Электроснабжение микрорайона города через распределительные пункты

Электроснабжение микрорайона города через распределительные пункты

ВВЕДЕНИЕ

электроснабжение сеть трансформатор

Система электроснабжения микрорайона города является совокупностью электрических сетей всевозможных напряжений, в обычных случаях напряжением 220 - 35, 10 и до 1 кВ. Совокупность сетей напряжением 220 - 35 кВ называется электроснабжающими сетями. В их состав входят подстанции и линии напряжением 220 - 35 кВ. Сборные шины, находящиеся на подстанциях этих сетей, напряжением обычно 10 кВ называют центрами питания городских сетей. Сети напряжением (в основном) 10 кВ (в частности 35 кВ) используются для распределения электроэнергии между группами потребителей или питания отдельных потребителей. Данные сети называются городскими распределительными сетями (ГРС). Такие сети в большинстве случаев предназначены для питания расположенных на территории города коммунально-бытовых потребителей.

В общих случаях ГРС включают в себя питающую сеть 10 кВ и непосредственно распределительную сеть того же напряжения.

К ГРС относят следующие элементы:

) сети распределительные (обычно напряжением 10 кВ), с трансформаторными подстанциями (ТП), распределительными пунктами (РП), линиями, обеспечивающими связь центров питания с распредпунктами и трансформаторными подстанциями, линиями, необходимыми для соединения трансформаторных подстанций между собой, питающими линиями промпредприятий, расположенных на территории города;

) электроснабжающие сети напряжением 35 кВ и выше, подстанции и линии глубоких вводов, а также кольцевые сети с понижающими подстанциями;

) распределительные сети напряжением до 1 кВ, исключая сети такого же напряжения, относящиеся к промпредприятиям.

В электрических городских сетях производится понижение трёхфазного напряжения со значений 220 - 35 кВ до 10 - 0,38 кВ. Далее происходит распределение электрической энергии между потребителями. Как уже упоминалось выше для ГРС применяют и рекомендуют применять напряжение 10 кВ. При напряжении до 1 кВ в распределительных сетях используется напряжение 380 В, при этом режим нейтрали - глухозаземлённая нейтраль [2].

При проектировании электроснабжения города следует уделять внимание созданию экономически обоснованных систем. Они должны обеспечивать необходимый уровень комплексного электроснабжения потребителей - по надёжности и качеству электропитания. А также не стоит забывать и об их экономичной эксплуатации.

В данном дипломном проекте рассматриваем электроснабжение микрорайона города, в котором от понижающей подстанции 110/10,5 кВ через распределительные пункты потребители получают электронергию.

Для соблюдения надёжности и безопасности электроснабжения необходимо соблюдать определённые требования (при выборе оборудования и элементов защиты) норм, изложенных в руководящих документах и иных нормативных документах.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В этом дипломном проекте проектируется электроснабжение жилого микрорайона города. В качестве исходных данных используются генеральный план со сведениями об количестве этажей зданий и количестве квартир. Генплан представлен на листе 1.

По строительно-климатическим условиям район относится к IIВ району. Особенных планировочных ограничений это не накладывает.

Жилой фонд состоит из одно-двухквартирных и многоквартирных домов малой этажности и коттеджей, подключенных к сетям природного газа.

Основная идея строительства таких микрорайонов состоит в создании жилого комплекса, обладающего основными преимуществами загородного комплекса, но в тоже время располагающегося в городской черте.

Для успешности и получения долгосрочных конкурентных преимуществ микрорайон спроектирован не просто как комплекс частных и многоквартирных домов малой этажности, собранных на одной территории, но и как полноценная среда для постоянного проживания. В структуру микрорайона включены необходимые элементы социальной и общественной инфраструктуры: продовольственные и промтоварные магазины, аптека, гостиница, чайная, детский сад, храм, поликлиника и современный общественный центр с комплексом дополнительных услуг, что обеспечивает жильцам доступность всех необходимых для комфортного быта и приятного времяпрепровождения заведений. Это уменьшает зависимость людей от города и повышает привлекательность микрорайона как места для постоянного проживания.

Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории микрорайона.

Микрорайон ограничивают улицы, являющиеся магистральными, районного значения категории Б, дороги внутри микрорайона являются улицами местного значения категории В по классификации [3, табл.11].

Сеть наружного освещения проездов проектируется воздушной линией и кабельной линией на дворовых территориях, территории детских учреждений, детских площадок, парков.

Устройство АВР имеется на ТП2 и ТП3 на высшей стороне для всех категорий электроприемников. Распределение электроэнергии по микрорайону проектируются от распределительного пункта РП-1 10 кВ.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК СИЛОВЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, выбора и проверки сетевых элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжений и выбора защиты.

.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

Параметры и объем электрических сетей определяются электрической нагрузкой объектов застройки. Методика определения нагрузок регламентируется «Инструкцией по проектированию городских распределительных сетей» РД 34.20.185-94 [4]. Согласно этой инструкции расчетная электрическая нагрузка жилых зданий определяется в зависимости от количества квартир с учетом совпадения максимума нагрузки квартир. В данном документе отмечается удельная нагрузка одной квартиры в зависимости от их количества. В результате расчетная нагрузка дома, приведенная к его ГРЩ, определяется произведением удельной нагрузки квартиры (при данном количестве квартир) на их число.

Расчетную нагрузку для жилого дома определим по формуле [4]:

(2.1)

где Р_кв - расчетная нагрузка квартир, кВт [4];

k_у - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников [4].

Р_с - расчетная нагрузка силовых электроприемников, кВт [4];

Так как в проектируемом жилом микрорайоне города отсутствуют многоэтажные дома, то установка лифтовых установок не требуется. Следует также отметить, что все жилые дома подключены к централизованным системам водоснабжения, установка водоподкачивающих насосов в домах не требуется.

Расчетную электрическую нагрузку (приведенную к вводу здания) квартир Р_кв, кВт определим по формуле [4]:

(2.2)

гдеР_кв.уд. - удельная расчетная нагрузка квартиры [2, табл. 6.1], кВт/квартира [4];

n - количество квартир, шт [4].

При расчете электрических нагрузок не учитываются: мощности противопожарных устройств и мощности электродвигателей, использующихся в качестве резерва.

Определим расчетную реактивную мощность одного дома Q_р, кВар по следующей формуле:

   (2.3)

где Р_кв - расчетная нагрузка всех квартир (приведенная к вводу жилого дома), кВт [4];

tgφ - коэффициенты реактивной мощности 2, табл. 6.12.

Далее определяется полная электрическая нагрузка дома (силовых электроприемников и квартир) следующим образом:

(2.4)

где Р_р - расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир, а также силовых электроприемников), кВт [4];

Q_р - расчетная реактивная мощность жилого дома, квар [4].

Расчетный ток здания I_р, кА, определяется по следующей формуле:

(2.5)

гдеS_p - полная электрическая нагрузка дома кВ·А [4];

U_H - номинальное напряжение, кВ [4].

Для примера произведём расчет жилого дома в 2 тажа на 12 квартир, который подключен к сетям природного газа, поэтому квартиры оборудованы газовыми плитами.

По формуле (2.2) определяем расчетную нагрузку квартир:

 (кВт).

Расчетную нагрузку жилого дома примем равной расчетной нагрузке квартир:

 (кВт).

Реактивную нагрузку силовых электроприемников здания рассчитаем по вышепрописанной формуле (2.3), при этом tgφ примем равным 0,29.

 (квар).

Полную электрическую нагрузку жилого дома (силовых электроприемников, а также квартир) S_р.ж.д, кВ·А

(кВА).

Расчетный ток здания необходимо рассчитать по формуле (2.5):

 (А).

Расчетные электрические нагрузки остальных зданий рассчитываются аналогичным образом. Результаты расчетов представлены в (табл. 1.1) приложения 1.

.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий

Согласно [2] расчетная электрическая нагрузка общественного здания

, кВт, определяется по формуле:

(2.7)

где Р_уд. - удельная нагрузка здания [2, табл. 6.14]:

1)      для предприятий торговли, кредитно-финансовых учреждений, предприятий связи, кВт/м² [2];

)        для учреждений образования, предприятий общественного питания и коммунально-бытового обслуживания, клубов, больниц и т.п., кВт/место [2];

)        для прачечных, кВт/кг вещей [2];

m - либо [2];

)        площадь, м² [2];

)        количество место [2];

)        масса вещей, кг [2].

Реактивная нагрузка, полная электрическая нагрузка и расчетный ток здания определяются по формулам (2.3) - (2.5), соответственно.

Коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства приняты по [2, табл. 6.12].

Для образца рассчитаем такое общественное учреждение как детсад на количество мест равных 90:

Активная мощность:

 (кВт);

Реактивная мощность:

 (квар);

Полная мощность:

 (кВ·А);

Расчетный ток общественного учреждения:

 (А).

Расчетные электрические нагрузки остальных зданий определяются аналогично, результаты расчета представлены в (табл. 1.2) приложения 1.

3. ВЫБОР МЕСТА, КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ, КТП

.1 Выбор количества трансформаторов ТП и определение их мощности

При выборе трансформаторов и их количества необходимо учитывать к какой категории в плане надёжности относится тот или иной потребитель электроэнергии. Однако, не стоит забывать и о том факторе, что надо учитывать перспективу роста энергетических нагрузок. И конечно же необходимо минимизировать приведённые затраты.

Проанализировав общую нагрузку данного микрорайона, приходим к решению установить четыре трансформаторные подстанции. Следовательно необходимо разделить микрорайон на четыре части. А далее задача состоит в том, чтобы определить условный центр нагрузок для всех четырёх частей.

Исходя из источника [4] для потребителей (в нашем случае жилые дома и общественные здания) на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции на соответственных шинах максимум активной нагрузки (расчётный), учитывая смешанный характер потребления электроэнергии, Р_р.мп, кВт, рассчитывается по следующей формуле:

, кВт, (3.1)

где Р_{р,ж. наиб.} - максимальная нагрузка для жилых корпусов, которые

запитаны от рассчитываемой ТП, кВт [4];

к_у,i - коэффициент, обозначающий участие в максимуме нагрузок жилых корпусов (отдельных квартир или других электроприемников), определяется по 2, табл. 6.13;

Р_р.ж.i - нагрузка i-го жилого корпуса, кВт [4];

к_у,j - коэффициент, обозначающий участие в максимуме нагрузок общественных зданий или помещений, берётся по данным 2, табл. 6.13;

Р_р.общ.j - нагрузка j-го общественного здания, кВт [4].

Р_р.о - количество активной мощности, затрачиваемое на освещение, рассчитывается в 8 пункте данной пояснительной записки, кВт [4].

Также исходя из источника [4] для потребителей (в нашем случае жилые дома и общественные здания) на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции на соответственных шинах максимум реактивной нагрузки (расчётный), учитывая смешанный характер потребления электроэнергии, Q_р.мп, квар, рассчитывается по следующей формуле:

квар,(3.2)

где - максимальная реактивная нагрузка общественных зданий и

помещений, которые запитаны от рассчитываемой ТП, квар [4];

к_{у,i ,} к_у,j - коэффициенты, находятся также, как и для формулы (3.1) [4];

,  - соответственно реактивные нагрузки (расчетные) для i-го жилого корпуса и j-го общественного здания, квар [4];

- количество реактивной мощности, затрачиваемое на освещение, рассчитывается в 8 пункте данной пояснительной записки, квар [4].

Полная мощность на трансформаторной подстанции рассчитывается по следующей формуле:

, кВА. (3.3)

Далее необходимо произвести расчёт максимумов нагрузок для дневного времени и вечернего.

В виде образца расчёта, рассчитаем по формуле (3.1) пики активных нагрузок для ячейки потребителей первой трансформаторной для дневного и вечернего периодов:

(кВт);

(кВт).

В итоге, большим является значение максиму нагрузок для вечернего периода, что в принципе очевидно и прогнозируемо. Расчёт значения максимума реактивной составляющей нагрузки произведём по формуле (3.2), но исключительно для вечернего периода.

(квар).

Теперь стало возможным определить полную нагрузку, которая приходится на трансформаторную подстанцию номер 1:

(кВ·А).

При рассмотрении проблемы об установках по компенсации реактивной мощности приходим к выводу, что они в данном случае не имеют смысла. А объясняется данный вывод тем, что в рассчитываемом районе жилые корпуса и общественные здания имеют небольшую высоту, то есть малое количество этажей, а мощность, потребляемая каждым объектом, имеет значение не больше 61 кВА.

Но итоговый выбор трансформаторов проводится в результате технико-экономического расчёта и сопоставления вариаций. Расчёт производится по методике, описанной в источнике [6].

Таблица 3.1 - Характеристики трансформаторов и их цена

Вид Трансформатора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение сторон		Потери хх и кз		Uкз	Стоимость
		ВН	НН	Рхх	Ркз
	кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	руб.
ТСЗГЛ-400/10/0,4	400	10	0,4	1,00	4,3	5,0	450110
ТСЗГЛ -630/10/0,4	630	10	0,4	1,37	6,2	5,5	582200

Выберем метод для технико-экономического сопоставления двух вариаций трансформаторов. Достаточно хорошим методом в данном случае будет метод сравнения приведённых затрат.

, руб./год, (3.4)

гдеК_ктп - капитальные вложения на комплектную трансформаторную подстанцию для микрорайона, руб [6];

Н_Д - норма дисконта [6];

Е_а - амортизационные вычеты на капитальный ремонт и текущее обслуживание, руб [6];

И - годовые издержки на обслуживание системы, руб [6].

Значение К_ктп рассчитывается по следующей формуле:

 , руб.,(3.5)

гдеn - количество трансформаторов, шт [6];

Ц_ОТР - стоимость, учитывая НДС, принимаем 18% (на 2016 г), тыс.руб [6];

 - коэффициент, характеризующий транспортные издержки и заготовительные расходы, то есть расходы на закупку оборудования (=0,05 - для оборудования, масса которого превышает 1 т) [6];

 - коэффициент, характеризующий издержки на строительство (=0,020,08 - решает вес оборудования и специфика монтажа) [6];

 - коэффициент, характеризующий издержки при монтаже оборудования и дальнейшую его отладку (=0,10,15 - обуславливается оптовой стоимостью для оборудования) [6].

Рассчитаем ежегодные затраты, не беря в расчёт амортизационные отчисления, по следующей формуле:

 , руб./год, (3.6)

где - затраты на ремонт и техническое обслуживание, руб. в год [6];

 - затраты, высчитываемые по потерям мощности в трансформаторах за срок в один год (тыс.руб. в год) [6].

Затраты на ремонт и техническое обслуживание определяются по следующей формуле:

, руб/год,(3.7)

где - регламентируемая норма издержек за один год соответственно на техническое обслуживание и ремонтные работы. В данном случае примем:  [6].

Затраты, высчитываемые по потерям мощности в трансформаторах определяются по следующей формуле:

(3.8)

где- значение себестоимости электроэнергии (среднее), руб. за кВтч [6];

- годовые затраты на потери мощности в трансформаторе, кВтч [6].

Годовые потери электрической энергии в трансформаторе определяется по формуле:

, кВт·ч/год,(3.9)

где n - число трансформаторов, шт [6];

- потери ХХ трансформатора, кВт [6];

- соответственно количество часов в году (8760, ч) [6];

- коэффициент загрузки трансформаторов [6];

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт [6];

τ - наибольшее количество часов потерь активной мощности, рассчитывается по следующей формуле [6]

(3.10)

где - количество часов наибольших нагрузок, ()[6].

 (ч).

Рассчитаем потери энергии в трансформаторах Т1 и Т2:

;

.

Рассчитаем годовые затраты на потери мощности в трансформаторах Т1 и Т2 по формуле (3.8):

 (руб./год);

 (руб./год).

В итоге запишем и сравним величину вложений при использовании трансформаторов Т1 и Т2:

 (руб.);

 (руб.).

Для наглядности сведём в таблицу технико-экономические показатели для каждого варианта:

Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели трансформаторов

Вариант   Вид  Трансформатора    ,

кВт·ч,

руб./год
I	ТСЗЛГ-400/10	0,99	19263	48928
II	ТСЗЛГ-630/10	0,63	18442	46843

Рассчитаем и сведём в таблицу стоимость трансформаторных подстанций для обоих вариантов.

Таблица 3.3 - Цена трансформаторной подстанции

Вариант	Мощность  трансформаторов	Стоимость в рублях, с НДС 18% на 2016 г, руб.
I	400	159240
II	630	162720

Рассчитаем приведенные затраты на трансформаторные подстанции:

Вариант №1:

 (руб./год);

Вариант №2:

 (руб./год).

Рассчитаем издержки на техническое обслуживание и ремонтные работы для каждой из трансформаторных подстанций:

 (руб./год);

 (руб./год).

В конце получаем такие значения затрат:

Вариант №1:

 (руб./год);

Вариант №2:

 (руб./год).

Приведённые затраты для варианта №1 меньше, чем для варианта №2, но отличаются они не более чем на двадцать процентов. И нам следует учитывать тот факт, что в перспективе нагрузки будут увеличиваться, соответственно более надёжным вариантом будет в данном случае вариант №2.

Также отметим то, что трансформатор мощностью в 630 кВА для нашего микрорайона с невысокими зданиями подходит наилучшим образом, что отражается даже в рекомендациях [4, п.6.33], где также уточняется плотность нагрузки на шинах НН (0.4 кВ), а именно значение от 5,0 до 8,0 МВт/км². У нас же в проекте это значение составляет 6,5 МВт/км².

Следовательно, из всего вышенаписанного, делаем вывод, что необходимо использовать трансформатор ТСЗГЛ-630.

В наше время такие трансформаторы пользуются спросом, так как это в какой-то степени шаг вперёд для сухих трансформаторов. В трансформаторах такого типа обмотки изолированы эпоксидным компаундом, который содержит кварцевый наполнитель. Он же имеет название Геафоль. Для защиты при неблагоприятных режимах работы трансформатора, а именно перегрузках, обмотки покрыты так называемой стеклотканью. Этот фактор не допускает разрушения компаунда..

Можем отметить факторы, благодаря которым выбор сухих трансформаторов (литого типа) является достаточно верным:

) безопасность для окружающей среды. Так как в нём нет масла, то не произойдёт никаких протечек, которые в свою очередь наносят ущерб природе. Немаловажным преимуществом является то, что при возникновении возгорания, не будут выделятся газы, опасные для людей, характерные для маслонаполненных трансформаторов;

) противопожарные особенности структуры. Трансформаторы в принципе не могут загореться, так как их обмотки состоят из негорючих составляющих. Если же возгорание будет из вне, то самогасящая смола даст эффект «антипожара», то есть трансформатор не усилит возгорание.

) небольшие размеры. Это очень важный фактор для микрорайона, так как земля в городе на вес золота. Да и при обновлении трансформаторной подстанции, то есть, например, замена старых трансформаторов, такого рода трансформаторы легко устанавливаются в отсеки. При чём мощность можно увеличить и не бояться, что не хватит пространства в ТП;

) отлично работают при неблагоприятных климатических условиях (высокая влажность);

) довольно просто монтируется, по сравнению с масляным трансформаторами;

) не имеет каких-то особых предписаний по противопожарной безопасности;

) трансформатор сухой, следовательно не надо проверять и менять жидкости, что уменьшает затраты на обслуживание;

) высокая степень надёжности;

) невысокий уровень шума;

) последний фактор, но не маловажный - это то, что токи КЗ не наносят столь высокого ущерба, как для обычных трансформаторов;

Компания «Siemens» разрабатывает и поставляет обмотки для данных трансформаторов. Класс стойкости изоляции по температуре нагрева - F. Степень защиты ТСЗГЛ обычная - IР 21 [7], так как монтируются в ТП.

Подобным образом выбираем трансформаторы для других подстанций микрорайона. Для удобства сведём данные в таблицу.

Таблица 3.4 - Комплектация трансформаторных подстанций

ТП	Количество и мощность трансформаторов
ТП1	ТСЗГЛ - 630	0,6	-
ТП2	2×ТСЗГЛ - 630	0,48	0,96
ТП3	2×ТСЗГЛ - 250	0,49	0,98
ТП4	ТСЗГЛ - 630	0,87	-

При выборе трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций было учтено то, что коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не был выше заданных значений.

.2 Выбор места расположения трансформаторных подстанций

Располагать трансформаторную подстанцию необходимо в центре нагрузок (в идеальном случае) либо рядом с ним, так как это прописано в источнике [8]. Такое расположение ТП позволяет в большой мере сократить протяжённость электрических сетей, а это в свою очередь положительно скажется на экономической составляющей проекта, так как меньше будет использовано материалов, и, в свою очередь, заметно снизятся потери энергии. Используя методы из источника [2] можно определить оптимальное местонахождение трансформаторной подстанции. Условный центр активной нагрузки (УЦН) рассчитывается по следующим уравнениям [2]:

 , см,  , см, (3.11)

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) рассчитывается по следующим уравнениям [2]:

 , см,  , см, (3.12)

где P_i - активная мощность i-го потребителя, кВт [2];

Q_i - реактивная мощность i-го потребителя, квар [2];

x_i - координата по оси ОХ i-го потребителя [2];

y_i - координата по оси ОY i-го потребителя [2].

Определим условный центр нагрузок для микрорайона по предыдущим формулам (3.11), (3.12).

Результаты вычислений сводим в таблицу. Расшифровка и объяснение не требуются. Отсчёт координат производится по генеральному плану в единицах измерения - сантиметры.

Таблица 3.5 - Расчет условного центра нагрузок

№ п/п ТП	,см, см
ТП1	14,5	31,9
ТП2	30,5	29,0
ТП3	37,7	21,75
ТП4	46,4	31,9

Зная координаты расположения условных центров нагрузок, нанесём на генплан их расположение. При этом необходимо учитывается то, как расположены другие здания и объекты, включая дороги, велосипедные дорожки, тротуары. В общем обращаем внимание и на архитектурную составляющую микрорайона.

4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ 10 кВ

Для города энергетическая система с её сетями решает две задачи. Во-первых, функционирование источников питания происходит параллельно. Во-вторых, решаются сложные вопросы распределения энергии между микрорайонами города.

Рассмотрим следующий вопрос, а из чего состоят эти самые энергетические сети города. Тут стоит выделить две главные составляющие - это РП (распределительные пункты) и конечно же ЛЭП, которые и запитывают эти пункты. На напряжении 10 кВ разрешается использовать распределительные пункты, если нагрузка на шинах пункта более 7 МВт [4, гл.4.3]. Но так как в нашем проекте невысокие здания, а также плотность нагрузки невелика, то распредпункт будет установлен не в микрорайоне, а за его пределами. Там он выполняет задачи по обеспечению передачи электронергии ближайших микрорайонов.

.1 Схема распределительной сети 10кВ

В проектируемом микрорайоне находятся объекты, относящиеся по категории надёжности электроснабжения к первой, второй и третьей категориям. Категория надежности устанавливается из данных источника [2,табл.5.1].

Для обеспечения надёжности поставки электроэнергии для объектов (на напряжении 10 кВ) I категории используется следующий метод - радиальная схема распределения (два луча в нашем случае). При этом каждая линия должна друг другу выступать в качестве резерва, а питание линий осуществляется от независимых источников (п. 4.3). И конечно же для такой категории надёжности на стороне 0,38 кВ устанавливается АВР.

Рассматривая II категорию надёжности для напряжения 10 кВ, можно сказать то, что здесь используются схемы типа «петля». Она обеспечивает подачу электроэнергии с двух направлений. Для низшей стороны напряжения (0,4 кВ) также возможно использование «петли» 0,38 кВ. И возможен тот, факт что потребитель будет подключен к одной или нескольким трансформаторным подстанциям.

Для III категории надёжности при напряжении 10 кВ всё обстоит намного проще. Используется комбинации вышеперечисленных схем, при этом не устанавливается никакой резервный источник питания. А при аварийных ситуациях третью категорию вообще можно отключать от сети. На стороне 0,4 кВ для снабжения потребителей используются как ВЛ, так и КЛ.

В нашем случае в основном объекты второй и третьей категории надёжности. Но присутствуют и объекты первой категории, следовательно не стоит про них забывать при проектировании схемы питания.

Исходя из требований надёжности на напряжении 10 кВ используем радиальную систему, при том источник питания будет один.

.2 Расчет электрических нагрузок для сети напряжением 10 кВ

Электрические нагрузки для данного напряжения рассчитываются таким способом, что коэффициент участия в максимуме нагрузок [4] умножается на общее значение мощностей трансформаторных подстанций. Коэффициент участия в максимуме нагрузок для напряжения 10 кВ в период наибольших нагрузок берётся равным 0,92, а коэффициент реактивной мощности 0,43, исходя из источника [4].

Определим величину активной нагрузки для линии  по следующей формуле:

, кВт,(4.1)

где - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов [4, табл. 2.4.1];

 - активная нагрузка i-ой трансформаторной подстанции в послеаварийном режиме, кВт [4].

Для реактивной составляющей нагрузки, а также для полной мощности и тока используем формулы прописанные во второй главе - это формулы (2.4) - (2.6).

Выбор кабелей производим по условиям, описанным в литературе [9]:

) По экономической плотности тока [9]

 , мм²(4.2)

гдеF_р - расчетное сечение кабеля, мм² [9];

I_p - расчетный ток линий, А [9];

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² [10, табл. 1.3.36];

2) По нагреву кабеля в послеаварийном режиме [9]

 А (4.3)

гдеI_ПА - ток послеаварийного режима, А [9];

I_д - длительно допустимый ток кабеля, А [10, табл. 1.3.16];

К_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [10, табл.1.3.26];

К_ср - коэффициент среды, учитывающий различие температуры среды и заданной температуры [10, табл.1.3.1];

К_пер - коэффициент перегрузки [10, табл.1.3.1];

3) по потере напряжения [9]

, %,(4.4)

гдеΔU_доп - допустимые потери напряжения, % из [4, п. 5.2.4];

I_p - расчетный ток линии, А [9];

l - длина кабеля, км [9];

R₀, - удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м [8, табл. 6.2];

x₀ - удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м[8, табл. 6.2];

cosφ_н, sinφ_н - коэффициенты мощности нагрузки (0,92 и 0,39 соответственно) [9];

U_ном- номинальное напряжение кабеля, В [9].

4) По термической стойкости [9]

, мм²  (4.5)

гдеF_p - расчетное сечение кабеля, мм² [9];

F_T.C. - термически стойкое сечение кабеля, мм² [9];

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного короткого замыкания, А [9];

t_р.з. - время отключения КЗ, с [9];

С- температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с/мм² [11, табл. 3.13].

Наш выбор падает на кабель марки: АПвП. Это кабель с алюминиевой жилой, изоляция которого состоит из сшитого полиэтилена, а внешняя оболочка из полиэтилена. Прокладывается такой кабель обычно в земле, в нашем случае в траншее. При монтаже данного кабеля и эксплуатации не рекомендуется подвергать его растяжению.

 (кВт);

 (квар);

 (кВ·А);

 (А).

Теперь подберём кабель, удовлетворяющий условию выражения (4.2):

, (мм²).

Сечение выбирается путём округления в большую сторону табличных значений сечений кабелей, то есть - 70 мм². Для данной марки кабеля и данного сечения допустимы ток  [10, табл. 1.3.16].

Теперь проверим кабель по нагреву в послеаварийном режиме по формуле (4.3):

;

,

Определим падение напряжения на линии:

%,

Также необходимо проверить кабель по термической стойкости:

 (мм²),

Все условия проверок выполняются, соответственно останавливаем свой выбор на данном кабеле с данным сечением F_{кабеля.}=70, мм².

Для удобства и наглядности для других линий результаты сведём в таблицу 2.1, находящейся в приложении 2.

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0,4 кВ

.1 Выбор типа схемы распределительной сети 0,4 кВ

В наше время в городах на напряжении 0,4 кВ используется трёхфазная система. Режим нейтрали при этом - глухозаземлённая.

Схема подключения энергообъекта проектрируется, исходя из предъявляемой категории надёжности, как описывали в предыдущей главе. То есть тут задействован фактор постоянной (бесперебойной) подачи электроэнергии потребителю, а от сюда определяется и количество источников питания.

Для третьей категории объектов, к которым у нас относятся все жилые корпуса (почему, объясняется в предыдущих главах) будем использовать обычную схему «кольцо». Нет в данном случае мощных электроприёмников, которым нужно бесперебойное питание. Линия проходит у каждого корпуса с отводами - они же перемычки. Это делается для того, чтобы при отключении одного корпуса при аварии или ремонтных работах не отключались другие здания, что логично впрочем. При такой схеме подключения сечение «магистрального» кабеля рассчитывается исходя из мощности всех энергообъектов. Для отводов сечение рассчитывается по максимальной мощности каждого корпуса [6].

Рисунок 5.1 - Принципиальная схема «петля» с перемычкой для резерва

Ко второй категории в нашем проекте относятся такие объекты, как магазины, аптека, отель, детсад. Объекты первых двух типов оборудуем схемой питания вида «петля». Что касается вторых двух типов объектов, то там будем использовать радиальную схему. Используем двухкабельную линию к каждому зданию.

Рассмотрим объекты первой категории. Это больница и общественное здание с отделением банка. В данном случае будем использовать конечно же радиальную схему, при этом обеспечивая бесперебойность питания. И конечно же, на шинах низшего напряжения в трансформаторной подстанции и в конце у объекта устанавливается модуль АВР.

И по традиции определимся с тем НИПом, который нужен будет если откажут основной и резервный. Для этих целей обычно используются электростанции местного значения, аппараты постоянного питания, аккумуляторы, дизельгенераторы и тп [4, гл.4.1].

.2 Определение нагрузок сетей 0,4 кВ

Расчёт электрической нагрузки линий до 1 кВ для жилых корпусов и общественных объектов, S_р.л , кВт, производится по формуле из источника [4, гл.2.3]:

S_р.л = S_зд.max +, кВ·А,(5.1)

где S_зд.max - наибольшая нагрузка объекта из всех объектов, подключённых к линии, кВА [4];

S_здi - расчетные нагрузки остальных объектов, подключённых к данной линии, кВА [4]; _yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных объектов или жилых корпусов [4, табл. 2.3.1].

Для линий, использующих взаимное резервирование, нагрузки определяются приближённо, путём перемножения всей суммы нагрузок на коэффициент 0,9 [4, гл.2.3].

Токи в линиях рассчитаем используя формулы из главы 2, а именно формулу (4.4).

Выбор кабелей производим по условиям, описанным в литературе [9]:

. По термической стойкости в нормальном режиме [9]:

, А,(5.2)

где I_р - расчетный ток кабеля, А [9];

I_доп - допустимый ток кабеля, А [10].

Допустимый ток кабеля узнаем из литературы [10, табл. 1.3.7.]. Необходимо помнить, что табличное значение тока умножается на 0,92, это описывается в примечании к таблице [10].

. По номинальному напряжению [9]:

, В,(5.3)

где U_HW - ном. напряжение кабеля, кВ [9];

U_HC - ном. напряжение сети, кВ [9].

Далее также как и в предыдущей главе проверяется выполнение условий по термической стойкости в нормальном и послеаварийном режимах. Необходимо проверить и посчитать падение напряжения в конце линии, и сравнить с допустимыми значениями. Для этого используем формулы (4,6),(4.7),(4.8).

Стоит отметить важную деталь, что в сетях 0,4 кВ кабели с пластмассовой изоляцией нет необходимости проверять по условиям термической стойкости при коротком замыкании. Но только в следующих случаях: алюминиевые кабеля с сечением ≥25 мм² и медные кабеля ≥16 мм².

Определимся с выбором кабеля: АВБбШв. Это марка кабеля с жилой из алюминия, имеющего пластмассовую изоляцию и оболочку из поливинилхлорида. Также особенностью данного кабеля является то, что он бронированный и помещён в шланг из поливинилхлорида.

Для образца расчёта определим сечение кабелей для трёх домов с 10 по 12, которые имеют схему подключения электроэнергии типа «кольцо». А питание идёт от трансформаторной подстанции №1.

Используя формулу (5.1) определим нагрузки линий передачи электронергии под номером 13 и 16, а также нагрузки перемычек для корпусов под номером 14 и 15.

S_{р.л .W13} = 45,48 + 0,9 ∙ (32,49+32,49) =104 (кВ·А);

S_{р.л .W16} = 45,48 + 0,9 ∙ (32,49+32,49) =104 (кВ·А);

S_пер.14 = S_пер.15 =45,48 + 0,9 ∙ 32,49 = 75 (кВ·А).

Ток в кабельных линиях:

I_{рл W13} =  (А),

I_{рл W16} =  (А),

I_{рл W14} =  (А),

I_{рл W15} =  (А).

Выше были перечислены условия выбора кабелей, по ним и произведём этот выбор по пунктам.

По термической стойкости в нормальном режиме:

1)      кабельная линия номер 13, 16:

,

≤193;

2)      кабельная линия номер 14, 16:

,

≤161;

Определим процент падения напряжения:

1)      кабельная линия номер 13:

;

2)      кабельная линия номер 16:

;

3)      кабельная линия номер 14:

,

4)      кабельная линия номер 15:

.

По результатам расчётов приходим к выводу, что условия проверок выполняются. Следовательно выбираем такие сечения для кабелей:

F_W13 = 70 (мм²), F_W14 = 50 (мм²), F_W15 = 50 (мм²), F_W16 = 70 (мм²).

Для наглядности и удобства получившиеся расчёты по другим кабелям сведём в таблицу 3.1 и вынесем в приложение 3.

.3 Расчёт ВЛ 0,38 кВ

В нашем проекте присутствует коттеджный посёлок. Перед нами стоит выбор каким образом осуществить подключение электроэнергии. Есть два способа - это КЛ и ВЛ.

Остановим свой выбор на воздушной линии. В наше время распространено и популярно использование кабеля СИП. СИП - это самонесущий изолированный провод [6]. Выберем марку - СИП - 2А: 3х95+1х95.

Необходимо произвести проверку кабеля по допустимому значению тока:

176 ≤0,8·1·300;

176 ˂ 240

Определим процент падения напряжения и сравним с допустимыми значениями:

Далее стоит вопрос о выборе опор для воздушных линий. В наши дни обычно используются железобетонные опоры. Они обязаны удовлетворять требованиям главы 2.4 из источника [10]. Также необходимо создать возможность крепления двух и более цепей воздушных линий. Не стоит забывать о том, что бывает возникает необходимость прокладывать линии связи, используя опоры ВЛ, а также оптоволокно или линии проводного вещания.

Также наши опоры будут использоваться для подвески ВЛИ и СИП одновременно для нужд освещения. В этом случае будем использовать следующее оборудование: промежуточные опоры типа П25 [10]; ответвлительные анкерные опоры А025 [10]; концевые анкерные опоры А25, оборудованные железобетонными стойками [10]. На улице третья Садовая установим промежуточную двуцепную опору. Тип опоры выберем П26, а также необходима железобетонная стойка. Необходимо знать, что дистанция между пучками самонесущего провода составляет более 0,3 м в соответствовании с требованиями из источника [10]. Также придётся использовать опору типа А026 для ответвления. Данные опоры и оборудование соответствуют требованиям по группам по ветру и по гололёду.

Необходимо будет использовать набор промежуточной подвески ES54-14 для монтажа проводов на опоры, который включает в себя поддерживающий зажим PS54 и систему подвеса LM54. На ответвительных опорах для одноимённых целей будем использовать герметичные прокалывающие зажимы TTD 151FJ. Необходимо также использовать анкерные зажимы марки РА95-2000. Они используются для решения задачи по креплению СИП к анкерным опорам, при чём на той опоре, которая будет концевой нужно обязательно установить капы концевые типа 102L, играющие роль изоляции. Те концевые опоры, которые по сути являются первыми от трансформаторной подстанции, должны быть оборудованы герметичными ответвлительными зажимами типа TTD, то же касается и концов магистрали ВЛ.

В восьмой главе, где производится расчёт освещения, мы зададимся величиной пролёта - 35 м. Такое расстояние допустимо и удовлетворяет условию по механической прочности для выбранных проводов СИП с выбранными сечениями, с учётом соблюдения требований по районам по гололеду и ветровых районах данной местности [13,табл.12].

Для монтажа провода, являющимся ответвлением от ВЛ к вводу, необходимо использовать натяжные зажимы РС63F. Марка провода выбирается следующая - АПРН 4х16. Длина пролёта в данном случае меньше 25м [10].

Никаких проверок по величинам допустимых токов не проводится. Падение напряжений также будет невелико, при использовании СИПа.

.4 Расчёт и выбор проводов для сети жилого корпуса

Произведём расчёт проводов для жилого здания номер пятнадцать. Как видно на генеральном плане здание двухподъездное.

Для рассчётов необходимо использовать формулы из главы 2, а именно (2.2) - (2.5), рассчитаем нагрузку одного подъезда

;

;

.

Исходя из произведённых расчётов можем выбрать марку кабеля: АПВ-5 (1х16). Это кабель с жилой из алюминия, имеющий изоляцию из поливинилхлорида. Провод прокладывается в канавках, выштробленных в стенах.

Необходимо проверить по некоторым условиям:

) по допустимым значениям тока

I_доп=56 А; I_p=36,6 A;

А>36,6 А;

) по падению напряжения

;

ΔU_p=0,22%; ΔU_доп=2 %;

,22% < 2%.

Как видим, судя по расчётам, условия выполняются, значит кабель удовлетворяет им и выбор хорош.

Определим провод для сети внутри жилых помещений. Выбираем марку ПУНП 3х1,5. Это кабель с медной жилой. Прокладывается по стенам под штукатуркой, либо в стене в гофрированных трубах, либо поверх стен в кабельканалах.

Необходимо проверить по некоторым условиям:

) по допустимому току

I_доп=19 А; I_н.в=16 A;

А > 16А (условие соблюдается);

) по падению напряжения

ΔU_p=1,29%; ΔU_доп=2 %;

,28% < 2%.

Как видим, судя по расчётам, условия выполняются, значит кабель удовлетворяет им и выбор хорош.

Посчитаем падение напряжения от трансформаторной подстанции до самой удалённой точки (то есть розетки в этом случае) для данного жилого здания:

.

В итоге мы видим, что падение напряжение превышает нормально допустимые пределы установившегося отклонения. Чтобы достичь нормального уровня значения напряжения на стороне трансформаторной подстанции с помощью такой системы регулировки как ПБВ. Расшифровывается как переключение без возбуждения. Регулировка проводится в диапазоне ±5% с шагом в 2.5%. Следовательно можем добиться того, что падение напряжения будет ниже 4% для самой удалённо точки.

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

.1 Расчет токов КЗ в сети напряжением 10 кВ

Нам необходимо выбрать для сети 10 кВ устройства коммутации, кабели и подобное оборудование для таких систем, а для этого нужно знать величины токов КЗ. Зная значения этих токов, возможно провести проверку оборудования по температурным параметрам. Также становится возможным проведение расчётов уставок для релейной защиты, которую также необходимо проверить на чувствительность к токам КЗ в различных точках сети.

Для нашего РП задан такой параметр, как ток трёхфазного короткого замыкания, он равен - I_к.с⁽³⁾=3,8 кА.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Во-первых, рассчитаем реактивное сопротивление системы по следующей формуле:

, Ом, (6.1)

гдеU_ср - среднее напряжение, кВ [14];

I_к.с⁽³⁾- ток трехфазного короткого замыкания на напр. 10 кВ, кА [14].

Во-вторых, рассчитаем активное сопротивление линии по следующей формуле:

, Ом,  (6.2)

гдеR_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км [14];

l - длина линии, км [14].

В-третьих, рассчитаем реактивное сопротивление линии по следующей формуле:

, Ом, (6.3)

где - удельное активное сопротивление, Ом/км [14];

l - длина линии, км [14].

В-четвёртых, определим полное сопротивление линии:

, (Ом); (6.4)

Для образца посчитаем параметры линии W1.

В данном случае мы не учитываем активное сопротивление системы, так как оно крайне мало, относительно реактивного сопротивления.

 (Ом),

 (Ом),

 (Ом),

 (Ом).

Для остальных линий проводим такие же подсчёты. Итоги сводим в таблицу ниже.

Таблица 6.1 - Параметры схемы замещения

Линия	R0, Ом/км	Х0, Ом/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	Z, Ом
Система	-	-	-	-	1,6	1,6
W1	0,447	0,082	0,40	0,179	0,033	0,182
W2	0,447	0,082	0,35	0,156	0,029	0,159
W3	0,447	0,082	0,33	0,148	0,027	0,150
W4	0,625	0,085	0,38	0,234	0,032	0,237
W5	0,625	0,085	0,38	0,234	0,032	0,237
W6	1,11	0,087	0,31	0,344	0,027	0,345

У нас есть два варианта работы системы - нормальный и аварийный. Токи короткого замыкания необходимо определять для всех возможных случаев, а также при различных аварийных ситуациях.

На рисунке 6.1 показана система в нормальном режиме работы и соответственно её схема замещения. На рисунках 6.2 и 6.3 соответственно аварийные случаи.

Рисунок 6.1 - Схема системы и её схема замещения в нормальном режиме

Рисунок 6.2 - Схема системы и её схема замещения при аварии и отключении линии номер 1

Рисунок 6.3 - Схема системы и её схема замещения при аварии и

отключении линии номер 2

На рисунках мы видим пять точек короткого замыкания. Определим значение токов КЗ (3^хф) в этих точках для всех перечисленных режимов.

Определим величины токов по следующей формуле [14]:

, кА, (6.5)

гдех_Σ - реактивное сопротивление до выбранной точки, Ом [14];

R_Σ - активное сопротивление до выбранной точки, Ом [14].

Зная значение тока трёхфазного короткого замыкания, можем определить величину тока двухфазного короткого замыкания [14]:

, кА, (6.6)

Далее определим значение ударного тока [14]:

, кА, (6.7)

гдеК_у - ударный коэффициент, он определяется [14]:

, (6.8)

гдеТ_а - постоянная времени переходного процесса [14].

, (6.9)

гдеХ - реактивное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом [14];

ω - угловая частота, равна 2πf, где f - частота сети 50Гц[14];

R - активное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом [14].

Для систем с напряжением 10 кВ стоит задача определения емкостного тока замыкания на землю.

Этот ток определяется по следующей формуле:

, А, (6.10)

гдеL_к - суммарная длина электрически связанных кабельных линий, км [14];

L_в - суммарная длина электрически связанных воздушных линий, км [14].

В нашем случае значение Lв равно 0, так как отсутствуют воздушные линии. Если значение этого тока будет меньше 20 А, то его компенсация не требуется [14].

Для образца рассчитаем все вышеперечисленные параметры для одной точки КЗ:

 (кА),

 (кА),

;

;

 (кА),

 (А).

Значение ёмкостного тока меньше 20 А, то есть делаем соответствующие выводы.

Произведём расчёт для остальных точек различных схем замещения по той же системе. Итоги сведём в таблицу и вынесем в приложение 4.

.2 Расчет токов КЗ в сети напряжением 0,4 кВ

Для систем электроснабжения с напряжением 0,4 кВ знать величины токов КЗ необходимо для того, чтобы узнать, выдержит ли физически оборудование те нагрузки, которые на него приходятся при коротких замыканиях. А также нужно оценить качество работы релейной защиты - чувствительность и селективность.

Для расчёта используем методику из литературы [8]. Вычислительные действия можно производить в относительных и именованных единицах, выбираем второй способ.

Для начала рассчитаем параметры трансформатора.

Во-первых, активное сопротивление [8]:

, мОм, (6.11)

гдеΔP_к - потери КЗ, кВт [8];

U_ном -номинальное напряжение НН трансформатора, кВ [8];

S_ном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВ·А [8].

Во-вторых, реактивное сопротивление [8]:

, мОм, (6.12)

гдеU_к - напряжение КЗ, % [8].

Для кабельных линий значения этих параметров определим по формулам (6.2), (6.3).

Оборудование на стороне 0,4 кВ обычно проверяют на воздействие 3^хфазного короткого замыкания. Для расчётов будем использовать действующее значение этого тока в начальный момент времени. Возможность подпитки короткого замыкания от двигателей учитывать не будем.

, кА, (6.13)

гдеХ_Σ - сумма реактивных сопротивлений элементов от шин трансформаторной подстанции до точки КЗ, мОм [8];

R_Σ - сумма активных сопротивлений элементов от шин трансформаторной подстанции до точки КЗ, мОм [8].

Также стоит учесть для формулы (6.13) то, что необходимо учесть сопротивление дуги, тогда формула примет следующий вид:

, кА, (6.14)

гдеR_Д - сопротивление дуги, мОм [8].

Теперь нам необходимо определить значение сопротивления дуги при коротком замыкании. Этот непростой параметр можно рассчитать по следующей формуле [6]:

, мОм, (6.15)

гдеЕ_Д - напряженность в стволе дуги, В/мм (Е_Д=1,6 В/мм) [6];

L_Д - длина дуги, мм из [6].

Для определения значения тока 2^хфазного короткого замыкания воспользуемся такой формулой, аналогично формуле (6.6):

, кА, (6.16)

Далее необходимо проверить чувствительность систем защиты от токов КЗ. Минимальными токами при напряжении 0,4 кВ являются токи однофазного короткого замыкания.

Данный ток рассчитаем по следующей формуле:

, кА, (6.17)

гдеI⁽¹⁾_к.min - ток однофазного КЗ, кА [8];

U_ф - фазное напряжение, В [8];

Z_Т - сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, мОм [8].

Z_П - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм [8].

Сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании найдём по следующему выражению:

, мОм, (6.18)

гдеХ_Т1, Х_Т2, Х_Т0 - индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм [8];

R_T1, R_T2, R_T0 - активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм [8];

R_Д - сопротивление дуги, мОм [8].

Так как в нашем случае обмотки трансформатора соединены по схеме Δ/Y₀, то сопротивления всех последовательностей имеют одно и то же значение [8]. Формула (6.18) принимает следующий вид:

, мОм, (6.19)

гдеХ_Т - реактивное сопротивления трансформатора, мОм [8];

R_Т - активное сопротивление трансформатора, мОм [8];

R_Д - сопротивление дуги, мОм [8].

Теперь необходимо определить величину ударного тока:

, кА, (6.20)

гдеК_у - ударный коэффициент [8];

I⁽³⁾_к.max - ток 3^хфазного КЗ, не учитывая сопротивление дуги, кА [8].

Для образца определим значения всех токов короткого замыкания для сети 0,4 кВ для здания номер 16.

Вначале определим, естественно, параметры схемы замещения.

Первый элемент схемы замещения - трансформатор:

 (мОм),

 (мОм).

Второй элемент схемы замещения - кабельная линия, подводящая электроснабжение к этому зданию:

Сопротивление петли фаза-ноль [8]:

, мОм/м,(6.21)

где z_П.Ф-0 - полное удельное сопротивление петли фаза-нуль для алюминиевых кабелей при температуре жилы 65⁰С, мОм /м [15,табл.2.17]

 (мОм/м).

Подобным способом необходимо рассчитать оставшиеся кабельные линии на данном участке сети. Итоги сведём в таблицу, представленную ниже.

Таблица 6.2 - Параметры схемы замещения

Элемент	Sн.т., кВА	Uк, %	ΔРк, кВт	Uн, кВ	ХТ, мОм	RТ, мОм	ZT, мОм
Трансформатор	630	5,5	6,2	0,4	17	6,2	18
Линия	L,	Х0,	R0,	ZП.Ф-0.уд,	ХW,	RW,	ZП.Ф-0,
	м	мОм/м	мОм/м	мОм/м	мОм	мОм	мОм
W1	60	0,08	0,33	0,797	4,8	19,8	47,82
W2	10	0,099	4,43	1,12	16,31	49,75
W3	15	0,1	12,5	34	1,5	187,5	510

Далее для оборудования, а точнее для трансформаторов тока, соединительных шин и коммутационных аппаратов, определим сопротивление по значению величины номинального тока устройства. При соединении кабелей в месте контакте также появляется дополнительное сопротивление, оно определяется по геометрическому параметру - сечение.

Для оборудования номинальный ток определяется при выполнении следующего условия:

, А,(6.22)

где- расчетный максимальный ток, А [8];

_. - номинальный ток оборудования, А [8].

Параметры оборудования, шин и кабелей сведём для удобства в две таблицы, представленные ниже.

Таблица 6.3 - Сопротивления оборудования и контактных соединений шин

Элемент	Номинальный ток лини в месте установки, A	Номинальный ток аппарата, А	R, мОм	X,  мОм	Z, мОм
QF1	863,23	1000	0,25	0,1	0,27
TA	863,23	1000	0,05	0,07	0,09
QS1	863,23	1000	0,08	0	0,08
QF2	36,7	100	0,5	0	0,50
QS2	36,7	100	0,5	0	0,50
QS3	18	100	0,5	0	0,50
QS4	18	100	0,5	0	0,50
QF3	16	16	11	9,5	14,53
контактное соединение шины в т. К1	863,23	1000	0,0035	0	0,0035
контактное соединение шины в т. К2	36,7	250	0,009	0	0,009

Таблица 6.4 - Сопротивления контакта соединений кабелей

Элемент	Номинальное сечение кабеля, мм2	R, мОм
контактное соединение  кабеля линии W1	95	0,027
контактное соединение  кабеля линии W2	16	0,085

Ниже на рисунке приведены расчетная схема и её схема замещения.

Рисунок 6.4 - Схема системы на 0,4 кВ и её схема замещения

Расшифруем буквенные обозначения кабелей в таблице 6.2 для лучшего понимания. Кабель номер 1 - это электроснабжение дома, кабель номер 2 - это кабель стояка, кабель номер 3 - это уже система проводов в квартире.

Для образца определим значение тока короткого замыкания для первой точки КЗ:

,

,

,

,

,

,

.

Для других точек КЗ произведём аналогичные действия и результаты сведём в удобную таблицу, представленную ниже.

Таблица 6.5 - Токи КЗ в сети 0,38/0,23 кВ

Точка	iy, кА	I(3)к.max, кА	I(3)к.min, кА	I(2)к.min, кА	I(1)к.min, кА
К1	20,29	12,28	10,3	8,49	10,01
К2	3,28	8,36	7,06	6,1	3,6
К3	2,06	1,49	1,29	1,16	0,46
К4					0,21

7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры для сети 10 кВ

На распределительном пункте установлены КСО. Марка ячеек КСО298. В ячейках установлено оборудование, параметры которого определим далее. Камеры сборные одностороннего обслуживания - это металлические сооружения, собранные из профилей при помощи сварки. Данные камеры оснащены дверями в количестве двух штук. Одна сверху, другая снизу. Сверху располагаются выключатели, трансформаторы напряжения или предохранители. Снизу находятся доступ к кабельным присоединениям и ограничителю напряжения. Дверь экранирована изнутри для обеспечения защиты. В такой защите нуждаются низковольтные сети, расположенные с другой стороны. В данном случае избавляются от вредного воздействия высокого напряжения на эти цепи. Сборные камеры данной модели обладают небольшими размерами, если сравнивать с предшественниками. В камерах установлены вакуумные выключатели, разъединители, трансформаторы напряжения и тока, ОПНы, Марки оборудования соответственно - BB/TEL-10, РВЗ-10, РВ-10, НАМИТ-10 и ТПОЛ-10, ОПН-10.

Для того, чтобы определится, какой установить высоковольтный выключатель и разъединитель, необходимо проверить следующие требования [8]:

. Сравнение Uнв и Uнс [8]:

, кВ,(7.1)

гдеUнс - номинальное напряжение сети, кВ [8];

Uнс - номинальное напряжение выключателя или разъединителя, кВ [8].

2. Сравнение Iнв и Iрмакс [8]:

, А,(7.2)

гдеIрмакс- расчетный максимальный ток, А [8];

Iнв_. - номинальный ток выключателя или разъединителя, А [8].

3. Сравнение I_откл и тока трёхфазного короткого замыкания, только для выключателей:

, кА,  (7.3)

гдеI_k³ - величина тока трехфазного КЗ, кА [8];

I_откл- номинальный ток отключения выключателя, кА [8];

4. Условие электродинамической стойкости [8]:

, кА, (7.4)

гдеi_уд - ударный ток трехфазного КЗ, кА [8];

i_дин - ток электродинамической стойкости, кА [8];

5. Время срабатывания отсечки [8]:

, с,(7.5)

гдеt_пв - полное время отключения выключателя, с [8];

t_СОП - наибольшее время срабатывания отсечки, равна 0,1 с [8].

6. Условие термической стойкости:

, кА²·с,(7.6)

где- тепловой импульс, кА²·с [8];

I_в - ток термической стойкости, кА [8];

t - время протекания тока термической стойкости, с [8];

T_а - время затухания апериодической составляющей тока КЗ, берём равным 0,01 с [9].

В итоге будем использовать такие выключатели - BB/TEL-10-12,5/630 У2. Производство «Таврида Электрик».

Опишем те особенности данных выключателей именно из-за которых их стоит использовать в энергетике, в частности в данном случае [1]:

) немалый коммутационный и механический ресурсы [1];

) небольшие габариты и вес [1];

) работает в любом положении в ячейке [1];

) простота конструкции привода, снабжённого магнитной защелкой, и высокая надежность [1];

) простота установки в КРУ и КСО [1];

) ток при включении и отключении невелик [1];

) управляются по оперативным цепям постоянного и переменного напряжения [1];

) хорошая защита от негативных воздействий дуговых разрядов и механических повреждений [1].

Ниже в таблице приведены технические характеристики выбранного выключателя.

Сразу рассчитаем время отключения короткого замыкания:

(с).

Таблица 7.1 - Технические характеристики BB/TEL-10-12,5/630 У2

Характеристика	Величина
Номинальное напряжение (Uн.в.), Кв	10
Наибольшее рабочее напряжение (Uр.макс.), кВ	12
Номинальный ток (Iн.в.), А	630
Номинальный ток отключения выключателя (), кА12,5
Ток электродинамической стойкости (Iдин,), кА	32
Ток термической стойкости (Iв), кА	20
Собственное время отключения выключателя (tоткл), с, не более	0,025
Механический ресурс, циклов «ВО»	50000

С выключателем определились, поэтому далее стоит поговорить о разъединителях. Выбранные камеры оборудуются обычно трёхпозиционными разъединителями марки РВ. А также заземляющими разъединителями РВЗ с приводами ПР-10 [1]. Отметим, для чего используются разъединители:

) отключение и включение электрической цепи под высоким напряжением при отсутствии тока нагрузки и для изменения схемы соединения [11];

) при проведении работ на отключённом участке системы разъединители используются для обеспечения безопасности [11];

) отключение и включение зарядных токов ВЛ и КЛ, тока холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок [11].

Определимся с маркой разъединителей - РВ-10/400 III УХЛ2 и РВЗ-10/400 III УХЛ2. Данные разъединители оборудованы опорными изоляторами ИОР-10-3,75 УХЛ2 и изоляционными тягами ИТГР-10-7,5-65 УХЛ2 [1].

В выбранном заземляющем разъединителе соответственные ножи установлены на дополнительном валу, расположенном на раме элемента. Сама рама имеет вид металлоконструкции из уголков, скреплённых с помощью сварки. При необходимости замены заземляющих ножей, в данной модели, не возникнет никаких сложностей в работе, так как изготовителем предусмотрена данная операция. Также предусмотрена та ситуация, в которой параллельно включению контактных ножей может произойти включение заземляющих ножей. Это достигается простейшим механическим стопором. Каждые виды ножей управляются своими приводами [1].

Теперь необходимо выбрать трансформатор напряжения. Трансформаторы марки НАМИТ - хороший выбор для нашей системы. Зачем же нужны трансформаторы напряжения? Они служат средством измерения определённых величин и осуществляют передачу информации на приборы. На данном оборудовании основывается работы систем защиты, которая включает в себя автоматическое отключение, сигнализацию либо изменение режимов работы. Данные трансформаторы напряжения являются антирезонансными, это значит, что они не вступают в феррорезонанс и устойчивы к перемежающейся дуге и к внешнему феррорезонансу системы [17]. Марка трансформатора для нашей системы - НАМИТ-10-2 УХЛ2.

Также необходимо установить такой элемент защиты системы как ОПН. В линиях могут возникать импульсы перенапряжений, в следствии чего появляются падающие и отражённые волны, гуляющие по линиям. Они могут вызвать сбой в работе системы, а также повредить некоторое оборудование. Выберем данную марку ограничителей - ОПН-10УХЛ2.

Характеристики перечисленного выше оборудования вынесем в приложение 5 в виде таблиц.

Выбор оборудования для трансформаторных подстанций для стороны высшего напряжения осуществляется таким же образом. В данном случае камеры сборные одностороннего обслуживания будут марки КСО305. Они отлично подходят для РУ. В таких камерах сборные шины отделены от остального пространства ограждением, что крайне удобно и безопасно в случае обслуживания ячейки. Внутри располагаются шины и оборудование, а наружу вынесена система управления. В камерах устанавливаются выключатели нагрузки с приводами и разъединители. Марки соответственно - ВНП-М1-10 привод ПР-10, РВЗ-10. При использовании данных камер КРУ получают преимущество в размерах, массе и объёме металлических конструкций по сравнению с предшественниками. Выберем три ячейки для КРУ - КСО-305-3 имеет выключатель нагрузки, КСО-305-4 имеет выключатель нагрузки и предохранитель, и камера секционирования КСО-305-24П [1].

По формулам (7.1) - (7.6) определим необходимые параметры для выбора оборудования для ячеек перечисленных выше. В приложении 5 присутствует таблица в параметрами оборудования для трансформаторной подстанции номер 4.

Ячейка КСО-305-3 будет оборудована выключателем ВНП-М1-10/630-20з, КСО-305-4 - ВНП-М1-10/630-20зпЗ - имеет заземляющие ножи, возможность установить предохранитель и автоматически отключается при выходе из строя последнего.

  Определимся с выбором предохранителя. Вместе с выключателем нагрузки будет работать предохранитель марки ПКТ103-10-80-20У3. Всем известно для чего необходимы предохранители, а в данном случае высоковольтные. Они защищают трансформаторы, ВЛ и КЛ от воздействия больших значений токов при КЗ. Данный вид предохранителей наполнены кварцевым песком, что в свою очередь позволяет ограничить токи. В таких условия при коротком замыкании происходит деионизация появившейся дуги, после перегорания ПВ. Подробная физическая составляющая процесса описана в литературе [9].

Рассчитаем К_Ч для выбранного предохранителя по следующей формуле:

, (7.7)

.

При условии, что коэффициент чувствительности должен быть больше или равен 3, делаем вывод, что предохранитель удовлетворяет условиям.

Осталось выбрать марку трансформатора тока, предназначенного также для измерений.

Отлично подойдёт в нашем случае следующая модель - ТПОЛ-10-0,5УХЛ2.1 К_ТР - 300/5.

Функции трансформаторов таки такие же, как и у трансформаторов напряжения, которые были описаны выше.

.2 Выбор коммутационной защитной аппаратуры в сети 0,4 кВ

На стороне 0,4 кВ обычно устанавливаются щиты одностороннего обслуживания - ЩО. Режимы работы - 380 или 220 В 3^Хфазный переменный ток, частота стандартная для нашей страны 50 Гц, режим нейтрали - глухозаземлённая. Функции у щитов одностороннего обслуживания такие же, как и у КРУ - приём, распределение, защита от КЗ. Шины в щитах обладают электродинамической стойкостью около 20 кА.

Также для трансформаторной подстанции номер 4 произведём выбор щитов одностороннего обслуживания, включая всю аппаратуру для коммутаций и измерительное оборудование - то есть ТТ.

Остановим свой выбор на панелях следующего вида - ЩО99-1-42У3 с I_Н установленных в нем аппаратов на 1000 А [1].

Для трансформаторной подстанции номер 2 выберем следующее оборудование: панели ЩО99-1-18У3 обеспечивающие передачу энергии, I_Н=600А; панели ЩО99-1-15У3, I_Н=200А; секционная панель ЩО99-1-72У3; панель управления освещением улиц ЩО99-1-93У3; панель с функциями и оборудованием АВР ЩО99-1-90У3.

При напряжении 0,4 кВ в микрорайоне для ИП выбирается режим нейтрали - глухозаземлённая, система TN, исходя из источника [10, п. 1.7.57].

Отметим в чём особенность данной системы. В ней нейтраль ИП глухозаземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к нейтрали источника питания посредством нулевых защитных проводников [10, п. 1.7.3].

Для нашей сети выбираем подсистему TN-S. Особенность этой подсистемы в том, что нейтраль и нулевой проводник идут раздельно на всем протяжении сети [10, п. 1.7.3].

Также в наше время уже стало обязательным установка устройств защитного отключения. Такие действия должны производиться, исходя из данных источника [10, п. 1.7.50], а также руководящих документов и ГОСТов [18]. При этом оговаривается величина дифференциального тока отключения - 30 мА [18].

Данная аппаратура служит для защиты как человека, так и объектов от появления возгорания. Как известно любая система подвержена старению или физическому нарушению, что в свою очередь может привести к тому, что контур системы будет повреждён и электрический ток будет проходить через те места, где не должен. Какие последствия это вызовет - понятно. Начиная с обычного пожара, заканчивая просто увеличением расхода ресурсов. Также при неправильном заземлении электроустановок или вообще при его отсутствии, а также если человек по глупости схватился за оголённый провод, при прикосновении человека, последний может быть поражён электрическим током. Для всех этих случаев нам и необходимо данное устройство. Устройство защитного отключения может монтироваться во многих местах, начиная от ВРУ и заканчивая отдельными электроприёмниками. Для примера можно привести установку УЗО производителем на квартирные водонагреватели.

Для жилых корпусов устанавливают УЗО модели А, срабатывающие на переменные и импульсные токи утечки, либо модели АС, срабатывающие на переменные токи [2].

Выберем для установки такую марку УЗО - УЗО-Д40. Параметры оборудования находятся ниже в виде таблицы.

Таблица 7.2 - Характеристики УЗО-Д40

Параметр	Значение
Номинальное напряжение Uн, В	220; 380
Номинальный ток нагрузки Iн, А	6 ; 16; 25; 32; 40; 63; 80; 100; 125; 200
Номинальный отключающий дифференцальный ток IΔн, А	0,01; 0,03; 0,1; 0,3; 0,5
Номинальный не отключающий дифференцальный ток IΔн.о, А	0,5 IΔн
Предельное значение не отключающего тока в условиях сверхтоков Iн.т, А	6 Iн
Номинальная включающая и отключающая способность по Iт, А	10 Iн или 500 А (выбирается большее значение)
Номинальная включающая и отключающая способность по диф.току IΔт, А	10 Iн или 500 А (выбирается большее значение)
Номинальный условный ток КЗ Iп.с, А	1500; 3000; 6000; 10000
Номинальный условный дифференциальный ток КЗ IΔс, А	1500; 3000; 6000; 10000
Номинальное время отключения Тн, с	0,5 при IΔн; 0,15 при 2 IΔн; 0,04 при 5 IΔн или 500 А

Данное устройство установим в здании номер 16 в квартире, расположенной дальше всех. Тип УЗО выберем АС, параметры будут следующие [15]:

U_н=220 (В);

I_н=16 (А);

I_Δн=0,03 (А);

Т_н=0,5 с.

где U_н - номинальное напряжение [15];

I_н - номинальный ток [15];

I_Δн - номинальный дифференциальный ток, вызывающий срабатывание оборудования [15];

Т_н - время срабатывания, от времени возникновения тока утечки до времени срабатывания оборудования с полным гашением дуги[15].

Обозначения приняты, исходя из источника[18].

Определимся с оборудованием для схемы на рисунке 6.3. Для класса напряжения 0,38 устанавливают такие средства защиты, как выключатели и предохранители. По каким параметрам проверятся предохранители прописано в предыдущем пункте.

Пропишем требования при выборе выключателей на 0,38 кВ [4]:

1. Сравнение Uнв и Uс [4]:

, В,(7.8)

гдеUc - номинальное напряжение сети, В [4];

Uнв - номинальное напряжение выключателя, В [4].

2. Сравнение Iнв и Iрмакс сети [4]:

, А,(7.9)

гдеIрмакс- расчетный максимальный ток, А [4];

Iнв- номинальный ток выключателя, А [4].

3.       По току срабатывания при перегрузке [4]:

, А,(7.10)

гдеIсп - ток срабатывания при перегрузке, А [4];

Iдоп - длительно допустимый ток сети, А [4].

4. Проверка токовой отсечки [4]:

, А,(7.11)

гдеk_н - коэффициент надежности [7, табл.7.3];

Iпик - пиковый ток, А [4];

Iсо - ток срабатывания отсечки, А [4].

,(7.12)

гдеk_a - коэффициент апериодической составляющей в пиковом токе оборудования [7];

k_p - коэффициент разброса тока срабатывания отсечки относительно тока уставки, А [7];

k_з - коэффициент запаса, А [7];

5. Проверка стойкости при коротких замыканиях [4]:

, кА,(7.13)

гдеI⁽³⁾_кз- ток трехфазного короткого замыкания выключателя, кА [4];

Iпкс - ток предельной коммутационной способности, кА [4].

6. Условие чувствительности защиты [4]:

,(7.14)

гдеКч - коэффициент чувствительности [4];

I⁽¹⁾_кз - ток однофазного короткого замыкания в конце сети, А [4];

Iсо - ток срабатывания отсечки, А [4];

Кр - коэффициент разброса тока срабатывания отсечки относительно уставки, примаем равным 1.3 [4].

Для образца рассчитаем и определим набор оборудования для защиты от самой дальней точки сети дома номер 16 до выключателя на трансформаторной подстанции, отвечающего за отключение трансформатора.

Внутри квартиры по стандарту установим обычный автоматический выключатель - ВА 47-29. Данное оборудование распространено для применения именно для защиты таких объектов, естественно, от КЗ и чрезмерной нагрузки на сеть.

Осуществим проверку по выше описанным условиям.

. Сравнение номинальных напряжений [4]:

.

2. Сравнение по току [4]:

.

. При перегрузке [4]:

;

.

4. Проверка Iсо [4]:

, ;

.

4.       Проверка стойкости при коротких замыканиях [4]

;

,

6. Проверка Кч [4]

1,45,

Теперь необходимо установить разъединитель (на схеме QS4). Выбираем обычное для того случая оборудование - РБ-1/1П. Данный аппарат обладает боковым приводом. Такое оборудование не рассчитано на постоянное отключение и включение. Впрочем, это характерно для всех рубильников такого вида. При токах, превышающих номинальное значение для данного оборудования, нельзя производить отключение данным аппаратом.

Смотря на схему видим, что разъединитель QS3 и QS4 расположены на одной ступени и испытывают одинаковую токовую нагрузку. Следовательно устанавливаем такой же рубильник как и для предыдущего разъединителя.

В здании для обеспечения защиты основного провода, то есть провода стояка (на схеме №2), монтируем плавкий неразборный предохранитель насыпной - НПН2-60/25А.

На стороне распределительного устройства (на схеме №1) монтируем плавкий неразборный предохранитель - ПН2-400. Хорошая защита при КЗ и длительных перегрузках. А также там же монтируем разъединитель - РБ-4/1П.

На вводно-распределительном устройстве (на схеме QF2) монтируем АВ вида - ВА53-39.

При проверке выключателя, а также разъединителя, на трансформаторной подстанции необходимо знать допустимый ток перегрузки трансформатора [4]. Рассчитаем его по следующей формуле:

, А(7.15)

гдеКпер - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора [4];

Sнт - номинальная мощность трансформатора, кВ·А [4];

Uном - номинальное напряжение, кВ [4].

 (А),

Рассчитав допустимый ток перегрузки, выбираем для монтажа следующее оборудование - рубильник РЕ-13-41и выключатель ВА 53-41.

Отметим особенность выбранных выключателей. Это то, что данное оборудование обладает расцепителем из полупроводника с возможностью регулировки [19]:

) Iнр: 0,63; 0,8; 1,0 от Iнв [19];

) уставки срабатывания при коротких замыканиях для переменного тока - (2, 3, 5, 7, 10)•Iнр [19];

3) уставки времени срабатывания при 6•Iнв - 4,8,16 секунд [19].

Все данные и характеристики по выбранному оборудованию сведены в таблицу и вынесены в приложение 6.

Вводные панели оборудованы отделом учета, где монтируются трансформаторы тока (в нашем случае ТШЛ-0,66), трехфазный счетчик, приборы контроля тока и напряжения [1]. Трансформаторы тока данной серии осуществляют передачу сигнала измерительной информации измерительным приборам [1].

Ниже в таблице приведём данные по параметрам выбранных ТТ - ТШЛ-0,66.

Таблица 7.3 - Характеристики ТШЛ-0,66

Параметр	Величина
Номинальное напряжение, кВ	0,66
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный первичный ток, А	1000
Номинальный вторичный ток, А	5
Класс точности	0,5

Камеры на стороне 0,38 кВ оборудуем ТТ - ТШЛ-0,66II1000/5У2.

Ниже в таблиц представим типа выключателей, монтируемых на трансформаторной подстанции номер 2 на вводно-распределительном устройстве.

Таблица 7.4 - Автоматические выключатели для УВР

Номер   линии	Iр.л ,А	Iн.в ,А	IПКС ,кА
W23	259,41	250	55	ВА53-39
W24	293,53	400	55	ВА53-39
W25	62,65	160	55	ВА53-39
W26	213,13	250	55	ВА53-39
W30	213,13	250	55	ВА53-39
W31	151,78	160	55	ВА53-39
W32	289,46	400	55	ВА53-39
W37	196,83	250	55	ВА53-39

8. СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ

При произведении расчётов по освещению необходимо учитывать различные нормы освещённости для разнообразных объектов, при различных условиях [3].

Так как в нашем случае необходимо осветить микрорайон, а то это в основном улицы с дорогами, то нужно знать нормы по средней яркости дорожных покрытий [3]. Определим электрическую нагрузку уличного освещения, учитывая, что улицы, ограничивающие микрорайон, есть магистрали районного и местного значения категории Б и В по классификации [3, табл.11].

Оборудование, а в данном случае это светильники, выбирается опираясь на следующие моменты: ширина улицы, высота подвеса светильника, а также какая была выбрана система размещения [3].

Что касается того, какие будут использоваться лампы в светильниках, то основываясь на выбранной яркости дорожного покрытия 0,4 кд/м² [3] и освещённости, необходимой для уличных условий, в 4 лк [3], можем с уверенность сказать, что это будут ГЛ. Газоразрядные лампы отлично подходят для освещения дорог и улич в тёмное время суток. Мы остановим свой выбор на лампах ДНаТ. Этот продукт обладает огромными значениями светового потока. Невысокая стоимость и хороший световой поток дают возможность сэкономить при проектировании освещения.

.1 Расчёт нагрузки наружного освещения

Для магистральных улиц проектируемого микрорайона остановим свой выбор на стандартных светильниках ЖКУ 20-150-011 [6]. Такие светильники используются совместно с лампами ДНаТ, имеют крепление консольного типа, предназначены для освещения улиц [6]. Рассчитаны на лампы мощностью 150 Вт. Соответственно устанавливаем лампы ДНаТ-150 [6].

Отметим положительные особенности данных светильников:

) Защита от вибраций;

) Хороший внешний вид;

) Стекло удароустойчивое, не теряет свои свойства при воздействии солнечных лучей и других погодных условий;

) Такой же особенность обладает и отражатель, на протяжении всего срока службы не теряющий свои свойства;

) Лёгкая и быстрая замена ламп, пускорегулирующего аппарата;

) Так как светильник уличный, то обеспечивается полная защита от влаги и пыли;

) Возможность устанавливать как на обычные столбы, так и на стены.

) Отлично освещает широкие улицы за счёт характеристик КСС.

В нашем случае светильники монтируются на обычные Г-образные кронштейны и торшерные опоры [6]. Высота подвеса светильников по данным источника 6 - 10 м [6]. Мы выбираем высоту 9 м [6, табл. 56.14].

Расположение средств освещения обычно происходит на одинаковом расстоянии друг от друга для достижения равных значений освещённости, если в этом состоит задача. Для уличного освещения это идеальное условие. Нам необходимо установить как можно меньше оборудования освещения, но при этом получить необходимые значения по освещённости. На городских дорогах нужно учитывать также её ширину [20]. Если ширина проезжей части меньше или равна двенадцати метрам, то рекомендуется устанавливать светильники с одной стороны 20, табл.9.4.

Сложность заключается в том, как правильно расположить светильники. Для этого нужно подсчитать оптимальное расстояние между ними.

Также стоит учесть тот факт, что исходя из источника отношение расстояния между светильниками - L, к высоте их установки - h, для улиц и дорог любых категорий при односторонней схеме должно быть менее 5:1 [3, п. 7.42].

Необходимо дополнительно учитывать условия ограничения ослеплённости, уровне яркости и общей освещённости [3].

Так как проезжая часть в проектируемом микрорайон не превышает 12 м, то световое оборудование будем устанавливать с одной стороны.

Чтобы облегчить расчёты по освещению улиц города, воспользуемся одной компьютерной программой «Light-in-Night Road v4.0» [21]. Эта программа даёт следующие возможности:

) определиться с типом, мощностью и светораспределением нужного светильника (с возможностью просмотра и одновременного сравнения кривых сил света нескольких световых приборов) [21];

) получить оптимальнейшее расположение оборудования освещения, начиная с расстояния между светильниками и высотой подвеса, заканчивая положением кронштейна [21];

) определить параметры осветительного оборудования и сравнить их с нормами [21];

) в конце расчётов программа в понятном и удобном виде выдаёт результаты своей работы в табличном и графическом исполнении по всевозможным параметрам и особенностям [21].

Проведя расчёт с помощью данной программы, учитывая заданные параметры для подсчёта - такие, как категория дорог Б [3], интенсивность движения (500-1000) [3], ширина полосы движения 3.75 [3], расстояние между опорами в 38 м, представим итоговые показатели в виде таблицы ниже.

Таблица 8.1 Итоги расчёта освещения для магистральных улиц (Б) микрорайона

Параметр	Подсчёт	Норма
Lср, кд/м2	0.64	> 0.6
Lмин/Lср	0.37	> 0.3
Lмин/Lмакс	0.44	> 0.4
Eср, лк	10.8	> 10
Eмин/Еср	0.32
Eмакс/Еср	2.4	< 3:1
TI, %	14.8
P	101	<150

Далее разберёмся с улицами категории В - это улицы жилых районов, проездов, пешеходных территорий, территорий школ и детских садов [3]. Средняя горизонтальная освещённость улиц категории В, исходя из данных нормативных документов, равна 4 лк [3, табл.11].

Для освещения объектов категории В будем использовать следующие светильники - ЖКУ 20-70-011 [6]. Лампы соответственно ДНаТ-70 [6]. Высота установки светильников 10м [6]. Светильники располагаются с одной стороны. Расстояние между ними 35м. Итог программного расчёта приведён ниже.

Таблица 8.2 Итоги расчета освещения для магистральных улиц (В) микрорайона

ПараметрПодсчётНорма
Lср, кд/м2	0.46	> 0.3
Lмин/Lср	0.52	>0.3
Lмин/Lмакс	0.7	> 0.4
Eср, лк	5,2	> 4
Eмин/Еср	0.38
Eмакс/Еср	1,8	<5:1
TI, %	11,7
P	77	<150

Как видно из обеих таблиц, выбранные параметры осветительного оборудования удовлетворяют поставленным условиям [3].

Далее стоит задача в выборе оборудования для освещения объектов и проходов в здания. Для этих целей выбираем следующие светильники - ЖКУ21-70 [6]. Лампы соответственно ДНаТ-70 [6].

Теперь осуществим расчет активной электрической нагрузки по освещению по следующему выражению:

кВт, (8.1)

гдеPсв - мощность светильника в количестве одна штука, кВт [3];

к_с - коэффициент спроса, в данном случае для наружного освещения равен 1 [3];

к_пра - коэффициент потери мощности в ПРА, для выбранных ламп равен 1,1 [3];

n - число светильников, шт [3].

Чтобы определить ток в линиях освещения, реактивную составляющую нагрузки, а также её полное значение, необходимо заглянуть в главу номер 2 и воспользоваться формулами (2.4), (2.5), (2.6).

Для расчёта нам необходимо знать cosφ. Принимаем его равным 0,88 [3], следовательно tgφ будет равен 0,48.

Для образца определим значения вышеуказанных величин для трансформаторной подстанции номер 1:

(кВт),

(квар),

 (кВА),

 (А).

Аналогично произведём расчёт для остальных трансформаторных подстанций. Итоги сведём в таблицу, расположенную ниже.

Таблица 8.3 - Осветительная нагрузка

ТП	Лампы, шт		Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ·А	Ip, А
	ДНаТ-70	ДНаТ-150
1	12	26	5,21	2,50	5,78	8,35
2	22	12	3,67	1,76	4,08	5,89
3	18	20	4,69	2,25	5,20	7,51
4	47	27	8,77	4,64	9,74	14,3

8.2 Определение сечения кабелей системы освещения

Для системы освещения обычно использую КЛ и ВЛ. В последнее время всё чаще для таких задач используют кабели СИП. Они отлично подходят для данных целей. Бывают и такие случаи, когда для освещения улиц, дорог, площадей, территорий микрорайонов и населенных пунктов используют неизолированные провода, что, кстати, допускается [10].

Ввод кабеля в опоры ограничивается цоколем. Последние обязаны иметь размеры - такие, чтобы в них разместились кабельные разделки и предохранители или АВ, которые должны монтироваться на ответвлениях к осветительному оборудованию, а также запирающуюся дверь для технического обслуживания [10].

Так как в проектируемом микрорайоне улицы и дороги категории Б и В, то нет необходимости обеспечивать резерв меж крайними светильниками [3]. При расчёте кабеля для осветительной системы берётся во внимание нагрузка светильников, которые питаются от данной трансформаторной подстанции. Сначала должен быть определён кабель, идущий до первой опоры, а далее уже определяются кабеля ВЛ.

При выборе кабелей необходимо учитывать некоторые факторы, такие, как место и вид прокладки, условия внешней среды [3]. Также стоит учитывать, что кабель выбирается для освещения. В пятой главе были разобраны условия определения сечения кабелей. По ним и осуществляем выбор и для этого случая.

Используя данные предыдущей таблицы, произведём расчёт сечений и определимся с выбором кабелей. Итоги сведём в таблицу, расположенную ниже.

Таблица 8.4 - Кабели линий наружного освещения

	До первой опоры	ВЛ
ТП1	АВБбШВ 2х6	СИП-2А 1х16+1х25
ТП2	АВБбШВ 2х6	СИП-2А 1х16+1х25
ТП3	-	СИП-2А 1х16+1х25
ТП4	АВБбШВ 2х6	СИП-2А 1х16+1х25

Осталось определиться в выбором опор. Опоры марки ОCФ-0,7-9,0-3,0 отлично подойдут для монтажа на них выбранного светового оборудования. Опоры монтируются при помощи закладной детали фундамента по типу фланца [10].

.3 Управление наружным освещением

Уличное освещение в двадцать первом веке стало неотъемлимой частью любого поселения, начиная деревней, заканчивая мегаполисом. Чем больше город, тем больше ресурсов потребляет эта система. Соответственно необходимо создать систему по контролю работы за этой сферой. При правильном подходе возможно добиться огромной экономии средств. Не говоря уже о том, что станет легче обслуживать такие системы. В данное время уже повсеместно устанавливается автоматические системы регулирования осветительных сетей.

На рынке услуг легко можно найти множество предложений по различным системам. В нашей области крайне часто предлагается система «ЛУЧ-2», разработанная ООО «ЛМТ». Такие системы осуществляют удалённое централизованное круглосуточное управление аппаратурой и оборудованием наружного освещения, а также сбора информации для диагностики о состоянии оборудования. Центральный элемент данной системы - это компьютерный сервер, отвечающие за все действия.

Но также управление и контроль возможно проводить из любой точки Земли. Для этого вам необходим доступ к сети Интернет, компьютерное оборудование с операционной системой, поставляемой компанией Microsoft, а также специальное программное обеспечение, которое разрабатывается компанией производителем. Вся информация будет храниться на сервере, а диспетчер со своего АРМ сможет проводить все возможные процедуры.

Как уже отмечалось в качестве способов связи можно использовать как широкополосный Интернет, так и сети сотовый связи GSM, которые в наше время работают не только в режиме GPRS, но и более скоростных вариантах.

На самих объектах системы освещения есть специальное оборудование, называемое контроллерами. Эти элементы отвечают не только за включение и отключение, но и за передачу информации по каналам связи. Они работают согласно заданной программе с учётом временного расписания. Данные контроллеры могут получать информацию со счётчиков электроэнергии и другого оборудования. Все данные поступают на сервер диспетчерского пункта. Контроллеры могут работать автономно без каналов связи, если использовать специальные функции.

Каждый контроллер состоит из нескольких частей, отвечающих за разные функции.

) Модуль управления - как следует из его название данный элемент управляет уличным освещением. Работает так, как прописано в его программном обеспечении. Этот модуль имеет небольшой объём памяти, позволяющий хранить некоторые данные по режимам работы. Отвечает за их переключение в зависимости от времени. Для этого внутри вмонтирован счётчик времени, работающий от собственной батареи питания. Контроллер способен опрашивать цифровой счетчик электроэнергии, который в свою очередь измеряет токи, напряжения, мощности и общий учет э/э.

) Для передачи и получения информации в контроллер встроен обычно GSM-модем.

) Также данное оборудование должно иметь возможность управления «на месте», если нет возможности диспетчеру связаться с контроллером, либо при проведении обслуживания. блок реле-повторителей - предназначен для управления магнитными пускателями.

) Плюс к этому имеется сборка реле-повторителей, которые естественно управляют включением и выключением магнитных пускателей;

В зависимости от технического развития района контроллеры могут обладать различными модемами для создания канала связи.

) Модем, функционирующий на выделенной линии связи, она же телефонная линия.

) Как уже говорилось, тот самый GSM-модем, работающий в мобильных сетях.

) Модем, работающий через каналы провайдеров, обеспечивающих доступ к Интернету.

Также можно есть возможность использовать спутниковую связь, но пока это не рентабельно, да и нет необходимости такой.

Ниже на рисунке 8.1 представим структуру работы всей системы.

Рисунок 8.1 - Принцип работы системы ЛУЧ-2

На одной компьютерной станции в диспетчерском пункте может осуществляться контроль сразу за множеством объектов - до пятисот контроллеров одновременно. Время реакции на команду с пункта около семи секунд. Для системы рекомендуется использовать определённые счётчики определённого производителя. Они идут в комплекте системы, также не будет проблемой в наши дни приобрести такие счётчики, в случае необходимости замены.

Программное обеспечение даёт возможность удобного мониторинга и контроля за системой освещения на персональном компьютере. Также программа может создать отчёт о работе системы в виде электронного документа. Соответственно его легко можно отправить по электронной почте в любую точку планеты, а также распечатать на принтере. С помощью таких систем теряется необходимость бегать с бумажкой и ручкой.

В конце перечислим все компоненты системы «ЛУЧ-2»:

) контроллер ПВ;

) сервер системы управления наружным освещением;

) ПК для диспетчерской;

) силовой шкаф;

) трансформатор тока;

) счётчик

) измерительные преобразователи

Также есть необходимость устанавливать защиту от импульсных перенапряжений.

Данная система «ЛУЧ-2» в будущем времени может быть установлена для регулирования освещения микрорайона. Но пока эта задача требует дополнительных денежных вложений немалых, поэтому временно оставляем управление освещением на стандартном щите одностороннего обслуживания выбранном в пункте 7.2.

9. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

При работе систем энергоснабжения всегда есть вероятность возникновения внештатных ситуаций. Перегрузки и аварийные режимы работы не редкое явление. При этом может выходить из строя как участок системы, так и я вся система. Последствия могут быть различными. И чтобы снизить негативный эффект таких происшествий или вообще не допустить возникновения осложнений, необходимо озаботиться о защите оборудования и линий. Некоторые объекты должны постоянно получать питание без перерывов. А в некоторых случаях у электроприёмников бывают определённые требования по качеству электроэнергии.

Человеческий фактор в данных ситуациях должен быть в большей степени исключён. Так как все мы понимаем, что обслуживающий персонал не может отреагировать на то или иное явление с той же скоростью, как и автоматика. А некоторые явления человек просто не заметит. Благо, в наше время хорошо развиты системы релейной защиты. Такие системы устанавливаются повсеместно, начиная крупных энергообъектов, заканчивая конечными потребителями.

Что такое релейная защита? Это совокупность автоматически работающей аппаратуры. Чьи функции заключаются в том, чтобы как можно быстрее выявить нештатную ситуацию, обозначить её место и отключить систему при необходимости.

Для своего проекта в качестве элементов релейной защиты можно использовать цифровое электротехническое оборудование фирмы РЕЛСИС. В качестве основного модуля защиты предлагается использовать аппарат РЗЛ-01-03. Этот модуль имеет все возможные функции, характерные для релейной защиты. Это и выявление повреждений, и сигнализацию, и, конечно же, управление работой системы. Оборудование подходит для установки на линии напряжением 10 кВ, что нам и необходимо. Также оно может быть использовано в качестве модуля защиты трансформаторов.

Оборудование построено на базе микропроцессора современной архитектуры, поэтому не стоит сомневаться в большой скорости работы системы, а также многообразие функций, при малых габаритах. Данные структуры имеют высокую надёжность. Не говоря уже про достаточно точные измерения необходимых величин и временных интервалов. Также есть возможность добиться хорошей селективности работы защиты. И, конечно, чувствительность релейной защиты при использовании данного терминала имеет немалые значения.

Так как это оборудование устанавливается на стороне 10 кВ, то рассчитаем необходимые параметры для защиты питающих линий номер 1 и 2. Из курса релейной защиты мы знаем, что данный участок схемы имеет две ступени защиты - токовую отсечку и МТЗ [10]. Заодно установим защиту от замыкания на землю по данным источника [10]. Необходимо обеспечить бесперебойное питание для объектов, следовательно необходимо установить модуль АПВ основываясь на выводах литературы [10].

В главе 6 данного проекта рассматривались всевозможные схемы работы системы. Предположим, что система работает так, как представлено на рисунке 6.2. Определение необходимых параметров релейной защиты будем производить по методике [23].

МТЗ-1:

Рассчитаем ток срабатывания селективной токовой отсечки, отстроенной от величины максимального тока короткого замыкания в точке К6 [23]:

, А, (9.1)

где Кз - коэффициент запаса, принимаем равным 1,09 [23];

I⁽³⁾_кзmax6- максимальный ток короткого замыкания в выбранной точке [23].

 (А).

Далее необходимо проверить соблюдение условия отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов [23]:

  (9.2)

где I_РАБMAX- максимальный рабочий ток линии номер 1, А [23].

Требование соблюдается, поэтому ток срабатывания селективной токовой отсечки оставляем равным 3618 А.

Теперь необходимо определиться с трансформатором тока. ТТ марки ТПОЛ-10-0,5 отлично подходит для нашей системы. Его К_ТР=300/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле - «неполная звезда - неполная звезда» [19].

Так как мы установили ТТ, то необходимо определить величину вторичного тока в модуле защиты.

, А, (9.3)

где Ксх - коэффициент схемы, равен 1[23];

Кт - коэффициент трансформации ТТ [23].

.

Микропроцессорный модуль, установленный в нашей системе имеет возможность установления величины уставки срабатывания защиты от 10% Iн до 2500% Iн. Шаг уставок равено 10% Iн. Номинальный ток оборудования защиты 5 А, следовательно уставки выставляются от 0,5 А до 125 А. Из всего выше написанного делаем вывод, что уставка для МТЗ-1 Iсо=62.5 А.

Необходимо проверить чувствительность для ТО. Это проверяется по зоне действия, которая должна быть не меньше 10% от длины линии. В нашем случае ТО обеспечивает защиту 17% линии. Условие соблюдается.

МТЗ-3:

Максимальная токовая защита отстраивается от максимального рабочего тока в защищаемой линии [23]. Ток срабатывания защиты определяется по следующей формуле [23]:

, А, (9.4)

гдек_з - коэффициент запаса, 1,1 [23];

к_в - коэффициент возврата, 0,95 [23];

к_сзп - коэффициент самозапуска, 1,2 [23].

(А).

ТТ для системы уже выбраны, соответственно можем сразу определить вторичный ток в модуле защиты.

, А,(9.5)

.

Требование по чувствительности защиты [23]:

,(9.6)

гдеI⁽²⁾_К5 - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце линии [23].

.

Из всего выше написанного делаем вывод, что уставка для МТЗ-3 Iуст=2 А.

Время срабатывания МТЗ-3 отстраивается от времени срабатывания плавкого предохранителя, который защищает трансформатор [23]. Время срабатывания плавкого предохранителя - это промежуток времени, за который сгорит сама вставка. Для выбранных предохранителей это промежуток в 0,6 с. Следовательно:

, с,   (9.7)

с.

Далее разработаем защиту от ОЗЗ.

Необходимо отсроить время срабатывания защиты от ОЗЗ от времени срабатывания самой защиты линии 1 с самым большим временем [23].

, с,(9.8)

Рассматривая вопрос селективности работы данной защиты, нужно учитывать ёмкостной ток, появляющийся в линии при ОЗЗ, и ток небаланса при КЗ [23]. Ток ОЗЗ для КЛ данной системы с изолированной нейтралью находится по формуле (8.9) [23]:

.

Ток срабатывания защиты:

, А,(9.9)

гдек_з - коэффициент запаса, 1,1 [23];

к_б - коэффициент броска ёмкостного тока, имеет значение 4-5,если же имеется выдержка времени, то к_б=2-3 [23].

.

Для защиты от ОЗЗ необходимо определиться с ТТ. Выберем ТТ нулевой последовательности марки - ТТНПТ 1/100 [19]. Используется для выявления ОЗЗ. Ктр=100/1. Следовательно вторичный ток будет равен:С

, А, (9.10)

.

В выбранном модуле релейной защиты имеется возможность устанавливать значение уставок для защиты от ОЗЗ в значениях от 0,01 А до 1 А. Принимаем значение уставки для тока ОЗЗ - 0.04 А.

При работе защиты от ОЗЗ система автоматического повторного включения не активируется. Для удобства просмотра и анализа сведём выбранные параметры для микропроцессорного модуля в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Защита линий 10 кВ

МТЗ-1	Активна	Да
	0,1
	62,5
	АПВ при срабатывании	Да
МТЗ-2	Активна	Нет
МТЗ-3	Активна	Да
	1
	2
	АПВ при срабатывании	Да
	Ускорение МТЗ	Разрешено
	Характеристика	Независимая
ОЗЗ	Активна	Да
	1,4
	0,04
Ускорение МТЗ-3	0,1
АПВ	Активно	Да
	1

10. ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМЫ АСКУЭ

Ещё совсем недавно системы АСКУЭ для нашей страны были малоизвестны и не популярны. Но со временем при техническом прогрессе и появлением необходимости экономии ресурсов данные системы стали широко внедряться в энергосистемы. Такие структуры упрощают отслеживание работы систем поставки энергии и ресурсов, что сокращает расходы и повышает рентабельность. АСКУЭ устанавливаются как и гражданского населения в жилых корпусах, так и на промпредприятиях. Данные системы упрощают работу при многоставочном тарифе.

В АСКУЭ используются различные счётчики. И это касается не только счётчиков электроэнергии, но и тепловых, водных и газовых счётчиков. Что касается счётчиков э/э, то они могут быть как однофазные, так и трёхфазные. Класс точности для оборудования прописывается в руководящих документах для работы данной системы. Данные устройства напрямую подключаются к системам, а также должны быть опломбированы.

Счетчики расхода ресурсов устанавливаются в местах, являющимися границей между потребителем и поставщиком. Это может быть ВРУ, вводы НН трансформаторов на трансформаторной подстанции, вводы в квартиры жилых корпусов.

На частных территориях с отдельно построенными домами на одного владельца шкаф учёта э/э необходимо выносить за пределы здания. Шкаф должен обеспечивать защиту оборудования, расположенного внутри. В данном случае граница раздела влияния между покупателем и продавцом является опора, с которой заводится питание, следовательно на ней и устанавливается шкаф [10, п.7.1.56].

Для общественных зданий счетчики э/э монтируются на ВРУ на границе баланса с поставщиком [10, п. 7.1.61].

В проектируемом микрорайоне имеется общественный центр. Из названия следует, что там имеется несколько потребителей э/э. Соответственно на каждого потребителя устанавливается отдельный счетчик [10, п. 7.1.60].

Для учёта общедомового потребления э/э устанавливается один счётчик, располагаемый в шкафах ВРУ [10, п. 7.1.62].

Определимся с тем, какие счётчики будем использовать для учёта в проектируемом микрорайоне. Результаты выбора сведём в таблицу и вынесем в приложение 7.

Выбранные счетчики имеют следующие функции: отдельный учет э/э по 2^м временным тарифам; отдельный учет расхода и прихода активной энергии; отдельный учет индуктивной и емкостной реактивной энергии; одновременный учет активной и реактивной энергии [19].

При внедрении систем АСКУЭ можно столкнуться с теми проблемами, что гражданское население, какая-то его часть, не захочет проводить данную модернизацию систем, не желая вносить изменения в параметры своего помещения. К тому в оборудование надо вкладывать деньги и не все имеют возможности или желание это делать. Самый лучший вариант - это изначально при строительстве микрорайона уже предусматривать использование АСКУЭ.

Но какие же отличные характеристики имеет система АСКУЭ. В городе очень много жилых объектов. Каждый объект раньше должен был посещать учётчик и проверять показания. Это большие расходы и потеря времени. При этом не всегда получается получить доступ к счётчикам из-за отсутствия жильцов. В общем, чтобы почти полностью исключить человеческий фактор необходимо устанавливать систему АСКУЭ. Она будет и снимать показания, и контролировать работу системы, и обнаруживать неисправность.

Для наглядности работы системы приведём рисунок 10.1.

Рисунок 10.1 - Принцип работы системы АСКУЭ

Проще говоря система АСКУЭ для потребителя выглядит так:

Рисунок 10.2 - Схема работы АСКУЭ

На рисунке 10.3 и 10.4 представим схемы подключения оборудования системы АСКУЭ по подъездам и этажам.

Рисунок 10.3 - Подключение оборудования в АСКУЭ

Рисунок 10.4 - Подключение оборудования в АСКУЭ

В системах АСКУЭ, как видно из рисунков, имеются счётчики э/э, воды, газа и тепла. Они имеют выводы, оборудованные обычно оптическим устройством, генерирующие импульсный сигнал.

На современном рынке открытого мира предлагаются десятки видов счётчиков с различными параметрами и ценами. Выбираются они по тем особенностям, которые нужны потребителю. Это либо точность и качество измерения, либо наличие оптического выхода, либо техническая надёжность и срок службы.

Но в этом проекте не рассматривается полное применение системы АСКУЭ. Потому что по это вопрос уже другого проекта. Наша задача состоит в том, чтобы упомянуть о возможных системах. АСКУЭ может быть спокойно внедрена при желании населения, организаций и энергопоставщиков.

11. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ

В наше время вопрос энергосбережения стоит очень остро. Человечество всё больше и больше потребляет ресурсов, при чём часто это не оправдано. Природа не успевает восстанавливать свои ресурсы, благодаря которым люди могут получать энергию. Во многих странах проблемы с нехваткой ресурсов связаны с перенаселением, но для России конечно же в данный момент это не грозит. Но в нашей стране в современных тяжёлых условиях кризиса необходимо экономить ресурсы по всем направлениям, в том числе это касается и простых граждан.

Эффективное применение мер по энергосбережению работает в том случае, когда производится контроль на производствах энергетических ресурсов, а также при их распределении, и ,конечно же необходим контроль у конечного пользователя. Эти моменты строго отражены в федеральном законе № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [25].

В своём проекте вопрос энергосбережения рассматривался в предыдущей главе при помощи систем АСКУЭ. Эту систему необходимо проверять во всех сферах услуг, как поставка электроэнергии, например, так и в системах водоснабжения, газоснабжения и поставку тепловой энергии, используемых для обогрева объектов.

В современных условиях широкое развитие получили микропроцессорные системы, которые уже используются в системах в большими значениями напряжений и нагрузок. С помощью микропроцессоров производится регулировка работы синхронных и асинхронных электродвигателей на предприятиях, при чём эти двигатели составляют большую часть нагрузки для объекта. Точность таких систем крайне высока. Появляется возможность выбирать режимы работы для увеличения экономии ресурсов. Микропроцессорный контроль позволяет добиться таких условий работы двигателей, при которых минимизированы риски с тяжёлыми последствиями переходных процессов.

Рассмотрим преимущества использования частотного регулирования электроприводом:

) всеобъемлющая защита электродвигателей за счет особенностей в работе частотных преобразователей [26];

) повышается срок службы электродвигателей и приборов для пуска из-за того, что нет больших величин пусковых [26];

) уменьшается реактивная составляющая токов электродвигателей, тем самым повышается качество сети питания [26];

) регулировка происходит автоматически, без задействований человека [26];

) в итоге всё это приводит к уменьшению потребления ресурсов [26].

Если брать город, а в нашем случае микрорайон, то такие системы регулирования возможно применить в организациях, занимающимся поставкой водных ресурсов, например. Так как всем известно, что в зависимости от времени в течение дня, граждане, если брать жилые дома, в разных объёмах потребляют водный ресурс. Есть возможность установить ЧРП на насосные системы. Эффективность применения данных систем контроля в этой сфере составляет в среднем 50% [26].

Для образца рассчитаем, какое количество электроэнергии можно сэкономить в течение года, при использовании данной системы регулирования в котельных на насосные системы, обеспечивающие жилые корпуса горячей водой.

 (11.1)

где - номинальная мощность электродвигателя, кВт/ч [8];

- коэффициент загрузки электродвигателя [8];

 - коэффициент использования котельного аппарата [8].

За последние пять лет сильно продвинулись идеи использования продукции со светодиодами. Многие граждане переходят на использование светодиодных ламп в домашних условиях. В сфере освещения такие системы дают огромную экономию из-за того, что потребляют они намного меньше электроэнергии. Но тут встаёт вопрос качества продукта, так как срок службы светодиода велик, но остальные комплектующие продукта могут не проработать всеь прописанный срок службы. А стоимость такой продукции весьма не маленькая, особенно в современных условиях в нашей стране, когда национальная валюта слаба, а производители светодиодной продукции используют зарубежные комплектующие. Многие утверждают, что освещение такими элементами улиц, является крайне выгодно. Но я считаю, что пока об том рано говорить, при современном качестве продукта. Также в нашем регионе погодные условия не благоприятны для подобных систем. Да и по световому потоку светодиоды уступают своим собратьям по световой сфере.

Хотя для увеличения освещённости можно увеличить количество светильников. Но это поведёт за собой затраты на покупку оборудования, которое стоит не дёшево. В общем необходимо тщательно проводить подсчёты с учётом фактора риска выхода из строя оборудования вне сроков службы и его замены.

Но есть пара положительных факторов в светодиодном освещении - это то, что уменьшаются затраты на кабели для подключения освещения, а также не возникнет проблем с утилизацией отработавшего оборудования.

Также можно отметить такие особенности, как отсутствие пусковых токов в подобных системах, а также мгновенное включение без разогревов и прочего.

Исходя из всего вышенаписанного приходим к выводу, что улицы нашего микрорайона будут освещаться светильниками с лампами ДНаТ. Это довольно популярный и качественный метод освещения, используемый также на дорогах.

В последние пару лет жилищно-коммунальные организации открыли для себя способ недорого сэкономить на электроэнергии. Как многие из вас знают в данное время в подъездах и прочих местах общего пользования устанавливают датчики движения, что позволяет освещать необходимое место только в том случае, когда это нужно. Пропадает человеческий фактор, когда человек просто забывает выключить светильник, который работает сутками и зря потребляет ресурсы.

Теперь поговорим про энергосберегающие лампы. Стоимость их велика. Заявленные параметры, сравниваемые с лампами накаливания, не соответствуют действительности. Со временем теряют часть своего светового потока. Производитель заявляет про большой срок службы, но как правило они его не отрабатывают из-за плохих комплектующих и того фактора, что такие лампы крайне плохо реагируют на нестабильность в сети напряжения, что резко понижает их срок службы.

Из выше написанного следует вывод, что в жилых корпусах в подъездах мы будем устанавливать обычные лампы накаливания с датчиками движения. Удивительно, но лампы накаливания не теряют свою актуальность, за счёт копеечной цены и простоты и безопасности в работе.

В наши дни такие датчики движения оборудованы элементами, которые определяются степень освещенности пространства, соответственно можно отрегулировать его так, чтобы он срабатывал только при определённых условиях видимости для человека. Такие приборы имеют высокую чувствительность, что крайне положительно. Производители внедряют системы защиты такого оборудования от помех различного рода, что исключает ложные или неверные срабатывания. Снижение расходов на освещение в такие моменты достигает в десятки раз. Соответственно данные системы часто устанавливаются и дают результаты, так как граждане видят эффект снижения платы за электроэнергию за общедомовые услуги. При чём окупается всё это за небольшие сроки, примерно около года [27].

12. РАЗДЕЛ БЖД

Активное использование природных ресурсов и загрязнение окружающей среды, внедрение научно-технического прогресса во все слои общественно-производственной деятельности сопровождается появлением и широким распространением различных природных, биологических, техногенных, экологических и других опасностей. Они требуют определения и осуществления комплекса эффективных мер защиты от их неблагоприятного действия на человека, здоровье трудовых коллективов и населения.

Решение проблемы безопасности жизнедеятельности заключается в обеспечении нормальных условий деятельности людей, их жизни, в защите человека и окружающей его среды (производственной, природной, городской, жилой) от воздействия вредных факторов, превышающих нормативно-допустимые уровни. Поддержание оптимальных условий деятельности и отдыха человека создает предпосылки для наибольшей работоспособности и продуктивности.

В дипломном проекте разрабатывается электроснабжение микрорайона города, питание потребителей которого осуществляется по кабельным линиям напряжением 0,4-10 кВ. Основная роль заключается в обеспечении надежности электроснабжения и безопасности людей, что обеспечивается с помощью мер безопасности при монтаже и обслуживании кабельных линий и ТП микрорайона.

.1 Охрана труда при обслуживании электроустановок 10 кВ.

Оперативные переключения должны выполнять работники, осуществляющие оперативное управление и обслуживание электроустановок (осмотр, оперативные переключения, подготовку рабочего места, допуск и надзор за работающими, выполнение работ в порядке текущей эксплуатации, или работники, специально обученные и подготовленные для оперативного обслуживания в утвержденном объеме закрепленных за ним электроустановок, допущенные к работам ОРД организации или обособленного подразделения [29].

В электроустановках напряжением выше 1000 В работники из числа оперативного персонала, единолично обслуживающие электроустановки, и старшие по смене должны иметь группу по электробезопасности IV, остальные работники в смене - группу III [29].

Вид оперативного обслуживания электроустановок, а также число работников из числа оперативного персонала в смене устанавливается ОРД организации или обособленного подразделения [29].

При оперативном обслуживании, осмотрах электроустановок напряжением 10 кВ, а также выполнении работ в электроустановках не допускается приближение работников и применяемых ими инструментов и приспособлений к временным ограждениям ближе 0.6 м, а расстояния от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов - 1м [29].

Единоличный осмотр электроустановки, электротехнической части технологического оборудования имеет право выполнять работник из числа оперативного персонала, имеющий группу не ниже III, обслуживающий данную электроустановку в рабочее время или находящийся на дежурстве, либо работник из числа административно-технического персонала (руководители и специалисты, на которых возложены обязанности по организации технического и оперативного обслуживания, проведения ремонтных, монтажных и наладочных работ в электроустановках имеющий группу V (для электроустановок напряжением выше 1000 В) [29]. Право единоличного осмотра предоставляется на основании ОРД организации [29].

Работники, не обслуживающие электроустановки, могут допускаться в электроустановки в сопровождении оперативного персонала, обслуживающего данную электроустановку, имеющего группу IV - в электроустановках напряжением выше 1000 В, либо работника, имеющего право единоличного осмотра [29].

Сопровождающий работник должен осуществлять контроль за безопасностью людей, допущенных в электроустановки, и предупреждать их о запрещении приближаться к токоведущим частям [29].

При осмотре электроустановок разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств. При осмотре электроустановок напряжением выше 1000 В не допускается входить в помещения, камеры, не оборудованные ограждениями или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям. Не допускается проникать за ограждения и барьеры электроустановок. Не допускается выполнение какой-либо работы во время осмотра [29].

При замыкании на землю в электроустановках напряжением 3-35 кВ приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м в ЗРУ и менее 8 м в ОРУ и на ВЛ допускается только для оперативных переключений с целью ликвидации замыкания и освобождения людей, попавших под напряжение. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами [29].

При несчастных случаях для освобождения пострадавшего от действия электрического тока напряжение должно быть снято немедленно без предварительного разрешения оперативного персонала [29].

Отключать и включать электрические аппараты, предназначенные для коммутации электрической цепи и снятия напряжения с части электроустановки (выключатель, выключатель нагрузки, отделитель, разъединитель, автомат, рубильник, пакетный выключатель, предохранитель) и заземлители (заземляющие разъединители, заземляющие ножи) напряжением выше 1000 В с ручным приводом необходимо в диэлектрических перчатках [29].

Снимать и устанавливать предохранители следует при снятом напряжении. Допускается снимать и устанавливать предохранители, находящиеся под напряжением, но без нагрузки [29].

При снятии и установке предохранителей под напряжением (свыше 1000 В) необходимо пользоваться изолирующими клещами (штангой) с применением диэлектрических перчаток и средств защиты лица, глаз от механических воздействий и термических рисков электрической дуги [29].

Двери помещений электроустановок, камер, щитов и сборок, кроме тех, в которых проводятся работы, должны быть закрыты на замок [10]

.2 Меры безопасности при прокладке КЛ в жилом микрорайоне, выбор заземляющего устройства ЗТП 10/0.4 кВ, выбор сети до 1 кВ

При прокладке КЛ в жилом микрорайоне необходимо при перекатке барабана с кабелем не допустить того, чтобы рабочие одеждой каким-либо образом зацепились за выступающие края барабана. При перекатке барабана концы кабеля закрепляют и удаляют торчащие гвозди. Перекатывать барабан допускается только по горизонтальной поверхности по твёрдому грунту или прочному настилу. Размотка кабеля осуществляется только при наличии тормозного приспособления.

При прокладке кабеля вручную необходимо правильно рассчитать число рабочих, чтобы на каждого рабочего приходился участок кабеля массой не более 35 кг для мужчин и 15 кг для женщин.

Не допускается нахождение рабочих внутри углов поворота трассы. Для поддержки кабеля на углах поворота устанавливаются угловые ролики, поддержка вручную запрещена.