Электроснабжение жилых микрорайонов № 17 и 21 г. Снежинска
Введение
трансформатор освещение электрический замыкание
В связи с непрерывным ростом потребления Э/Э во всех сферах
жизнедеятельности происходит рост электропотребления. Это обуславливает
необходимость соответствующего развития распределительных электросетей, которые
являются важнейшим элементом в системе производства передачи и потребления
электрической энергии.
С помощью распределительных сетей снабжаются электричеством
жилые дома, общественно - коммунальные учреждения, промышленные потребители.
Через городские распределительные электросети предается до 50% вырабатываемой в
стране электрической энергии.
Такие сети становятся самостоятельной областью энергетики, и
проблема их рационального сооружения приобретает приоритетное
народнохозяйственное значение.
Производственная характеристика
Проектируемая система электроснабжения жилых микрорайонов №17
и 21 города Снежинска, входит в состав Снежинских городских электросетей.
Городские электрические сети предназначены для питания
потребителей, расположенных на территории города, и представляют собой
совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций. Питание
электроприемников Снежинских электросетей осуществляется от Снежинской
понижающей подстанции.
Электрические сети подразделяются на электроснабжающие
напряже-
нием 35 - 110 кВ и распределительные напряжением 6 - 10 и 0,4
кВ. В СГЭС вновь вводимые ТП и РП питаются на напряжении 10 кВ. В ряде мест так
же осуществляется перевод на питающее напряжение 10 кВ с напряжения 6 кВ.
Потребители Снежинских электросетей делятся на потребителей
жилого и общественного фонда, промышленных потребителей, коммунальных
потребителей общегородского значения (водопровод, канализация,
электрифицированный транспорт и т.д.), потребителей пригородных районов.
Нагрузка проектируемых микрорайонов состоит только из жилых и
общественных зданий и сооружений и уличного освещения. Основную нагрузку, около
75%, составляют жилые здания.
Технический
паспорт проекта
1. Объекты электроснабжения - жилые дома, общественные здания
и сооружения.
. Основные потребители электроэнергии - освещение внутреннее
и уличное, бытовые электроприборы, электродвигатели лифтов, насосов и
вентиляторов.
. Суммарная установленная мощность электроприемников жилых и
общественных зданий - 8,254 МВА.
. Категория основных потребителей по надежности
электроснабже-
ния - II.
. Количество ТП - 8, трансформаторы типа ТМГ-10-1000 и
ТМГ-10-630. Питание ТП предусматривается по двум двухлучевым магистралям от
подстанции «Снежинская».
. РУ - 10 кВ ТП укомплектовано камерами КСО - 298, РУ - 0,4
кВ укомплектовано щитами ЩО70-3М.
. Сети 10 кВ и 0,4 кВ выполняются кабелями марки ААШв, кабели
прокладываются на глубине 0,7 м. под газонами и тротуарами и на глубине 1,0 м.
под проездами с защитой асбестоцементными трубами диаметром 100 мм.
. Уличное освещение выполняется светильниками с лампами ГРЛ,
а именно ДНаТ, мощностью 250 Вт, опоры для сети наружного освещения приняты
железобетонные серии ЭК -01-01.
. Питание жилых домов осуществляется от ВРУ, вводная панель
типа ВРУ1 - 11 - 10 УХЛ4 без счетчиков и распределительная панель типа
ВРУ1-48-00 УХЛ4 с двумя секциями 5Ч250+5Ч250 с ПН2-100.
1. Сравнение отечественных и передовых зарубежных
технологий и решений
Высоковольтные выключатели нагрузки начали применять в
электроустановках среднего напряжения около 60 лет тому назад в качестве
альтернативы обычным выключателям относительно дорогим, занимающим много места
и, кроме того, требующим для своего управления применения трансформаторов тока
и релейной защиты. Вначале их устанавливали лишь в электрических сетях
малоответственных потребителей: на тупиковых подстанциях небольшой мощности,
для размыкания кольцевых линий, для коммутации двигателей высокого напряжения и
т.п.
Поскольку в то время ток нагрузки электроустановок был
сравнительно небольшим, то первоначально такие коммутационные аппараты
выполнялись в виде комбинации двух простых устройств: обычных разъединителей,
включавших токи нагрузки и токи холостого хода (XX) и отключавших только токи
XX, и высоковольтных плавких предохранителей, которые служили для защиты
электроустановки от перегрузки и от токов короткого замыкания (КЗ). Затем, по
мере роста токов нагрузки и токов XX электроустановок, для осуществления
коммутации все более и более возраставших токов, а также для устранения весьма
неприятных явлений феррорезонанса, возникающих при однополюсном отключении цепи
тока, вместо обычных разъединителей стали применять разъединители мощности на
среднее напряжение, т.е. устройства, объединявшие в одном коммутационном
аппарате выключатель, имеющий дугогасительное устройство небольшой мощности, и
разъединитель.
Однако в случае коммутации трансформаторов и конденсаторных
батарей такой разъединитель требовал, чтобы для защиты от токов КЗ
последовательно с ним были включены также высоковольтные плавкие
предохранители. Сам же разъединитель мощности использовался исключительно для
коммутации токов нагрузки и отключения небольших перегрузочных токов. Такой
разъединитель мощности был более надежен в работе, хотя и стоил дороже, чем
комбинация предохранитель разъединитель, поскольку при его создании
разработчики в то время не учитывали специфику коммутации сети, а исходили из
конструкции обычного выключателя.
Намного плодотворней оказалась идея отказа от установки
разъединителя мощности и переход к сочетанию обычного разъединителя с
простейшими дешевыми дугогасительными камерами. Именно реализация этой идеи
привела к созданию коммутационных аппаратов, получивших название выключателей
нагрузки. Такие аппараты просты в обслуживании, надежны, гораздо дешевле
разъединителей мощности и к тому же обладают способностью отключать довольно
большие емкостные токи работающих на холостом ходу линий электропередачи даже
очень высокого напряжения.
В настоящее время применение выключателей нагрузки
значительно расширилось: их с успехом стали применять во многих ответственных
электроустановках, например, в качестве генераторных выключателей в мощных
энергоблоках для коммутации рабочих токов (без защитных функций), в установках
компенсации реактивной мощности для коммутации конденсаторных батарей большой
мощности (до 400 кВА) и в целом ряде других случаев.
Широко используются выключатели нагрузки и за рубежом, причем
применяемые в них способы гашения дуги весьма разнообразны. К числу таких
способов дугогашения относятся: быстрые коммутации в воздухе; коммутация в
сжатом воздухе; дутье предварительно сжатым воздухом или азотом; коммутации в
маслонаполненной дугогасительной камере; магнитное дутье; гашение дуги в
элегазе; гашение дуги в вакууме; гашение дуги многоступенчатым отключением и
др.
За последние 10-15 лет значительно возрос интерес к
выключателям нагрузки, ставших основными устройствами электрических подстанций
6, 10/0,4 кВ, и на Украине и в России. Это вызвано несколькими причинами,
основная из которых состоит в том, что из-за значительного сокращения в этих
странах энергоемких и ориентированных на военно-промышленный комплекс
потребителей электроэнергии, произошло перераспределение потребления
электроэнергии с высокого напряжения на низкое напряжение 380 В и 220 В, которое
повсеместно используется в многочисленных офисных центрах, оснащенных
компьютерами и другой оргтехникой, а также в быту. Для использования в таких
сетях наиболее подходящими оказались недорогие, надежные в работе выключатели
нагрузки напряжением 6-10 кВ.
1.1 Краткий обзор типичных конструкций
выключателей нагрузки, применявшихся в СССР и применяемых в настоящее время в
странах СНГ
Выключатель нагрузки имеет следующую конструкцию: на общей
раме на опорных изоляторах находятся дугогасительные камеры с неподвижными
контактами - основными и дугогасительными, а также подвижные контакты -
основные и дугогасительные. Все три полюса имеют общий приводной вал, связанный
с полюсами изоляционными тягами.
Дугогасительная камера выключателя состоит из двух пластмассовых
щек, внутри которых заложены изготовленные из оргстекла сменные вкладыши,
образующие узкую щель, в которой движется дугогасительный контакт. Отключение
выключателя осуществляется двумя отключающими пружинами. Электрическая дуга,
образующаяся между дугогасительными контактами при отключении выключателя,
вызывает интенсивное газовыделение из стенок вкладышей, что приводит к росту
давления в камере. Поскольку газы могут выходить только через щель между
подвижным контактом и стенками камеры, то при их выходе по этому пути
происходит интенсивное продольное обдувание дуги и ее гашение. Дугогасительные
камеры выключателя нагрузки типа ВН-16 рассчитаны на большое число отключений
(без замены вкладышей). Так, ток 50 А отключается выключателем 300 раз, ток 100А
- 200 раз, ток 200 А - 75 раз, ток 400 А - 3 раза. Процесс замыкания и
размыкания контактов при включении и отключении выключателя происходит
следующим образом: при включении выключателя сначала замыкаются дугогасительные
контакты, затем главные; при его отключении наоборот, причем в отключенном
положении подвижный дугогасительный контакт образует достаточно большой видимый
воздушный зазор с дугогасительной камерой. Выключатели нагрузки могут
снабжаться стационарными заземляющими ножами с блокировкой от неправильного
включения.
Для управления выключателем нагрузки типа ВН-16 (как и для
управления, выключателями нагрузки других типов, таких как ВНП-16, ВНП-17,
ВНП-11 и др.) обычно применяется привод типа ПРА-17 (ручной автоматический),
снабженный механизмом свободного расцепления и имеющий встроенный электромагнит
для дистанционного отключения аппарата. Этот привод имеет простую достаточно
надежную конструкцию, удобен в эксплуатации, однако обладает существенным
недостатком: с его помощью невозможно включить выключатель нагрузки
дистанционно и автоматически.
В случае необходимости применения дистанционного включения
выключателя нагрузки используется электромагнитный либо пневматический привод.
Такой привод, являющийся приводом прямого действия, поскольку в нем энергия для
включения непосредственно потребляется от источника большой мощности, прост по
конструкции и надежен в работе. Однако основным его недостатком является
потребность в мощном источнике оперативного постоянного тока.
Кроме выключателя нагрузки типа ВН-16 в Советском Союзе, а
также в странах СНГ показали хорошие результаты в процессе эксплуатации и
получили широкое распространение выключатели нагрузки типов ВН-10, ВН-11,
ВНП-16, ВНП-17 и др., представляющие собой сочетание трехполюсного разъединителя
рубящего типа внутренней установки с автогазовыми дугогасительными камерами,
изготовляемыми из оргстекла.
Эти аппараты предназначаются для включения и отключения токов
нагрузки 200-400А и не могут служить для защиты электрической сети от токов КЗ.
Поэтому, в случае необходимости объединения функций нормальной коммутации и
защиты от токов КЗ и токов перегрузок, выключатель нагрузки должен быть снабжен
высоковольтными кварцевыми предохранителями (ПК).
Рассмотрим принцип действия автогазового выключателя нагрузки
типа ВН-10, с ручным приводом на номинальное напряжением 10 кВ, с номинальным
током 400А и током термической стойкости, составляющим 10 кА. Принцип действия
этого выключателя, также как и выключателя нагрузки типа ВН-16, основан на
гашении дуги потоком газов, образующихся вследствие разложения вкладыша из
оргстекла. При отключении выключателя сначала размыкаются главные контакты,
затем дугогасительные, размещенные в дугогасительном устройстве. Возникающая
при этом дуга воздействует на стенки вкладыша и, вследствие разложения
оргстекла, вызывает интенсивное газообразование. В период прохождения
дугогасительным контактом канала в дугогасительном устройстве выход газов
затруднен, что приводит к повышению давления внутри камеры. Вихревые потоки
газов, находящихся под давлением, гасят дугу. Управление выключателем
осуществляется ручным приводом, снабженным механизмом свободного расцепления, и
электромагнитом отключения, питаемым от независимого источника тока. Включается
выключатель только вручную с помощью рукоятки привода, отключается - вручную и
дистанционно электромагнитом отключения.
Выключатели нагрузки типа ВН-10 снабжены стационарными
заземляющими ножами, заземляющими верхние и нижние выводные контакты.
Высоковольтные предохранители устанавливаются как с верхней, так и с нижней
стороны выключателя.
Кратко охарактеризуем сравнительно недавно модернизированные
конструкции выключателей нагрузки, сведения о которых отсутствуют в
справочниках, а приводятся лишь в отдельных журнальных публикациях.
Выключатель нагрузки автогазового типа ВНП-М1-10/630-20.
Модернизированные безопасные в эксплуатации выключатели этого типа в настоящее
время выпускает Нальчикский завод высоковольтной аппаратуры. Эти выключатели
предназначены для работы в шкафах комплектных распределительных устройств,
ячейках камер стационарных одностороннего и двустороннего обслуживания (КСО) и
комплектных трансформаторных подстанций (КТП) напряжением 10 кВ трехфазного
переменного тока частотой 50-60Гц для систем с заземленной или изолированной
нейтралью. Выключатель снабжен встроенным пружинным приводом с ручным заводом,
предназначенным для местного и дистанционного управления. Кроме применения
ВНП-М1-10/630-20У в качестве выключателя нагрузки во вновь строящихся
электроустановках среднего напряжения, он предназначается также для замены
находившихся в эксплуатации морально и физически устаревших аналогичных
выключателей нагрузки типов ВН3-16, ВНр-10, ВНП-10 и др., не подлежащих ремонту
(в связи с прекращением выпуска к ним запасных частей). При его разработки были
учтены все пожелания Госэнергонадзора России и предприятий электрических сетей
СНГ, что позволило существенно улучшить его основные технические параметры.
По сравнению с другими аналогичными типами выключателей
нагрузки модернизированный выключатель нагрузки ВНП-М-10/630-20 с автономным
блоком питания имеет следующие преимущества:
в случае отключения напряжения на трансформаторной подстанции
(ТП) с его помощью возможно осуществлять дистанционное управление
коммутационными аппаратами (можно осуществить не менее шести циклов О-В-О без
подзарядки импульсных конденсаторов энергии);
в бестоковую паузу может быть выделен (отключен) поврежденный
участок электросети, подана команда АПВ выключателю на ВП (Т) и АВР в пункте
деления сети, что значительно дешевле, чем применение схемы с другими
коммутационными аппаратами, например, вакуумными;
выключатель может быть использован для замены отработавшего
свой ресурс выключателя устаревшей конструкции в камерах КСО и КТП.
Компании ОАО «ПО Электротехника», первой в России освоившей
производство трехпозиционных разъединителей и выключателей нагрузки.
Выпускаемые этой компанией выключатели нагрузки типа ВНТ,
разъединители РТ и ЗР разработаны с учетом современных требований к надежности
оборудования, безопасности его эксплуатации и обслуживания.
Главное преимущество коммутационных аппаратов данного типа -
трехпозиционная конструкция коммутационного устройства, имеющего три
фиксированных положения: «включено», «отключено» или «заземлено», что исключает
возможность заземления частей, находящихся под напряжением. При этом положение
главных контактов аппарата при коммутациях определяется по механическому
указателю, расположенному на передней панели привода.
Другие преимущества рассматриваемого коммутационного устройства:
устройство имеет современный энергонезависимый привод,
обеспечивающий высокую скорость срабатывания выключателя и гашения дуги;
трехпозиционная конструкция выключателя и разъединителя
отличается надежностью в работе и способна обеспечить безопасность обслуживания
в процессе эксплуатации, которое сведено до минимума;
основные элементы и узлы выключателей нагрузки и
разъединителей унифицированы, что значительно сокращает сроки изготовления и
обеспечивает высокое качество сборки.
1.2 Выключатели нагрузки зарубежных производителей
Из большого количества разнообразных типов выключателей
нагрузки, выпускаемых зарубежными фирмами, рассмотрим только два наиболее
характерные типы выключателей - автопневматические аппараты французской фирмы
Merin Gerin и выключатели нагрузки серии ISARC итальянского концерна VEI.
Выключатели нагрузки французской фирмы Merin Gerin.
Конструкция
Отличительные особенности конструкции данных выключателей
является:
полюсы выключателя установлены на единой раме, изготовленной
из оцинкованной стали, и управляются одним встроенным пружинным приводом,
пружина которого взводится вручную с помощью рукоятки управления или же
моторным приводом;
коммутационный аппарат выполнен так, что обеспечивается
механическое перекрытие отсека сборных шин изолирующими шторками. Предусмотрены
все необходимые блокировки;
каждый полюс выключателя оборудуется автокомпрессионным
воздушным дугогасительным устройством;
выключатели имеют встроенные предохранители (при
соответствующем исполнении) и ножи заземления, а разъединители имеют
конструкцию, аналогичную конструкции выключателей, однако не оснащаются
системой гашения дуги.
Основные узлы
На стальной раме установлены несущие опорные
эпоксидно-резиновые изоляторы, на которых закреплены контактные элементы. На верхнем
изоляторе снаружи установлен верхний вывод, внутри располагается верхний
неподвижный контакт, состоящий из контактного гнезда и стержня контакта. При
отключенном положении выключателя механическая заслонка 6, связанная с валом
привода заземляющих ножей, закрывает доступ к верхнему контакту и сборным
шинам. На нижнем изоляторе закреплен нижний вывод, подвижный контактный цилиндр
и и нижнее контактное гнездо.
Включение выключателя нагрузки
Вал, взводящий пружину механизма включения, приводится в
движение штатной рукояткой. При этом при срабатывании пружины нижний контакт
перемещается по направляющему цилиндру, и контакты замыкаются. Под действием
пружинного механизма контакты быстро замыкаются, что исключает риск
возникновения дуги.
Выключение выключателя
Подвижный цилиндр, приводимый в движение пружинным
механизмом, перемещаясь вниз по направляющему цилиндру, создает давление
воздуха, который вырывается через сопло и гасит дугу, образовавшуюся между
неподвижным верхним контактом и подвижным контактом (оба контакта изготовлены
из сплава Cu-W).
Система гашения дуги
Для гашения дуги в выключателе используется продольное
одностороннее дутье автокомпрессорного типа. Процесс гашения дуги происходит
следующим образом. При размыкании контактов, т.е. после выхода подвижного
контакта из контактного гнезда, из сопла в дугогасительную камеру подается
воздушный поток, который возникает вследствие сжатия воздуха подвижным
контактом, перемещающимся по цилиндру. Под действием этого потока происходит
деионизация и гашение дуги при переходе тока через ноль. Особенностью процесса
гашения дуги является то, что она все время находится внутри верхнего
изолятора, который не дает ей перекинуться на соседние фазы и элементы
конструкции, а также ограничивает объем, в котором происходит ее гашение.
Выключатели нагрузки серии ISARC полностью отвечают
современным требованиям рынка, зарубежным и российским стандартам. Преимущества
их применения в ячейках КСО следующие:
простота и надежность конструкции;
простота установки и обслуживания;
малый вес подвижных частей;
наличие дугогасительной камеры;
наличие механической заслонки, полностью разделяющей шинный и
высоковольтный отсеки; возможность дистанционного управления (по запросу)
моторный привод включения, электромагнитная катушка включения.
Следует обратить внимание на тот факт, что отмеченные выше
преимущества выключателя в силу разных причин все еще остаются не
реализованными в выключателях нагрузки, серийно выпускаемых в странах СНГ.
Итальянский концерн VEI не стремится монополизировать
российский рынок электрооборудования среднего напряжения. Он готов напрямую
сотрудничать с российскими производителями этого оборудования, в частности, с
производителями выключателей нагрузки. Об этом свидетельствует тот факт, что
этот концерн вместе с компанией «Располь-Электро» предложил российским
производителям выключателей нагрузки осуществить взаимовыгодную рентабельную
комбинацию: ячейка КСО собственного производства + коммутационный аппарат
ISARC.
Это предложение концерна VEI нуждается в пояснении. Основной
компонент любого коммутационного аппарата - силовой выключатель (обычно
вакуумный или элегазовый) - и на российском, и на украинском рынках представлен
в изобилии. В то же время хорошие, высоконадежные выключатели нагрузки и
разъединители попали в разряд дефицитной продукции, поскольку выключатели
нагрузки российского производства имеют устаревшую конструкцию, недостаточно
надежны, а иностранные фирмы предлагают в основном компактные, почти не
нуждающиеся в обслуживании элегазовые аппараты. Однако эксплуатационные службы
России и Украины привыкли к воздушным выключателям ввиду их ремонтопригодности
(элегазовые выключатели после разгерметизации практически не поддаются
восстановлению). Кроме того, воздушные выключатели дешевле элегазовых и имеют видимый
разрыв контактов (многие производители элегазовых аппаратов готовы предложить
такую опцию, но ее реализация неизбежно приведет к появлению дополнительной
точки возможной утечки элегаза).
Российские предприятия в настоящее время преимущественно выпускают
ячейки КСО устаревшей конструкции, разработанные еще в советское время. Это
происходит по следующим причинам. Разрабатывать собственную конструкцию ячейки
КСО и дорого и долго. В то же время покупать лицензию у зарубежных
производителей на сборку ячеек КСО также дорого и к тому же, если такая
лицензия и будет закуплена, то все равно необходимо будет внести определенные
изменения в конструкцию ячейки.
Компания «Располь-Электро» (Санкт-Петербург) и итальянский
концерн VEI Power Distribution SpA предлагают следующий путь решения проблемы:
российское предприятие, стремящееся выйти на рынок с новым оборудованием, но не
имеющее возможности разработать ячейку с нуля, может получить от них
документацию по конструкции ячейки, которую вправе изменять по своему усмотрению
в соответствии с требованиями заказчика. В эти ячейки (выпускаемые уже от
собственного имени) производитель может устанавливать современные выключатели
нагрузки и разъединители - выключатели серии ISARC (ИСАРК) и ячейками серии
UNISARC (УНИСАРК). Положительный опыт такого сотрудничества уже имеется:
российская компания «БЭМП» (Санкт-Петербург) установила в России на ряде
объектов ячейки UNISARC с выключателями ISARC, которые хорошо себя
зарекомендовали в работе.
2. Расчет электрических нагрузок
Верное определение расчетных нагрузок является важным этапом
выбора системы электроснабжения (СЭС), т.к. в зависимости от них
устанавливаются параметры всех элементов системы.
Расчетные нагрузки потребителей определяются по указаниям
«Электрооборудование жилых и общественных зданий» СП 31-110-2003 /1/.
2.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий
Расчетная электрическая нагрузка квартир Ркв, кВт,
приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле (2.1):
, (2.1)
где РКВ.УД. - удельная расчетная нагрузка
электроприёмников квартир, кВт/квартира, /1, табл. 6.1/;КВ -
количество квартир.
Расчетная
нагрузка силовых приемников Рс, кВт, приведенная к вводу жилого
дома, определяется по формуле (2.2):
, (2.2)
где мощность лифтовых установок Р рл, кВт,
определяется по формуле (2.3):
, (2.3)
где k’С - коэффициент спроса /1, табл. 6.2/;-
количество лифтовых установок;
Рn - установленная мощность электродвигателя лифта,
кВт.
Мощность электродвигателей насосов водоснабжения,
вентиляторов и др. санитарно-технических устройств РСТУ, кВт
определяется по формуле (2.4):
, (2.4)
где k»C - коэффициента спроса /2, табл. 6.4/;-
количество санитарно-технических устройств.
Расчетная
электрическая нагрузка жилого дома определяется по формуле (2.5):
, (2.5)
где kУ - коэффициент участия в максимуме нагрузки
силовых электроприемников.
Расчетные коэффициенты реактивной мощности приняты по /3,
табл. 2.1.4/.
Расчет производится для вечернего максимума нагрузок, как
наибольшего.
Полная мощность определяется по формуле (2.6):
. (2.6)
2.2 Расчет электрических нагрузок общественных
зданий
Расчет электрических нагрузок общественных зданий
производится аналогично расчету нагрузок жилых домов. Электрические нагрузки
зданий принимаются по проектным данным.
Мощность, которую общественные здания вносят в максимум электрических
нагрузок, определяется по формуле (2.7):
, (2.7)
где РР.СУМ - расчетная нагрузка здания;у
- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общест - венных зданий
из /1, табл. 6.13/.
Расчеты по микрорайонам №17 и 21 приведены в таблице 2.1.
3. Расчет уличного освещения
Уличное освещение выполняется светильниками с лампами ГРЛ, а
именно ДНаТ, мощностью 250 Вт, коэффициент мощности которых 
=0,85. Опоры для сети наружного освещения
приняты железобетонные серии ЭК -01-01.
Расчет нагрузки, составляемой уличным освещением,
производится с помощью удельной мощности освещения. Удельная мощность
определяется по выражению (3.1):
, (3.1)
где ЕНОРМ = 6 лк - норма освещенности для
городских улиц;
КЗАП = 1,5 - коэффициент запаса для ламп ГРЛ,
учитывающий снижение освещенности в период эксплуатации осветительной
установки;= 1,15 - поправочный коэффициент, учитывающий неравномерность
светового потока;
u = 0,51 - коэффициент использования светового потока
осветительной установкой;
- световая отдача лампы (3.2):
, (3.2)
где Ц = 11000 лм - световой поток лампы ГРЛ мощностью 250 Вт;
РЛ - электрическая мощность лампы.
=44 лм / Вт; РУД=0,406 Вт/м2.
Установленная мощность светильников (3.3):
РУСТ=РУД. S, (3.3)
где S = 625900 м2 - примерная площадь освещаемых
улиц районов.
Установленная мощность светильников согласно (3.3):
РУСТ
=254115,4 Вт.
Суммарная мощность освещения (3.4):
РУСТ=РЛ.
nСВ. (3.4)
Количество светильников (3.5):
, (3.5)
nСВ =1016,4.
К установке принимаем 1017 светильников.
Расчетная мощность уличного освещения:
РОСВ
= 254,115 кВт.
Примем допущение, что РОСВ распределяется между ТП
микрорайона равномерно. Мощность освещения, приходящаяся на одну ТП (3.6):
, (3.6)
кВт.
Расчетный ток щитка, определяется из выражения (3.7):
(3.7)
.
Выбираем кабель ВВГ 4Ч 16 с IДОП = 68
А, автоматический выключатель ВА 47-100 с током расцепителя 63 А.
Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:
.
Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение.
Принимаем щиток типа ПВ1.
С учетом того, что нагрузка по фазам распределена симметрично (на
каждую из фаз приходится по 43 светильника), определяем IГР1, А, ток группы по формуле (3.8):
, (3.8)
.
Выбираем кабель АВВГ 2Ч16 с IДОП = 27
А, автоматический выключатель ВА 47-290 с током расцепителя 25 А.
Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:
.
Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение.
4. Выбор силовых трансформаторов ТП
Согласно нормам «Электрооборудование жилых и общественных
зданий» СП 31-110-2003 /1/ в районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше)
при напряжении 10 кВ оптимальная мощность двухтрансформаторных ТП составляет
2Ч1000 кВА, но, поскольку не весь жилой фонд является многоэтажным, также к
установке допускается принимать ТП - 2Ч630 кВА.
К
установке на ТП принимаются трансформаторы типа:
ТМГ-1000/0,4
кВ. Параметры трансформаторов /2/:
К
установке на ТП принимаются трансформаторы типа:
ТМГ
- 630/0,4 кВ. Параметры трансформаторов /2/:
Для определения нагрузки трансформаторных подстанций
закрепляем за подстанцией близлежащие здания. При этом, если в жилом здании
находится и общественное помещение, то нагрузка такого здания определяется с
учетом участия общественного помещения в максимуме нагрузки.
Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут
пропустить из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ (4.1):
, (4.1)
где n - число трансформаторов на ТП;
КЗ.Д = 0,7 - допустимый коэффициент загрузки
трансформаторов в
нормальном режиме для II категории
электроприемников;Н.Т - номинальная мощность трансформаторов ТП;
РР - расчетная активная нагрузка на ТП.
Величина Q1р является расчетной, поэтому в общем
случае реактивная нагрузка трансформатора (4.2):
Q 1 = Q 1Р,
если Q 1Р < Q Р; (4.2)
1 = Q Р, если Q
1Р > Q Р.
Мощность конденсаторов, которые следует установить на стороне
низшего напряжения ТП (4.3):
. (4.3)
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном (4.4) и
послеаварийном режимах будут соответственно (4.5):
, (4.4)
. (4.5)
Потери мощности в трансформаторах ТП (4.6):
(4.6)
Результаты расчета трансформаторных подстанций сведены в
таблицу 4.1. Картограмма нагрузок ТП приведена в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Картограмма нагрузок
|
Номер ТП
|
Объект
|
Рр,
кВт
|
Угол, ◦
|
Х, м
|
Y, м
|
r, мм
|
|
ТП1
|
Жилые дома и
общественные здания
|
816,80
|
346
|
235
|
69
|
26,5
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
14
|
|
|
|
|
ТП2
|
Жилые дома и
общественные здания
|
801,29
|
346
|
77
|
79
|
26,2
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
14
|
|
|
|
|
ТП3
|
Жилые дома и
общественные здания
|
1221,56
|
351
|
96
|
193
|
31,2
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
9
|
|
|
|
|
ТП4
|
Жилые дома и
общественные здания
|
834,28
|
347
|
244
|
208
|
26,6
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
13
|
|
|
|
|
ТП5
|
Жилые дома и
общественные здания
|
1293,80
|
351
|
371
|
178
|
32,9
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
9
|
|
|
|
|
ТП6
|
Жилые дома и
общественные здания
|
836,80
|
346
|
533
|
186
|
26,2
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
14
|
|
|
|
|
ТП7
|
Жилые дома и
общественные здания
|
779,46
|
346
|
119
|
362
|
25,9
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
14
|
|
|
|
|
ТП8
|
Жилые дома и
общественные здания
|
727,24
|
345
|
331
|
341
|
25,0
|
|
Освещение
территории
|
32,00
|
15
|
|
|
|
5. Выбор и технико-экономическое обоснование
схемы питания городских ТП и ВРУ 0,4 Кв
5.1 Выбор схем питания городских ТП
Принцип выполнения городской электрической сети выбирается
применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого района
города. Согласно СП 31-110-2003 /1/ при этом выполняются следующие
требования:
нагрузочная способность линий и трансформаторов должна
определяться принятым способом построения распределительной сети, расчетными
режимами ее работы, с учетом перегрузочной способности оборудования и кабелей в
послеаварийном режиме;
Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ
для электроприемников второй категории является сочетание магистральных схем 10
кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП.
В городских сетях принято использовать следующие схемы:
петлевая;
двойная петлевая;
двойная сквозная магистраль;
двухлучевая магистраль.
Целесообразность принятия той или иной схемы обосновывается
технико-экономическим сравнением.
Согласно /1/ в данном проекте для сравнения примем двойную
сквозную магистраль и двухлучевую схему питания городских ТП.
5.2 Выбор кабельных линий 10 кВ
Выбор кабельных линий осуществляется по экономической
плотности тока, которая устанавливает оптимальное соотношение между затратами
цветного металла и потерями электроэнергии в линии.
Расчетный ток кабеля в i-ой кабельной линии в
нормальном режиме (5.1):
, (5.1)
где РР, QР - расчетная активная и реактивная нагрузки
кабельной линии;
nК - количество кабелей;
Uном - номинальное напряжение кабельной линии.
Сечение i-ой кабельной линии, определяемое по экономической плотности
тока (5.2):
, (5.2)
где j э = 1,4 - экономическая плотность тока /3, таблица
1.3.36/.
По результату расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее
большее стандартное сечение. По условиям окружающей среды выбирается тип кабеля.
Для выбранного кабеля определяется длительно допустимый ток с
учетом условий прокладки (5.3):
, (5.3)
где КП. - поправочный коэффициент на число
параллельно прокладываемых кабелей /3, таблица 1.3.26/;
Кt - поправочный коэффициент на температуру среды,
в которой прокладывается кабель /3, таблица 1.3.3/;
IДОП. - длительно допустимый ток для данного кабеля;
NК - число параллельных кабелей в кабельной линии;
Выбранное сечение проверяется в аварийном режиме (5.4):
, (5.4)
где КАВ = 1,2 - коэффициент перегрузки /3, таблица
1.3.2/.
Так же выбранное сечение проверяется по потере напряжения
(5.5):
, (5.5)
где хО, rО - удельные активное и реактивное сопротивление
кабеля;
l - длина кабельной линии, м.
Потери мощности в линии (5.6):
. (5.6)
Кабели должны быть проверены на термическую устойчивость. Для
проверки кабельных линий по термической стойкости необходимо рассчитать токи КЗ
на шинах ТП.
Расчет токов трехфазного короткого замыкания на участке от
ГПП до ТП 10кВ
На шинах Снежинской подстанции периодическая составляющая
трехфазного тока КЗ равна 12,86 кА.
Схема сети для расчетов токов К.З. на 10 кВ приведена на рисунке
5.1.
Рисунок 5.1 - Схема сети для расчетов токов К.З. на 10 кВ
Рассчитаем полное сопротивление энергосистемы:
(5.7)
.
Определим сопротивление линии от Снежинской подстанции до ТП1.
Сопротивление кабеля ААШв 3х120:
r01 = 0,259 Ом/км, x01 = 0,081 Ом/км;
rК1 = r0
lК;
rК1= 0,2592,93 = 0,741 Ом;
xК1 = x0lК;
xК1= 0,0812,93 = 0,237 Ом;
Определим сопротивление линии от ТП1 до ТП2.
Сопротивление кабеля ААШв 3х70:
r01 = 0,443 Ом/км, x01 = 0,086 Ом/км;
rК2 = r0lК;
rК2 = 0,4430,16 = 0,069 Ом;
xК2 = x0lК;
xК2 = 0,0860,16 = 0,014 Ом;
Определим сопротивление линии от ТП2 до ТП3.
Сопротивление кабеля ААШв 3х70:
r01 = 0,443 Ом/км, x01 = 0,086 Ом/км;
rК3 = r0lК;
rК3= 0,4430,15 = 0,065 Ом;
xК3 = x0lК;
xК3= 0,0860,15 = 0,013 Ом;
.
Определим сопротивление линии от ТП3 до ТП7.
Сопротивление кабеля ААШв 3х70:
r01 = 0,33 Ом/км, x01 = 0,08 Ом/км;
rК3 = r0lК;
rК3 = 0,4430,18 = 0,078 Ом;
xК3 = x0lК;
xК3= 0,0860,18 = 0,015 Ом;
.
Определим полные сопротивления в короткозамкнутой цепи
для точек К-1, К-2, К-3, К-4.
Для точки К-1: z1 = zс+zк1;
Для точки К-2: z2 = zс+zк1+zк2;
Для точки К-3: z3 = zс+zк1+zк2+zк3;
Для точки К-4: z4 = zс+zк1+zк2+zк3+ zк4.
Найдем периодическую составляющую трехфазного тока К.З.
. (5.8)
Ударный ток короткого замыкания:
, (5.9)
где К у =1,9 - ударный коэффициент.
Далее определяем ток трехфазного К.З. для всех точек и ток
ударного К.З. Результат расчетов сведен в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Расчёт трёхфазных токов К.З
|
Точка
|
zå, Ом
|
IП.О.(3), кА
|
КУ
|
IУ, кА
|
|
К-1
|
10,5
|
1,248
|
4,858
|
1,9
|
9,229
|
|
К-2
|
10,5
|
1,319
|
4,596
|
1,9
|
8,732
|
|
К-3
|
10,5
|
1,385
|
4,377
|
1,9
|
8,316
|
|
К-4
|
10,5
|
1,464
|
4,141
|
1,9
|
7,868
|
Проверка кабелей 10 кВ на термическую стойкость
Проверка кабелей проводится с учетом того, что два
параллельных кабеля проверяются с учетом разветвления тока К.З.
Минимальное сечение по термической стойкости определяется по
выражению (5.10):
, (5.10)
где nк = 1 - количество параллельных кабелей в линии;
Вк = 105,84 кА2с - тепловой импульс
К.З.
С = 92 А.с-1/мм2.
Тепловой импульс найдем по формуле 5.11:
, (5.11)
где 
- ток короткого замыкая на шинах ГПП и ТП;
- время отключения тока короткого замыкания.
Воспользовавшись формулой 5.10 найдем минимальное сечение:
для участка ГПП - ТП1: q =
117,82 мм2;
для участка остальных участков: q = 18,88 мм2.
Таким образом, минимальное сечение кабельной линии 120 мм2
на головном участке.
Для остальных линий минимальное сечение равно 25 мм2.
Результата расчета кабельных линий приведены в таблице 5.2.
5.3 Технико-экономическое сравнение схем питания
городских ТП
Описание методики технико-экономических расчетов
Технико-экономическое сравнение сводится к сравнению
стоимости кабельных линий и потерь в них, в различных режимах работы, а также
стоимости оборудования, установленного на стороне высокого напряжения ТП.
Приведенные затраты по варианту определяются по выражению
(5.12):
, (5.12)
где ЕН = 0,12 - нормативный коэффициент приведения
/4, табл. 2.23/;
К - капитальные вложения по варианту;
ИН - ежегодные издержки производства, определяются
по выражению (5.13).
ИН - ежегодные издержки производства, определяются
по выражению (5.13):
, (5.13)
где ИА - амортизационные отчисления;
ИМ - стоимость потерь электроэнергии;
ИЭ - эксплуатационные расходы.
Амортизационные отчисления определяются по выражению (5.14):
, (5.14)
где ЕА - годовая норма амортизации /4, таблица
2.23/.
Эксплуатационные расходы определяются по выражению (5.15):
, (5.15)
где ЕТ.Р. - нормативные отчисления на текущий
ремонт /4, таблица 2.23/.
На рисунке 5.2 приведен вариант 1: двухлучевая схема для
электроснабжения микрорайонов №17 и №21. Каждый трансформатор имеет возможность
питания по двум кабельным линиям.
Рисунок 5.2 - Схема электроснабжения жилых микрорайонов №17,
№21 (Вариант 1)
На рисунке 5.3 приведен вариант 2: схема двойной сквозной
магистрали для электроснабжения микрорайонов №17 и 21.
Рисунок 5.3 - Схема электроснабжения жилых микрорайонов №17, №21
(Вариант 2)
Расчет потерь электроэнергии в различных режимах работы сети
Для выбранных схем следует рассматривать 3 режима работы:
нормальный режим работы;
режим сети в период нахождения причин аварии и сбора
послеаварийной схемы;
послеаварийный режим.
Стоимость потерь электроэнергии для любого режима
определяется по выражению (5.16):
, (5.16)
где m - стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, определяется по
выражению:
(5.17)
где б, в -
основная и дополнительная ставка тарифа (a=708 руб./кВтмес, b=0,722 руб./кВтч);
Т м=5300 - годовое число использования получасового
максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/;
Т г=8760 - годовое число часов работы предприятия.
ф - годовое число часов максимальных потерь (5.18):
. (5.18)
Потери Э/Э в трансформаторах находим по формуле (5.19):
∆Ат = N(∆Рхх Тг + 
∆Ркзф). (5.19)
Расчет потерь за период нормального режима работы:
При нормальном режиме работы все элементы схемы находятся в
номинальном режиме работы. Расчет производится по формулам 5.6, 5.16, 5.18,
5.19.
Расчет будем проводить только для ветви №1
(ГПП-ТП1-ТП2-ТП3-ТП7), т.к. для ветви №2 результаты будут аналогичны.
Результаты расчета сведены в таблицу 5.3.
Таблица 5.3 - Потери Э/Э и стоимость потерь в нормальном режиме
работы
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
ТП №1
|
ТП №2
|
ТП №3
|
ТП №7
|
|
W, кВтч/год214552,5111664,435798,04975,1550857,3150065,6981039,3747759,16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Им, тыс. руб.
|
498,19
|
27,08
|
13,46
|
2,26
|
118,09
|
116,25
|
188,17
|
110,89
|
Расчет потерь за период поиска мест повреждений и сбора схемы
послеаварийного режима:
Продолжительность поиска мест повреждения и сбора схемы
послеаварийного режима примем 2 часа, согласно /2/.
Для определения потерь необходимо учесть все возможные
элементы, которые могут привести к частичному отказу или полному отказу системы
электроснабжения. Рассматривать будем отдельно двухлучевую и двойную сквозную
магистраль.
Рассмотрим отказ кабельной линии ТП3-ТП7 при двойной сквозной
магистрали.
Данный отказ приводит к увеличению нагрузки оставшихся
элементов в
2
раза, т.к. из работы выходит вся линия.
Расчеты будут производиться по формулам 5.6, 5.16, 5.18,
5.19, но с учетом того, что элементы схемы работают в режиме перегруза.
Т м=5300 - годовое число использования
получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/;
Число отказов в год для КЛ по формуле (5.20):
, (5.20)
где L - длина кабельной линии, в км
nуд -
удельное число отказов для КЛ 10кВ, nуд=4,5
;
Число отказов для выключателей нагрузки, шин и трансформаторов
находится по формуле (5.21):
, (5.21)
где 
- число одинаковых элементов;
nуд.i -
удельное число отказов i-ого элемента, 
.
Годовое число часов работы в период поиска мест повреждений и
сбора схемы послеаварийного режима найдем по формуле 5.22:
, (5.22)
где 
= 2 часам - продолжительность поиска мест
повреждения и сбора схемы послеаварийного режима;
Тавг=14 - годовое число часов работы в период
поиска мест повреждений и сбора схемы послеаварийного режима для двойной
сквозной магистрали;
ф - годовое число часов максимальных потерь в период поиска
мест повреждения и сбора схемы послеаварийного режима (5.18):
ф = 6 ч.
Результаты сведены в таблицу 5.4.
Таблица 5.4 - Потери Э/Э и стоимость потерь в режиме
нахождения причины аварии для двойной сквозной магистрали
|
Потери в элементе
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
ТП №1
|
ТП №2
|
ТП №3
|
ТП №7
|
|
∆W, кВтч/год1603,36
|
87,16
|
43,32
|
7,28
|
107,53
|
105,01
|
156,13
|
105,01
|
|
|
Им, тыс. руб.
|
3,72
|
0,21
|
0,11
|
0,02
|
0,25
|
0,24
|
0,36
|
0,25
|
Аналогично рассмотрены случай для двухлучевой схемы.
Результаты сведены в таблицу 5.5.
Т м=5300 - годовое число использования
получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/;
Т г=22 - годовое число часов работы в период
поиска мест повреждений и сбора схемы послеаварийного режима для двухлучевой
схемы;
ф - годовое число часов максимальных потерь (5.18):
ф = 9 ч.
Результаты сведены в таблицу 5.5
Таблица 5.5 - Потери Э/Э и стоимость потерь в режиме
нахождения причины аварии для двухлучевой магистрали
|
Потери в
элементе
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
ТП №1
|
ТП №2
|
ТП №3
|
ТП №7
|
|
∆W, кВтч/год2519,57
|
136,97
|
68,08
|
11,45
|
168,98
|
165,01
|
245,34
|
165,01
|
|
|
Им, тыс. руб.
|
5,85
|
0,32
|
0,16
|
0,03
|
0,39
|
0,38
|
0,57
|
0,38
|
Расчет потерь в послеаварийных режимах:
Для расчета потерь в после аварийном режиме, необходимо
учитывать, что поврежденный элемент может быть отключен и в дальнейшем работа
схемы будет происходить по схеме послеаварийного режима, обеспечивающего
минимальные потери.
Рассмотрим случай отказа кабельной линии ТП3-ТП7.
Отключив присоединения на шинах ТП3, мы сможем ввести в
работу участок от ГПП до ТП3.
Рисунок 5.2 - Повреждение на участке ТП3-ТП7
Подробно рассмотрим режимы работы:
Кабельные линии:
ГПП - ТП1 - линия КЛ1 работает в режиме меньше номинального, т.к.
по КЛ1 протекает сумма токов 3 ТП (ТП1, ТП2, ТП3);
ТП1 - ТП2 - линия КЛ3 работает в режиме меньше номинального, т.к.
по КЛ3 протекает сумма токов 2 ТП (ТП2, ТП3);
ТП2 - ТП3 - линия КЛ5 работает в режиме меньше номинального, т.к.
по КЛ5 протекает сумма токов всего 1 ТП(ТП3);
ГПП - ТП1 - линия КЛ2 работает в режиме тяжелее номинального, т.к.
по КЛ2 протекает сумма токов 4 ТП (ТП1, ТП2, ТП3, ТП7), причем ТП7 работает в
режиме перегрузки трансформатора;
ТП1 - ТП2 линия КЛ4 работает в режиме тяжелее номинального, т.к.
по КЛ4 протекает сумма токов 3 ТП (ТП2, ТП3, ТП7), причем ТП7 работает в режиме
перегрузки трансформатора;
ТП2 - ТП3 линия КЛ6 работает в режиме тяжелее номинального, т.к.
по КЛ6 протекает сумма токов 2 ТП (ТП3, ТП7), причем ТП7 работает в режиме
перегрузки трансформатора;
ТП3 - ТП7 - линия КЛ8 работает в режиме тяжелее номинального, т.к.
по КЛ8 протекает сумма ток одного трансформатора ТП7, работающего в режиме
перегрузки трансформатора.
Трансформаторы:
ТП1 - работают 2 трансформатора, трансформаторы работают в
нормальном режиме;
ТП2 - работают 2 трансформатора, трансформаторы работают в
нормальном режиме;
ТП3 - работают 2 трансформатора, трансформаторы работают в
нормальном режиме;
ТП7 - работает 1 трансформатор, трансформатор работает в режиме
перегруза.
Расчет будет проводится по формулам 5.16, 5.18, 5.19.
Для нахождения времени восстановления в год воспользуемся потоком
отказов из /6/, и найдем время восстановления.
Время восстановления для шин, выключателей и трансформаторов
найдем по формуле (5.23):
, (5.23)
где 
- время восстановления элемента.
Время восстановления для кабельных линий найдем по формуле (5.24):
, (5.24)
где 
- время восстановления КЛ.
Результаты расчета числа отказов и времени восстановления сведем в
таблицу 5.6 для двойной сквозной магистрали и 5.7 для двухлучевой.
Таблица 5.6 - Время восстановление и число отказов
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
Тр-ор
|
шина
|
|
Число отказов в
год
|
0,1331
|
0,0069
|
0,0067
|
0,0078
|
0,0227
|
0,0813
|
|
Время
восстановление
|
1,3112
|
0,0697
|
0,0675
|
0,0787
|
1,2011
|
0,2043
|
Таблица 5.7 - Время восстановления и число отказов
|
Отказавший
элемент
|
Участок
кабельной линии
|
Тр-р
|
Шина, выкл. в
цепи тр-р, выкл. нагрузки; (для ТП7)
|
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
|
|
|
Число отказов в
год
|
0,1331
|
0,0069
|
0,0067
|
0,0078
|
0,0227
|
0,1441 (0,1121)
|
|
Время
восстановление
|
1,3112
|
0,0697
|
0,0675
|
0,0787
|
1,2011
|
2,1612 (1,6813)
|
Аналогично рассматриваем случаи отказов всех КЛ,
трансформаторов, шин и выключателей.
Расчеты будут производится по формулам 5.6, 5.16, 5.18, 5.19,
но с учетом того, что элементы схемы работают в режиме перегруза.
Т м=5300 - годовое число использования
получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/.
Продолжительность работы сети в послеаварийном режиме, по
причине повреждения кабельных линий или трансформатора, одинаково для обеих
схем.
Продолжительность работы сети в послеаварийном режиме, по
причине повреждения кабельных линий, одинаково для обеих схем.
Таблица 5.8 - Потери Э/Э и стоимость потерь в послеаварийном
режиме для двойной сквозной магистрали
|
Отказавший
элемент
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
ТП №1
|
ТП №2
|
ТП №3
|
ТП №7
|
Выкл. Шина ТП1
|
Выкл. Шина ТП2
|
Выкл. Шина ТП3
|
Выкл. Шина ТП7
|
|
∆W, кВтч/год208,12
|
9,20
|
6,30
|
7,94
|
18,63
|
18,64
|
23,14
|
21,04
|
189,21
|
159,57
|
112,36
|
120,95
|
|
|
Им, тыс. руб.
|
0,48
|
0,02
|
0,01
|
0,02
|
0,04
|
0,04
|
0,05
|
0,05
|
0,44
|
0,37
|
0,26
|
0,28
|
Таблица 5.9 - Потери Э/Э и стоимость потерь в после аварийном
режиме для двухлучевой магистрали
|
Отказавший
элемент
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП4
|
ТП №1
|
ТП №2
|
ТП №3
|
ТП №7
|
Выкл. Шина ТП1
|
Выкл. Шина ТП2
|
Выкл. Шина ТП3
|
Выкл. Шина ТП7
|
|
∆W, кВтч/год192,26
|
6,38
|
6,07
|
6,98
|
18,06
|
18,04
|
18,06
|
17,99
|
325,42
|
204,88
|
198,97
|
151,81
|
|
|
Им, тыс. руб.
|
0,44
|
0,014
|
0,01
|
0,02
|
0,04
|
0,04
|
0,04
|
0,04
|
0,75
|
0,47
|
0,46
|
0,35
|
5.4 Сопоставление затрат вариантов
Результаты сведем в таблицу 5.10
Таблица 5.10 - Технико-экономические показатели КЛ
|
Конечные пункты
КЛ
|
Марка кабеля
|
nК
|
L, м
|
K,
|
Кап. затраты,
|
∆W,
|
Им,
|
Иа,
|
Иэ,
|
Зкап,
|
|
|
|
|
тыс. руб./км
|
тыс. руб.
|
кВтч/годтыс. руб.
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
|
|
ГПП-ТП1
|
ААШв-120
|
2
|
2933,00
|
0,40
|
2346,41
|
-
|
-
|
56,31
|
23,46
|
366,79
|
|
ТП1 - ТП2
|
ААШв-70
|
2
|
160,00
|
0,21
|
65,12
|
-
|
-
|
1,56
|
0,65
|
41,68
|
|
ТП2 - ТП3
|
ААШв-70
|
2
|
150,00
|
0,21
|
63,01
|
-
|
-
|
1,51
|
0,63
|
25,44
|
|
ТП3 - ТП7
|
ААШв-70
|
2
|
175,00
|
0,21
|
73,53
|
-
|
-
|
1,76
|
0,73
|
13,96
|
|
Итого
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
447,87
|
Затраты на двойную сквозную магистраль приведены в таблице
5.11
Таблица 5.11 - Технико-экономические показатели ТП двойной
сквозной магистрали
|
Конечные пункты
КЛ
|
nК
|
K,
|
Кап. затраты,
|
∆W,
|
Им,
|
Иа,
|
Иэ,
|
 ,
|
|
|
тыс. руб./шт
|
тыс. руб.
|
кВтгод
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
|
КТП -1000
|
1
|
5392,50
|
5392,50
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
КТП-630
|
3
|
5153,35
|
15460,05
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Итого
|
|
|
20852,55
|
-
|
-
|
500,46
|
208,52
|
3211,29
|
Аналогично выполним расчеты для двухлучевой магистрали.
Потери Э/Э и их стоимость выбираются из таблиц 5.3, 5.4, 5.5,
5.8, 5.9.
Таблица 5.12 - Технико-экономические показатели ТП
двухлучевой магистрали
|
Конечные пункты
КЛ
|
nК
|
K,
|
Кап. затраты,
|
∆W,
|
Им,
|
Иа,
|
Иэ,
|
,
|
|
|
тыс. руб./шт
|
тыс. руб.
|
кВтгод
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
тыс. руб.
|
|
КТП -1000
|
1
|
5432,5
|
5432,5
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
КТП-630
|
3
|
5193,3
|
15579,9
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Итого
|
|
|
21012,4
|
-
|
-
|
504,3
|
210,1
|
3235,9
|
Итоговые затраты будут находится по формуле 5.19
, (5.19)
где 
- приведенные затраты на i-й элемент;
- суммарная стоимость потерь Э/Э во всех режимах работы.
Найдем приведенные затраты на двойную сквозную магистраль схему:
тыс. руб.
Найдем приведенные затраты на двухлучевую схему:
тыс. руб.
Найдем разницу между двумя вариантами:
.
5.5 Выбор схемы и расчет питающей сети 0,4 кВ
Исходя из требований надежности ВРУ зданий будем питать по
радиальной схеме. Согласно /3/ выбор кабельных линий 0,4 кВ производится по
длительно допустимому току. Результаты выбора сведены в таблицу 5.13.
6. Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания в сети 10 кВ был выполнен в
пункте 5.2.1.
6.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания
в сети 0,4 кВ
Для проверки кабельных линий необходим ток трехфазного КЗ на
шинах 10 кВ подстанции Снежинская.
Воспользуемся реальными данными: Iкз1 = 12,86кА.
При расчетах токов К.З. в сетях напряжением ниже 1 кВ
необходимо учитывать индуктивные и активные сопротивления короткозамкнутой
цепи.
При расчетах токов К.З. можно считать, что данная
электроустановка питается от системы неограниченной мощности - сопротивление
системы до вводов трансформатора можно не учитывать.
При равенстве сопротивлений во всех трех фазах значение
периодической составляющей тока трехфазного К.З. в трехпроводной или
четырехпроводной сети определяется по формуле (6.1):
, (6.1)
где rå, xå - суммарное активное и индуктивное сопротивление цепи К.З.,
мОм.
По /7, таблица 3.41/ активное и индуктивное сопротивление
трансформатора: rТ=3,3 мОм; xТ = 14 мОм.
Сопротивление контактов рубильника на 250А /4, табл. 2.55/: rР=0,4 мОм.
Сопротивление трансформатора тока rТТ = 0,4 мОм; xТТ = 0,7 мОм.
Переходное сопротивление контактных соединений: для
распределительных щитов на подстанции rПРУ - 15 мОм; на шинах ВРУ rПВРУ - 20 мОм.
Определим суммарные активные и индуктивные сопротивления в
короткозамкнутой цепи для точек К-5, К-6:
Для точки К-5: r5 = rа + rТ + rШ + rТТ + rПРУ;
x5 = xТ+ xа + xШ + xТТ.
Для точки К-6: r6 = r5 + rР + rК + rПВРУ;
x6 = x5 + xК.
Ударный ток короткого замыкания (6.2):
, (6.2)
где К у =1,3 - ударный коэффициент.
Далее определяем ток трехфазного К.З. для всех точек по
выражению (6.3) и ток ударного К.З. Результат расчетов сведен в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Расчёт трёхфазных токов К.З
|
Точка
|
UНОМ.СР., кВ
|
rå, мОм
|
xå, мОм
|
zå, мОм
|
IП.О.(3)., кА
|
КУ
|
IУ, кА
|
|
К-5
|
0,4
|
21,471
|
17,872
|
27,934
|
8,262
|
1,3
|
10,748
|
|
К-6
|
0,4
|
75,522
|
28,641
|
80,768
|
2,859
|
1,3
|
3,717
|
6.2 Расчет токов однофазного короткого замыкания
в сети 0,4 кВ
Для проверки срабатывания защитного аппарата при замыкании
между фазным и нулевым проводами необходимо определение расчетный ток
однофазного К.З.
Ток однофазного короткого замыкания можно определить по
приближенной формуле (6.3):
, (6.3)
где UФ - номинальное фазное напряжение сети;
zП - полное сопротивление петли, созданной фазным и
нулевым проводами;
zТ - полное сопротивление трансформатора току К.З.
на корпус.
Для проводов и жил кабеля (6.4):
, (6.4)
где rП - суммарное активное сопротивление фазного rФ и нулевого rN проводов;
xП - индуктивное сопротивление проводов и жил
кабеля.
Схема сети для расчетов токов однофазного короткого замыкания
приведена на рисунке 6.1.
Параметры схемы замещения нулевой последовательности. Для
этого найдем сопротивления в короткозамкнутой петле линии фаза-нуль.
Сопротивления /10, таблица 6.2/:
шины:
rШ = r0l;
rШ = 0,14215 = 2,13 мОм.
xШ = x0l;
xШ = 0,215 = 3,00 мОм.
Полное сопротивление петли фаза-ноль по /10, таблица 6.2/:
zпкл = 0,71
Ом/км,
Zкл= Zп∙lк;
Zкл = 0,71∙0,133=
94 мОм.
Таблица 6.2 - Расчёт однофазных токов К.З
|
Точка
|
UФ, В
|
rå, мОм
|
xå, мОм
|
zп, мОм
|
zР+zТ1/3, мОм
|
IК(1), кА
|
|
К-5
|
220
|
21,47
|
17,87
|
31,50
|
44,86
|
4,90
|
|
К-6
|
220
|
41,87
|
17,87
|
139,52
|
152,88
|
1,43
|
7. Выбор оборудования на трансформаторной
подстанции
.1 Характеристика трансформаторной подстанции
10/0,4 кВ
В качестве ТП проектируемых микрорайонов применена 2-х
трансформаторная блочная комплектная трансформаторная подстанция с двумя
маслонаполненными трансформаторами мощность 1000кВА номинальным напряжением
10/0,4 кВ в бетонной оболочке «Балтика» (обозначение - 2БКТП(М) - 630
(1000)/10/0,4-У1).
Питающие и отходящие линии выполняются кабелем. Кабельный
ввод осуществляется из грунта через кабельное сооружение.
Типовой проект разработан для применения в районах со
следующими природно-климатическими условиями:
- температура окружающего воздуха от -60
до +40;
относительная влажность до 100%;
высота над уровнем моря не более 1000 м;
окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей
пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих материалы и
изоляцию, атмосфера типов I и II по ГОСТ 15543.1 и ГОСТ 15150.
Блочная комплектная трансформаторная подстанция «Балтика»
представляет собой отдельно стоящее одноэтажное здание из высокопрочного
железобетона.
Корпус БКТП «Балтика» состоит из двух отдельных частей: бетонной
оболочки и кабельного сооружения - двойного пола или кабельного этажа.
В БКТП предусмотрена естественная приточно-вытяжная вентиляция,
которая осуществляется через вентиляционные проемы, оснащенные защитными
жалюзями по ГОСТ Р 51110.
Двери, створки ворот и жалюзийные решетки выполнены из
оцинкованного металла. Двери и створки ворот БКТП открываются на угол не менее
150
и имеют фиксацию в крайних положениях.
Над воротами и дверьми предусмотрены водоотливные козырьки. Двери,
жалюзи и замки имеют вандалозащищенное исполнение.
Внутренний объем оболочек разбит на 3 отсека: по краям два отсека
силовых трансформаторов, между ними находится и отсек распределительного
устройства низкого напряжения (РУНН). В другой оболочке устанавливается отсек
распределительного устройства высокого напряжения (РУВН). Отсек РУНН имеет
отдельный вход с дверью. Отсек РУВН имеет отдельную дверь и утепленные
металлические ворота для монтажа оборудования, постоянно закрытые в нормальном
режиме. Отсеки разделены металлическими перегородками с пределом огнестойкости
1 час. Отсеки силовых трансформаторов имеют отдельные входы с металлическими
воротами. В полу каждой оболочки предусмотрены:
проемы для ввода / вывода кабелей к РУВН и РУНН и слива масла
силового трансформатора;
проем для доступа эксплуатирующего персонала в кабельное
сооружение, закрывающийся металлическим люком.
Обслуживание РУВН и РУНН осуществляется из коридора обслуживания.
Монтаж и обслуживание трансформаторов осуществляется через металлические ворота
трансформаторных отсеков. Силовые трансформаторы устанавливаются на
направляющие, приваренные к полу. Пол трансформаторного отсека имеет уклон не
менее 3в сторону маслоприемника.
7.2 Выбор оборудования распределительного устройства высокого
напряжения
Ячейки вводов и отходящих линий РУВН комплектуются выключателями
нагрузки.
Защита силового трансформатора осуществляется силовыми вакуумными
выключателями. Для защиты от перенапряжений устанавливаются ограничители
перенапряжений (ОПН).
РУВН (РУ 10кВ) имеет систему сборных шин, к которой может быть
присоединено до 4-х линий и 2 силовых трансформатора.
К установке в РУ 10 кВ принимаем камеры марки КСО-298.
Выбор выключателей нагрузки производится по следующим параметрам:
- напряжению установки (7.1):
, (7.1)
длительному току (7.2):
, (7.2)
электродинамической стойкости (7.3):
, (7.3)
термической стойкости (7.4):
, (7.4)
где ВК - тепловой импульс по расчету, кА2с;
- предельный ток термической стойкости;ТЕР -
длительность протекания тока термической стойкости.
Выбор вакуумных выключателей будем производить по условиям 7.1,
7.2, 7.3, 7.4.
Помимо данных условий, нам необходимо проверить отключающую
способность выключателя (7.5):
. (7.5)
Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:
напряжению установки (7.6):
, (7.6)
длительному току (7.7):
, (7.7)
электродинамической стойкости (7.8):
, (7.8)
термической стойкости (7.9):
. (7.9)
Выбор трансформаторов тока производится по следующим параметрам:
напряжению установки (7.10):
, (7.10)
току (7.11):
, (7.11)
где I 1.ном - номинальный ток первичной обмотки;
конструкции и классу точности;
электродинамической стойкости (7.12):
, (7.12)
термической стойкости (7.13):
. (7.13)
Таблица 7.1 - Выключатели нагрузки на ТП
Расчетные параметры Выключатель нагрузки ВНТ-1З-10-630/20 UУСТ = 10 кВ UНОМ = 10 кВ IМАХ =
38,64 IНОМ = 630 А IП.О. = 4,858кА IОТК.НОМ. =
20 кА iУ = 7,968 кА iДИН = 50 кА ВК = 18,88 кА2с
IТЕР2.tТЕР = 1200 кА2 с
Таблица 7.2 - Трансформаторы тока, устанавливаемые в
ячейках ввода трансформатора
|
Расчетные
данные
|
UУСТ = 10 кВ
|
IМАХ = 109,97 А
|
iУ = 7,968 кА
|
ВК =
18,88 кА2с
|
|
ТЛК-10-150-0,5/10Р-У3
|
UНОМ = 10 кВ
|
IНОМ.1 = 150 А
|
IНОМ.1 = 100 А
|
IТЕР2.tТЕР
= 2976 кА2с
|
Таблица 7.3 - Выключатели и разъединители на ТП
|
Расчетные
параметры
|
Выключатель
|
Разъединитель
|
|
BB/TEL-10-12,5/630У2
|
РВЗ-10/630-У2
|
|
UУСТ = 10 кВ
|
UНОМ = 10 кВ
|
UНОМ = 10 кВ
|
|
IМАХ = 38,64
|
IНОМ = 630 А
|
IНОМ = 630 А
|
|
IП.О. = 4,858кА
|
IОТК.НОМ. = 20 кА
|
-
|
|
iУ = 7,968 кА
|
iДИН = 50 кА
|
iДИН = 50 кА
|
|
ВК =
18,88 кА2сIТЕР2.tТЕР = 1200 кА2 сIТЕР2.tТЕР = 1600 кА2с
|
|
|
7.3 Выбор оборудования распределительного
устройства 0,4 кВ ТП
Выбор автоматов производится по следующим параметрам:
роду тока и его значению;
включаемому току (7.14):
; (7.14)
отключаемому току К.З.
Результаты выбора сведены в таблицу 7.4.
Таблица 7.4 - Выбор вводного выключателя к РУ 0,4
|
Расчетные
данные
|
Автоматический
выключатель Masterpact NW 20
|
|
UУСТ= 0,4 кВ
|
UНОМ = 0,4 кВ
|
|
IМАХ = 1913,62 А
|
IНОМ = 2000 А
|
|
iУ = 10,748 кА
|
iВКЛ.МАХ = 81 кА
|
|
IП.О. = 8,262 кА
|
IОТК.НОМ. = 52 кА
|
По ПУЭ /3/ действие автоматического выключателя
обеспечивается, если выполняется условие (7.15):
IК(1)³3IРАСЦ, (7.15)
где IК(1) - ток однофазного короткого замыкания в точке
К-6 (таблица 6.3), равен 1,43 кА;
IРАСЦ - ток расцепителя выключателя, равен 250 А.
Условие (7.15) выполняется: 1430 А > 3250 А = 750 А.
Следовательно, требуемая ПУЭ степень надежности действия защитного
аппарата обеспечивается.
Таблица 7.5 - Выбор секционного выключателя
|
Расчетные
данные
|
Автоматический
выключатель Masterpact NW 10
|
|
UУСТ= 0,4 кВ
|
UНОМ = 0,4 кВ
|
|
IМАХ = 956,81 А
|
IНОМ = 1000 А
|
|
iУ = 10,748 кА
|
iВКЛ.МАХ = 81 кА
|
|
IП.О. = 8,262 кА
|
IОТК.НОМ. = 42 кА
|
По ПУЭ /3/ действие автоматического выключателя
обеспечивается, если выполняется условие (7.15):
Условие (7.15) выполняется: 1430 А > 3250 А = 750 А.
Следовательно, требуемая ПУЭ степень надежности действия защитного
аппарата обеспечивается.
Выбор выключателей на отходящих линиях (Таблица 7.6):
Таблица 7.6 - Выбор автоматических выключателей.
|
Расчетные данные
|
Автоматический
выключатель Compact NS 600
|
|
UУСТ = 0,4 кВ
|
UНОМ = 0,66 кВ
|
|
IМАХ = 459,14 А
|
IНОМ = 600 А
|
|
iУ = 10,748 кА
|
iВКЛ.МАХ = 62 кА
|
|
IП.О. = 1,43 А
|
IОТК.НОМ. = 36 кА
|
По ПУЭ /3/ действие автоматического выключателя
обеспечивается, если выполняется условие (7.15):
Условие (7.15) выполняется: 1430 А > 3225 А = 675 А.
Следовательно, требуемая ПУЭ степень надежности действия защитного
аппарата обеспечивается.
7.4 Выбор трансформаторов напряжения
К установке на каждой секции шин ТП приняты трансформаторы
напряжения 3хНАМИ. 06-10 У3. Они присоединяются к шинам через предохранители
типа ПКН 001-10У3 и разъединители типа РВЗ-10/630-У2.
7.5 Измерение и учет электроэнергии
Для организации измерений и учета электроэнергии в РУНН БКТП
«Балтика» устанавливаются:
вольтметр с переключателем на вводе РУНН;
амперметры и трансформаторы тока в каждой фазе на вводе РУНН;
амперметр с переключателем и трансформаторы тока в каждой
фазе на отходящих линиях РУНН;
счетчики активной и реактивной энергии в ЩУ для учета на
вводах РУНН.
7.6 Собственные нужды трансформаторной подстанции
Для питания собственных нужд в каждом отсеке РУ предусмотрен
щит собственных нужд (ЩСН), который запитывается от РУНН.
ЩСН обеспечивает:
освещение и обогрев отсеков РУ и освещение отсеков силовых
трансформаторов;
освещение, обогрев и питание вторичных цепей ячеек КСО.
ЩСН имеет встроенный АВР - 0,4 кВ и получает питание от двух
вводов.
Отсеки БКТП оснащены светильниками с лампами накаливания
напряжением 36В 50Гц, которые питаются от понижающего трансформатора 220/36В,
установленного в ЩСН.
На дверце ЩСН установлены штепсельные розетки 36В 50Гц для
питания переносных низковольтных светильников и 220В 50Гц для питания
электроприборов.
Для обеспечения безопасности персонала в цепи питания розеток
установлено устройство защитного отключения (УЗО).
Для предотвращения образования росы и обеспечения нормальных
условий работы оборудования в отсеках РУ установлены электрические
обогреватели, работающие в автоматическом режиме.
8. Устройство и расчет электрических сетей жилых
зданий
Рассмотрим распределение электрической энергии внутри жилого
здания, имеющего 9 этажей и 6 подъездов, принадлежащее ко II категории по надежности
/10/.
В подвальном этаже здания устанавливается
вводно-распределительное устройство для присоединения внутренних электрических
сетей здания к внешним питающим линиям, а также для распределения электрической
энергии внутри здания и защиты отходящих линий от перегрузок и К.З. /11/, /12/.
Питание электроприемников здания осуществляется по двум
кабельным линиям двумя взаиморезервируемыми кабелями 2ЧААШв 4Ч120,
рассчитанными на питание всех его нагрузок в пункте 6.1. Для защиты внешних
сетей на вводах установлены плавкие предохранители.
Выберем вводную панель типа ВРУ1М-11-10УХЛ4 и
распределительную панель типа ВРУ1М-48-03.
8.1 Выбор электрооборудования линий, питающих
квартиры
К питающим горизонтальным линиям, отходящим от ВРУ,
подключаются стояки, по одному каждый подъезд.
Определим расчетную нагрузку на вертикальную питающую
магистраль (стояк). При количестве квартир n = 27, присоединенных к
стояку, по данным
/1, таблица 5/ выбираем Руд = 2,15 кВт/кв. Тогда
расчетная нагрузка на один стояк, равна:
кВт.
Расчетный ток в стояках определяется из выражения (8.1):
, (8.1)
где Uл = 380 В-линейное напряжение сети;
cosj = 0,98 - коэффициент
мощности.
А.
Расчетная нагрузка на линию, питающую два стояка:
n = 81 кв., Руд=1,6 кВт/кВ;
кВт.
Расчетный ток линии по выражению:
А.
На вводе дома расчетная нагрузка была определена ранее (таблица
2.1):
Расчетный ток на вводе дома:
А.
Для защиты линии стояка выбираем автоматический выключатель
ВА51-35 с током расцепителя 125А. По току нагрузки и из условий допустимого
нагрева выбираем сечение проводов для стояков, выполненных проводами марки ВВГ
5х35 проложенных в каналах. По /1, табл. 1.3.7/ из условия (8.2):
. (8.2)
Принимаем сечение фазных и нулевых проводов 35 мм2:
.
Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата
(8.3):
, (8.3)
.
Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение
кабеля ВВГ 5Ч35 с IДОП = 125 А, автоматический выключатель ВА51-35 с током расцепителя
125 А.
Для защиты питающих линий устанавливаем предохранители ПН2.
По расчетному току в питающих линиях выбираем токи предохранителя и его плавких
вставок по условиям:
;
.
На вводе устанавливается предохранитель ПН2.
Сделаем проверку предохранителей по надежности срабатывания.
По ПУЭ /3/ действие предохранителя обеспечивается, если выполняется условие
Iк(1) = 1,43 кА - ток однофазного короткого замыкания
в точке К-6.
Условие выполняется:
предохранителей на вводе ПН2-250: 1430А > 3Ч300А = 900А.
Следовательно, требуемая ПУЭ степень надежности действия
защитного аппарата обеспечивается.
Принятые номинальные токи предохранителей и плавких вставок
обеспечивают в сети селективную работу защиты.
Произведем расчет сетей дома на потерю напряжения без учета
индуктивного сопротивления проводов. Потеря напряжения определяется по
выражению (8.5):
, (8.5)
где L - расчетная длина проводов;
r - удельное сопротивление провода (для алюминия r= 0,0175 ОмЧмм2/м);
Uном = 380 В-номинальное напряжение сети.
Определим потерю напряжения в самой удаленной квартире, как
сумму потерь на отдельных участках.
Потеря напряжения в стояке, начиная от предохранителя:
.
Потеря напряжения на участке провода, питающего два стояка:
.
Суммарная потеря напряжения от ВРУ до наиболее удаленного ввода в
квартиру составляет:
.
Потеря напряжения меньше заданной, равной 2,5%, значит,
выбранная сеть питания квартир удовлетворяет требуемым нормам потерь
напряжения.
8.2 Выбор кабельных линий, питающих лифтовые установки
Расчетная нагрузка для кабеля, питающего одну лифтовую
установку, определяется по формуле:
.
Расчетный ток в кабельной линии определяется из выражения:
А.
Для защиты кабельной линии, питающей одну лифтовую установку,
устанавливаем предохранители ПН2-60. По расчетному току в стояках выбираем
номинальный ток предохранителя:
.
По расчетному току в питающих линиях выбираем токи плавких вставок
по условию (8.6):
, (8.6)
где IПУСК.ДВ. - пусковой ток двигателя, 
.
.
Следовательно принимаем к установке предохранители типа ПН2-
.
Сделаем проверку автоматических выключателей и
предохранителей по надежности срабатывания. По ПУЭ /3/ действие предохранителя
и автоматов обеспечивается, если выполняется условие (7.15).
IК(1) = 1,43 кА - ток однофазного короткого замыкания
в точке К-6 (таблица 6.3).
Условие (7.15) выполняется:
предохранителей питающих линий ПН2-60: 1430А > 3Ч31,5 =
94,5 А.
Принятые номинальные токи предохранителя и плавких вставок
обеспечивают в сети селективную работу защиты.
По току нагрузки из условий допустимого нагрева выбираем
сечение кабеля для одной лифтовой установки, выполненных провода марки АПВ и
проложенных в каналах. По /2, таблица 1.3.7/ принимаем сечение фазных и нулевых
проводов 16 мм2 из условия:
.
Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:
.
Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение
проводов.
Расчет на потерю напряжения можно не проводить, так как
потеря напряжения в линиях, питающих лифтовые установки, гораздо меньше, чем в
проводах, питающих квартиры.
8.3 Выбор электрооборудования групповой
квартирной сети
В квартирах жилых домов рекомендуется предусматривать
отдельные линии для питания штепсельных розеток жилых комнат, освещения,
штепсельных розеток электрических плит.
Удельная расчётная электрическая нагрузка электроприёмников
квартир жилых зданий для квартир с газовыми плитами составляет для одной
квартиры 4,5 кВт.
Расчётный ток для кабеля, питающего осветительную группу:
.
Выбираем кабель ВВГ 3Ч(1Ч2,5) с IДОП = 19
А, автоматический выключатель АЕ 1031 с током расцепителя 16 А.
Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:
.
Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение.
Расчётный ток для кабеля, питающего группу розеток:
.
Выбираем кабель ВВГ 3Ч (1Ч2,5) с IДОП = 19
А, автоматический выключатель АЕ 1031 с током расцепителя 16 А.
Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:
.
Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение.
Число штепсельных розеток, устанавливаемых в квартирах,
регламентировано нормами и составляет:
в жилых комнатах квартир - одна розетка на каждые полные и
неполные 6м2 площади комнаты;
в коридорах квартир - одна розетка на каждые полные и неполные 10
м2 площади;
в кухнях квартир - четыре розетки на ток 6А для подключения
холодильника, надплитного фильтра, динамика трехпрограмного радиовещания и
бытовых электроприемников мощностью до 1,3 кВт; одну розетку с заземляющим
контактом на ток 10 (16) А для подключения бытового прибора мощностью до 2,2
(2,5) кВт, требующего зануления; /12/.
Для защиты человека от поражения электрическим током при его
прикосновении к токоведущим частям, оказавшимся под напряжением, используется в
качестве единственного средства защиты защитное отключение типа УЗО Астро-УЗО
Ф-3211 40А 30 мА 2-х полюсное, на ток срабатывания не менее 30 мА и время
срабатывания до 100 мс. УЗО устанавливается на вводе в квартиру, номинальный
ток которого рассчитан на нагрузку квартиры:
.
В нишах электропанелей на этажах устанавливаются:
металлоконструкции щитов типа ЩЭ 3402 с автоматическими выключателем АЕ2044 с Iрасц=50А для отключения квартир.
Электротехническая ведомость для типовой квартиры типовой
блок-секции дома 97-й серии приведена в таблице 8.1.
Таблица 8.1 - Электротехническая ведомость
|
Группа
|
Расчётные
величины
|
Проводка
|
L, м
|
ДU, %
|
Защитные
аппараты
|
Примечания
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РР,
кВт
|
IР,
A
|
Способ
прокладки
|
Марка и сечение
|
IДД,
A
|
|
|
тип
|
Iуст, А
|
|
|
Освещение
|
0,5
|
1,3
|
скрытый
|
ВВГ1Ч2,5
|
19
|
25
|
0,2
|
AE1031
|
16
|
A, N, PE
|
|
Силовая
нагрузка
|
4,5
|
12,1
|
скрытый
|
ВВГ1Ч2,5
|
19
|
35
|
2,5
|
AE1031
|
16
|
A, N, PE
|
|
Итого квартира
|
13,5
|
36,2
|
скрытый
|
ВВГ1Ч6
|
42
|
5
|
1,9
|
-
|
-
|
ЩК 1101
|
Кроме этого, проектом предусматривается главная система
уравнивания потенциалов /13/.
В качестве главной шины заземления принята шина PE ВРУ, выполняемая медной
шиной МТ 30х4 мм. По техподполью прокладывается стальная шина 25х4 мм, на
которую подсоединяются вводы водопровода, теплосети, выпуск канализации и
обрамление входных дверей подъездов. В ванных комнатах предусматриваются
дополнительные системы уравнивания потенциалов (рисунок 8.1): под раковиной
устанавливается коробка пластмассовая КРТН-10. В ней располагается шинка
стальная 25Ч4 с пятью зажимами.
Вводная клемма коробки КРТН-10 запитывается от РЕ-шины
квартирного щитка кабелем ВВГ-1Ч4 скрыто в штрабе под штукатуркой. Далее к
трубам ГВС, ХВС, канализации и ванне прокладываются также отдельные проводники
кабелем ВВГ 1Ч4 скрыто. Крепление к трубам хомутами под болт.
Молниезащита - в соответствии с /13/ молниезащита блок-секции
не требуется.
8.4 Выбор электрооборудования вспомогательных
помещений
Выбор электрооборудования вспомогательных помещений сведен в
таблицу 8.1. Питание вспомогательных помещений осуществляется кабелями марки
АВВГ, сечение которых указано в таблице 8.2.
Таблица 8.2 - Кабели для вспомогательного электрооборудования
|
Назначение
|
Р, кВт
|
I, А
|
l, м
|
q, мм2
|
DU, %
|
|
Наружное
освещение
|
0,25
|
2,00
|
13,6
|
3 (1Ч2,5)
|
0,17
|
|
Наружное
освещение
|
0,25
|
2,00
|
16,0
|
3 (1Ч2,5)
|
0,21
|
|
Электрощитовая
|
0,40
|
1,82
|
4,8
|
3 (1Ч2,5)
|
0,10
|
|
Промежуточная
площадка
|
0,42
|
2,56
|
24,5
|
3 (1Ч2,5)
|
0,54
|
|
Мусорокамера
|
0,06
|
0,27
|
10,0
|
3 (1Ч2,5)
|
0,03
|
|
Шахта лифта,
машинное помещение
|
0,38
|
1,71
|
40,0
|
4 (1Ч2,5)
|
0,78
|
|
Чердак
|
0,25
|
1,14
|
36,3
|
3 (1Ч2,5)
|
0,47
|
|
Номерной знак
|
0,06
|
0,27
|
14,5
|
3 (1Ч2,5)
|
0,05
|
|
Вход
|
0,24
|
1,09
|
14,0
|
3 (1Ч2,5)
|
0,18
|
|
Вход в
электрощитовую
|
0,12
|
0,54
|
7,0
|
3 (1Ч2,5)
|
0,04
|
|
Лестничная
площадка
|
0,40
|
2,54
|
15,0
|
3 (1Ч2,5)
|
0,31
|
|
Аварийное
освещение эл. щитовой
|
0,15
|
0,68
|
5,7
|
3 (1Ч2,5)
|
0,04
|
|
К фотодатчику
|
¾
|
¾
|
3,7
|
1Ч2Ч0,4
|
¾
|
|
Освещение
мусорокамеры
|
0,06
|
0,27
|
10,0
|
3 (1Ч2,5)
|
0,03
|
9. Расчет показателей качества напряжения
Одним из основных показателей качества Э/Э в городских сетях
является
величина, установившегося отклонения напряжения
.
На рисунке 9.1 показан график нагрузки ГПП 110/10 кВ.
Рисунок 9.1 - График нагрузки ГПП 110/10 кВ
Как видно из графика максимум нагрузки ГПП находится в интервалах
времени с 8 - 12 часов и 16 - 20 часов, т.к. максимум графика нагрузки ГПП
совпадает с максимумом графиков ТП с 18 - 20 часов. То мы можем воспользоваться
данными расчета кабельных линий 0,4 кВ полученными ранее в пункте 5.
Перед расчетом отклонения напряжения нам необходимо привести все
сопротивления к одной ступени 0,4 кВ.
Найдем сопротивления кабельных линий 10 кВ, приведенные
к стороне 0,4 к В, по формуле 9.1:
(9.1)
Минимум режим наступает с 2 - 4 часов.
Результаты расчета приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 - Приведенные сопротивления
|
КЛ
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
|
l, км
|
2,930
|
0,160
|
0,150
|
0,180
|
|
r0,
Ом/км
|
0,259
|
0,443
|
0,443
|
0,443
|
|
x0,
Ом/км
|
0,081
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,376
|
0,643
|
0,643
|
0,643
|
|
xПРИВ, мОм/км
|
0,118
|
0,125
|
0,125
|
0,125
|
Сопротивления трансформаторов приведены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 - Сопротивления трансформаторов
|
Трансформатор
|
ТМГ - 1000
|
ТМГ - 630
|
|
rТР, мОм/км
|
1,76
|
3,3
|
|
xТР, мОм/км
|
7,50
|
14,0
|
Зная сопротивления элементов сети, мы можем найти потерю
напряжения.
Потеря напряжения в кабельной линии найдем по формуле 9.2:
(9.2)
где 
- активная мощность, проходящая по линии;
- реактивная мощность, проходящая по линии;
l - длина кабельной линии;
n - количество кабелей.
Результаты расчета сведем в таблицу 9.3
Таблица 9.3 - Потери напряжения в кабельных линиях
|
КЛ
|
ГПП-ТП1
|
ТП1-ТП2
|
ТП2-ТП3
|
ТП3-ТП7
|
|
, макс1,310,090,060,03
|
|
|
|
|
|
, мин0,650,040,030,02
|
|
|
|
|
Найдем потери напряжения в трансформаторе по формуле 9.3:
(9.3)
Результаты расчета сведем в таблицу 9.4.
Таблица 9.4 - Потери напряжения в трансформаторах
|
Трансформатор
|
ТМГ - 630
|
ТМГ - 630
|
ТМГ - 1000
|
ТМГ - 630
|
|
, макс3,993,863,853,60
|
|
|
|
|
|
, мин0,790,770,770,72
|
|
|
|
|
На стороне 0,4 кВ выберем те электроприемники, у которых
потеря напряжения наибольшая, согласно таблице 5.12.
Результаты приведены в таблице 9.5.
Таблица 9.5 - Потери напряжения в кабельных линиях 0,4 кВ
|
Номер ТП
|
ТП1
|
ТП2
|
ТП3
|
ТП7
|
|
, макс2,101,902,882,45
|
|
|
|
|
|
, мин0,310,280,430,36
|
|
|
|
|
|
Номер объекта
|
23
|
36
|
20
|
3
|
Найдем потери напряжения во внутри домовой сети, аналогично
пункту 8.1.
Результаты приведены в таблице 9.6.
Таблица 9.6 - Потери напряжения во внутридомовый сетях
|
Номер ТП
|
23
|
36
|
20
|
3
|
|
, макс0,6451,2450,6450,645
|
|
|
|
|
|
, мин0,0960,1900,0960,096
|
|
|
|
|
|
Номер объекта
|
23
|
36
|
20
|
3
|
Для нахождения относительной величины напряжения
воспользуемся формулой (9.4):
, (9.4)
где 
- относительная добавка на ГПП, которая в
максимально режиме равна 5%, а минимальном 0%;
- потери напряжения в питающей сети 10 кВ;
- потери напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ;
- добавка напряжения на трансформаторе 10/0,4 кВ;
- потери напряжения в питающей сети 0,4 кВ;
- потери напряжения во внутри домовой сети.
Результаты расчета для самых удаленных электроприемников приведены
в таблице 9.6.
Таблица 9.6 - Величина отклонения напряжения у самых
удаленных электроприемников
|
№ объекта
|
23
|
36
|
20
|
3
|
|
, мин1,9551,5951,1651,815
|
|
|
|
|
|
, макс3,1543,0702,9843,084
|
|
|
|
|
Построим эпюры потери напряжения и величина напряжения на
рисунке 9.2.
Про проведенным расчетам можно сделать вывод, что потеря
напряжение у самых удаленных потребителей в пределах ГОСТ 13109-97.
Рисунок 9.2 - Эпюра напряжений и потерь напряжений
Заключение
Проект системы электроснабжения жилых микрорайонов №17 и 21
города Снежинска выполнен на основании руководящих указаний по проектированию
СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил. Результаты, полученные в
ходе выполнения проекта, полностью удовлетворяют требованиям ПУЭ, ПТБ, и других
документов. Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее время важное
практическое значение. Ключевые решения, принимаемые в проекте имеют за собой
сравнительный анализ с альтернативными и экономически наиболее выгодны. Разделы
по безопасности жизнедеятельности и экономике содержат всю необходимую
информацию и расчеты для спроектированной СЭС.
Библиографический список
1. Проектирование и монтаж электроустановок
жилых и общественных зданий. СП 31-110-2003. - Государственный комитет по
строительству и жилищно-коммунальному комплексу, Москва, 2004. - 144 с.
. Справочник электротехнический: В 4 т. Т. 3./
Под общ. Ред. В.Г. Герасимова. - М.: Энергоатомиздат, 2004. - 520 с.
. «Правила устройства электроустановок.» - М.:
Атомиздат, 2004. -704 с.
. Справочник по проектированию электроснабжения /
Под ред. Ю.Г. Барыбин и др. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 576 с.
. Козлов, В.А. Электроснабжение городов / В.А.
Козлов - М.: Энергия, 1993. - 75 с.: табл. 3-1.
. Прайс-лист на электромонтажные материалы и
оборудование. - http://www.souzenergy.ru
. Шабад, А.М. Расчеты релейной защиты и
автоматики распределительных сетей/ А.М. Шабад. - «Энергия», 2001. - 288 с.:
ил.
. Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1997. - 144 с.: ил.
. СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное
освещение. - М.: Изд-во стандартов, 1995. - 36 с.
. Прыкина, Л.В. Экономический анализ предприятия/
Л. В Прыкина. - М.: Финансы и статистика, 2002. - 407 с.