Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона города

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

317,63 Кб
Опубликовано:

2017-02-15

Все дипломные работы по физике

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона города

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

.2 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий

3. ПОСТРОЕНИЕ СИСТЕМЫ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ

.1 Выбор нормы освещенности

.2 Выбор системы освещения

.3 Светотехнический расчет

. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И МЕСТ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

.1 Выбор трансформаторов

.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

.3 Определение центров электрических нагрузок микрорайона

. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА ГОРОДА

.1 Схема распределительной сети 10 кВ

.2 Выбор сечения кабелей 10 кВ

.3 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ

.4 Выбор сечения кабелей сети 0,4 кВ

.5 Выбор проводов внутридомовой сети

. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

.1 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 10 кВ

.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 0,4 кВ

. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кв

. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

.1 Защита трансформаторов

.2 Защита отходящих линий

.3 Построение карты селективности 10 кв

.4 Защита кабельных линий 0,4 кВ

. ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМ АСКУЭ

.1 Назначение системы АСКУЭ

.2 Выбор системы АСКУЭ

.3 Место установки элементов системы

. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

.1 Принципы энергосбережения

.2 Перечень типовых мероприятий по энергосбережению

.3 Низкозатратные мероприятия

.4 Среднезатратные мероприятия

.5 Высокозатратные мероприятия

. ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ

.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

11.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

11.3 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

С ростом промышленного и жилищно-общественного строительства в городах возникает необходимость сооружения новых городских электрических сетей и подстанций, и к ним предъявляют все более высокие требования надежного и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей. Системой электроснабжения города называется совокупность электростанций, понижающих и преобразовательных подстанций, питающих и распределительных линий и электроприёмников, которая обеспечивает снабжение электроэнергией коммунально-бытовых, промышленных и транспортных потребителей расположенных на территории города.

Источником питания (ИП) систем электроснабжения города является городские электрические станции и понижающие подстанции.

Центром питания (ЦП) называется распределительное устройство, генераторного напряжения электрической станции или распределительное устройство вторичного напряжения 10-20 кВ, понижающей подстанции, к шинам которого присоединяются распределение сети данного района.

В составе электрических сетей систем электроснабжения города в ряде случаев сооружаются распределительные пункты (РП) 10-20кВ, предназначенные для приёма электроэнергии от ИП по ограниченному числу питающих линий (2-4) и выдачи в сеть по большому числу линий.

Задачей проектирования системы электроснабжения города является создание экономически целесообразной системы, обеспечивающей необходимое количество и качество комплексного электроснабжения всех потребителей, а также обеспечивающих их экономическую эксплуатацию.

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос электроснабжения жилого микрорайона города, потребители электроэнергии которого получают питание от ИП, в качестве которого выступает понижающая подстанция 110/10 кВ, через РП.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Основными потребителями электроэнергии в системах электроснабжения города являются: коммунально-бытовые потребители, промышленные предприятия, электрифицированный городской и пригородный транспорт, наружное освещение города.

Коммунально-бытовые потребители электроэнергии - это жилые здания, административные, культурно-массовые, учебные, лечебные, торговые организации и предприятия, комбинаты бытового обслуживания, предприятия общественного питания и торговли и т.п.

Требования к надежности электроснабжения городских потребителей должны соответствовать требованиям ПУЭ и соответствующих инструкций и указаний.

В данном проекте имеют место: развлекательный центр, сберкасса, отделение почты, школа, детские сады, продовольственные и непродовольственные магазины, стадион, жилые дома.

Жилой фонд состоит из 5, 9, 10-ти этажных домов. При проектировании принимаем следующее условие: в жилых домах этажностью 10 и более этажей установлены электрические плиты, в остальных - плиты на газовом топливе.

Промышленных потребителей в микрорайоне нет.

Спецификация электропотребителей рассматриваемого микрорайона приведена в таблице 1.1.

Генплан жилого микрорайона представлен на листе 1 данного проекта.

В зданиях имеются электроприемники первой категории по степени надежности электроснабжения, поэтому выполняем питание каждого здания от двух независимых источников с устройством АВР.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

Определение расчетных нагрузок жилых зданий основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого берется квартира жилого дома.

Расчет проводим согласно методом удельных нагрузок.

Расчетная электрическая нагрузка квартир Р_кв, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

Р_кв = Р_кв.уд. ^. n, кВт, (2.1)

где Р_кв.уд. - удельная нагрузка электроприемников квартир, кВт, кварт., n - количество квартир, шт.

Удельные расчетные нагрузки жилых квартир приведены для зимнего вечернего максимума, они учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, технических этажей и т.д.), но не учитывают общедомовую силовую нагрузку и осветительную и силовую нагрузку встроенных (пристроенных) торговых и коммунально-бытовых потребителей. Расчетная нагрузка силовых электроприемников Р_с приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

Рс = Рр.л + Рст.у , кВт, (2.2)

где Р_рл - мощность лифтовых установок зданий, кВт;

Р_ст.у - мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно- технических устройств, кВт.

Мощность лифтовых установок Р_р.л определяется по формуле:

, кВт, (2.3)

где к'_с - коэффициент спроса [2, таблица 6.4 ] ;

n_л - количество лифтовых установок, шт;

P_ni - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Р_сту определяется по формуле:

, кВт, (2.4)

где к"_с - коэффициент спроса;

n- количество двигателей, шт;

Рст.у - установленная мощность электродвигателя , кВт.

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитывается.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников ) Р_р. определяется по формуле:

Р_р= Р_КВ+ к_уР_с , кВт, (2.5)

где Р_кв - расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Р_с - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

k_y - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников , k_у=0,9 [2]. Расчетную реактивную мощность жилого дома Q_р определяем следующим образом:

, квар, (2.6)

где tgj - коэффициенты реактивной мощности;

Р_кв - расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Р_рл - мощность лифтовых установок зданий, кВт;

Р_ст._у - мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств, кВт.

Полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) S_p определяется по формуле:

, кВ^.А, (2.7)

где Р_р - расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников ), кВт ;

Q_р - расчетная реактивная мощность жилого дома , квар.

Расчетный ток здания I_р определяется по формуле:

, кА, (2.8)

где S_p- полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВ^∙А;

U_H - номинальное напряжение, кВ.

Приведем пример расчета жилого девятиэтажного дома, имеющего 6 подъездов и 216 квартир с плитами на природном газе. Данное здание на генплане (лист 1) обозначено номером 2.

По формуле (2.1) определяем расчетную нагрузку квартир:

Р_кв = 0,765 ^. 216 =165,24( кВт).

Мощность лифтовых установок определяем по формуле (2.3):

Р_рл = 0,65 ^.6 ^.13= 50,7 (кВт).

Мощность насосов водоснабжения для данного дома определяется по формуле (2.4):

Р_ст._у= 0,9 ^.3 ^. 15 = 40,5 (кВт).

Расчетную нагрузку силовых электроприемников, приведенную к вводу жилого дома, определим по формуле (2.2):

Р_с = 50,7 + 40,5 = 91,2 (кВт).

Далее по формуле (2.5) определим активную нагрузку жилого дома:

Р_р = 165,24 + 0,9 ^. 91,2= 247,32 (кВт).

Реактивную нагрузка силовых электроприемников здания определим по формуле (2.6):

Q_p =165,24^. 0,29 + 0,9 (50,7^. 1,17 + 40,5 ^. 0,75 ) = 128,65 (квар).

Полную электрическую нагрузку жилого дома (квартир и силовых электроприемников ) S_p, кВ∙А, определим по формуле (2.7):

(кВ∙А).

Расчетный ток здания определим по формуле (2.8):

(А).

Для остальных жилых зданий расчетные электрические нагрузки определяются аналогично, поэтому расчет можно свести в таблице 2.1.

электрический нагрузка микрорайон трансформатор

2.2 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий

Расчетная электрическая нагрузка общественного здания Р определяется:

Р = Р_уд^.m, кВт, (2.9)

где Р_уд - удельная нагрузка [2, таблица 6,14]:

- для предприятий торговли, кредитно-финансовых учреждений, предприятий связи, кВт/м²;

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

m - соответственно: - площадь, м²; - количество мест.

Расчетная реактивная мощность здания Q определяется по формуле:

Q = P^.tgj , квар, (2.10)

где Р - расчетная электрическая нагрузка общественного здания, кВт;

tgj - коэффициент мощности общественного здания.

Полная расчетная мощность S, кВ^.А, и расчетный ток здания I, кА, определяются по формулам (2.7) и (2.8) соответственно.

В качестве примера рассчитаем нагрузку школы на 1000 учащихся. Определим расчетную электрическую нагрузку школы по формуле (2.9):

Р = 0,25 ^.1000 = 250 (кВт).

Подставив численные значения в формулу (2.10) получим расчетную реактивную мощность школы:

Q = 250 ^.0,33 = 82,5 (квар).

Далее по формулам (2.7) и (2.8) определим полную нагрузку здания и его расчетный ток:

(кВ∙А);

(А).

Для остальных общественных зданий расчетные электрические нагрузки определяются аналогично, поэтому расчет можно свести в таблицу 2.2.

Таблица 2.1-Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

Номер на ГП	Наименование потребителя		n, шт	Ру, кВт	tgj	k_C	Ркв, кВт	Рл, кВт	Рст.у, кВт	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ^.А	Iр, А
1	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	40	1,2	0,29	-	48	-	-	48	13,92	49,98	72,14
2	Жилой дом 9 этажей	Квартиры Лифты Насосы	216 6 3	0,765 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,65 0,9	165,24 - -	- 50,7 -	- - 40,5	247,32	128,65	278,78	402,38
3	Жилой дом 10 этажей	Квартиры Лифты Насосы	160 4 2	1,416 13 15	0,2 1,17 0,75	- 0,7 1	226,56 - -	- 36,4 -	- - 30	286,32	103,89	304,59	439,64
4	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	100	0,85	0,29	-	85	-	-	85	24,65	88,5	127,74
5	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
6	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
7	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	100	0,85	0,29	-	85	-	-	85	24,65	88,5	127,74
9	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
11	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
12	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
14	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	100	0,85	0,29	-	85	-	-	85	24,65	88,5	127,74
15	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
16	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
17	Жилой дом 10 этажей	Квартиры Лифты Насосы	160 4 2	1,416 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,7 1	226,56 - -	- 36.4 -	- - 30	286,32	103,89	304,59	439,64
18	Жилой дом 9 этажей	Квартиры Лифты Насосы	216 6 3	0,765 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,65 0,9	- 50,7 -	- - 40.5	247,32	128,65	278,78	402,38
20	Жилой дом 10 этажей	Квартиры Лифты Насосы	160 4 2	1,416 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,7 1	226,56 - -	- 36.4 -	- - 30	286,32	103,89	304,59	439,64
21	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
22	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
25	Жилой дом 9 этажей	Квартиры Лифты Насосы	216 6 3	0,765 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,65 0,9	165,24 - -	- 50,7 -	- - 40.5	247,32	128,65	278,78	402,38
27	Жилой дом 9 этажей	Квартиры Лифты Насосы	72 2 2	0,99 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,8 1	71,28 - -	- 20,8 -	- - 30	117	62,83	132,8	191.68
28	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
29	Жилой дом 9 этажей	Квартиры Лифты Насосы	216 6 3	0,765 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,65 0,9	165,24 - -	- 50,7 -	- - 40.5	247,32	128,65	278,78	402,38
30	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
32	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
33	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
34	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
35	Жилой дом 10 этажей	Квартиры Лифты Насосы	160 4 2	1,416 13 15	0,2 1,17 0,75	- 0,7 1	226,56 - -	- 36,4 -	- - 30	286.32	103,89	304,59	439,64
38	Жилой дом 9 этажей	Квартиры Лифты Насосы	216 6 3	0,765 13 15	0,29 1,17 0,75	- 0,65 0.9	165,24 - -	- 50,7 -	- - 40,5	247,32	128,65	278,78	402,38
39	Жилой дом 5 этажей	Квартиры	70	1	0,29	-	70	-	-	70	20,3	72,88	105,19
ИТОГО										3851,88	1514,01	4138,74	5973,76

Таблица 2.2-Расчетные электрические нагрузки общественных зданий

Номер на ГП	Наименование потребителя	m	Ру, кВт	tgj	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ^.А	Iр, А
8	Аптека	150	0,16	0,62	24	14,88	28,24	40,76
10	Продовольственный магазин	150	0,25	0,62	37,5	23,25	44,12	63,69
13	Промтоварный магазин	150	0,16	0,62	24	14,88	28,24	40,76
19	Детский сад	280	0,46	0,2	128,8	25,76	131,35	189,59
23	Школа	1000	0,25	0,33	250	82,5	263,26	379,98
26	Торговый центр	1000	0,16	0,62	160	99,2	188,26	271,73
29а	Сбербанк	400	0,054	0,62	21,6	13,39	25,41	36,68
31	Детский сад	280	0,46	0,2	128,8	25,76	131,35	189,59
35а	Почта	260	0,054	0,62	14,04	8,7	16,52	23,84
36	Продовольственный магазин	380	0,25	0,62	95	58,9	111,78	161,34
37	Развлекательный центр	560	0,46	0,62	257,6	159,71	303,09	437,48
ИТОГО:					1141,34	526,93	1257,1	1814,47

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ ТЕРРИТОРИИ МИКРОРАЙОНА

.1 Выбор нормы освещенности

Освещение улиц, дорог и площадей с регулярным транспортным движением в городах следует проектировать исходя из норм средней яркости покрытий, а освещение непроезжих частей территории микрорайона исходя из норм средней горизонтальной освещенности [6].

Согласно таблицы 11 и таблицы 13 [6] выбираем нормированные величины, соответствующие характеру освещаемого объекта и необходимые для проектирования наружного уличного освещения.

Выбранные значения сведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Нормированные величины освещаемых объектов

Освещаемый объект	Средняя яркость покрытия, Lср, кд/м²	Средняя горизонтальная освещенность, Еср, лк
Магистральные улицы районного значения (категория Б)	0,6	10
Улицы и дороги местного значения (категория В)	0,4	6
Площадки для подвижных игр территории детских яслей-садов.	-	10
Подъезды, подходы к корпусам школ, детских яслей-садов.	-	6
Школьный стадион	-	10

3.2 Выбор системы освещения

Освещение улиц, дорог и площадей территории микрорайонов следует выполнять светильниками, располагаемыми на опорах или тросах.

Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций. Но между крайними светильниками соседних участков магистральных улиц городов рекомендуется [1] предусматривать нормально отключенные перемычки (резервные кабельные линии). Для соединения светильников в сеть применяем провод марки СИП - 2А. Кабельными должны выполнятся распределительные сети освещения территорий детских яслей - садов, общеобразовательных школ. Выбираем светильники ЖКУ 16-100-001-УХЛ1 с лампами ДНаТ 100 и ЖКУ 16-250-001-УХЛ1 с лампами ДНаТ 250, как наиболее экономичные [8]. Ширина проезжей части улиц £12 м, поэтому с учетом рекомендаций табл.24 [8] принимаем одностороннюю схему расположения светильников: на опорах с одной стороны проезжей части.

3.3 Светотехнический расчёт

Рассчитаем количество ламп для освещения улиц. Зададимся шагом (расстоянием между двумя соседними опорами) в 40 м. Тогда количество светильников, необходимых для освещения определим по формуле:

, шт., (3.1)

где L - длина освещаемой поверхности, м;

l - шаг светильников, м.

(шт.).

Число светильников, используемых при освещении больших площадей не проезжих территорий, определяется как:

шт. (3.2)

Для школьного стадиона число светильников равно:

(шт.),

где - площадь освещаемой территории, м²;

- коэффициент использования светового потока по освещенности, равный в данном случае 0,47 [8].

Результат расчета числа установок наружного освещения территории детских садов и территории общеобразовательной школы приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Расчет установок наружного освещения

Освещаемый объект	Средняя горизонтальная Освещенность, Еср, лк	Номер на плане	Площадь объекта, Тип лампыЧисло светильников, шт.
Территория детских садов	10	19	3500	ДнаТ-100	12
		31	3500		12
Стадион, школа	10	23, 24	4200	ДнаТ-100	24
Подъезды и подходы к детским садам	6			ДнаТ-100	2

Определим расчетную активную мощность осветительных приборов для освещения стадиона и территории школы по формуле:

, кВт, (3.3)

где - коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый согласно табл. 19 [8] равным 1;

- коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре, выбираем по табл.18 [8];

- количество установленных ламп, шт.;

- номинальная активная мощность одной лампы, кВт.

Р_р = 1^. 1,08 ^. 24 ^. 100 =2,59 (кВт).

Расчетная реактивная мощность осветительных приборов:

Qр = Рр ^. tgj, квар, (3.4)

где tgj - коэффициент мощности осветительных приборов, для светильников, имеющих индивидуальную компенсацию реактивной мощности, с лампами типа ДнаТ .

Qр =2,59^. 0,62 = 1,64 (квар). Полная электрическая мощность:

, кВ^.А, (3.5)

(кВ^.А).

Расчетный ток I_р определяется по формуле:

, А, (3.6)

( А).

Аналогичным образом произведем расчет для улиц категории Б, В, территорий микрорайона. Полученные данные сведем в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчетные электрические нагрузки наружного освещения

Освещаемые объекты	Тип светильника	Мощность лампы, Вт	n, шт	P_р_,кВт	Q_р_,квар	S_р_,кВ×А	I_р_,А
Улицы категории Б	ЖКУ 16-250-001	250	50	13,5	8,37	15,88	22,93
Улица категории В, внутрирайонная территория	ЖКУ 16-100-001	100	50	5,4	3,35	6,35	9,17
Школьный стадион и территория школы	ЖКУ 16-100-001	100	24	2,59	1,64	3,07	4,43
Территория детских садов и подходы к ним	ЖКУ 16-100-001	100	13	1,4	0,87	1,65	2,38
			13	1,4	0,87	1,65	2,38
Итого:				24,29	15,1	28,6	41,3

Для освещения входа в подъезды предусматривается установка светильников на стенах домов. Данные светильники будут запитываться от ВРУ дома.

Для соединения светильников в сеть применяем провод марки СИП - 2А (самонесущий, изолированный провод), так как он имеем ряд преимуществ по сравнению с неизолированными проводами.

Преимущества изолированных проводов:

) малое как у кабеля реактивное сопротивление;

) безопасность обслуживания;

) уменьшение расстояния до строений по [2].

Система уличного освещения приведена на листе 1 графического материала.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И МЕСТ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

.1 Выбор трансформаторов

В проекте предусматриваем четыре двухтрансформаторных подстанции для повышения надежности системы электроснабжения.

На двухтрансформаторных подстанциях следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения обслуживания, а также для сокращения номенклатуры складского резерва.

Здания и сооружения микрорайона с учетом их территориального расположения разделим на группы, для каждой из которых определим максимум нагрузок.

Расчетную нагрузку питающей линии (трансформаторной подстанции) при смешанном питании потребителей различного назначения (жилых домов и общественных зданий) Р_р.м определяется по формуле:

, кВт,(4.1)

где Р_зд._max- наибольшая активная нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП, кВт;

Р_зд_i - расчетные активные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт; k_yi- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, таблица 6.13 ].

Расчетный максимум реактивной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Q_р.м., квар, определяется по формуле:

, квар, (4.2)

где Q_зд._max- наибольшая реактивная нагрузка здания из числа, питаемых от ТП, кВт;

Q_зд_i - расчетные реактивные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт;

k_yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2].

Далее определим минимальное число силовых трансформаторов N_т, шт., устанавливаемых в ТП:

, шт., (4.3)

где S_р - расчетная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВ∙А;

S_НТ - номинальная мощность силового трансформатора, кВ^.А;

k_з - коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии.

Полученное N_Tminокругляется до ближайшего целого числа.

Определяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

, (4.4)

где Р_р - расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт; Q_p - расчетная реактивная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, квар;

N_T - число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт.;

S_HT - номинальная мощность силового трансформатора, кВ∙А.

Согласно [1] для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не рассматривается.

Длительная работа трансформаторов гарантируется при соблюдении нормированных условий их эксплуатации. Перегрузки по напряжению должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитными устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допустимость перегрузок по мощности.

Перегрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом k_П,АВ, который определяется по формуле:

,(4.5)

В качестве примера определим по формуле (4.1) расчетный максимум активной нагрузки для группы потребителей ТП 2: № 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17- на генплане (лист 1).

Ррм = 286,32 + 0,9 ∙ (70 + 85 + 70 + 70 + 70 + 70) + 0,8 ∙ (24 + 37,5 + 24)=746 (кВт).

По формуле (4.2) определяется расчетный максимум реактивной нагрузки:

Qрм =103,89 + 0,9 ^. (20,3 + 24,65 + 20,3 + 20,3 + 20,3 +20,3) + 0,8 ∙ (14,88 + 23,25 + 18,88) = 260 (квар).

Определим минимальное число силовых трансформаторов N_т, шт., устанавливаемых в ТП по формуле (4.3):

(шт.),

(шт.).

Произведем уточнение загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах работы по формулам (4.4) и (4.5) соответственно:

Выбираем трансформаторы марки ТМГ.

Характеристики трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики и стоимость трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток		Потери		_кз	Стоимость
		ВН	НН	_хх	_кз
	кВ×А	кВ	кВ	Вт	Вт	%	руб.
ТМГ-630/10/0,4	630	10	0,4	0,95	7,5	5,5	190000
ТМГ-1000/10/0,4	1000	10	0,4	1,3	11	6	290000

Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов.

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Рассмотрим два варианта:

) в ТП 2 устанавливаются два трансформатора ТМГ-630/10/0,4;

) в ТП 2 устанавливаются два трансформатора ТМГ-1000/10/0,4.

Технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов производится на основе расчета приведенных затрат:

, руб./год, (4.6)

где - годовые затраты, руб.;

К - капитальные вложения в ТП, руб.;

Е - норма дисконта, равна приемлемой для инвестора норме дохода на капитал, не менее действующего банковского процента (Е=0,16);

- ежегодные затраты без учета амортизации, руб./ год.

Капитальные вложения определяются по формуле:

, руб., (4.7)

где n - число трансформаторов, шт.;

Ц - цена, определяется по оптовым ценникам, руб.;

-коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (= 0,05 - для оборудования массой выше 1 т);

- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы;

= (0,020,08) - в зависимости от массы и сложности оборудования);

- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования;

= (0,10,15) - в зависимости от оптовой цены оборудования.

Ежегодные затраты без учета амортизации определяются по формуле:

, руб./год, (4.8)

где - издержки на обслуживание и ремонт, руб./ год;

-издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторе за год, руб./год;

Издержки на обслуживание и ремонт определяются по формуле:

, руб./год, (4.9)

где - норма ежегодных расходов на обслуживание и ремонт (%) . Для трансформаторов: .

Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах, определяются по формуле:

, руб./год, (4.10)

где - средняя себестоимость эл. энергии в энергосистеме, руб. за кВт^.ч; - годовые потери электрической энергии в трансформаторе, кВт^.ч.

Т.к. на ТП будет установлено по два одинаковых трансформатора номинальной мощностью каждый, а нагрузка составляет , то при условиях раздельной работы потери определяется по формуле:

, кВт·ч. (4.11)

Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле:

( ч). (4.12)

Определяется время максимальных потерь по (4.12), где - время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч:

(ч).

По формуле (4.11) определяются потери электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2:

∆А_Т1год = 2 ^. 0,95 ^. 8760 + 2 ^. 7,5 ^. 0,63² ^. 2886 = 33826 ( кВт^.ч/год),

∆А_Т2год = 2 ^. 1,3 ^. 8760 + 2 ^. 11 ^. 0,4² ^. 2886 = 32935 (кВт^.ч/год).

По формуле (4.10) определяются издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах за год:

И_∆АТ1= 2,37 ∙ 33826 = 80168 (руб./год),

И_∆АТ2= 2,37 ^. 32935 = 78056 (руб./год).

По формуле (4.7) определим капитальные вложения:

К_Т1 = 2 ^. 190000 ^. (1+0,05+0,02+0,1) = 444600 (руб.),

К_Т2 = 2 ^. 290000 ^. (1+0,05+0,03+0,11) = 678600 (руб.).

На основании полученных расчетов составим таблицу технических характеристик трансформаторов для рассматриваемых вариантов. Данные представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики трансформаторов

Вариант	Тип трансформатора	Потери электроэнерг, /годИздержки от потерь, руб./год
I	ТМГ- 630/10	0,63	33826	80168
II	ТМГ- 1000/10	0,4	32935	78056

Определим приведенные капиталовложения:

(На + Е) ^. К_Т1 = (0,05+0,16) ^. 2 ^. 444600 = 186732 (руб./год),

(На + Е) ^. К_Т2 = (0,05+0,16) ^. 2 ^. 678600 = 285012 (руб./год).

По формуле (4.9) определим издержки на обслуживание и ремонт:

(руб./год),

(руб./год).

В итоге приведенные затраты:

З₁ = 186732 + 80168 + 22230 = 289130 (руб./год),

З₂ = 285012 + 78056 + 33930 = 396998 (руб./год).

Как следует из расчетов, наименьшие приведенные затраты имеют место в 1 варианте. Окончательно принимаем к установке трансформаторы ТМГ-630/10/0,4.

Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. Результаты расчета приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Характеристики трансформаторных подстанций

Номер ТП	P_расч.,кВт	Q_расч., квар	S_н.т., кВ∙А	N_т, шт.	K_З	K_ЗАВ
ТП 1	712	764	630	2	0,61	1,2
ТП 2	746	260	630	2	0,63	1,3
ТП 3	768	298	630	2	0,65	1,3
ТП 4	639	268	630	2	0,55	1,1
ТП 5	774	366	630	2	0,7	1,4
ТП 6	670	319	630	2	0,59	1,2

.3 Определение центров электрических нагрузок микрорайона

Для каждой ТП нужно найти её месторасположение, которое определяется согласно методике, изложенной в [9]. Целью определения месторасположения ТП является минимизация затрат на кабель, прокладываемый к ТП на территории микрорайона.

Произвольно проводим оси координат и находим координаты центров нагрузок зданий (размеры X и Y в метрах, генплан дан в масштабе 1:1000).

Условный центр активной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

для оси X:

, м; (4.13)

для оси Y:

, м, (4.14)

где P_i- активная мощность i - го потребителя, кВт;

x_i - координата по оси Х i - го потребителя, м;

y_i - координата по оси Y i - го потребителя, м.

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

для оси X:

, м; (4.15)

для оси Y:

, м, (4.16)

где Q_i - реактивная мощность i - го потребителя, квар;

x_i - координата по оси Х i - го потребителя, м;

y_i - координата по оси Y i - го потребителя, м.

По формулам (4.13) - (4.16) определяется оптимальное расположение ТП на генплане (лист 1). В качестве примера определим условные центры активной и реактивной нагрузок для ТП 3.

Условный центр активной нагрузки:

Условный центр реактивной нагрузки:

Дальнейший расчет проводим аналогичным образом. Результаты расчета приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Условный центр активной и реактивной нагрузки

Номер ТП	S_нт, кВ∙А	N_т, шт	X_a, м	Y_a, м	X_p, м	Y_p, м
ТП 1	630	2	274	139	281	143
ТП 2	630	2	139	256	130	256	630	2	203	460	206	467
ТП 4	630	2	445	469	459	471
ТП 5	630	2	645	383	648	389
ТП 6	630	2	435	146	395	126

Располагаем ТП в соответствии с полученными результатами, учитывая реальное расположение объектов, проездов, тротуаров, а также архитектурные особенности.

5. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА ГОРОДА

Распределительная сеть для рассматриваемого микрорайона представляет собой совокупность распределительной сети 10 кВ, трансформаторных подстанций и распределительной сети 0,38 кВ.

Выбор схемы и числа источников питания определяется по требованию к бесперебойности питания, по категории надежности потребителей и приемников в соответствии с [1].

В рассматриваемом микрорайоне расположены в основном потребители II категории, а также потребители III категории и группа потребителей I категории.

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Электроприемники второй категории в нормальном режиме должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника питания. Допустимы перерывы на время, необходимое для подачи временного питания, ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более чем на одни сутки.

Также в рассматриваемом микрорайоне находятся потребители I категории. Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. К ним относятся лифты, средства пожаротушения и противопожарная сигнализация в школе, детских садах, развлекательном центре и др.

5.1 Схема распределительной сети 10 кВ

Для распределительной сети 10 кВ применим схему с двумя встречными магистралями. Схемы с двойными магистралями применяются на подстанциях с двумя секциями сборных шин, которые работают раздельно.

В случае повреждения одной магистрали, все подстанции переключаются на магистраль, оставшуюся в работе.

Двойные магистрали с двусторонним питанием применяются при необходимости питания от двух независимых источников по условиям надежности электроснабжения.

В качестве независимых источников питания используются две секции сборных шин, каждая из которых в свою очередь запитана от независимого источника питания.

Схема распределительной сети 10 кВ представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Схема распределительной сети 10кВ

5.2 Выбор сечения кабелей сети 10кВ

Электрические нагрузки городских сетей 10кВ в соответствии с [1] определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по [5, табл. 2.4.1]. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 ().

Расчетная активная нагрузка линии Р_р._wопределяется по формуле:

, кВт, (5.1)

где k_у - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов; Р_р.ТП,_i - активная нагрузка i-ой ТП, получающей питание по данной линии в послеаварийном режиме, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка линии Q_p_._W определяется по формуле:

, квар, (5.2)

где Р_р._W - расчетная активная нагрузка в послеаварийном режиме, кВт;

tgφ - коэффициент реактивной мощности.

Полная электрическая нагрузка S_ропределяется по формуле:

, кВ^.А, (5.3)

где P_р - расчетная электрическая нагрузка линии, кВт ;

Q_р-расчетная реактивная мощность линии, квар.

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме работы I_р, кА, определяется по формуле:

, А, (5.4)

где S_р.- полная электрическая нагрузка линии, кВ^.А;

U_н- номинальное напряжение, кВ.

Согласно [10] кабели выбирают по следующим условиям:

) По экономической плотности тока:

, мм², (5.5)

где F_р - расчетное сечение кабеля, мм²;

I_р- расчетный ток линии, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² .

2) По нагреву током послеаварийного режима:

I_па £ k_ср ^. k_пр ^. k_пер ^. k_гр ^. I_доп,А, (5.6)

где I_па - ток послеаварийного режима, А;

k_ср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [1, таблица 1.3.3];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [1, таблица 1.3.26];

k_пер - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, равный 1,25;

k_гр - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление грунта

I_доп- допустимый ток кабеля, А , [1].

) По допустимому отклонению напряжения:

, %, (5.7)

где ΔU_доп - допустимая потеря напряжения: должна быть 5 % [1];

ΔU_р - расчетные потери напряжения, %;

I_р- расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м , [10];

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [10];

cosφ_Н, sinφ_Н - косинус и синус нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

4) По термической стойкости:

, мм², (5.8)

где F_p - выбранное сечение кабеля, мм²;

F_т.с. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, А; t_п - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с^1/2/мм².

Выбираем марку кабеля: АВБ_бШ_В - алюминиевая жила, изоляция из поливинилхлорида, броня из профилированной стальной ленты, защитный покров в виде прессованного шланга из поливинилхлорида.

Для примера, рассчитаем линию W1 по формулам (5.1) - (5.3):

Р_р_W₁ = 0,8 ^. (768 + 746 + 712 + 670 + 774 + 639) = 3447,2 (кВт);

Q_р_W₁ = 3447,2 ^. 0,43 = 1482,3 (квар);

(кВ∙А).

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме работы определим по формуле (5.4):

(А).

Далее выберем кабель, соответствующий условию (5.5):

(мм²),

где j_эк= 1,4 по [ 1, табл. 1.3.36].

Принимаем сечение - 185 мм². Для кабеля этого сечения I_доп =310 А [1, таблица 1.3.16], следовательно подставив численные значения в выражение (4.6) получим:

,6(А) <1 ∙ 1 ∙ 1,25 ∙ 1 ∙ 310 (А),

,6(А) < 387,5(А).

Отклонение напряжения составит:

( %);

,14 % £ 5 %,

где r₀, x₀ берем в соответствии с сечением кабеля.

Термически стойкое сечение определим по условию (5.8): 185(мм²) ≥ 37,1(мм²).

Условие выполняется. Принимаем для этой линии окончательно сечение F_.= 185 мм².

Результаты расчетов других линий представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор сечения кабелей на напряжение 10 кВ

Номер линии	Назначение	P_р, кВт	Q_р, квар	S_р, кВ∙А	I_р, А	L, км	I_р/j, мм²	k_ср∙k_пр∙k_пер∙k_гр∙I_р, А	r₀, Ом/км	x₀, Ом/км	ΔU, ℅	F_тс, мм²	F, мм²
W1	РП - ТП1	3447,2	1482,3	3752,4	216,6	0,2	154,7	387,5	0,169	0,078	0,14	37,1	185
W2	ТП1 - ТП2	2877,6	1237,4	3132,4	180,8	0,37	129,1	300	0,261	0,08	0,31	32,5	120
W3	ТП2 - ТП3	2280,8	980,7	2482,7	143,3	0,32	102,4	300	0,261	0,08	0,22	29	120
W4	ТП3 - ТП4	1666,4	716,6	1813,9	104,7	0,27	74,8	130,9	0,329	0,081	0,16	23,1	95
W5	ТП4 - ТП5	1155,2	496,7	1257,5	72,6	0,27	51,9	90,8	0,261	0,08	0,09	21,8	120
W6	ТП5 - ТП6	536	230,5	583,5	33,7	0,29	24,1	42,1	0,208	0,079	0,13	20,6	150
W7	РП - ТП6	3447,2	1482,3	3752,4	216,6	0,28	154,7	387,5	0,169	0,078	0,2	37,1	185
W8	ТП6 - ТП5	2911,2	1251,8	3168,9	183	0,29	130,7	228,75	0,208	0,079	0,69	34	150
W9	ТП5 - ТП4	2292	985,6	2494,9	144	0,27	102,9	180	0,261	0,08	0,18	31,08	120
W10	ТП4 - ТП3	1780,8	765,7	1938,5	111,9	0,27	79,9	139,9	0,329	0,081	0,17	23,9	95
W11	ТП3 - ТП2	1166,4	501,6	1269,7	73,3	0,32	52,4	91,6	0,261	0,08	0,11	22,3	120
W12	ТП2 - ТП1	569,6	224,9	620	35,8	0,37	25,6	44,8	0,261	0,08	0,06	20,6	120

5.3 Проектирование системы электроснабжения 0,38 кВ

Для питания городских потребителей электроэнергии применяют систему трехфазного переменного тока напряжением 380 В с глухозаземленной нейтралью трансформатора.

На выбор схемы оказывают влияние следующие факторы: требования к бесперебойности питания; размещение трансформаторных подстанций.

Число источников питания определяется по категории надежности потребителей и приемников в соответствии с [1].

Для электроснабжения выбираем радиальную схему. Прокладывается по 2 кабеля к каждому ВРУ. При этом одна из питающих линий используется для присоединения электроприемников квартир и общего освещения общедомовых помещений, другая питающая линия предназначена для подключения лифтов, насосов, противопожарных устройств эвакуационного и аварийного освещения (при их наличии).

При выходе из строя одной из питающих линий все электроприемники дома подключаются к линии оставшейся в работе, которая рассчитана с учетом допустимых перегрузок при аварийном режиме. Линии, питающие здания, подключаются к разным силовым трансформаторам одной ТП. Также предусматривается резервирование на стороне 0,38 кВ.

5.4 Выбор сечения кабелей сети 0,38 кВ

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), , кВ∙А, определяется по формуле :

, кВ^∙А,(5.9)

где - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВ^.А;

- расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВ^.А;

- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [ 2].

Электрические нагрузки взаиморезервируемых линий при ориентировочных расчетах допускается определять умножением суммы расчетных нагрузок линий на коэффициент 0,9.

Расчетный ток линии I_рл, кА, определяется по формуле:

, А, (5.10)

где_.- полная электрическая нагрузка линии , кВ^.А;

- номинальное напряжение, кВ.

Выбор сечений кабелей на напряжение 0,38 кВ осуществляют по следующим условиям [10]: 1) По нагреву расчетным током:

,А,(5.11)

где Iр - расчетный ток кабеля, А ;

k_ср - коэффициент среды, [1, таблица 1.3.3];

k_пр- коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [ 1, таблица1.3.26];

I_доп - допустимый ток кабеля, А , [1, таблица1.3.7].

) По номинальному напряжению:

,(5.12)

где U_HW - номинальное напряжение кабеля, кВ;

U_HC - номинальное напряжение сети, кВ.

) По нагреву током послеаварийного режима:

,А,(5.13)

где I_па- ток кабеля в послеаварийном режиме, А ;

k_ср -коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [1];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке;

k_пер - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, равный 1,25;

k_гр - коэффициент, учитывающий тепловое сопротивление грунта, в данном случае для всех кабелей равен 1 [1];

I_доп - допустимый ток кабеля, А , [1].

) По допустимому отклонению напряжения:

, %, (5.14)

где ΔU_доп - допустимая потеря напряжения, %, должна быть 5 % [1];

ΔU_р - расчетная потеря напряжения, %;

I_р- расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м , [10];

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [10];

cosφ_Н, sinφ_Н - косинус и синус нагрузки (примем 0,92 и 0,39 соответственно);

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

На основании проведенных исследований установлено, что кабели на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 мм² и более.

Рассмотрим на примере выбор кабеля для дома № 27 (см. лист 1 графического материала), питающегося от ТП 1.

Определим по формуле (5.9) расчетную нагрузку линии W27:

S_р.л
._W₂₇= 132,8 (кВ∙А).

Расчетный ток линий определим по формуле (5.10):

( А).

Выберем сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ по вышеперечисленным условиям.

По нагреву расчетным током:

,3(А) £ 1^.0,9^.272(А) ,

,3(А) £ 244,8(А) .

где k_ср - коэффициент среды, в данном случае равен 1 [1];

k_пр - коэффициент прокладки, равен 0,9 [1];

I_доп - допустимый ток кабеля, А , [ 1 ], для предполагаемого сечения

мм² равен 272 А.

По нагреву током послеаварийного режима:

,3(А) £ 1^.0,9^.1^.1,25^.272(А) ,

,3(А) £ 306(А) .

(%) ≥ 4,3(%).

Т.е. все необходимые условия соблюдаются, поэтому окончательно принимаем следующее сечение: F_W₂₇ = 120 мм².

Результаты расчетов других кабельных линий представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2-Выбор сечения кабелей сети 0.38 кВ

Номер линии	Назначение		S_р, кВА	I_р, А	I_доп, А	k_пр		I_д∙k_ср∙k_пр∙k_гр∙k_пер	F, мм²	L, км	r₀_,Ом/км		x₀_,Ом/км		ΔU, %
W1	ТП 3	ВРУ 1	49,98	72,14	106	0,9		119,3	25	0,08	1,25		0,091		3
W2-1	ТП 3	ВРУ 2-1	139,4	201,2	235	0,8		235	95	0,03	0,329		0,081		0,9
W2-2	ТП 3	ВРУ 2-2	139,4	201,2	235	0,8		235	95	0,1	0,329		0,081		2,9
W3-1	ТП 3	ВРУ 3-1	152,3	219,8	272	0,8		272	120	0,16	0,261		0,08		4,1
W3-2	ТП 3	ВРУ 3-2	152,3	219,8	272	0,8		272	120	0,12	0,261		0,08		3
W4	ТП 3	ВРУ 4	88,5	127,74	161	0,9		181,1	50	0,08	0,625		0,085		2,7
W5	ТП 3	ВРУ 5	72,88	105,19	129	0,9		145,1	35	0,04	0,894		0,088		1,5
W6	ТП 4	ВРУ 6	72,88	105,19	194	0,9		218,3	70	0,18	0,447		0,082		3,5
W7	ТП 3	ВРУ 7	88,5	127,74	161	0,9		181,1	50	0,09	0,625		0,085		3
W8	ТП 2	ВРУ 8	28,24	40,76	106	0,9		119,3	25	0,15	1,25		0,091		3,2
W9	ТП 2	ВРУ 9	72,88	105,19	194	0,9		218,3	70	0,19	0,447		0,082		3,7
W10	ТП 2	ВРУ 10	44,12	63,69	106	0,9		119,3	25	0,13	0,447		0,082		3
W11	ТП 2	ВРУ 11	72,88	105,19	194	0,9		218,3	70	0,13	0,447		0,082		2,5
W12	ТП 2	ВРУ 12	72,88	105,19	194	0,9		218,3	70	0,25	0,447		0,082		4,9
W13	ТП 2	ВРУ 13	28,24	40,76	106	0,9		119,3	25	0,09	1,25		0,091		1,9
W14	ТП 2	ВРУ 14	88,5	127,74	161	0,9		181,1	50	0,09	0,625		0,085		3
W15	ТП 2	ВРУ 15	72,88	105,19	129	0,9		145,1	35	0,05	0,894		0,088		1,9
W16	ТП 2	ВРУ 16	72,88	105,19	129	0,9		145,1	35	0,06	0,894		0,088		2,3
W17-1	ТП 2	ВРУ 17-1	152,3	219,8	272	0,8		272	120	0,07	0,261		0,08		1,8
W17-2	ТП 2	ВРУ 17-2	152,3	219,8	272	0,8		272	120	0,08	0,261		0,08		2
W18-1	ТП 1	ВРУ 18-1	139,4	201,2	272	0,8		272	120	0,19	0,261		0,08		4,4
W18-2	ТП 1	ВРУ 18-2	139,4	201,2	272	0,8		272	120	0,12	0,261		0,08		2,8
W19	ТП 1	ВРУ 19	131,35	189,59	235	0,9		264,4	95	0,14	0,329		0,081		4,2
W20-1	ТП 1	ВРУ 20-1	152,3	219,8	272	0,8		272	120	0,05	0,261		0,08		1,3
W20-2	ТП 1	ВРУ 20-2	152,3	219,8	272	0,8		272	120	0,03	0,261		0,08		0,8
W21	ТП 5	ВРУ 21	72,88	105,19	194	0,9		70	0,22	0,447		0,082		4,3
W22	ТП 4	ВРУ 22	72,88	105,19	129	0,9	145,1		35	0,12	0,894	0,088		4,5
W23-1	ТП 1	ВРУ 23-1	131,63	190	235	0,8	264,4		95	0,08	0,329	0,081		2,2
W23-1	ТП 1	ВРУ 23-1	131,63	190	235	0,8	264,4		95	0,07	0,329	0,081		1,9
W24	ТП 1	Осв. стадиона	1,64	2,4	90	0,9	101,25		16	0,13	1,95	0,095		0,3
W25-1	ТП 6	ВРУ 25-1	139,4	201,2	235	0,8	235		95	0,07	0,329	0,081		2,1
W25-2	ТП 6	ВРУ 25-2	139,4	201,2	235	0,8	235		95	0,09	0,329	0,081		2,6
W26	ТП 6	ВРУ 26	188,26	271,73	309	0,9	347,6		150	0,13	0,208	0,079		3,3
W27	ТП 1	ВРУ 27	132,8	195,3	272	0,9	306		120	0,19	0,261	0,08		4,3
W28	ТП 6	ВРУ 28	72,88	105,19	129	0,9	145,1		35	0,06	0,894	0,088		2,3
W29-1	ТП 5	ВРУ 29-1	139,4	201,2	272	0,8	272		120	0,19	0,261	0,08		4,4
W29-2	ТП 5	ВРУ 29-2	139,4	201,2	272	0,8	272		120	0,15	0,261	0,08		3,5
W30	ТП 6	ВРУ 30	72,88	105,19	129	0,9	145,1		35	0,05	0,894	0,088		1,9
W31	ТП 6	ВРУ 31	131,35	189,59	235	0,9	264,4		95	0,15	0,329	0,081		4
W32	ТП 6	ВРУ 32	72,88	105,19	161	0,9	181,1		50	0,16	0,625	0,085		4,5
W33	ТП 4	ВРУ 33	72,88	105,19	129	0,9	145,1		35	0,1	0,894	0,088		3,8
W34	ТП 4	ВРУ 34	72,88	105,19	161	0,9	181,1		50	0,17	0,625	0,085		4,8
W35-1	ТП 5	ВРУ 35-1	152,3	219,8	272	0,8	272		120	0,05	0,261	0,08		1,3
W35-2	ТП 5	ВРУ 35-2	152,3	219,8	272	0,8	272		120	0,09	0,261	0,08		2,3
W36	ТП 4	ВРУ 36	111,78	161,34	194	0,9	218,3		50	0,06	0,625	0,085		2,6
W37-1	ТП 5	ВРУ 37-1	151,5	218,7	272	0,8	272		120	0,12	0,261	0,08		3
W37-2	ТП 5	ВРУ 37-2	151,5	218,7	272	0,8	272		120	0,15	0,261	0,08		3,5
W38-1	ТП 4	ВРУ 38-1	139,4	201,2	272	0,8	272		120	0,13	0,261	0,08		3
W38-2	ТП 4	ВРУ 38-2	139,4	201,2	272	0,8	272		120	0,2	0,261	0,08		4,6
W39	ТП 4	ВРУ 39	72,88	105,19	129	0,9	145,1		35	0,06	0,894	0,088		2,3
W40	ТП 5	ВРУ 29а	25,41	36,68	106	0,9	119,3		25	0,22	1,25	0,091		4,2
W41	ТП 5	ВРУ 35а	16,52	23,84	106	0,9	119,3		25	0,13	1,25	0,091		2,5

.5 Выбор проводов внутридомовой сети

Расчетная активная нагрузка подъезда Р_рпопределяется по формуле:

Ррп = Ркв.уд. ^. n, кВт, (5.15)

где Р_кв.уд. - удельная мощность на квартиру, кВт/кв [ 2, таблица 6.1 ];

n - количество квартир, шт.

Расчетная реактивная нагрузка, Q_рп подъезда определяется по формуле:

Q_рп = P_рп^.tgj , квар, (5.16)

где Р_рп - расчетная активная нагрузка подъезда, кВт;

Расчетный ток, I_рп, А, определим по формуле:

, А, (5.17)

где Р_рп - расчетная активная нагрузка подъезда, кВт;

Q_рп - расчетная реактивная нагрузка подъезда, квар;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Условия выбора:

) По допустимому току:

I_p < I_доп,А. (5.18)

) По потере напряжения (см. выражение (5.14)).

Произведем расчет для дома № 3 по генплану (лист 1 графического материала).

Определим нагрузку подъезда № 4 по формулам (5.15) - (5.17)

Ркв = 1,42 ^. 40 = 56,8 (кВт),

Q=56,8^.0,29 = 16,47 ( квар),

(А).

Выберем провод стояка. Марка провода: ВВГнг-LS - 5×35 (медные жилы, изоляция и оболочка из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности с низким дымо- и газо-выделением), способ прокладки проводов стояка - в полиэтиленовых трубах.

Удельное сопротивление провода: r_УД = 0,53 Ом/км, х_УД = 0,088 Ом/км.

Условия выбора:

) По допустимому току:

Ι_доп= 92 А,

I_p= 89,9 А,

А > 89,9 А.

Условие соблюдается.

) По потере напряжения:

(%) < 5(%).

Выберем проводку квартирной сети.

Марка провода: ВВГ_НГ - 3х2,5 (медные жилы, изоляция и оболочка из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности), способ прокладки - под штукатуркой. Длина провода от щитка до розетки дальней комнаты составляет 15 м.

Удельное сопротивление провода: r_УД = 7,4 Ом/км, х_УД = 0,116 Ом/км.

Условия выбора:

) По допустимому току:

Ι_доп= 21 А,

I_н.в.= 16 А,

А ≥ 16 А,

где I_н.в - ном. ток выключателя квартирного щитка.

) По потере напряжения:

(%)< 5(%).

Длины проводов и кабелей приняты по генплану (лист 1 графического материала).

Суммарная потеря напряжения в сети от ТП до самой удаленной розетки дома № 3 будет равна: = 3 + 0,7 + 0,8 = 4,5 %, что допустимо.

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчеты токов короткого замыкания выполняются для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям термической и динамической стойкости, а также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.

Расчеты проводим аналитическим методом, основанным на методе симметричных составляющих.

Ток трехфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА ,(6.1)

где U_H - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- полное суммарное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, которое является сопротивлением прямой последовательности и определяется по формуле:

, мОм, (6.2)

где - активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм.

Ударный ток трехфазного металлического КЗ, i_y_,кА, определяется:

, кА, (6.3)

где - амплитудное значение периодической составляющей сверхпереходного тока трехфазного металлического КЗ, кА;

K_У - ударный коэффициент [11].

Ток двухфазного металлического КЗ, ,кА определяется по формуле:

, кА, (6.4)

где - ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Для сетей напряжением 0,38 кВ в большинстве случаев характерны дуговые КЗ, а не металлические, поэтому расчет токов КЗ в сетях низшего напряжения проводится с учетом активного сопротивления дуги в месте КЗ, R_д,мОм, которое определяется по формуле:

, мОм, (6.5)

где Е_д - напряженность в стволе дуги, В/мм (1,6 В/мм из [11]);

L_д -длина дуги, мм из [11];

- ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги, ,кА, находим по формуле:

, (6.6)

где U_H - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- суммарное активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- суммарное реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

R_д - сопротивление дуги, мОм.

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги, ,кА, находится по формуле:

, кА, (6.7)

где - ток трехфазного КЗ с учетом дуги, кА.

Ток однофазного КЗ в сети напряжением 0,38 кВ, ,кА, определяется:

, кА,(6.8)

где U_ф - фазное напряжение сети, для сетей 0,4 кВ принимается 230 В;

Z_Σ⁽¹⁾ - полное сопротивление питающей системы и трансформатора, мОм;

Z_п,ф-0 - полное сопротивление петли фаза-нуль до точки КЗ, мОм, [11].

Сопротивление Z_Σ⁽¹⁾ определяется по формуле:

, мОм, (6.9)

где X₁_T, X₂_T и R₁_T, R₂_T - индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательностей силового трансформатора (X₁_T=X₂_T, R₁_T=R₂_T), мОм;

X₀_T, R₀_T - индуктивное и активное сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора, мОм, [11, таблица 6.10] .

Полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, Z_п,ф-0, мОм, определяется по формуле:

мОм(6.10)

где Z_{П,Ф-0,УД,}_I - удельное сопротивление петли фаза-ноль каждого из последовательно включенных участков сети, мОм/м из [11];

l - длина соответствующего участка сети, м.

Параметры элементов сети, для которой необходимо рассчитать токи КЗ, определяются по формулам приведенным ниже.

Активное сопротивление трансформатора:

(6.11)

где ΔP_к- потери КЗ, кВт из [10];

U_ном- низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном.т.- номинальная мощность трансформатора, кВ∙А;

Реактивное сопротивление трансформатора:

, Ом,(6.12)

где U_к- напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление кабельных линий R_К определим по формуле:

иR_К = R_УД ∙ l , мОм, (6.13)

где R_УД - удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

Реактивное сопротивление X_К определим по формуле:

Х_К = Х_УД ∙ l , мОм, (6.14)

где X_УД - удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

Параметры элементов схемы замещения приводятся к одному напряжению, принятому за базисное. Расчеты токов КЗ выполняются в именованных единицах.

6.1 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 10 кВ

Для расчета токов КЗ задаемся следующими исходными данными: сопротивление питающей системы Zc = 0,65 Ом; ток короткого замыкания на шинах РП в точке К₀: I_кз0= 10 кА.

Схема замещения для расчета тока металлического КЗ приведена на рис.6.1.

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).

Для кабельной линии W1:

R_W₁ = 0,169 ^. 0,2 = 0,034 (Ом);

X_W₁ = 0,078 ^. 0,2 = 0,016 (Ом);

(Ом).

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (6.1):

(кА).

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):

I_У = 1,3 ^. ^. 8,8 = 16,2 (кА).

Согласно формуле (6.4) определим ток двухфазного КЗ:

(кА).

Рисунок 6.1 - Схема замещения для расчета токов КЗ

Таблица 6.1 - Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	Z_∑, Ом	I_У, кА	K_У	I⁽³⁾_КМ, кА	I⁽²⁾_КМ, кА
К1	0,038	16,2	1,3	8,8	7,6
К2	0,102	14,2	1,3	7,7	6,7
К3	0,087	12,6	1,3	6,9	5,9
К4	0,236	10	1,3	5,5	4,7
К5	0,073	9,5	1,3	5,2	4,4
К6	0,064	8,9	1,3	4,9	4,2
К7	0,052	15,8	1,3	8,6	7,4
К8	0,064	14,7	1,3	8,1	6,9
К9	0,073	13,5	1,3	7,4	6,3
К10	0,236	10,4	1,3	5,7	4,8
К11	0,087	9,6	1,3	5,3	4,5
К12	0,102	8,9	1,3	4,9	4,2

.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 0,38 кВ

При расчетах токов КЗ для проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость и выбора аппаратуры по отключающей способности выполняются расчеты металлических КЗ, т.к. в этом случае значения токов КЗ являются максимальными. При проверке чувствительности устройств релейной защиты и защитных аппаратов выполняются расчеты дуговых КЗ, т.к. при этом значении токов КЗ являются минимальными.

Проведем расчет токов КЗ для сети, питающей потребителя - жилой дом № 3, запитанный от ТП 3.

Определим параметры трансформатора по формулам (6.11) и (6.12):

(Ом).

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).

Для кабельной линии, питающей дом:

R_W₁ = 0,261 ^. 0,12= 0,031 (Ом),

Х_W₁ = 0,08 ^. 0,12 = 0,01 (Ом),

(Ом).

Для провода стояка подъезда:

R_W₂ = 0,53 ^. 0,03 = 0,016 (Ом),

Х_W₂ = 0,088 ^. 0,03 = 0,003 (Ом),

(Ом).

Для провода от щитка до розетки дальней комнаты:

R_W₃ = 7,4 ^. 0,015 = 0,111 (Ом),

Х_W₃ = 0,116 ^. 0,015= 0,002 (Ом),

(Ом).

Расчетная схема участка сети и схема замещения представлены на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2 - Расчетная схема и схема замещения для расчетов токов КЗ

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (6.1) с учетом формулы (6.2):

(кА).

Согласно формуле (6.6) ток трехфазного КЗ с учетом дуги:

(кА),

где активное сопротивление дуги в месте КЗ, определяется по формуле (6.5): (Ом).

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):

i_Y = 1,3 ^. ^. 16,1 = 29,6 (кА).

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле (6.7):

(кА).

Ток однофазного КЗ рассчитаем по формуле (6.8):

(кА). Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчета токов КЗ в сети 0,4/0,23 кВ

Точка КЗ	К_У	I_KM⁽³⁾, кА	i_у, кА	I_КД⁽³⁾, кА	I_КД⁽²⁾, кА	I_КД⁽¹⁾, кА
К1	1,3	16,1	29,6	13,9	12	0,51
К2	1,1	4,9	7,5	3,2	2,8	0,37
К3	1,1	3,7	5,7	2,7	2,3	0,31
К4						0,19

7. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кВ

Выключатели и разъединители в сети 10(0,4) кВ выбираются по условиям:

. По напряжению установки:

U_{ном.сети} U_ном ,кВ, (7.1)

где U_{ном.сети} - номинальное напряжение сети, кВ;_ном. - номинальное напряжение выключателя (разъединителя), кВ.

2) По рабочему максимальному току:

I_р.мах I_ном ,А, (7.2)

где I_р.мах - расчетный максимальный ток, А;

I_ном. - номинальный ток выключателя (разъединителя), А.

) На симметричный ток отключения:

I_k⁽³⁾≤ I_{откл,ном} ,кА, (7.3)

где I_k⁽³⁾ - расчетное значение тока трехфазного КЗ, кА;

I_{откл,ном} - номинальный ток отключения выключателя, кА.

) На электродинамическую стойкость:

i_уд ≤ i_дин ,кА, (7.4)

гдеi_y- ударный ток трехфазного КЗ, кА;

i_дин - ток электродинамической стойкости, кА.

5) Время отключения КЗ:

(7.5)

где - полное время отключения выключателя, с;

- минимальное время действия защиты, принимаем 0,1 с.

6) На термическую стойкость:

,кА²∙с, (7.6)

где В_К - тепловой импульс, кА²·с;

I_В - ток термической стойкости, кА;

t - время протекания тока термической стойкости, с.

В РП 10 кВ устанавливаются ячейки КСО содержащие вакуумные выключатели марки BB/TEL, параметры которых определяются согласно условиям. Технические характеристики выключателей ВВ\TEL .

Время отключения КЗ:

(с).

Параметры выключателей BB/TEL-10-12,5/630У2

U_ном = 10 кВ; I_ном.= 630 А; I_откл = 12,5 кА; I_{ном.дин.}=32А; I²_ТЕР^. t_ТЕР = 1024 кА²с.

Разъединители трехполюсные серии РВ, РВЗ, с приводами ПР-10 предназначены для включения и отключения под напряжением обесточенных участков цепи высокого напряжения при отсутствии нагрузочного тока. Кроме того, для безопасности ремонта линии и электрооборудования разъединителем создается видимый разрыв электрической цепи .

Выбор разъединителей осуществляется согласно условиям. Параметры разъединителей в ячейках РП

РВ-10/400 УХЛ2; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_дин = 40 кА ;1024 кА²с. РВЗ-10/400I УХЛ2; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_дин = 40 кА ;1024 кА²с.

Параметры аппаратов, содержащихся в ячейках напряжением 10 кВ, установленных в ТП .

Параметры разъединителей, содержащихся в ячейках ТП на стороне ВН

РВЗ-10/400 I УХЛ2; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_дин = 40 кА; 1024 кА²с.

РВ-10/400 УХЛ2; U_ном = 10 кВ; i_дин = 40 кА; 1024 кА²с.

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения цепей под нагрузкой и не предназначены для отключения токов КЗ, поэтому они не проверяются по условию. Используется комбинация «выключатель нагрузки - предохранитель», что расширяет область применения выключателей нагрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.

Параметры выключателей нагрузки

ВНПу - 10/400; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_номдин = 25 кА; Вк=100 кА²с.

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов производится по формуле:

I_р= I_НТ ^. k_Б ,А, (7.7)

где I_НТ- номинальный ток трансформатора,А;_Б - коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания трансформатора при включении, k_Б = 2.

Номинальный ток трансформатора определяем по формуле:

, А. (7.8)

Согласно (7.8) номинальный ток трансформатора равен:

I_р=36,4 ^. 2 = 72,8 (А).

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов

ПКТ-102-10-80-20У3; U_ном.пр = 10 кВ; I_ном = 80 А; I_откл= 20 кА.

Выбор трансформаторов напряжения в цепях силовых трансформаторов на стороне ВН.

НАМИ-10-95 УХЛ2; U_ном = 10 кВ.

Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН-П-10 УХЛ1; U_ном = 10 кВ.

Условия выбора и проверка измерительных трансформаторов:

Выбираем трансформатор тока ТПЛ-10К c коэффициентом трансформации 300/5.

Таблица 7.1 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Условие выбора	Параметры выбора
U_ном.≥U_{ном.сети}	10 кВ ≥ 10 кВ
I_ном.≥I_р	300 А ≥ 217А
i_дин≥ i_уд	100 кА ≥ 16,2 кА
I²_тер∙ t_тер≥ В_к	1024 кА²с ≥ 6,7 кА²с

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

.1 Защита трансформаторов

Для защиты трансформаторов ТП применяем плавкие предохранители.

Выбираем предохранители типа: ПКТ-102-10-80-20У3.

.2 Защита отходящих линий

Защиту линий W1,W2 выполним на основе устройства «Сириус-2Л».

) МТЗ - 1

Определяем ток срабатывания селективной токовой отсечки линии W1:

I_ТО_W₁ = Кз ^.I⁽³⁾_{КЗ.МАХ.К1} , А, (8.1)

где К_З - коэффициент запаса (К_З = 1,1).

(А).

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов:

, (8.2)

где I_НОМ.Тi - номинальные токи трансформаторов Т1-Т12, А;

, А, (8.3)

где - номинальная мощность трансформатора, ;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ.

(А),

(А) (А).

Отстройка обеспечивается, поэтому следует принять I_ТО_W₁ = 9680 А.

Выбор трансформаторов тока двухступенчатой защиты осуществляется исходя из двух условий:

а) по номинальному напряжению (10кВ);

б) по максимальному рабочему току линии W1.

Для определения типа трансформаторов тока принимается максимальный рабочий ток линии W1, который равен 216,6 А.

Выбирается трансформатор тока типа ТПЛ-10К с коэффициентом трансформации 300/5 и общая схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле - «неполная звезда - неполная звезда».

Уставка по току («МТЗ-1») для устройства «Сириус-2Л» :

, А, (8.4)

(А).

) МТЗ - 3

МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока в контролируемой линии. Ток срабатывания МТЗ находится по формуле:

, А, (8.5)

- коэффициент возврата, равный 0,95;

- коэффициент самозапуска, равный 1,25.

(А).

Уставка по току («МТЗ-3») для устройства «Сириус-2Л» :

, А, (8.6)

(А).

Чувствительность защиты:

≥1,5, (8.7)

>1,5.

Время срабатывания МТЗ-3 отстраиваем от времени перегорания плавкой вставки предохранителя, защищающего трансформатор:

t_С.З. = t_MAX_.МТЗ + Δt , с, (8.8)

(с).

) Однофазное замыкание на землю (ОЗЗ)

Данная защита действует на сигнал. Время срабатывания защиты отстраивается от времени срабатывания самой долгой защиты линии W1.

, с; (8.9)

(с).

Для обеспечения селективного действия защиты необходимо отстроить её ток срабатывания от ёмкостного тока, проходящего по защищаемой линии при замыканиях на землю, и от тока небаланса при КЗ в сети.

Ток замыкания на землю в кабельной линии электрических сетей с изолированной нейтралью определяется по формуле:

(8.10)

Ток срабатывания защиты:

(8.11)

где k_З- коэффициент запаса равный 1,1;

k_Б- коэффициент, учитывающий бросок ёмкостного тока, равный 4÷5

(при наличии выдержки времени принимаем k_Б= 2÷3).

(А).

Уставки защиты линии W1 приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Уставки защит линии W1

МТЗ-1	Функция	Вкл.
	АПВ при сраб.	Откл.
	T_УСТ. , с	0,1
	I_УСТ. , А	161,3
МТЗ-3	Функция	Вкл.
	АПВ при сраб.	Откл.
	T_УСТ. , с	2,5
	I_УСТ. , А	5,2
	Характеристика	независимая
ОЗЗ	Функция	Вкл.
	Действие	Сигнал
	T_УСТ. , с	3
	I_УСТ. , А	0,165
	АПВ при ср.	Откл.
АПВ	Функция	Откл.
	T_УСТ. , с	-
	Фиксация блок.	-

8.3 Построение карты селективности 10 кВ

Карта селективности приведена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Карта селективности

8.4 Защита кабельных линий 0,38 кВ

Защита кабельных линий 0,38 кВ выполнена автоматическими выключателями установленными в ТП.

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1. По напряжению:

,кВ, (8.12)

. По номинальному току:

^.,А, (8.13)

,А. (8.14)

. По отстройке от пиковых токов:

,А, (8.15)

где I_co - ток срабатывания отсечки, А;

К_н - коэффициент надежности;

I_пик - пиковый ток, А.

. По условию защиты от перегрузки:

.,А. (8.16)

. По времени срабатывания:

,с, (8.17)

где - собственное время отключения выключателя, с;

Δt - ступень селективности, с.

6. По условию стойкости к токам КЗ:

,А, (8.18)

Где ПКС - предельная коммутационная способность.

.По условию чувствительности:

, (8.19)

где К_р - коэффициент разброса срабатывания отсечки, К_р=1,4-1,5.

В качестве выключателя отходящих линий выбираем автоматический выключатель марки ВА55-37: а) 660( В) ≥ 380 (В);

б) I_Н.В. =250 (А) > I_Р =219,8 (А);

в)

г) 1,3·I_Р = 1,3·219,8=285,7 (А); 285,7 (А) > 250(А);

д) t_СО = 0,1(с);

е) ПКС=32,2 кА>16,1 (кА);

ж) .

Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4:

(А).

Выбираем автоматический выключатель ВА45:

) 400 (В) > 380 (В);

) I_Н.В. = 2000 (А) > I_Н.ТР. = 1273,1 (А);

) I_ПИК = 1,4·1273,1=1782,3 (А); I_МТЗ = 5390 > I_ПИК = 1782,3(А);

) I_перегр = 1600(А) < 1,3·1273,1 = 1655 (А);

) t_МТЗ = 0,25(с);

) ПКС=50 (кА) > 16,1 (кА);

) .

9. внедрение системы аскуэ

.1 Назначение системы АСКУЭ

Высокая стоимость электроэнергии обусловила кардинальное изменение отношения к организации энергоучета в жилищно-коммунальном хозяйстве. Потребители начинают осознавать, что в их интересах необходимо рассчитываться с поставщиком энергоресурсов не по каким-то условным нормам, договорным величинам или устаревшим и неточным приборам, а на основе современного и высокоточного приборного учета.

Современная поставка электроэнергии потребителю основана на использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учет, как со стороны поставщика электроэнергии, так и со стороны потребителя. С этой целью, как поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов - АСКУЭ. При наличии современной АСКУЭ объекты ЖКХ полностью контролируют весь процесс потребления электроэнергии и имеет возможность по согласованию с поставщиками электроэнергии гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои затраты.

Энергосбережение осуществляется за счет установки двухтарифных счетчиков электрической энергии и установки энегоэффективных светильников с использованием газоразрядных и светодиодных источников света. Система АСКУЭ позволяет осуществлять:

автоматическое считывание показаний приборов учёта потребления электроэнергии, установленных у абонентов;

сбор показаний по запросу оператора;

прямое управление энергопотреблением абонентов;

удалённое отключение (подключение) абонента;

оценка небаланса и обнаружение хищения электроэнергии;

анализ потребления электроэнергии (построение графиков нагрузки на основе 15, 30 или 60-минутного периода интеграции);

приём и анализ информации об аварийных состояниях и сигналов тревоги, поступающих с мест установки счётчиков и дополнительных аварийных датчиков;- обработка и хранение данных со счетчиков электроэнергии и отображение полученной информации в удобном для анализа виде.

9.2 Выбор системы АСКУЭ

Выбираем систему АСКУЭ на базе продукции ТМ Энергомера. ЗАО «Энергомера» выпускает широкий спектр оборудования и программного обеспечения для создания автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии. Предусматривается общий учет электроэнергии, учет общедомовых потребителей и поквартирный учет.

Для учета электроэнергии применены двухтарифные счетчики 1-го класса точности «Меркурий» с цифровым выходом RS-485.

Для сбора информации со счетчиков применяем устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01Б. Данное устройство предназначено для сбора информации со счетчиков электрической энергии по интерфейсам типа RS-485 и передачи накопленной информации на удаленный сервер сбора по каналам GSM\GPRS.

9.3 Место установки элементов системы

Элементы системы АСКУЭ имеют следующее местоположение:

для поквартирного учета, в этажных щитах, устанавливаются однофазые счетчики прямого включения «Меркурий 201.1» на ток до 50А.

в электрощитовой жилого дома в ВРУ устанавливаются 3-х фазные счетчики электроэнергии «Меркурий 230ART-02», включенные через трансформаторы тока;

Сбор данных от электронных счетчиков осуществляется по цифровому интерфейсу RS485:

Разветвители интерфейса - устанавливаются на каждом этаже и обеспечивают подключение этажных счетчиков по интерфейсу RS485. Между этажам и разветвители интерфейса соединяются по витой паре. Разветвители интерфейса предназначены для удобства соединения цифровых счетчиков, УСПД, адаптеров, а также для уменьшения отрицательного волнового сопротивления.

Вся собранная со счетчиков подъезда (а также дома) информация поступает в устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01Б, расположенное в электрощитовой дома. УСПД передает информацию по каналам GSM\GPRS на центр обработки информации (ЦОИ) энергоснабжающей организации.

Рисунок 8.1 - Система АСКУЭ6

10. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

.1 Принципы энергосбережения

Под понятием «Энергосбережение» принято понимать реализацию научных, правовых, производственных, организационных, экономических и технических мер, которые направлены на эффективное и экономное использование топливно-энергетических ресурсов, с целью привлечения в хозяйственный оборот источников возобновляемой энергии. Постоянное увеличение спроса на энергетические ресурсы, повышение тарифов на них, сокращение запасов природных ископаемых - все это делает энергосбережение важным и придает ему особое значение. К тому же, энергосбережение является важной задачей по сохранению разнообразных природных ресурсов.

В рамках программы по энергосбережению разрабатываются различные мероприятия, которые способствуют экономии электроэнергии, как единичными потребителями в конкретной квартире, доме, так и крупными предприятиями, имеющими мощное производство и потребляющими большое количество энергии для обеспечения эффективной работы оборудования.

Мероприятия по энергосбережению для повышения энергоэффективности систем электроснабжения:

. Проведение электротехнического анализа на вводах предприятия и на приоритетных потребителях

. Приведение основных технико-экономических показателей в норму, т.е. cosF > или = 0,8.

. Поставка электротехнического оборудования на предприятие (компенсация реактивной мощности) и подключение их к приоритетным потребителям. Снятие нагрузок по току с линий и трансформаторов с помощью КУ.

. Проверка «грубым анализом» соответствия электроприводов (асинхронных двигателей) нормам эксплуатации.

. Применение для технологических линий электроприводов с частотным регулированием.

. Применение, где возможно, программного обеспечения для исключения выхода пика электрической мощности за пределы договорных величин.

. Применение, где необходимо, активных или пассивных фильтров для уменьшения влияния высших гармоник на работу программных устройств.

. Применение автоматизированных устройств учета электроэнергии (АСКУЭ)

.2 Перечень типовых мероприятий по энергосбережению

Типовые мероприятия по энергосбережению - это наиболее распространенные мероприятия, характерные для данной отрасли. Типовые мероприятия в первую очередь направлены на снижение потерь энергии (электрической и тепловой).

Из всех мероприятий по энергосбережению выделяют низкозатратные, среднезатратные и высокозатратные мероприятия. Ясно, что в этом случае основным критерием является стоимость проведения мероприятий.

При разработке перечня мероприятий по энергосбережению могут использоваться следующие подходы:

) анализ энергетического баланса предприятия, определение мест нерационального расхода энергоресурсов на основе анализа потерь энергоресурсов, сопоставления нормируемого энергопотребления с фактическим;

) анализ каждого элемента системы энергоснабжения и выявление его «слабых» мест;

) оценка морального и физического износа оборудования (такое-то оборудование устарело, неэкономично);

) экономическая обоснованность применения установленного оборудования (совершенствование агрегатной базы, замена отдельных узлов на более экономичные, совершенствование технологического процесса);

) оценка надежности работы оборудования.

.3 Низкозатратные мероприятия

. Переход на более выгодный тариф оплаты электроэнергии.

. Разработка научно обоснованных норм электропотребления для всех подразделений предприятия и обеспечение соблюдения этих норм.

Для этого потребуется установить электросчетчики во всех подразделениях предприятия, чтобы получить объективную статистику электропотребления каждого подразделения предприятия и на основании статистического анализа этих данных и анализа главных нормирующих факторов установить нормы электропотребления.

. Снижение потерь электроэнергии за счет более равномерного распределения однофазной нагрузки по трем фазам электрической сети.

. Анализ правильности определения категории надежности подразделений предприятия.

Согласно ПУЭ категория надежности определяется при проектировании. Анализ категории надежности проводится путем анализа следующих основных критериев:

. стратегическое значение предприятия,

. размер ущерба от перерывов электроснабжения,

. обеспечение микроклимата для людей и животных.

Если при анализе окажется, что необходимо повысить категорию надежности, то составляется заявка в электрические сети с указанием причин повышения категории надежности,

. оптимизация режимов электропотребления.

Это необходимо для определения возможности снижения заявляемой мощности для предприятий, рассчитывающихся за электроэнергию по двухставочному тарифу, и соответственного снижения размера оплаты за электрическую энергию. Заявленная мощность может быть снижена за счет переноса части работ на другое (возможно, ночное) время (чтобы график нагрузки был ровнее),

. Своевременное техническое обслуживание электроустановок;

. В освещении:

а) окраска внутренних поверхностей помещений в светлые тона;

б) своевременная чистка светильников;

в) секционирование светильников по группам;

г) использование фотореле для освещения в темное время суток.

.4 Среднезатратные мероприятия

В электроснабжении:

. мероприятия по снижению потерь энергии: расчет, выбор и установка конденсаторных батарей. Хотя потребление реактивной мощности сейчас практически редко где нормируется, потребление реактивной энергии следует снижать, так как реактивная энергия входит в формулу расчета потерь активной энергии ;

. расчет потерь при оплате счетов за электроэнергию осуществляется и включается в счет, если счетчики потребителя находятся не на границе балансовой принадлежности;

. оптимизация схемы электроснабжения;

. установка современных счетчиков электроэнергии с почасовым учетом электроэнергии (благодаря данным почасового учета предприятие может перейти на более выгодный тариф оплаты электроэнергии в результате анализа нагрузок предприятия).

В электроприводе: автоматизация работы отдельных агрегатов и групп агрегатов.

В освещении:

. замена светильников с лампами накаливания и светильников с лампами ДРЛ на светильники со светодиодными лампами;

. установка регуляторов освещенности;

. оценка потенциала энергосбережения предприятия.

.5 Высокозатратные мероприятия

. В электроснабжении:

а) модернизация подстанций, замена устаревшего коммутационного оборудования на новое более современное, замена устаревших электросетей новыми;

б) создание на предприятии автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ).

. В электроприводе: замена электроприводов постоянного тока на частотно-регулируемые электроприводы переменного тока.

. В технологическом процессе: изменение технологического процесса таким образом, чтобы энергозатраты и потери ресурсов в нем были минимальны.

11. ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ

.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Сметная стоимость определяется на основании [21]. Перечень элементов схемы электроснабжения приведен в таблице11.1.

Таблица 11.1 - Перечень элементов схемы электроснабжения

Обозначение	Наименование, марка	Единицы измерения	Количество, шт.
-	Камера одностороннего обслуживания КСО 292 с выключателем BB/TEL-10-12,5/630 У2 в РП	шт.	5
-	Камера одностороннего обслуживания КСО 366 с выключателем нагрузки	шт.	22
T	Силовой трансформатор ТМГ-630 10/0,4	шт.	12
-	Панели ЩО-70	шт.	51
-	Щит одностороннего обслуживания управления уличным освещением ЩО-70-1	шт.	2
W	Кабель
W	АВБ_бШ_В-10-185	км	0,48
W	АВБ_бШ_В-10-150	км	0,58
W	АВБ_бШ_В-10-120	км	1,92
W	АВБ_бШ_В-10- 95	км	0,54
W	АВБ_бШ_В-0,4-150	км	0,13
W	АВБ_бШ_В-0,4-120	км	2,09
W	АВБ_бШ_В-0,4-95	км	0,73
W	АВБ_бШ_В-0,4-70	км	0,97
W	АВБ_бШ_В-0,4-50	км	0,65
W	АВБ_бШ_В-0,4-35	км	0,54
W	АВБ_бШ_В-0,4-25	км	0,8

Стоимость работ в локальных сметах (расчетах) в составе сметной документации может рассчитываться в двух уровнях цен [1]:

. в ценах базисного уровня, определяемых на основе действующих сметных норм и цен, установленных по состоянию на 01.01.2001 г. В редакции 2014 года;

. в текущих (прогнозных) ценах, определяемых на основе цен, сложившихся к моменту составления смет или прогнозируемых к периоду осуществления строительства.

Полная стоимость объекта включает затраты на строительно-монтажные работы, затраты на приобретение и монтаж оборудования и прочие затраты:

, (11.1)

где - затраты на строительно-монтажные работы по возведению зданий и сооружений, монтаж технологического оборудования, руб.;

- затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования, руб.;

- прочие и лимитированные затраты, включающие научно-исследовательские работы; авторский надзор, подготовку кадров, дополнительные расходы, вызванные местными условиями строительства объекта и др., руб.

Стоимость строительно-монтажных работ в локальной смете включает прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль:

, (11.2)

где - прямые затраты, включающие стоимость материалов, изделий, конструкций, оплату труда рабочих и эксплуатации строительных машин, руб.; - накладные расходы, охватывающие затраты строительно-монтажных организаций, связанных с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением, руб.;

- сметная прибыль, представляющая собой сумму средств, необходимых для покрытия расходов строительной организации на развитие производства, социальной сферы и материальное стимулирование работников, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы включают:

, (11.3)

где - сдельная и повременная оплата труда рабочих, занятых непосредственно на строительно-монтажных работах, руб.;

- расходы по эксплуатации строительных машин и оборудования, руб.;

- расходы на материалы, необходимые для выполнения строительно-монтажных работ, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы иначе определяются исходя из объемов работ и согласованных единичных расценок:

, (11.4)

где - объем строительно-монтажных работ i-го вида в натуральных измерителях;

- цена (расценка) за единицу строительно-монтажной работы, руб./нат. ед.; i=1…I - число работ на объекте строительства.

11.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

Смета составлена базисно-индексным методом в программном комплексе «Гранд-Смета», и включает в себя весь необходимый размер капитальных вложений для строительства объекта проектирования. Все расценки взяты из сборника «Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования» по Вологодской области в редакции 2014 года.

Стоимость монтажных работ в базисных ценах включает в себя следующие элементы: Общая стоимость 22 551,2 тыс. руб.

в том числе:

Фонд основной заработной платы 1 172,9 тыс. руб.

Затраты по эксплуатации машин 1 815,976 тыс. руб.

Сметная стоимость материалов 3 811,646 тыс. руб.

Стоимость оборудования 9 282,46 тыс. руб.

Накладные расходы 912,311 тыс. руб.

Сметная прибыль 611,519 тыс. руб.

Также учтены все необходимые лимитированные затраты, налоги, применены все актуальные коэффициенты и процентные ставки.

Согласно постановлению Правительства Вологодской области от 24.11.2014 № 1042 "О применении на территории Вологодской области Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации базисные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ редакций 2009 и 2014 годов по видам строительства для Вологодской области на III квартал 2015 года (с учетом районного коэффициента и без учета НДС) на январь 2015 г. по отношению к 2001 г. с учетом инфляции составляют:

- стоимость материалов= 5,81;

заработная плата= 21,68;

эксплуатация машин= 7,64.

Применяемые индексы относятся к общеотраслевому строительству, код РТМ - 01-01-001-01.

Начисление накладных расходов и сметной прибыли при составлении локальных смет (расчетов) без деления на разделы производим в конце сметы за итогом прямых затрат, а при формировании по разделам - в конце каждого раздела и в целом по смете (расчету).

.3 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

Определим насколько эффективен проект. Проект осуществляется за 15 шагов, т.е. 15 лет.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 22 551 200 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для одноставочного тарифа:

, руб, (11.5)

где =3,83 руб/кВт∙ч плата за потреблённую электроэнергию;

- реализованная электроэнергия за один год, кВт·ч, определяется как:

, кВт·ч, (11.6)

где- суммарная мощность 12-ти силовых трансформаторов

(МВ·А);

t- количество часов.

(кВт·ч).

Тогда стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

(руб).

Прибыль определяется как:

(11.7)

где П_р% - прибыль в % отношении 10%;

П_р- прибыль от использования электроэнергии.

А - амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 13 094 106 ·0,06 = 785,65 тыс. рублей).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

чистая приведенная стоимость финансового вложения;

индекс рентабельности проекта предприятия.

А. Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 16 486,3+785,65 = 17 271,95 тыс.руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

Б. Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2015 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

ЧДД=14889+12835+11065+9539+8223+7089+6111+5268+4541+3915+3375+2909+2508+2162+1864=96299 руб.

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

ДСИ=12931+11147+9606+8284+7141+6156+5307+4575+3944+3400+2931+2526+2478+1877+1618=83631 руб.

Г. Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС=ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход превышает объем инвестиций.

Д. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР=ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

По удельным нагрузкам определены расчетные нагрузки жилых и общественных зданий данного микрорайона.

В ходе работы спроектирована система наружного освещения микрорайона. Выбраны лампы типа ДНаТ-100 и ДНаТ-250, как наиболее экономичные.

По расчетным нагрузкам зданий была определена расчетная мощность на шинах ТП 0,38 кВ, выбрано оптимальное число и мощность силовых трансформаторов для каждой ТП, а также определено месторасположение каждой ТП.

Выбрана схема распределительной сети: на 10 кВ - схема с двумя встречными магистралями, обеспечивающая двухстороннее питание каждой ТП, на 0,38 кВ - радиальная для потребителей. Распределительная сеть 10 и 0,38 кВ выполнена кабелем АВБ_бШ_В.

Внутридомовая сеть выполнена проводами ВВГнг-LS и ВВГнг.

Для проверки параметров оборудования ТП рассчитаны токи КЗ.

Выбрана коммутационно-защитная аппаратура. Внедрение систем АСКУЭ.

Разработка мероприятий по энергосбережению.

В организационно-экономической части определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения в ценах 2015 г, рассчитан срок окупаемости проекта, рассчитана численность электромонтажной бригады и рассмотрена организация электромонтажных работ методом сетевого планирования.

Список использованных источников

1. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок: учебное пособие для студентов электротехнических вузов. - М.: Высшая школа, 2013.- 430с.

. Князевский, Б.А., Электроснабжение промышленных предприятий. / Б.А. Князевский, Б.Ю. Липкин: учебник для вузов. - М.: Высшая школа, 1986. - 391с.

. Киреева, Э.А. Автоматизация и экономика электроэнергетики в системах промышленного электроснабжения / Б.А. Киреева, Т. Юнес, М. Айюби: справочные материалы и примеры расчетов. - М: Энергоатомиздат, 1998. - 320с.

4. Коновалова, Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок / Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова: учеб. пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.

5. Можаева, С.В. Экономика энергетического производства: учеб. пособие для вузов. / С.В. Можаева. - СПб., Лань, 2003. - 208с.

. Микропроцессорные реле защиты. Новые перспективы или новые проблемы. // Новости электроснабжения. - 2006. №1. - С.24-37.

. Методические указания по курсовому проектированию / сост. Л.П. Летунова, В.А. Воробьёв. - Вологда: ВоГТУ, 2003. - 52 с.

.Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. - М., НЦ ЭНАС, 2003. - 192с.

9. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочный материал для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.2.

. Производство и распределение электрической энергии: Электротехнический справочник / В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, И. Н. Орлова и др.: под ред. И. Н. Орлова. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

11. Правила устройства электроустановок: все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ 7, с изм. и доп. по состоянию на 15 августа 2005г. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005.- 854 с.

12.Постников, Н.П. Монтаж электрооборудования промышленных предприятий / Н.П. Постников и др. - Л., Стройиздат, 1991 - 159 с.

13. Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения /Л.Е. Старкова, В.В. Орлов: учебное пособие. - Вологда. ВоГТУ, 2003.-175с.

. Самсонов, В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учеб. для вузов / В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. - М.: Высш. шк., 2001. - 416с.

15. Справочник по проектированию электрических сетей. / под ред. Д.Л. Файбисовича. - М., НЦ ЭНАС, 2006. - 320с.

. Справочник электромонтажника. /Ю.Д. Сибикин. - М., Академия, 2003. - 336с.

. Справочник по проектированию электроснабжения /под ред. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 1990.- 579 с.

18. Тульчин, И.К. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий / И.К. Тульчин, Г.И. Нудлер. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 480 с.

.Федоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий /А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.

20. Чернобровов, Н.В. Релейная защита / Н.В. Чернобровов: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. -799с.

Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона города

Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона города

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

.2 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий

11.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

2.2 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ ТЕРРИТОРИИ МИКРОРАЙОНА

.1 Выбор нормы освещенности

3.2 Выбор системы освещения

3.3 Светотехнический расчёт

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И МЕСТ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

.1 Выбор трансформаторов

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

.3 Определение центров электрических нагрузок микрорайона

5. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА ГОРОДА

5.1 Схема распределительной сети 10 кВ

5.2 Выбор сечения кабелей сети 10кВ

5.3 Проектирование системы электроснабжения 0,38 кВ

5.4 Выбор сечения кабелей сети 0,38 кВ

.5 Выбор проводов внутридомовой сети

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6.1 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 10 кВ

.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 0,38 кВ

7. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кВ

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

.1 Защита трансформаторов

.2 Защита отходящих линий

8.3 Построение карты селективности 10 кВ

8.4 Защита кабельных линий 0,38 кВ

9. внедрение системы аскуэ

.1 Назначение системы АСКУЭ

9.2 Выбор системы АСКУЭ

9.3 Место установки элементов системы

11. ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ

.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Похожие работы на - Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона города