток динамической стойкости аппарата, определяемый
заводом-изготовителем, кА;
iу
- ударный ток трехфазного КЗ в цепи, для которой выбирается аппарат, кА.
Также выключатели проверяются
на термическую стойкость по тепловому импульсу тока КЗ по условию:
Bк
≤ Iт2×tт,
(7.11)
где Iт
- предельный ток термической стойкости, определяемый заводом-изготовителем, кА;
tт
- длительность протекания тока термической стойкости определяемая заводом-изготовителем,
с;
Bк
- тепловой импульс тока КЗ, А2×с, определяемый по
формуле
, (7.12)
где tотк
- время отключения КЗ, с, принимаемое в соответствии с [37];
Tа
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, которую в
распределительных сетях 6¸10 кВ при отсутствии конкретных
данных приближённо можно принять равной 0,01с [38].
Приведем пример выбора вводного
выключателя на шинах РП. Как рассчитывалось в главе 5, максимальное значение
тока от ПС “Лыньковская” до РП равно 
А. В соответствии с [36] выбираем вакуумный
выключатель ВВТЭ-10 ЗАН5 ВВ/TEL на напряжение UНОМ=10 кВ и ток
IНОМ = 630 А.
Проверяем выключатель по условию
(7.7): 10 кВ=10 кВ. Условие выполняется.
Проверяем выключатель по условию
(7.8): 233,16 А<630 А. Условие выполняется.
Проверяем выключатель по условию
(7.9): 17,44 кА<20 кА. Условие выполняется.
Проверяем выключатель по условию
(7.10): 27,13 кА<51 кА. Условие выполняется.
Проверяем выключатель по условию
(7.11). Для этого предварительно найдем значение теплового импульса тока КЗ по
формуле (7.12), приняв значение времени отключения КЗ равным 1,6 с.
А2×с.
Далее проверим выполнение условия
(7.11): 518,17 А2×с
≤ 202×3=1200 А2×с. Условие
выполняется.
Условия выбора, номинальные данные выключателя и
расчётные данные занесем в таблицу 7.3.
Таблица
7.3
Выбор выключателей на вводе РП
|
Условия
выбора
|
Данные
выключателя
|
|
Допустимые
(каталожные)
|
Расчётные
|
|
Тип
выключателя
|
ВВТЭ-10
ЗАН5 ВВ/TEL
|
|
,
кВ10
|
10
|
|
|
,
А630
|
233,16
|
|
|
,
кА20
|
17,94
|
|
|
,
кА51
|
25,62
|
|
|
Bк
≤ Iт2×tт,
А2·с
|
1200
|
518,17
|
Аналогично приведенному выше расчёту произведём
выбор выключателей на отходящих линиях к ТП и секционного выключателя на РП.
Условия выбора, номинальные и расчётные данные выключателей отходящих линий и
секционного выключателя сведем в таблицу 7.4.
Таблица
7.4
Выбор выключателей на отходящих линиях и
секционного выключателя
|
Условия
выбора
|
Данные
выключателя
|
|
Допустимые
(каталожные)
|
Расчётные
|
|
|
ТП
1,3
|
ТП
4,5
|
ТП
2
|
Секционный
выключатель
|
|
Тип
выключателя
|
ВВТЭ-10
ЗАН5 ВВ/TEL
|
|
,
кВ10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
|
|
,
А630
|
81,51
|
101,4
|
50,26
|
116,58
|
|
|
,
кА20
|
17,44
|
17,44
|
17,44
|
17,44
|
|
|
,
кА51
|
27,13
|
27,13
|
27,13
|
27,13
|
|
|
Bк
≤ Iт2×tт,
А2·с
|
1200
|
196,32
|
196,32
|
196,32
|
357,25
|
В ТП на напряжении 10 кВ защита от токов КЗ
обеспечивается выключателями нагрузки в комплекте с высоковольтными
предохранителями.
Приведем пример выбора предохранителей и
выключателей на грузки для ТП №2.
Предохранители выбираются по
условию (7.7) и (7.8), а также по номинальному току плавкой вставки.
Номинальный ток плавкой вставки выбирается так, чтобы в нормальном режиме и при
допустимых перегрузках отключения не происходило, а при длительных перегрузках
и КЗ цепь отключалась как можно быстрее. Выбор предохранителя по номинальному
току плавкой вставки производится по условию
, (7.13)
где 
- номинальный ток защищаемого
трансформатора, А; 
-
номинальный ток плавкой вставки, определяемый в соответствии с [33], А.
Выбранные предохранители проверяются
по условию (7.9).
Выбираем предохранитель по условию
(7.7):
Uном=10 кВ; Uпр.ном=10
кВ.
Выбираем предохранитель по условию
(7.8):
=50,26 А; Iпр.ном=63 А.
.
Выбираем предохранитель по условию
(7.13):
, 
; 
.
Проверяем предохранитель по условию
(7.9):
; 
; 
.
Условие выполняется.
Выбираем предохранитель с
кварцевым наполнителем типа ПКТ-10/63.
Выбор предохранителей,
устанавливаемых на напряжении 10 кВ в остальных ТП, производится аналогично.
Результаты сведем в таблицу 7.5.
Таблица
7.5
Выбор предохранителей в ТП на напряжении 10 кВ
|
№
ТП
|
,
АIпр.ном, АSтр.ном,
кВ·АIтр.ном, А,
А,
кА ,
кА
|
|
|
|
|
|
|
|
ТП-1
|
29,01
|
31,5
|
400
|
23,1
|
30
|
1,052
|
16
|
|
ТП-2
|
50,26
|
63
|
630
|
36,4
|
40
|
1,284
|
16
|
|
ТП-3
|
52,5
|
63
|
630
|
36,4
|
40
|
1,274
|
16
|
|
ТП-4
|
48,03
|
50
|
36,4
|
40
|
1,279
|
16
|
|
ТП-5
|
53,36
|
63
|
630
|
36,4
|
40
|
1,276
|
16
|
Выключатели нагрузки для ТП выбираются по
условиям (7.7) и (7.8) и проверяются по условию (7.9). Приведем пример выбора
выключателя нагрузки в ТП №2.
Выбираем выключатель по условию
(7.7): Uном=10 кВ; Uвыкл.ном=10
кВ. 10 кВ=10 кВ.
Выбираем выключатель по условию
(7.8): =50,26 А; Iвыкл.ном=100
А. 
.
Проверяем выключатель по условию
(7.9):
; 
; 
.
Для всех ТП выбираем выключатель
нагрузки типа ВНП3-17 с приводом ПР-17.
На напряжении 0,38 кВ в ТП
устанавливаются панели ЩО-70. Во вводных и линейных панелях ЩО-70 будут
устанавливаться автоматические выключатели для защиты отходящих линий от
перегрузок и токов КЗ.
Автоматические выключатели выбирают
по условию соответствия номинального тока теплового или полупроводникового
расцепителя 
расчетному
току нагрузки 
защищаемой
линии:
, (7.14)
где К - коэффициент, зависящий от
характера нагрузки сети, принимаемый равным 1,1.
Также предельно допустимый ток
отключения автоматического выключателя 
должен быть больше максимального
тока КЗ в месте установки выключателя:
. (7.15)
Площадь сечения проводов и кабелей
при защите линий автоматическими выключателями выбирается следующим образом:
, (7.16)
где КЗ - коэффициент
защиты, характеризующий кратность длительно допустимого тока провода по
отношению к номинальному току срабатывания защитного аппарата . Для сетей,
в которых защита от перегрузок обязательна, КЗ=0,8…1,25.
Приведем пример выбора
автоматического выключателя для вводной панели ЩО-70 на ТП №1.
Определим расчетный ток нагрузки,
используя данные о нагрузках ТП из таблицы 4.4:
.
Номинальный ток теплового
расцепителя выбираем по условию (7.14):
.
Выбираем выключатель ВА 55-41 с
номинальным током полупроводникового расцепителя 
.
Проверим выбранный автоматический
выключатель по условию (7.15):
, 
. 
. Условие выполняется.
Поскольку выбранный тип
автоматического выключателя удовлетворяет всем необходимым условиям,
окончательно принимаем выключатель типа ВА 55-41 с номинальным током
расцепителя
Приведем пример выбора
автоматического выключателя для линейной панели ЩО-70, от которой отходит линия
на ВУ3-1.
Расчетный ток нагрузки по линии
определим в соответствии с таблицей 5.1: 
.
Номинальный ток теплового
расцепителя выбираем по условию (7.14):
.
Выбираем выключатель ВА 51-39 с
номинальным током полупроводникового расцепителя 
.
Проверяем выбранный автоматический
выключатель по условию (7.15):
, 
. 
. Условие выполняется.
Проверяем выбранный автоматический
выключатель по условию (7.16):
, 
. Условие выполняется.
Поскольку выбранный тип
автоматического выключателя удовлетворяет всем необходимым условиям,
окончательно принимаем выключатель типа ВА 51-39 с номинальным током
расцепителя .
Автоматические выключатель для остальных
присоединений выбираются аналогично. Результаты выбора сведем в таблицу 7.6.
Далее приведем пример выбора
автоматических выключателей непосредственно на вводно-распределительном
устройстве ВУ3-1.
Расчетный ток нагрузки определим в
соответствии с таблицей 3.3: .
Номинальный ток теплового
расцепителя выбираем по условию (7.14):
.
Выбираем выключатель ВА 51-39 с
номинальным током полупроводникового расцепителя .
Проверяем выбранный автоматический
выключатель по условию (7.15):
, . 
. Условие выполняется.
Проверяем выбранный автоматический
выключатель по условию (7.16):
, . Условие выполняется.
Поскольку выбранный тип
автоматического выключателя удовлетворяет всем необходимым условиям,
окончательно принимаем выключатель типа ВА 51-39 с номинальным током
расцепителя .
Автоматические выключатели,
установленные в остальных ВРУ, выбираются аналогично. Результаты выбора
выключателей сведем в таблицу 7.6.
Таблица 7.6 - Выбор автоматических выключателей
в ТП на напряжении 0,38 кВ
|
№
ТП
|
Наименование
панели ЩО
|
 А А,
кА
кА ,
А АВыбранный
тип выключателя
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
ТТП
№1
|
Вводная
панель
|
839,7
|
1000
|
1,052
|
80
|
-
|
-
|
ВА
55-41
|
|
Линейная
панель (ТП1-ВУ24)
|
254,83
|
320
|
1,052
|
35
|
277
|
256
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП1-ВУ3-1)
|
271,5
|
320
|
1,052
|
35
|
274
|
256
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП1-ВУ3-2-ВУ3-3)
|
284,88
|
320
|
1,052
|
35
|
308
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ТП
№2
|
Вводная
панель
|
1455,06
|
1600
|
1,284
|
80
|
-
|
-
|
ВА
55-43
|
|
Линейная
панель (ТП2-ВУ1-1-ВУ1-2)
|
333,98
|
400
|
1,284
|
35
|
354
|
320
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП2-ВУ1-3)
|
201,63
|
250
|
1,284
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП2-ВУ2-3-ВУ2-1-ВУ2-2)
|
443,27
|
500
|
1,284
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП2-ВУ4-1)
|
237,78
|
250
|
1,284
|
35
|
241
|
200
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП2-ВУ4-2)
|
237,78
|
250
|
1,284
|
35
|
241
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ТП№3
|
Вводная
панель
|
1519,87
|
1600
|
1,274
|
80
|
-
|
-
|
ВА
55-43
|
|
Линейная
панель (ТП3-ВУ21)
|
174,6
|
250
|
1,274
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП3-ВУ14-1-ВУ14-2-ВУ13-2)
|
345,77
|
400
|
1,274
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП3-ВУ7-2)
|
160,88
|
200
|
1,274
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП3-ВУ5-1-ВУ5-2)
|
423,35
|
500
|
1,274
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП3-ВУ6-2-ВУ6-1)
|
416,4
|
500
|
1,274
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
ТП№4
|
Вводная
панель
|
1390,3
|
1600
|
1,279
|
80
|
-
|
-
|
ВА
55-43
|
|
Линейная
панель (ТП4-ВУ8-1-ВУ8-3)
|
329,6
|
400
|
1,279
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП4-ВУ8-2-ВУ7-1)
|
320,6
|
400
|
1,279
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП4-ВУ9-2)
|
174,39
|
200
|
1,279
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП4-ВУ9-3)
|
267,54
|
320
|
1,279
|
35
|
274
|
256
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП4-ВУ9-1)
|
174,39
|
200
|
1,279
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ТП№5
|
Вводная
панель
|
1544,62
|
1600
|
1,276
|
80
|
-
|
-
|
ВА
55-43
|
|
Линейная
панель (ТП5-ВУ10-2)
|
174,39
|
200
|
1,276
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП5-ВУ10-3)
|
243,8
|
250
|
1,276
|
35
|
274
|
200
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП5-ВУ10-1)
|
174,39
|
200
|
1,276
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП5-ВУ12-1- ВУ12-2)
|
369,8
|
400
|
1,276
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП5-ВУ11-1- ВУ11-2)
|
292,52
|
320
|
1,276
|
35
|
308
|
256
|
ВА
51-39
|
|
Линейная
панель (ТП5-ВУ13-1)
|
150,31
|
200
|
1,276
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
Таблица
7.7
Выбор автоматических выключателей,
устанавливаемых во ВРУ зданий на напряжении 0,38 кВ
|
Номер
ВУ
|
,
А,
А,
кАкА,
А АВыбранный
тип выключателя
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
ВУ1-1
|
313,97
|
320
|
1,283
|
35
|
308
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ВУ1-2
|
131,76
|
160
|
1,283
|
35
|
178
|
128
|
ВА
51-39
|
|
ВУ1-3
|
202,21
|
250
|
1,282
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ2-1
|
294,9
|
320
|
1,283
|
35
|
274
|
ВА
51-39
|
|
ВУ2-2
|
148,29
|
160
|
1,283
|
35
|
212
|
128
|
ВА
51-39
|
|
ВУ2-3
|
443,27
|
500
|
1,283
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
ВУ3-1
|
271,48
|
320
|
1,05
|
35
|
274
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ВУ3-2
|
284,9
|
320
|
1,05
|
35
|
308
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ВУ3-3
|
271,48
|
320
|
1,049
|
35
|
274
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ВУ4-1
|
237,77
|
250
|
1,283
|
35
|
241
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ4-2
|
237,77
|
250
|
1,283
|
35
|
241
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ5-1
|
423,35
|
500
|
1,273
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
ВУ5-2
|
211,67
|
250
|
1,272
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ6-1
|
208,19
|
250
|
1,273
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ6-2
|
416,41
|
500
|
1,273
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
ВУ7-1
|
160,88
|
200
|
1,277
|
35
|
212
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ7-2
|
160,88
|
200
|
1,273
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ8-1
|
359,58
|
400
|
1,278
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
ВУ8-2
|
352,72
|
400
|
1,279
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
ВУ8-3
|
167,75
|
250
|
1,277
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ9-1
|
191,83
|
200
|
1,278
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ9-2
|
191,83
|
200
|
1,277
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ9-3
|
294,28
|
320
|
1,277
|
35
|
274
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ВУ10-1
|
191,83
|
200
|
1,275
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ10-2
|
191,83
|
200
|
1,274
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ10-3
|
268,17
|
320
|
1,275
|
35
|
274
|
256
|
ВА
51-39
|
|
ВУ11-1
|
321,76
|
400
|
1,275
|
35
|
354
|
320
|
ВА
51-39
|
|
ВУ11-2
|
160,88
|
200
|
1,275
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ12-1
|
406,76
|
500
|
1,275
|
35
|
408
|
400
|
ВА
51-39
|
|
ВУ12-2
|
203,38
|
250
|
1,275
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ13-1
|
165,34
|
200
|
1,274
|
35
|
178
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ13-2
|
165,34
|
200
|
1,27
|
35
|
241
|
160
|
ВА
51-39
|
|
ВУ14-1
|
345,78
|
400
|
1,273
|
35
|
355
|
320
|
ВА
51-39
|
|
ВУ14-2
|
245,56
|
250
|
1,271
|
35
|
241
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ-21
|
174,59
|
250
|
1,268
|
35
|
212
|
200
|
ВА
51-39
|
|
ВУ-24
|
254,83
|
320
|
1,049
|
35
|
277
|
256
|
ВА
51-39
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 РАЗРАБОТКА ЭЛЕКТРОННОГО УЧЕБНОГО ПОСОБИЯ
“ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ МИКРОРАЙОНА”
Электронное учебное пособие
“Проектирование электрической сети микрорайона” разработано с помощью программы
Microsoft
Frontpage 2003 и служит для
ознакомления с основными этапами проектирования распределительной сети
микрорайона.
Электронный учебник (учебное пособие) - это
программно-методический комплекс, обеспечивающий возможность самостоятельного
или при участии преподавателя освоения учебного курса или его большого раздела
с использованием компьютера. Электронный учебник (ЭУ) или курс обычно содержит
три компонента: презентационную составляющую, в которой излагается основная информационная
часть курса; упражнения, способствующие закреплению полученных знаний; тесты,
позволяющие проводить объективную оценку знаний учащегося. Электронный учебник
не является просто текстом, подготовленным с помощью компьютера. Создание на
современном технологическом уровне собственно информационной части представляет
значительные трудности, но в настоящее время существуют программы, которые
способны помочь разработчикам ЭУ в создании качественного учебника в
электронном виде. Однако обычный учебник еще долго останется основным для
учащегося, т.к. любой текст значительно удобнее изучать в напечатанном виде,
чем на экране компьютера. Поэтому при создании ЭУ следует задаться вопросом:
какое именно новое качество приобретает данный ЭУ по сравнению с традиционным и
целесообразна ли разработка электронного учебника, если уже существует обычный.
И только в случае несомненных преимуществ ЭУ следует браться за его разработку.
Электронный учебник особенно эффективен в тех
случаях, когда он:
‒ обеспечивает практически мгновенную
обратную связь (свойство интерактивности);
‒ помогает быстро найти необходимую
информацию, поиск которой в обычном учебнике затруднен (повышение
производительности поиска);
‒ существенно экономит время при
многократных обращениях к гипертекстовым объяснениям;
‒ не просто выводит текст на экран,
но и показывает, моделирует, т.е. именно здесь появляются возможности и
преимущества мультимедийных технологий (принцип наглядности и доступности);
‒ позволяет быстро, но в темпе,
наиболее подходящем для конкретного учащегося, проверить знания по
определенному разделу (настройка на конкретного обучаемого);
‒ позволяет обновить необходимую
учебную информацию с помощью Интернет (принцип актуализации информации).
Достоинствами электронных гипертекстовых систем
по сравнению с возможностями печатного текста являются:
‒ ссылки обеспечивают быстрый переход как
к объекту ссылки, так и к ее источнику;
‒ комментарии к тексту могут быть
сделаны в самом тексте, не нарушая его целостность;
‒ фрагменты текста могут быть
организованы в любую структуру;
‒ однажды пройденный маршрут легко
запоминается и может быть автоматически пройден многократно;
‒ настройка навигатора может
выполняться не только читателем, но и преподавателем, а также автоматической
системой контроля знаний;
‒ внешние ссылки могут быть даны на
аудио- и видеофрагменты, а также на другие виды электронных учебных изданий,
что превращает электронную гипертекстовую систему (ЭГС) в электронную
автоматизированную обучающую систему (АОС);
‒ электронная форма представления
текста позволяет автоматизировать процесс формирования массива ключевых слов
путем автоматического компьютерного анализа текста;
‒ возможность запоминания пройденных
маршрутов дает возможность создания регистрирующей системы, действующей в качестве
обратной связи.
Процесс создания гипертекстового ЭУ по своей
трудоемкости ненамного сложнее подготовки электронной формы обычного учебника.
Для его создания используется HTML-редактор или текстовый процессор со
встроенной поддержкой HTML, например Word из пакета Microsoft Office.
Гипертекст представляет собой такую форму
организации материала конспекта лекции, учебного пособия, учебника, при которой
разделы представлены не в линейной последовательности, а как система указанных
связей и переходов между ними. Следуя этим связям, можно читать материал в
любом порядке, образуя разные линейные тексты. Гипертекст позволяет располагать
учебный материал в том виде и в той последовательности, при которых
обеспечивается наиболее эффективное усвоение материала.
Можно выделить три фазы в создании электронных
учебных материалов:
‒ первичный набор текста и определение
иерархической структуры гиперссылок, построенной на основе оглавления;
‒ окончательное определение
горизонтальных гиперссылок (ссылки на определение терминов и понятий);
‒ завершающий дизайн издания,
сводящийся к включению в текст иллюстраций, схем, графиков, рисунков.
Таким образом, основная часть работы по
подготовке электронного издания может быть выполнена рядовым пользователем,
имеющим навыки работы с текстовым процессором.
Учебники, оформленные в виде HTML-документов,
легко подвергаются обновлению. Это свойство особенно ценно при разработке
методических указаний, которые в сравнении с учебниками отличаются большей
динамичностью.
Несмотря на все достоинства гипертекстовых
систем, существуют и недостатки:
‒ у пользователя теряется ощущение
собственного положения и движения в многомерном документе и появляется
дополнительная нагрузка для выбора оптимального пути изучения материала;
‒ пользователь должен иметь доступ к
компьютеру, подключенному к Интернет;
‒ создание ЭГС требует новых
подходов к проблеме авторского права.
Из этого следует, что существуют условия, при
которых применение ЭГС нецелесообразно; в разработке ЭГС должны участвовать
специалисты по эргономике и по инженерной психологии; создание ЭГС невозможно
без участия системных программистов, а ее эксплуатация - без специально
организованной службы сопровождения и администрирования.
Большинство из недостатков гипертекстовых
учебных пособий можно обойти, улучшить наглядность, научность, доступность,
системность и последовательность, а так же реальность изучаемых материалов с
помощью мультимедийных учебных пособий.
Мультимедийные учебные пособия кроме текстового
учебного материала могут содержать видео ролики, звуковые заставки и
сопровождение, анимационные вставки, иллюстрации, графики, рисунки, таблицы и
т.д.
Мультимедийный учебный курс - современное
средство представления информации на основе единого комплекса
программно-аппаратных средств и технологий обучения. Мультимедийный курс
позволяет поставить вопрос о соотношении дистанционного и традиционного
обучения, т.к. создавая материал для своей лекции, преподаватель одновременно
создает его для другого преподавателя или для учащегося дистанционного курса.
Мультимедийный курс может использоваться
многократно и многофункционально, часть курса или лекции может составить
самостоятельный фрагмент другого занятия.
В основе курса может лежать не только
расширенная модель учебника-текста (гипертекст), но и расширенная модель
лекции-процесса (презентация). Таким образом, применение современных
электронных обучающих систем позволит:
‒ улучшить усвоение лекционного
материала, повысить его наглядность;
‒ способствовать сокращению времени
на сообщение необходимой учебной информации, автоматизировать процессы контроля
знаний, обработку результатов лабораторного эксперимента, стимулировать
проблемно-поисковую и самостоятельную работу студентов, позволит
индивидуализировать и дифференцировать процесс обучения;
‒ способствовать развитию
творческого мышления, самоорганизации, проводить самоконтроль и коррекцию
знаний, повысить уровень индивидуализации обучения.
Электронные пособия в условиях, когда
традиционные бумажные издания в Беларуси и России дороги, издаются мало и
незначительными тиражами, могут использоваться обучаемыми непосредственно на
рабочих местах, и призваны служить библиотекой, создание которой имеет цель:
повышение квалификации персонала; переподготовку специалистов, имеющих среднее,
среднее специальное и высшее образование; получение новых сведений по основным
дисциплинам своей специальности; повторение ранее изученного материала;
проверку полученных знаний.
Приведенный в данной главе материал подготовлен
на основе [39], [40], [41].
9 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
По результатам выбора и проверки основных
решений формируются технические и экономические показатели электрической сети,
по которым можно судить о степени правильности принятия инженерных решений при
проектировании объекта.
К основным технико-экономическим показателям
распределительной сети относятся протяженность линий электропередачи,
количество ТП напряжением 6…20/0,38 кВ, установленная мощность трансформаторов,
передаваемая активная мощность, передаваемая электроэнергия, полные приведенные
затраты.
Далее определим перечисленные выше показатели.
Протяженность кабельных линий для напряжений 10
кВ и 0,38 кВ определяется по формуле
, (9.1)
где - длина кабельной линии, км.
Установленная мощность
трансформаторов определяется по формуле
, (9.2)
где 
- номинальная мощность
трансформатора у i-ого потребителя, кВ·А.
Передаваемая активная мощность
определяется по формуле
, (9.3)
где - активная мощность i-ого
потребителя, кВт.
Передаваемая электроэнергия
определяется по формуле
, (9.4)
где 
- время использования наибольшей
нагрузки i-ого
потребителя, принимаемое для коммунально-бытовой нагрузки равным 
ч.
Полные приведенные затраты
определяются по формуле
(9.5)
где 
- суммарная стоимость кабельных
линий, тыс. руб;
- суммарная стоимость
трансформаторных подстанций, тыс. руб;
отчисления на амортизацию, тыс. руб;
эксплуатационные расходы, тыс. руб;
- потери электроэнергии холостого
хода, кВт·ч;
- нагрузочные потери
электроэнергии, кВт·ч;
и 
- стоимость 
потерь
электроэнергии холостого хода и нагрузочных потерь, принимаемые в равными 
;
- норма дисконта, принимаемая
равной 0,12.
Стоимость кабельных линий 
определяется
по формуле
, (9.6)
где 
- коэффициенты, определяемые в
соответствии с [33], значения которых зависят от марки кабеля и номинального
напряжения;
- площадь сечения жилы фазы кабеля,
мм2;
- коэффициент приведения стоимости
к расчетному году (коэффициент удорожания), принимаемый равным 
Суммарную стоимость всех кабельных
линий определим по формуле
, (9.7)
где 
- стоимость одной кабельной линии,
тыс.руб.
Стоимость двухтрансформаторной ТП с
трансформаторами типа ТМ-630/10 принимаем равной 104640 тыс. руб. Стоимость
двухтрансформаторной ТП с трансформаторами типа ТМ-400/10 принимаем равной
90400 тыс. руб. Стоимость РТП с двумя трансформаторами типа ТМ-630/10 принимаем
равной 165120 тыс. руб.
Суммарную стоимость всех ТП
определяется по формуле
, (9.8)
где 
- стоимость i-ой ТП.
Суммарная стоимость кабельных линий
и трансформаторных подстанций определяется по формуле
. (9.9)
Отчисления на амортизацию 
и
эксплуатационные расходы 
определяются
по формулам
, (9.10)
где 
соответственно норма в долях от
капитальных затрат на амортизацию для линий и распределительных устройств, определяемые
в соответствии с [42];
соответственно норма в долях от
капитальных затрат на текущий ремонт и обслуживание для линий и
распределительных устройств, определяемые в соответствии с [42].
Поскольку потери активной мощности,
вызванные токами утечки через изоляцию, рассчитываются только для кабелей
высокого напряжения, для кабелей напряжением 10 кВ и 0,38 кВ данные потери
учитываться не будут.
Потери электроэнергии холостого хода
в трансформаторах определяются по формуле
, (9.11)
где 
- потери активной мощности в стали
трансформаторов, кВт.
, (9.12)
где 
- потери активной мощности в стали i-ого
трансформатора, определяемые в соответствии с [42], кВт.
Нагрузочные потери в сети
определяются по формуле
где 
- нагрузочные потери активной
мощности в линиях, кВт·ч;
- нагрузочные потери активной
мощности в трансформаторах, кВт·ч;
- время наибольших потерь, ч.
Нагрузочные потери активной
мощности в линии определяются по формуле
, (9.14)
где 
- активная мощность, протекающая по
i-ой линии,
кВт;
- реактивная мощность, протекающая
по i-ой линии,
квар;
- активное сопротивление i-ой линии,
Ом.
Суммарные нагрузочные потери в
линиях определяются по формуле
. (9.15)
Нагрузочные потери активной мощности
в трансформаторе определяются по формуле
, (9.16)
где 
- активная нагрузка i-ого
трансформатора, кВт;
- реактивная нагрузка i-ого
трансформатора, квар;
- активное сопротивление i-ого
трансформатора, Ом;
- напряжение на шинах ВН i-ого
трансформатора, кВ.
Суммарные нагрузочные потери в
трансформаторах определяются по формуле
. (9.17)
Время наибольших потерь определяется
по формуле
. (9.18)
Определим протяженность кабельных
линий 10 кВ по формуле (9.1):
км.
Определим протяженность кабельных
линий 0,38 кВ по формуле (9.1):
Установленную мощность
трансформаторов определим по формуле (9.2):
кВ·А.
Передаваемую мощность определим
по формуле (9.3):
кВт.
Передаваемую электроэнергию
определим по формуле (9.4):
кВт·ч.
Определим стоимость кабельных линий
напряжений 10 кВ по формуле (9.6).
Стоимость одной линии 
длиной 3
км:
тыс. руб.
Поскольку от ПС “Лыньковская” к РП
прокладывается две линии в разных траншеях, то стоимость двух кабельных линий
будет равна
тыс. руб.
Стоимость остальных кабельных линий
напряжением 10 и 0,38 кВ определяется аналогично. Результаты расчетов сведем в
таблицу 9.1.
Определяем суммарную стоимость всех
линий по формуле (9.7):
тыс. руб.
Определим суммарную стоимость ТП по
формуле (9.8):
тыс. руб.
Суммарную стоимость кабельных линий
и трансформаторных подстанций определяем по формуле (9.9):
тыс. руб.
Отчисления на амортизацию и
эксплуатационные расходы определяем
по формуле (9.10),
Определим нагрузочные потери в
кабельной линии по формуле
(9.14):
кВт.
Нагрузочные потери в остальных
линиях определяются аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу 9.2.
Суммарные нагрузочные потери в
линиях определяем по формуле (9.15):
кВт.
Далее определим нагрузочные потери в
трансформаторе ТМ-400/10, установленном на ТП №1, по формуле (9.16). Принимаем,
что нагрузка данного трансформатора равна половине нагрузки ТП №1. С учетом
вышесказанного нагрузочные потери в данном трансформаторе равны
кВт.
Нагрузочные потери в остальных
трансформаторах определяются аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу
9.3.
Таблица 9.1
Стоимость кабельных линий 10 и
0,38 кВ
|
Участок
кабеля
|
UНОМ,
кВ
|
L, км
|
F, мм2
|
 ,
тыс. руб./км ,
тыс. руб./км·мм ,
тыс. руб./км·мм2К,
тыс. руб.
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
ЦП-РП
|
10
|
3
|
150
|
10,54
|
0,059
|
 310022
|
|
|
РП-ТП1
|
10
|
0,22
|
70
|
15,86
|
0,115
|
 14693
|
|
|
ТП1-ТП3
|
10
|
0,39
|
70
|
15,86
|
0,115
|
 26047
|
|
|
РП-ТП4
|
10
|
0,27
|
70
|
15,86
|
0,115
|
 18033
|
|
|
ТП4-ТП5
|
10
|
0,19
|
70
|
15,86
|
0,115
|
 12689
|
|
|
ТП1-ВУ24
|
0,38
|
0,32
|
120
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
19772666
|
|
ТП1-ВУ3-1
|
0,38
|
0,174
|
150
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
13224000
|
|
ТП1-ВУ3-2
|
0,38
|
0,23
|
185
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
21202733
|
|
ВУ3-2-ВУ3-3
|
0,38
|
0,03
|
150
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
2280000
|
|
ТП2-ВУ1-1
|
0,38
|
0,06
|
185
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5531153
|
|
ВУ1-1-ВУ1-2
|
0,38
|
0,035
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
1309353
|
|
ТП2-ВУ1-3
|
0,38
|
0,18
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
8947353
|
|
ТП2-ВУ2-3
|
0,38
|
0,095
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
11092453
|
|
ВУ2-3-ВУ2-1
|
0,38
|
0,032
|
150
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
2432000
|
|
ВУ2-1-ВУ2-2
|
0,38
|
0,035
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
1739766
|
|
ТП2-ВУ4-1
|
0,38
|
0,085
|
120
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5251980
|
|
ТП2-ВУ4-2
|
0,38
|
0,123
|
120
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
7600000
|
|
ТП3-ВУ21
|
0,38
|
0,415
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
20628933
|
|
ТП3-ВУ14-1
|
0,38
|
0,05
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5838066
|
|
ВУ14-1-ВУ14-2
|
0,38
|
0,175
|
120
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
10813026
|
|
ВУ14-2-ВУ13-2
|
0,38
|
0,085
|
120
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5251980
|
|
ТП3-ВУ7-2
|
0,38
|
0,065
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
2431620
|
|
ТП3-ВУ5-1
|
0,38
|
0,102
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
11909706
|
|
ВУ5-1-ВУ5-2
|
0,38
|
0,048
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
2386020
|
|
ТП3-ВУ6-2
|
0,38
|
0,05
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5838066
|
|
ВУ6-2-ВУ6-1
|
0,38
|
0,028
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
1391813
|
|
ТП4-ВУ8-1
|
0,38
|
0,183
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
21367400
|
|
ВУ8-1-ВУ8-3
|
0,38
|
0,036
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
1789420
|
|
ТП4-ВУ8-2
|
0,38
|
0,053
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
6188426
|
|
ВУ8-2-ВУ7-1
|
0,38
|
0,18
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
8947353
|
|
ТП4-ВУ9-2
|
0,38
|
0,212
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
7930853
|
|
ТП4-ВУ9-3
|
0,38
|
0,27
|
150
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
20520000
|
|
ТП4-ВУ9-1
|
0,38
|
0,065
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
2431620
|
|
ТП5-ВУ10-2
|
0,38
|
0,145
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5424373
|
|
ТП5-ВУ10-3
|
0,38
|
0,125
|
150
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
9500000
|
|
ТП5-ВУ10-1
|
0,38
|
0,11
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
4115146
|
0,38
|
0,09
|
240
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
10508646
|
|
ВУ12-1-ВУ12-2
|
0,38
|
0,055
|
95
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
2733973
|
|
ТП5-ВУ11-1
|
0,38
|
0,075
|
185
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
6913846
|
|
ВУ11-1-ВУ11-2
|
0,38
|
0,048
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
1795626
|
|
ТП5-ВУ13-1
|
0,38
|
0,158
|
70
|
640,09
|
182,63
|
‒0,0608
|
5910773
|
Таблица
9.2
Нагрузочные потери в линиях напряжением 10 кВ и
0,38 кВ
|
Участок
сети
|
UНОМ,
кВ
|
,
кВт ,
кварДлина участка L,
кмУдельное активное сопротивление участка сети r0,
Ом/км ,
кВт
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
ЦП-РП
|
10
|
3784,4
|
1342,64
|
3
|
0,206
|
49,82
|
|
РП-ТП1
|
10
|
1326,12
|
459,47
|
0,22
|
0,443
|
0,96
|
|
ТП1-ТП3
|
10
|
864,75
|
270,28
|
0,39
|
0,443
|
0,71
|
|
РП-ТП4
|
10
|
1636,42
|
606,61
|
0,27
|
0,443
|
1,82
|
|
ТП4-ТП5
|
10
|
869,67
|
301,12
|
0,19
|
0,443
|
0,36
|
|
ТП1-ВУ24
|
0,38
|
129,6
|
80,35
|
0,32
|
0,253
|
2,45
|
|
ТП1-ВУ3-1
|
0,38
|
155,23
|
47,82
|
0,174
|
0,206
|
3,27
|
|
ТП1-ВУ3-2
|
0,38
|
176,53
|
61,03
|
0,23
|
0,164
|
4,56
|
|
ВУ3-2-ВУ3-3
|
0,38
|
155,23
|
47,82
|
0,03
|
0,206
|
0,56
|
|
ТП2-ВУ1-1
|
0,38
|
183,35
|
76,17
|
0,06
|
0,164
|
1,34
|
|
ВУ1-1-ВУ1-2
|
0,38
|
68,1
|
39,36
|
0,035
|
0,443
|
0,33
|
|
ТП2-ВУ1-3
|
0,38
|
115,25
|
36,81
|
0,18
|
0,32
|
2,92
|
|
ТП2-ВУ2-3
|
0,38
|
250,93
|
81,59
|
0,095
|
0,125
|
2,86
|
|
ВУ2-3-ВУ2-1
|
0,38
|
166,22
|
55,22
|
0,032
|
0,206
|
0,7
|
|
ВУ2-1-ВУ2-2
|
0,38
|
84,72
|
26,37
|
0,035
|
0,32
|
0,31
|
|
ТП2-ВУ4-1
|
0,38
|
136,24
|
40,99
|
0,085
|
0,253
|
1,51
|
|
ТП2-ВУ4-2
|
0,38
|
136,24
|
40,99
|
0,123
|
0,253
|
2,18
|
|
ТП3-ВУ21
|
0,38
|
88,8
|
55,06
|
0,415
|
0,32
|
5,02
|
|
ТП3-ВУ14-1
|
0,38
|
204,73
|
49,86
|
0,05
|
0,125
|
0,96
|
|
ВУ14-1-ВУ14-2
|
0,38
|
147,66
|
39,12
|
0,175
|
0,253
|
3,58
|
|
ВУ14-2-ВУ13-2
|
0,38
|
94,76
|
28,38
|
0,085
|
0,253
|
0,73
|
|
ТП3-ВУ7-2
|
0,38
|
92,16
|
27,85
|
0,065
|
0,443
|
0,92
|
|
ВУ5-1-ВУ5-2
|
0,38
|
121,62
|
35,32
|
0,048
|
0,32
|
0,85
|
|
ТП3-ВУ6-2
|
0,38
|
240,02
|
66,86
|
0,05
|
0,125
|
1,34
|
|
ВУ6-2-ВУ6-1
|
0,38
|
120,01
|
33,43
|
0,028
|
0,32
|
0,48
|
|
ТП4-ВУ8-1
|
0,38
|
195,23
|
85,87
|
0,183
|
0,125
|
3,6
|
|
ВУ8-1-ВУ8-3
|
0,38
|
85,32
|
52,89
|
0,036
|
0,32
|
0,41
|
|
ТП4-ВУ8-2
|
0,38
|
202,07
|
60,83
|
0,053
|
0,125
|
1,02
|
|
ВУ8-2-ВУ7-1
|
0,38
|
92,16
|
27,85
|
0,18
|
0,32
|
1,85
|
|
ТП4-ВУ9-2
|
0,38
|
109,91
|
32,98
|
0,212
|
0,443
|
4,28
|
|
ТП4-ВУ9-3
|
0,38
|
149,67
|
92,79
|
0,27
|
0,206
|
5,97
|
|
ТП4-ВУ9-1
|
0,38
|
109,91
|
32,98
|
0,065
|
0,443
|
1,31
|
|
ТП5-ВУ10-2
|
0,38
|
109,91
|
32,98
|
0,145
|
0,443
|
2,93
|
|
ТП5-ВУ10-3
|
0,38
|
137,32
|
82,37
|
0,125
|
0,206
|
2,28
|
|
ТП5-ВУ10-1
|
0,38
|
109,91
|
32,98
|
0,11
|
0,443
|
2,22
|
|
ТП5-ВУ12-1
|
0,38
|
233,48
|
68,69
|
0,09
|
0,125
|
2,3
|
|
ВУ12-1-ВУ12-2
|
0,38
|
116,74
|
34,34
|
0,055
|
0,32
|
0,9
|
|
ТП5-ВУ11-1
|
0,38
|
184,28
|
55,71
|
0,075
|
0,164
|
1,57
|
|
ВУ11-1-ВУ11-2
|
0,38
|
92,14
|
27,86
|
0,048
|
0,443
|
0,68
|
|
ТП5-ВУ13-1
|
0,38
|
94,76
|
28,38
|
0,158
|
0,443
|
2,37
|
Таблица 9.3
Нагрузочные потери в
трансформаторах
|
Номер
ТП
|
Тип
трансформатора
|
,
кВт ,
квар ,
Ом ,
кВт
|
|
|
|
|
ТП
№1
|
ТМ-400/10
|
230,68
|
94,6
|
3,44
|
2,14
|
|
ТМ-400/10
|
230,68
|
94,6
|
3,44
|
2,14
|
|
ТП
№2
|
ТМ-630/10
|
410,93
|
1,91
|
3,57
|
|
ТМ-630/10
|
410,93
|
138,28
|
1,91
|
3,57
|
|
ТП
№3
|
ТМ-630/10
|
432,37
|
135,14
|
1,91
|
3,92
|
|
ТМ-630/10
|
432,37
|
135,14
|
1,91
|
3,92
|
|
ТП
№4
|
ТМ-630/10
|
383,37
|
152,74
|
1,91
|
3,25
|
|
ТМ-630/10
|
383,37
|
152,74
|
1,91
|
3,25
|
|
ТП
№5
|
ТМ-630/10
|
434,84
|
150,56
|
1,91
|
4,07
|
|
ТМ-630/10
|
434,84
|
150,56
|
1,91
|
4,07
|
Суммарные нагрузочные потери
активной мощности в трансформаторах определим по формуле (9.17):
кВт.
Время наибольших потерь определим по
формуле (9.18):
ч.
Определим нагрузочные потери
электроэнергии по формуле (9.13):
кВт·ч.
Далее определим потери активной
мощности в стали трансформаторов по формуле (9.12):
кВт.
Потери электроэнергии холостого хода
определяем по формуле (9.11):
кВт·ч.
Полные приведенные затраты
определяем по формуле (9.5):
Определенные выше технико-экономические
показатели сети сведем в таблицу 9.4.
Таблица 9.4
Технико-экономические
показатели распределительной сети
|
Технико-экономический
показатель распределительной сети
|
Значение
показателя
|
|
Протяженность
кабельных линий напряжением 10 кВ L,
км
|
4,07
|
|
Протяженность
кабельных линий напряжением 0,38 кВ L,
км
|
4,222
|
|
Установленная
мощность трансформаторов SТ,
кВ·А
|
5840
|
|
Передаваемая
активная мощность Р, кВт
|
3784,4
|
|
Передаваемая
электроэнергия W,
кВт·ч
|
10028660
|
|
Полные
приведенные затраты З тыс.руб.
|
48298945
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте была спроектирована
электрическая сеть микрорайона, питающегося от ПС “Лыньковская”.
В ходе проектирования была разработана схема
распределительных сетей напряжением 10 кВ и 0,38 кВ, обеспечивающая
бесперебойное электроснабжение потребителей в нормальном и послеаварийном
режимах; был произведен выбор пяти двухтрансформаторных подстанций с единичной
мощностью 400 и 630 кВ·А. Для обеспечения высокого качества электроэнергии был
произведен выбор сечений кабелей по допустимой потере напряжения, в результате
которого были приняты кабели марки ААБлУ с нормально пропитанной вязким
составом бумажной изоляцией и АВВГ с ПВХ - изоляцией с сечением токопроводящей
жилы 70…240 мм2.
Также в дипломном проекте был
произведен расчет токов короткого замыкания, по итогам которого были выбраны
защитные аппараты, устанавливаемые в РП и ТП. Так, в РП-10 кВ были приняты к
установке камеры КСО-292, укомплектованные вакуумными выключателями ВВ/TEL;
в ТП на напряжении 10 кВ были приняты к установке камеры КСО-386 с
выключателями нагрузки и высоковольтными предохранителями; в ТП на напряжении
0,38 кВ приняты к установке панели ЩО-70, укомплектованные автоматическими
выключателями; в зданиях приняты к установке вводно-распределительные устройства
ВРУ-3.
В последнем разделе дипломного проекта были
рассчитаны технико-экономические показатели электрической сети, такие как общая
протяженность распределительных сетей 10 кВ и 0,38 кВ, установленная мощность
трансформаторов, передаваемая активная мощность, передаваемая электроэнергия,
полные приведенные затраты.
В специальной части проекта было разработано
электронное учебное пособие “Проектирование электрической сети микрорайона”.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Правила устройства электроустановок - 6-е
изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.
. П2-2000 к СНБ 3.02.04-03. Электроустановки
жилых и общественных зданий. - Введ. 08.11.00. - Мн.: Министерство архитектуры
и строительства Республики Беларусь, 2001. - 76 с.
. СП 31-110-2003 Проектирование и монтаж
электроустановок жилых и общественных зданий. - Взамен ВСН 59-88; Введ.
01.01.04. - М.: Госстрой России, 2003. - 59 с.
. РД 34.20.185-94 Инструкция по проектированию
городских электрических сетей. - Взамен ВСН 97-83; Введ. 01.01.95. - М.:
Энергоатомиздат, 1995. - 30 с.
. РМ 2696-01 Временная инструкция по расчету
электрических нагрузок жилых зданий. - Введ. 31.07.01. - М.: ГУП
"НИАЦ" № 2001, 2001. - 9 с.
. НТП ЭПП-94 Проектирование электроснабжения
промышленных предприятий. - Взамен СН 174-75; Введ. 01.01.94. - М.: ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект, 1994. - 31 с.
. СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное
освещение. - Взамен II-4-79; Введ. 01.01.96. - М.: Госстрой России, 2003. - 50
с.
. Пособие к СНиП II-4-79. Пособие по расчету и
проектированию естественного, искусственного и совмещенного освещения.- Введ.
20.11.84. - М.: Стройиздат, 1984. - 231 с.
. НПС 0,38 - 10 Нормы проетирования
электрических сетей напряжением 0,38 - 10 кВ сельскохозяйственного назначения.
-Введ. 01.08.94. - Мн.: БНИиПИЭИ "Белэнергосетьпроект", 1994. - 40 с.
. Правила технической эксплуатации
электростанций и сетей. -Введ. 20.06.03- М.: Энергоатомиздат, 2003. - 147 с.
. ГОСТ 14209-97. Трансформаторы силовые масляные
общего назначения. Допустимые нагрузки. - Взамен ГОСТ 14209-97; Введ. 01.07.85.
- М.: Госстандарт СССР, 1985. -37с.
. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия.
Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества
электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения. - Взамен ГОСТ
13109-87; Введ. 01.01.99. - М.: Госстандарт России, 1999. -33с.
. Правила технической эксплуатации
электроустановок потребителей. - Введ. 01.07.03- М.: Энергоатомиздат, 2003. -
162 с.
. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по
расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. - Введ.
23.03.98. - М.: НЦ ЭНАС, 2002. - 131 с.
. ГОСТ 28249-93. Короткие замыкания в
электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока
напряжением до 1 кВ. - Взамен ГОСТ 28249-89; Введ. 01.01.95. - Мн.: БелГИСС:
Меж-гос. совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1995. -47с.
. ГОСТ Р 52736-2007. Короткие замыкания в
электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока
напряжением до 1 кВ. - Взамен ГОСТ Р 50254-92; Введ. 01.07.08. - М.:
Стандартинформ, 2007. -44с.
. ГОСТ 28895-91. Короткие замыкания в
электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока
напряжением до 1 кВ. - Введ. 01.01.93. - М.: Госстандарт СССР, 1993. -9 с.
. ГОСТ 29176-91. Короткие замыкания в
электроустановках. Методика расчета в электроустановках постоянного тока. -
Введ. 01.07.92. - М.: Госстандарт СССР, 1991. -36 с.
. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в
электроустановках. Методика расчета в электроустановках постоянного тока. -
Введ. 01.07.08. - М.: Стандартинформ, 2007. -39 с.
. ГОСТ Р 50030.1-2000. Аппаратура распределения
и управления низковольтная. Часть 1. Общие требования. - Введ. 01.01.02. - М.:
Госстандарт России, 2000. -142 с.
. ГОСТ Р 50030.4.1-2002. Аппаратура распределения
и управления низковольтная. Часть 4-1. Контакторы и пускатели.
Электромеханические контакторы и пускатели. - Введ. 01.01.04. - М.: Госстандарт
России, 2000. -66
. ГОСТ 50339.0-2003. Предохранители плавкие
низковольтные. Часть 1. Общие требования. - Взамен ГОСТ 50339.0-92; Введ.
01.01.05. - М.: Госстандарт России, 2003. - 54 с.
. ГОСТ 50339.4-92 (2004). Низковольтные плавкие
предохранители. Часть 4. Дополнительные требования к плавким предохранителям
для защиты полупроводниковых устройст. - Введ. 01.01.94. - М.: Госстандарт
СССР, 1992. -19 с.
. ГОСТ 50345-99 (2002). Аппаратура
малогабаритная электрическая. Автоматические выключатели для защиты от
сверхтоков бытового и аналогичного назначения. - Введ. 01.01.01. - М.:
Госстандарт СССР, 1999. -70
. ГОСТ 16708-84. Переключатели (выключатели)
пакетные. Общие технические условия. - Введ. 01.01.86. - М.: Госстандарт СССР,
1984. - 23 с.
. ГОСТ 17242-86 (2003). Предохранители плавкие
силовые низковольтные. Общие технические условия. - Введ. 01.01.88. - М.:
Госстандарт СССР, 1986. -45 с.
. ГОСТ 28668.1-91 (2003). Низковольтные
комплектные устройства распределения и управления. Часть 2. Частные требования
к системам сборных шин (шинопроводам). -Введ. 01.01.98. - М.: Госстандарт СССР,
1986. -91 с.
. ГОСТ Р 51321.1-2007. Устройства комплектные
низковольтные распределения и управления. Часть 1. Устройства, испытанные
полностью или частично. Общие технические требования и методы испытаний. -
Введ. 01.01.09. - М.: Госстандарт России, 2007. - 82 с.
. ГОСТ Р 51321.5-99 (2001). Устройства
комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 5. Дополнительные
требования к низковольтным комплектным устройствам, предназначенным для
наружной установки в общедоступных местах (распределительным шкафам). - Введ.
01.07.01. - М.: Госстандарт России, 1999. -20 с.
. ГОСТ Р 51628-2000. Щитки распределительные для
жилых зданий. Общие технические условия. - Введ. 01.09.04. - М.: Госстандарт
России, 2000. -20 с.
. ГОСТ Р 51732-2001. Устройства
вводно-распределительные для жилых и общественных зданий. Общие технические
условия. - Введ. 01.01.02. - М.: Госстандарт России, 2001. -40 с.
. ГОСТ Р 51778-2001. Щитки распределительные для
производственных и общественных зданий. Общие технические условия. - Введ.
01.01.02. - М.: Госстандарт России, 2001. -32 с.
. Фадеева Г.А., Федин В.Т. Проектирование
распределительных электрических сетей: Учебное пособие.- Мн.: Выш. шк., 2009. -
365 с.: ил.
. Технический циркуляр № 16/2007 О прокладке
взаиморезервирующих кабелей в траншеях. -Введ. 13.09.07. - М.:
Росэлектромонтаж, 2007. - 1 с.
. Цигельман И.Е. Электроснабжение гражданских
зданий и коммунальных предприятий: Учеб. Для электромеханич. спец. техникумов.
- 3-е изд., испр. и доп. - М.: Высш. шк., 1988. - 319 с.: ил.
. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения:
Справочник: Учебное пособие. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. − 480 с.
. Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н.
Электроснабжение промышленных предприятий: Учебно-метод. пособие по курсовому и
дипломному проектированию. - Мн: БГПА, 1997 - 143 с.: ил.
. Гайсаров Р.В., Лисовская И.Т. Выбор
токоведущих частей, электрической аппаратуры и изоляторов: Учебное пособие к
курсовому и дипломному проектированию. - Челябинск: ЮУрГУ, 2002. − 59 с.
. Фадеева Г.А. Современные технологии в
преподавании специальных технических дисциплин. Материалы докладов
международной научно-методической конференции «Высшее образование: проблемы и
пути развития». 17-18 марта 2004г. Минск, БГУИР.
. Фадеева Г.А. Информационные технологии в
преподавании специальных дисциплин Материалы международной научно-практической
конференции «Vedecky prumysl evropskeho kontinentu-2007», 1-15 Dec.2007. Praha:
Publishing House «Education and Science».
. Фадеева Г.А. Опыт применения современных
образовательных технологий при подготовке специалистов в системе заочного
образования. Материалы докладов республиканской научно-практической конференции
«Инновационные технологии образования». 16-18 марта 2005г., Минск, РИИТ.
. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и
распределение электрической энергии: Учебное пособие. - Ростов-н-Д.: Феникс;
Красноярск: Издательские проекты, 2006. − 720 с.