Электроснабжение жилого микрорайона города

• Введение
• 1. Краткая характеристика электропотребителей микрорайона
• 2. Определение расчетных нагрузок
• 2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий
• 2.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий
• 3. Проектирование системы электроосвещения микрорайона
• 3.1 Выбор и обоснование источника света
• 3.2 Определение расчетной нагрузки электроосвещения микрорайона
• 3.3 Выбор сечения проводников осветительной сети
• 3.4 Выбор опор электроосвещения
• 3.5 Управление освещением
• 4. Выбор и обоснование числа ТП, силовых трансформаторов ТП и их мощности
• 4.1 Выбор места расположения ТП
• 4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов
• 4.3 Технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов
• 5. Проектирование связи с питающей системой
• 5.1 Выбор питающей линии
• 5.2 Выбор и расчет релейной защиты
• 6. Проектирование системы электроснабжения микрорайона города на напряжение 10 кВ
• 6.1 Схема распределительной сети 10кВ
• 6.2 Выбор сечения кабелей сети 10кВ
• 7. Проектирование электрической сети до 1 кв в электроснабжении микрорайона города
• 7.1 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ
• 7.2 Выбор проводов внутридомовой сети
• 8. Расчет токов короткого замыкания на всех уровнях напряжения
• 8.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ
• 8.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4 кВ
• 9. Выбор и проверка коммутационной защитной аппаратуры
• 9.1 Выбор и проверка коммутационной защитной аппаратуры на напряжение 10 кВ
• 9.2 Выбор и проверка коммутационной защитной аппаратуры на напряжение 0,4 кВ
• 9.3 Учет электроэнергии
• 10. Безопасность и экологичность проекта
• 10.1 Введение. Требования электробезопасности при обслуживании электроустановок 10 кВ
• 10.2 Выбор и обоснование электросетей до 1 кВ в городских сетях. Применение в качестве защитной меры зануления. Проектирование защитного отключения (при необходимости)
• 10.3 Расчет заземляющего устройства ЗТП. Монтаж заземляющего устройства ЗТП 10/0,4 кВ. Расчет зануления электродвигателя с нагрузкой 60 А
• 10.4 Тушение пожаров в ЗРУ 10 кВ. Тушение пожаров с применением ОУ
• 10.5. Задачи гражданской обороны в современных условиях
• 11. Организационно экономическая часть
• 11.1 Расчет сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения
• 11.2 Пересчёт сметной стоимости в цены 2011 года
• 11.3 Расчет численности электромонтажной бригады
• 11.4 Определение срока окупаемости капитальных вложений
• 11.5 Организация электромонтажных работ
• Заключение

Развитие электроэнергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации, предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства. На сегодняшний день идет развитие новых технологических решений, которые возможно помогут решить задачи высокого уровня развития экономики.

Электрификация народного хозяйства России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередач, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Поэтому наметилась тенденция к снижению энергопотребления и потерь электроэнергии у потребителей. В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс, экономное и рациональное использование которого должно обеспечивать успешное решение народнохозяйственных планов.

Основной задачей проектирования новых промышленных объектов является создание наиболее простой схемы энергоснабжения наименее энергоемкого производства, наиболее полного использования всех видов энергии с наименьшими потерями.

электроснабжение электрическая сеть микрорайон

1. Краткая характеристика электропотребителей микрорайона

В дипломном проекте рассматривается электроснабжение жилого микрорайона города. Исходными данными для проектирования является генеральный план микрорайона, который представлен на листе 1. Данные о количестве и удельной нагрузке квартир жилых домов представлены в табл. 1.1.

На территории рассматриваемого микрорайона города находятся объекты социально-культурной сферы: детские сады, школы, магазины. Жилой фонд представлен домами различной этажности, оборудованными электроплитами и плитами на природном газе.

Электроприемники рассматриваемого микрорайона города требуют различной надежности электроснабжения. Основная часть потребителей электроэнергии относятся ко второй и третьей категории надежности.

Питание потребителей будем осуществлять от отдельно стоящих трансформаторных подстанций, которые будут получать питание от распределительного пункта, расположенного на территории микрорайона города.

Микрорайон ограничивают улицы, являющиеся магистральными, районного значения категории Б по классификации. Внутрирайонные улицы относятся к категории В.

Дипломным проектом предусматривается система электроосвещения улиц, ограничивающих микрорайон и внутрирайонных дорог.

Таблица 1.1

Список электроприемников микрорайона города

2. Определение расчетных нагрузок

2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

Расчетная нагрузка потребителей электроэнергии микрорайона города определяется по удельной мощности по методике, изложенной в.

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

кВт, (2.1)

где Р_{кв. уд -} удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий) [1, табл.6.1], кВт/квартира;

n - количество квартир.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Р_с, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определятся по формуле:

кВт, (2.2)

где Р_{р. л} — мощность лифтовых установок зданий, кВт;

Р_{ст. у} — мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств, кВт.

Мощность лифтовых установок Р_{р. л}, кВт определяется по формуле:

кВт, (2.3)

где — установленная мощность электродвигателя i-го лифта по паспорту, кВт;

n - число лифтовых установок, питаемых линией;

— коэффициент спроса, определяемый в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий [1, табл.6.4].

Расчетная нагрузка линий питания электродвигателей санитарно-технических устройств определяется по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса [1, табл.6.9].

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

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) Р_{р. ж. д}, кВт, определяется по формуле:

кВт, (2.4)

Где Р_{кв -} расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Р_{с -} расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

К_{у -} коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников.

Расчетная реактивная мощность жилого дома Q_{р. ж. д}, кВар, определяем следующим образом:

квар, (2.5)

где — расчетные коэффициенты реактивной мощности;

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

Р_{р. л} — мощность лифтовых установок зданий, кВт;

Р_{ст. у} — мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств, кВт.

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов принимаем по [1, табл.6.12].

Полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) S_{р. ж. д}, кВ· А, определяется по формуле:

кВ· А, (2.6)

где Р_{р. ж. д} — расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВт;

Q_{р. ж. д} — расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.

Расчетный ток здания I_{р. ж. д}, А, определяется по формуле:

А, (2.7)

где S_{р. ж. д} — полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВ· А;

U_{н. -} номинальное напряжение, кВ.

Для примера произведем расчет нагрузок пятиэтажного жилого дома, имеющего 6 подъездов и 90 квартир. Дом оборудован кухонными плитами на природном газе. Данное здание на генплане (лист 1) обозначено номером 1.

По формуле (2.1) определяем расчетную нагрузку квартир:

(кВт)

Силовые электроприемники в пятиэтажном доме отсутствуют, следовательно, расчетная нагрузка жилого дома равна расчетной нагрузке квартир [1]:

(кВт)

Реактивную нагрузку силовых электроприемников здания определим по формуле (2.5)

;

(квар).

Полную электрическую нагрузку жилого дома (квартир и силовых электроприемников) S_{р. ж. д}, кВ· А, определим по формуле (2.6):

(кВ· А).

Расчетный ток здания определим по формуле (2.7):

(А).

Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогичным образом, результаты представлены в табл.2.1.

Таблица 2.1

Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

2.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по [1, табл.6.14].

Пример расчета (для школы на 1100 учеников):

Активная нагрузка:

кВт, (2.8)

где — активная нагрузка здания, кВт;

Р_{уд -} удельная нагрузка, кВт/чел;

n - число учащихся, чел.

Реактивная нагрузка здания:

квар, (2.9)

где — активная нагрузка здания, кВт.

Полная нагрузка здания:

кВ· А, (2.10)

где — активная нагрузка здания, кВт;

— реактивная нагрузка здания, квар;

Расчетный ток здания определяется по формуле:

А; (2.11)

(кВт);

(квар);

(кВ· А);

(А).

Результаты расчета представлены в табл. (2.2) — (2.5). В табл.2.6 представлены суммарные расчетные нагрузки по жилым и общественным зданиям.

Таблица 2.2

Расчетная нагрузка образовательных учреждений

Таблица 2.3

Расчетная нагрузка предприятий бытового обслуживания

Таблица 2.4

Расчетная нагрузка предприятий торговли

Таблица 2.5

Суммарная расчетная нагрузка потребителей микрорайона города

3. Проектирование системы электроосвещения микрорайона

3.1 Выбор и обоснование источника света

Основной задачей электроосвещения микрорайона города является обеспечение безопасности движения транспорта и пешеходов в темное время суток.

Наружное освещение включает в себя осветительные установки улиц, дорог, площадей пешеходных переходов, территорий микрорайонов, детских дошкольных и школьных учреждений и других зданий коммунального и общественного назначения.

Согласно постановлению администрации города Вологды от 2 августа 2010 года № 4039 принята программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности муниципального образования „Город Вологда“ на 2010;2015 годы с перспективой до 2020 года». Основной целью этой программы является повышение энергетической эффективности при производстве, передаче и потреблении энергетических ресурсов в муниципальном образовании «Город Вологда» за счет снижения к 2015 году удельных показателей энергоемкости и энергопотребления предприятий, организаций и муниципальных учреждений на 15 процентов создание условий для перевода экономики и бюджетной сферы муниципального образования на энергосберегающий путь развития. Наиболее экономичными источниками света являются светильники на светодиодах.

По сравнению с традиционными видами светильников (лампы накаливания, энергосберегающие лампы дневного света, ртутными лампами типа ДРЛ, натриевыми лампами типа ДНаТ) светодиодные светильники имеют ряд преимуществ. Благодаря высокому КПД светодиодная технология обеспечивает низкое энергопотребление и малое тепловыделение. Светодиодные светильники характеризует: высокая надежность, механическая прочность и виброустойчивость. Светодиодный светильник создает освещенность с более высокой контрастностью, что улучшает качество освещения объекта. В современных светодиодных прожекторах показатель использования светового потока близок к ста процентам В табл.3.1 представлена сравнительная характеристика различных источников света [3]

Таблица 3.1

Сравнительная характеристика различных источников света

У ламп ДРЛ и ДНаТ присутствует эффект старения. Известно, что после 400 часов работы падение светового потока у ламп ДРЛ составляет более 20%, а к концу срока службы более 50%. Большую часть срока службы лампа излучает всего 50−60% от номинального светового потока. У ДНаТ из-за меньшей температурной устойчивости световой поток ухудшается больше чем у ДРЛ.

Единственный минус светодиодных ламп — это цена. Но срок окупаемости с учетом всех издержек касающихся эксплуатацию ламп ДРЛ и ДНаТ, составляет около трех лет.

Все вышеизложенные преимущества светодиодных светильников позволяют утверждать, что для муниципальных бюджетов эксплуатация светодиодных светильников и светодиодного уличного освещения поможет сэкономить финансовые средства в значительных размерах.

Для освещения рассматриваемого микрорайона города примем светодиодные светильники УСС-90−01-У1 и УСС-36−01-У1

Светильники серии УСС отличают:

Мгновенное включение в широком диапазоне температур.

Отсутствие пусковых токов.

Низкий уровень ослепляющего эффекта.

Высокий коэффициент цветопередачи.

Отсутствие мерцания.

Высокая устойчивость к механическим воздействиям и вибрации.

Срок службы более 20 лет.

Антивандальное исполнение.

Бесшумная работа.

Встроенная многоуровневая тепловая защита.

Стойкий к коррозии анодированный алюминиевый корпус.

Стекло из противоударного оптического поликарбоната.

Патенты на дизайн и технологию производства.

Для повышения надежности, светильники имеют несколько электрически независимых частей.

Светильник серии УСС предназначен для освещения магистралей, улиц, дорог, мостов, площадей, дворов, складов, промышленных производств, освещения железнодорожных платформ и т. д. Потребляемая мощность от сети переменного тока 220 В — 80 Вт. Является альтернативной заменой светильников с использованием ртутных ламп ДРЛ-250, ДРЛ-125

Светильник УСС-90−01-У1 выполнен с применением светодиодов компании OSRAM со специально разработанной оптикой для получения необходимой диаграммы направленности светового потока. Данная диаграмма позволяет получить равномерное освещение поверхности автодороги, обеспечить максимальный комфорт, безопасность водителей и пешеходов.

Светильник УСС-36−01-У1 выполнен на основе светодиодов японской компании NICHIA. Для увеличения надежности светильник имеет систему термостатирования. Данная система защищает светильник от перегрева в случае работы на солнце, либо при воздействии других источников тепла. Корпус выполнен из анодированного алюминиевого профиля со стеклом из противоударного оптического поликарбоната. В табл.3.2 приведены технические характеристики светильников.

Таблица 3.2

Технические характеристики светильников УСС-90−01-У1 и УСС-36−01-У1

3.2 Определение расчетной нагрузки электроосвещения микрорайона

Уровень освещения регламентируется величиной средней горизонтальной освещенности, которая для улиц, дорог и площадей категории Б должна быть 10 лк, для улиц и дорог категории В — 4 лк.

Расчет нагрузки электроосвещения произведем по средней горизонтальной освещенности дорожного покрытия. Улицы, ограничивающие микрорайон имеют ширину 12 метров и являются магистральными улицами районного значения, относятся к категории Б, а улицы внутри микрорайона — дороги местного значения с шириной 10 метров, категории В.

При ширине проезжей части 12 метров, с учетом рекомендаций [4], принимаем одностороннее расположение светильников на опорах с одной стороны проезжей части.

Светильники располагаем по схеме, соответствующей расположению осветительного прибора над рабочей поверхностью.

Расстояние между опорами определяется согласно методике изложенной в [4]:

(3.1)

Где ф_{л -} световой поток светильника, лм; U₁ — коэффициенты использования светового потока по освещенности (табл.3.2); N — число светильников на одной опоре, шт; Е_ср — средняя освещенность, лк; к_з — коэффициент запаса, принимаемый по [4]; b — ширина освещаемой площади, м;

Для улиц, ограничивающих микрорайон, расстояние между опорами:

(м).

Шаг между опорами наружного освещения принимаем равным 30 метрам.

Для дорог категории В расстояние между опорами:

(м).

Шаг между опорами наружного освещения принимаем равным 50 метрам.

Расчетная активная электрическая нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

кВт, (3.2)

Где Р_св — мощность одного светильника, кВт;

к_с — коэффициент спроса [4];

n — количество светильников.

Расчетная реактивная электрическая нагрузка осветительных установок определяется по формуле (3.3)

квар, (3.3)

Где — расчетный коэффициент реактивной мощности [3];

Полная электрическая нагрузка осветительных установок определяется по формуле (3.4):

кВ· А, (3.4)

где — расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

— расчетная реактивная мощность осветительных приборов, квар.

А, (3.5)

где — полная электрическая мощность светильников, кВ· А;

— номинальное напряжение, кВ.

Расчет для улиц категории Б:

(кВт); (квар);

(кВ· А); (А).

Расчет для улиц категории В аналогичен, результаты сведены в табл.3.3.

Таблица 3.3

Осветительная нагрузка микрорайона

Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций. Распределение светильников по ТП представлено в табл.3.4.

Таблица 3.4

Распределение уличного освещения по ТП

3.3 Выбор сечения проводников осветительной сети

Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными с использованием самонесущих изолированных проводов. В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территорий микрорайонов и населенных пунктов допускается использование неизолированных проводов.

Осветительные установки улиц и дорог категории Б и В относятся к электроприемникам третьей категории, поэтому резервирование между крайними светильниками соседних участков улиц не предусматривается. При выборе питающих кабельных линий ведется расчет по нагрузке светильников, подключенных к данной ТП.

Сети наружного освещения городов выполняются трехфазными с глухозаземленной нейтралью, в них применяются четырех — и пятипроводные линии. Пятипроводные линии, в которых реализуется система заземления TN-S, рекомендуется применять на улицах с интенсивным пешеходным движением и на территориях детских учреждений. На территории детских учреждений в целях электробезопасности система уличного освещения выполняется кабелем, прокладываемым в земле.

Ответвления от распределительных линий к светильникам выполняется по трехпроводной схеме. Предусматривается защитное заземление каждой опоры и кронштейна для крепления светильника.

Выбирается кабель от каждой ТП до первой опоры и провод воздушной линии.

Выбранный тип провода или кабеля должен строго соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.

Результаты выбора кабелей и проводов воздушных линий приведены в табл.3.5.

Таблица 3.5

Кабели и провода воздушных линий наружного освещения

3.4 Выбор опор электроосвещения

В данном дипломном проекте примем к установке металлические опоры уличного освещения. Металлические опоры имеют ряд существенных преимуществ по сравнению с традиционно применяемыми железобетонными и решетчатыми опорами.

Металлические опоры значительно надежнее бетонных, особенно в сложных гололедно-ветровых условиях. В аварийном режиме стальная опора выдерживает нагрузки в 2−3 раза больше, чем железобетонная опора. Объемы разрушений при авариях снижаются в несколько раз.

Металлические опоры в несколько раз легче железобетонных. В связи с малым весом и удобством транспортировки резко снижаются объемы транспортных и погрузочно-разгрузочных работ. Для транспортировки не требуются специальные транспортные средства (сцепки платформ, опоровозы). Опоры не разрушаются в процессе транспортировки и погрузочно-разгрузочных работ.

Малый вес и высокая степень заводской готовности позволяют устанавливать опору за короткое время. При этом не требуется использования специальных дорогостоящих подъемных механизмов и заливки мощных фундаментов. Резко сокращаются трудозатраты на монтаже и сроки сооружения объектов.

Срок службы металлических опор в два раза выше, чем железобетонных. Долговечность может быть повышена при использовании полимерных покрытий, наносимых в заводских условиях.

Для ввода кабеля от ТП примем к установке опору СПГ-400−9,0/11,5−02 — опора освещения силовая прямостоечная граненая с номинальной нагрузкой 400 кг, высотой 11,5 м, с внутренним подводом кабеля. Обслуживание осуществляется через боковой лючок в нижней части опоры (подземный подвод кабеля с последующей разделкой в ревизионном окне люка в нижней части опоры).

Для воздушных линий примем к установке опору СПГ-400−9,0/11,5−01 с воздушным подводом провода к верхней части опоры, в которой имеется отверстие диаметром не менее 30 мм.

Опоры СПГ предназначены для установки светильников, освещающих дороги и магистрали, воздушной подвески кабелей электрической сети наружного освещения (СИП), щитов различного назначения — рекламных, информационных и т. п. Опоры равнопрочны по любым поперечным осям и выдерживают максимальную суммарную нагрузку, эквивалентную нормированной нагрузке, приложенной к верхней части опоры. Опоры выполнены из листового материала толщиной 6 мм и более.

Прямостоечные опоры устанавливаются в заранее подготовленный земляной котлован с последующей заливкой бетоном.

Для крепления светильника к опоре будем использовать кронштейн типа К1К-1,0−1,5−0,048 — кронштейн консольный гусеобразный с высотой подвеса светильника 1,5 м, диаметром 48 мм. И кронштейн типа К2К-1,0−1,5−0,048 для крепления светильников около школы.

3.5 Управление освещением

Комплекс автоматизированной системы управления наружным освещением «Луч» — предназначен для создания систем (с использованием GSM) автоматического и автоматизированного централизованного управления уличным освещением на предприятиях городских электрических сетей, промышленных предприятиях и других объектах. Комплекс также осуществляет учет электроэнергии, контроль состояния сетей уличного освещения, диагностику оборудования и может интегрироваться с другими системами диспетчерского контроля и управления.

Использование комплекса позволяет:

оптимизировать структуру и режим управления уличного освещения;

обеспечить оптимальный уровень освещенности улиц;

соблюдать график включения/отключения уличного освещения;

исключить нерациональное использование электроэнергии;

снизить затраты связанные с выездом оперативного персонала на объекты — управления освещением;

оперативно выявлять и устранять повреждения сетей освещения;

производить анализ потребления электроэнергии за заданные периоды времени;

качественно повысить уровень оперативно-диспетчерского управления;

организовать шлюз данных для дальнейшей автоматизации (телемеханизации) подстанции.

Комплекс осуществляет:

централизованное телеуправление включением и отключением освещения с тремя уровнями освещенности (День, Вечер, Ночь) в автоматическом режиме по утвержденному годовому графику;

централизованное оперативное (индивидуальное и групповое) телеуправление включением и отключением освещения в ручном режиме;

ручное местное управление режимами освещения обслуживающим персоналом;

телеизмерения:

учет потребляемой электроэнергии — активной и реактивной;

контроль фазных напряжений на выход за нормативные показатели;

контроль фазных токов на превышение допустимых пределов;

возможность контроля дополнительных показателей на выход за допустимые нормы (активная и реактивная мощность пофазно, частота сети и др.)

непрерывный мониторинг за состоянием каналов связи и исправностью контроллеров TSP-305;

контроль за состоянием коммутаторов уличного освещения (например, отключения по срабатыванию защиты);

контроль за состоянием охранной сигнализации объекта с регистрацией времени ее срабатывания и оповещением диспетчерского персонала.

Для обеспечения высокой надежности комплекса в качестве cервера используется промышленный компьютер Fastwel на базе PIV-2.4ГГц, с RAID-массивом дисков и резервированным блоком питания.

В стойке сервера также установлены:

источник бесперебойного питания для обеспечения работы сервера при сбоях в питающей сети;

коммуникационный блок с модемами, обеспечивающими связь с объектами уличного освещения;

дополнительное оборудование, соответствующее конфигурации комплекса.

Контроллер уличного освещения TSP-305 предназначен для применения в составе комплекса управления уличным освещением на предприятиях Городских Электрических Сетей. TSP-305 предназначен для автоматического локального (согласно хранимого годового расписания) и централизованного управления уличным освещением. TSP-305 в составе комплекса управления освещением обеспечивает сбор, обработку и передачу информации с пункта включения (ПВ) на сервер АСДТУ (аппаратуру диспетчерского пункта). Возможно также автономное использование TSP-305 с заданным на год расписанием без связи с верхним уровнем (как замена механическим и электронным реле времени).

Комплекс поддерживает различные способы организации связи с объектами уличного освещения (как проводные, так и беспроводные):

Enternet;

выделенная телефонная пара;

коммутируемый телефонный канал;

GSM (прямой канал);

GSM (sms);

GSM (gprs)

4. Выбор и обоснование числа ТП, силовых трансформаторов ТП и их мощности

4.1 Выбор места расположения ТП

Оптимальное расположение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по методике из. Условный центр активной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

, (4.1)

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

, (4.2)

Где P_{i -} активная мощность i-го потребителя, кВт;

Q_{i -} реактивная мощность i-го потребителя, квар;

x_{i -} координата по оси ОХ i-го потребителя;

y_{i -} координата по оси ОY i-го потребителя.

В данной методике доказано, что областью размещения координат условного центра нагрузок являются эллипсы. Если источник питания (в нашем случае ТП) расположить в зоне эллипса рассеяния, то затраты на систему электроснабжения (в нашем случае на кабельные линии) будут минимальными.

Предварительно намечаем количество ТП, равное пяти. Далее расчет производим по формулам, приведенным выше.

Найдем условные центры нагрузок (УЦН) для всех частей микрорайона. Данные расчетов приведены в табл. 4.1 Координаты по генплану (лист 1).

Таблица 4.1

Результаты расчета УЦН

По формулам (4.1), (4.2), определяется оптимальное расположение ТП на генплане (лист 1). Результаты расчета приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Условный центр нагрузок

В результате расчетов было определено оптимальное размещение ТП на территории микрорайона города. ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5 располагается в расчетном центре нагрузок. Если ТП попадает на здание, то его координаты смещаются в сторону источника питания.

Согласно расчетный максимум активной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Р_{р. тп}, кВт, определяется по формуле:

кВт, (4.3)

Где Р_{зд. max. -} наибольшая расчетная активная нагрузка общественного здания или суммарная активная нагрузка жилых зданий с одинаковым типом кухонных плит, питаемых от ТП, кВт;

к_{у, i —} коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок потребителя относительно потребителя с наибольшей нагрузкой [7, табл.52.8];

Р_{зд. i} - расчетная активная нагрузка другого здания, питаемого от ТП, кВт;

Р_{о -} расчетная активная нагрузка наружного освещения, кВт.

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:

(4.4)

Где Q_{зд. max. -} наибольшая расчетная реактивная нагрузка общественного здания или суммарная реактивная нагрузка жилых зданий с одинаковым типом кухонных плит, питаемых от ТП, кВт;

к_{у, i —} коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок потребителя относительно потребителя с наибольшей нагрузкой [7, табл.52.8];

Q_{зд. i} - расчетная реактивная нагрузка другого здания, питаемого от ТП, кВт.

Q_о — расчетная реактивная нагрузка наружного освещения, квар.

Пример расчета для ТП-1

;

(кВт);

;

(квар).

Результаты расчетов нагрузок ТП сведены в табл.4.3

Таблица 4.3

Результаты расчетов нагрузки ТП

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

Основным требованием при выборе числа трансформаторов является: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

В рассматриваемом микрорайоне присутствуют потребители первой, второй и третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому примем к установке двухтрансформаторные подстанции. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из строя одного, другой трансформатор принял бы на себя нагрузку всех потребителей, с учетом допустимой перегрузки. В аварийной ситуации допускается отключение потребителей III категории на срок до одних суток.

На двухтрансформаторных подстанциях следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения замены в случае выхода одного трансформатора из строя.

При выборе трансформаторов используем методику, приведенную в. Минимальное число трансформаторов определяется:

(4.5)

Где S_{р -} расчетная нагрузка потребителей, кВ· А;

к_{з -} коэффициент загрузки трансформатора (принимается в зависимости от категории надежности потребителей);

S_{н. т. -} номинальная мощность трансформатора, кВ· А.

Полученное N_{T. min} округляется до ближайшего целого числа — N_T.

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

Загрузка силовых трансформаторов в нормальном режиме работы характеризуется коэффициентом k_з, который определяется по формуле:

(4.6)

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.

Загрузка силовых трансформаторов в аварийном режиме характеризуется коэффициентом k_{з, АВ}, который определяется по формуле [8]:

. (4.7)

Приведем пример расчета для ТП-1.

От ТП-1 питаются потребители II и III категории надежности, следовательно по примем значение коэффициента загрузки 0,8.

.

Принимаем N_T=2

.

Расчет для остальных ТП выполняется аналогично. Результаты расчета сведены в табл.4.4.

Таблица 4.4

Результаты выбора трансформаторов

k_{з, АВ} рассчитываем с учетом, что в аварийном режиме отключены потребители III категории.

Для окончательного решения по выбору числа и мощности трансформаторов КТП необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов из табл.4.4 Примем к установке трансформаторы марки ТМГ.

Трансформаторы ТМГ служат для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного или холодного климата.

Номинальная частота ТМГ 50 Гц. Регулирование напряжения в ТМГ осуществляется в диапазоне до ± 5% на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) переключением ответвлений обмотки ВН ступенями по 2,5%.

Трансформаторы герметичного исполнения, без маслорасширителей. Температурные изменения объема масла компенсируются изменением объема гофров бака за счет их пластичной деформации.

Для контроля уровня масла трансформаторы снабжаются маслоуказателем поплавкового типа.

Для компенсации избыточного давления в баке сверх допустимого в трансформаторах мощностью от 16 до 63 кВА устанавливается предохранительный клапан.

Для измерения температуры верхних слоев масла на крышке трансформатора предусматривается гильза для установки термометра.

Срок службы силового трансформатора ТМГ составляет не менее 25 лет.

Паспортные характеристики трансформаторов представлены в табл.4.5.

Таблица 4.5

Паспортные характеристики трансформаторов

4.3 Технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов на основании методики из.

Основные соотношения:

Приведенные затраты

руб, (4.8)

Где К_{ктп -} капитальные вложения на городскую трансформаторную подстанцию, руб; Н_{Д -} норма дисконта; Е_{а -} норма амортизационных отчислений, на кап. ремонт и текущий ремонт, руб; И - годовые издержки на содержание схемы, руб.

Капитальные вложения определяются по формуле:

руб/год, (4.9)

Где N_T — число трансформаторов;

— цена, тыс. руб. (определяется по прайс-листам);

— 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).

Потери энергии в трансформаторах (раздельная работа):

кВт· ч, (4.10)

где N_{T -} количество трансформаторов; ДР_{хх -} потери холостого хода в трансформаторах, кВт; Т_{год -} число часов в году (8760 ч); К_{з -} коэффициент загрузки; ДР_{к -} потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт; ф - время максимальных потерь для коммунально-бытовых потребителей, ч.

Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле:

ч, (4.11)

где — время использования максимума нагрузок.

(ч).

Стоимость потерь электроэнергии

(4.12)

Где С_{о -} стоимость электроэнергии (С₀=2,79 руб.)

Приведем пример расчета для ТП1 (вариант 2· 630 кВ· А):

;

;

;

Результаты расчета сведены в табл.4.6.

Таблица 4.6

Технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов

Анализируя полученные результаты, окончательно принимаем к установке вариант, требующий минимальных приведенных затрат. Для ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5 два трансформатора ТМГ по 630 кВ· А каждый. В таком варианте достигается необходимая загрузка трансформаторов и обеспечивается требуемая надежность электроснабжения по отношению к потребителям I и II категории.

5. Проектирование связи с питающей системой

5.1 Выбор питающей линии

Питание распределительного пункта, находящегося в рассматриваемом микрорайоне, осуществляется кабельной линией длиной 3 км от главной понизительной подстанции города, на которой установлены 2 трансформатора ТДТН-25 000/110/35/10. От РП запитаны трансформаторные подстанции микрорайона города.

Расчетная активная нагрузка распределительного пункта определяется по формуле:

кВт (5.1)

где — коэффициент совмещения максимумов нагрузок ТП [7];

— активная нагрузка i-ой ТП, кВт;

(кВт).

Расчетная реактивная нагрузка распределительного пункта определяется по формуле:

квар (5.2)

где - расчетная активная нагрузка распределительного пункта, кВт;

— коэффициент реактивной мощности.

(квар).

Полная электрическая нагрузка распределительного пункта определяется по формуле:

кВ· А (5.3)

где — расчетная активная нагрузка распределительного пункта, кВт;

_- расчетная реактивная мощность линии, квар.

(кВ· А)

Расчетный ток кабельной линии _, А, определяется по формуле:

А (5.4)

где _{. -} полная электрическая нагрузка распределительного пункта, кВ· А;

_- номинальное напряжение, кВ

(А)

Выбираем марку кабеля: АПвБП — алюминиевая токопроводящая жила, изоляция из пероксидносшиваемого полиэтилена, броня из двух стальных оцинкованных лент, наложенных так, чтобы верхняя лента перекрывала зазоры между кромками нижней ленты, оболочка из полиэтилена.

Кабель АПвБП предназначен для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках на номинальное переменное напряжение 10, 20, 35 кВ номинальной частотой 50 Гц для сетей с заземленной и изолированной нейтралью. Пригоден для прокладки в земле (в траншеях).

Примем к прокладке кабель АПвБП 3×150 мм².

Согласно кабели выбирают по следующим условиям:

По экономической плотности тока:

. (5.5)

где F_р — расчетное сечение кабеля, мм²; I_p — расчетный ток линий, А;

j_эк — экономическая плотность тока, А/мм², [5];

(мм²)

По нагреву током послеаварийного режима:

А. (5.6)

где I_ПА — ток послеаварийного режима, А; I_д — длительно допустимый ток кабеля, А, [5]; К_пр — коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [5]; К_ср — коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [5]; К_пер — коэффициент перегрузки [5];

(А);

условие соблюдается.

По потере напряжения:

(5.7)

где ДU_доп — допустимые потери напряжения, % из [1];

I_p — расчетный ток линии, А;

l — длина кабеля, км;

R₀, — удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м, [8];

x₀ — удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [8];

cosц_н, sinц_н — коэффициенты мощности нагрузки [1];

U_ном — номинальное напряжение кабеля, В.

условие соблюдается.

По термической стойкости

(5.8)

где F_p — расчетное сечение кабеля, мм²;

F_{T. C. -} термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K ^(3) — ток трехфазного короткого замыкания, А;

t_{р. з. -} время отключения КЗ, с [9];

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

(мм²).

Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям, следовательно принимаем к прокладке кабель АПвБП 3×150 мм².

5.2 Выбор и расчет релейной защиты

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надёжное и экономичное функционирование СЭС возможно только при автоматическом управлении ими. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты и автоматики.

Для линий в сетях 10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая — в виде максимальной токовой защиты.

Защита от однофазных замыканий на землю выполняется в виде селективной защиты, действующей на сигнал.

Данным дипломным проектом предусматривается релейная защита на цифровой базе с использованием микропроцессорных устройств фирмы OOO «Электронприбор» .

На линий W1 и W6 предусматриваем токовую отсечку и МТЗ, которая обеспечена микропроцессорным устройством защиты напряжением 10 кВ — Сириус — 2Л.

Для восстановления питания потребителей предусматриваем АПВ (автоматическое повторное включение) линий W1 и W6 согласно. Расчет будем проводить для схемы сети, изображенной на рис. 8.1 на примере линии W1. Выбор трансформаторов тока осуществляется по номинальному напряжению и номинальному рабочему току. Проверка трансформаторов тока по условию 10% погрешности не требуется, так как сопротивление устройств автоматики значительно меньше допустимых значений. Выбирается трансформатор тока типа ТПОЛ-10−0,5 с коэффициентом трансформации 200/5 и общая схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле — «неполная звезда — неполная звезда». Обозначим величину тока, вводимую в устройство, как. Определяется ток срабатывания селективной токовой отсечки по условию отстройки от максимального тока КЗ в точке К5:

А, (5.9)

где — коэффициент запаса.

— максимальный ток КЗ в точке 5 (см. табл.8.2).

(А).

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, [10]:

(5.10)

где — максимальный рабочий ток линии W1, А.

(А).

С учетом выбранных трансформаторов тока, вторичный ток, вводимый в устройство определяется:

А, (5.11)

где — коэффициент схемы (=1);

— коэффициент трансформации трансформаторов тока.

(А).

Устройство микропроцессорной системы предполагает выбор уставок срабатывания по току для каждой ступени МТЗ в диапазоне от до с шагом. Окончательно выбираем уставку селективной токовой отсечки: А.

Рис. 5.1 — Зона действия селективной отсечки

Чувствительность токовой отсечки определяется по зоне действия. С выбранной уставкой токовая отсечка защищает 32,5% линии, что говорит об её эффективности.

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

А, (5.12)

где — коэффициент запаса [10];

— коэффициент возврата [10];

— коэффициент самозапуска.

(А).

С учетом выбранных трансформаторов тока, вторичный ток, вводимый в устройство, определяется:

А, (5.13)

(А).

Чувствительность максимальной токовой защиты проверяется при двухфазном к. з. в конце защищаемого объекта:

(5.14)

где — ток при двухфазном КЗ в конце защищаемого объекта.

.

Время срабатывания МТЗ-3 отстраиваем от времени перегорания плавкой вставки предохранителя, защищающего трансформатор. Время перегорания плавкой вставки для предохранителя типа ПКТ103−10−80−20У3 по равно 1 с., тогда с учетом времени перегорания плавкой вставки:

с, (5.15)

©.

С помощью устройства «Сириус-2Л» можно реализовать другие виды защит, например защиту от однофазного замыкания на землю (ОЗЗ). Данная защита действует на сигнал.

Время срабатывания защиты отстраивается от времени срабатывания самой долгой защиты линии W1.

с, (5.16), ©.

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):

(А).

Ток срабатывания защиты:

А, (5.17)

где — коэффициент запаса [10];

— коэффициент, учитывающий бросок ёмкостного тока, при наличии выдержки времени принимаем).

(А).

Выбирается трансформатор тока нулевой последовательности ТТНПТ 1/100, предназначенный для сигнализации замыканий на землю 6−10 кВ. Коэффициент трансформации. С учетом этого ток срабатывания, вводимый в устройство:

А, (5.18)

(А).

Устройство микропроцессорной системы «Сириус-2Л» предполагает выбор уставок срабатывания по току для защиты от замыкания на землю в диапазоне от 0,01 А до 1 А. Окончательно выбираем уставку по току защиты от замыкания на землю: А.

Устройство АПВ предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами РЗА

Выбираем АПВ однократного действия. С учетом того, что в устройстве есть функция, задающая условие срабатывания АПВ после срабатывания другой защиты (отсечка, МТЗ и др.), выдержка времени срабатывания однократного АПВ линии W1 будет определяться по выражению:

(5.19)

где - время включения и отключения выключателя (для вакуумных выключателей принимаем ,) [10];

— время запаса (принимается равным 0,4 с) [10];

- время деионизации среды в месте КЗ (для сетей напряжением до 35 кВ включительно = 0,1 с) [10];

©.

Для устройств микропроцессорной защиты время срабатывания АПВ не отстраивается напрямую от времени срабатывания основных защит, что упрощает расчеты.

Расчеты для линии W6 аналогичны, уставки защит линий W1, W6 представлены в табл. (5.1), (5.2).

Таблица 5.1

Уставки защит линии W1

Таблица 5.2

Уставки защит линии W6

6. Проектирование системы электроснабжения микрорайона города на напряжение 10 кВ

Назначением системы электроснабжения микрорайона города является обеспечение электроэнергией всех технологических процессов потребителей, располагающихся на территории микрорайона города.

В состав системы электроснабжения микрорайона входят источники питания жилых и промышленных зон; питающие и распределительные электрические сети средних номинальных напряжений 10−20 кВ, включая распределительные пункты данных напряжений и трансформаторные подстанции 10 — 20/0,38 кВ; внешние и внутренние сети напряжением до 1 кВ жилых, общественных и производственных зданий (как правило 0,38/0,22 кВ); электроприемники всех технологических типов потребителей, расположенных на территории микрорайона города.

Основными задачами проектирования системы электроснабжения микрорайона города являются выбор экономически целесообразных структур номинальных напряжений, номинальных параметров основного электрооборудования линий, подстанций, распределительных пунктов. При этом должны учитываться электротехнические, экологические и градостроительные требования и ограничения, а также развитие потребителей электроэнергии, источников питания, электрических сетей и возможная неопределенность перспективной технико-экономической информации.

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

К первой категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства. Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания.

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников питания, и перерыв в электроснабжении этих потребителей допустим на время, которое необходимо для включения резервного питания.

К третьей категории относятся все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категории. 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.

При рассмотрении надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей к соответствующей категории следует, как правило, относить отдельные электропремники. Требования к надежности электроснабжения электроприемника следует относить к ближайшему вводному устройству, к которому приемник подключен через коммутационный аппарат.

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

6.1 Схема распределительной сети 10кВ

Согласно построение городской электрической сети по условиям обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, как правило, выполняется применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого микрорайона города. При наличии отдельных электроприемников более высокой категории, или особой группы первой категории, этот принцип построения сетей дополняется необходимыми мерами по созданию требуемой надежности электроснабжения этих электроприемников.

Для распределительной сети 10 кВ примем двухлучевую схему с двухсторонним питанием, которая в сравнении с петлевой, может обеспечить достаточную надежность электроснабжения всех категорий электроприемников.

Основной недостаток петлевых схем заключаются в низкой надежности электроснабжения. При питании трансформаторных подстанций по двухлучевой схеме с односторонним питанием может возникнуть аварийная ситуация (пожар на ТП), в результате которой остальные ТП окажутся обесточенными на длительный промежуток времени. При двухстороннем питании в такой ситуации отключенными окажутся только потребители, присоединенные к аварийной ТП.

Линии, питающие ТП, отходят от распределительного пункта (РП). Распределительный пункт, как правило, следует выполнять с одной секционированной системой сборных шин с питанием по взаиморезервируемым линиям, подключенным к разным секциям. На секционном выключателе предусмотрено устройство АВР.

6.2 Выбор сечения кабелей сети 10кВ

Электрические нагрузки городских сетей 10кВ в соответствии с 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. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 ().

Расчетная активная нагрузка линии определяется по формуле:

кВт (6.1)

где — коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов [7];

— активная нагрузка i-ой ТП в послеаварийном режиме, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка линии определяется по формуле:

квар (6.2)

где - расчетная активная нагрузка в послеаварийном режиме, кВт;

— коэффициент реактивной мощности.

Полная электрическая нагрузка определяется по формуле:

(кВ· А) (6.3)

где — расчетная электрическая нагрузка линии, кВт; _- расчетная реактивная мощность линии, квар. Расчетный ток линии в послеаварийном режиме работы _, А, определяется по формуле

А (6.4)

где _{. -} полная электрическая нагрузка линии, кВ· А;

_- номинальное напряжение, кВ.

Выбранный кабель АПвБП проверяется по условиям (5.5) — (5.8).

Для примера проведем расчет линии W1 (см. лист 1) по формулам (6.1), (6.2) и (6.3)

(кВт);

(квар);

(кВ· А).

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме работы определим по формуле (6.4)

(А).

Далее выберем кабель, соответствующий условию (5.5):

(мм²)

где j_эк=1,7 по.

Принимаем ближайшее сечение — 150 мм². Для кабеля этого сечения [5], следовательно, подставив численные значения в выражение (5.6) получим:

(А);

211<331,65 условие соблюдается.

Отклонение напряжения составит:

0,36%<6% условие соблюдается.

где I_K ^(3) — из пункта 8 пояснительной записки (табл.8.2) в точке К1;

t_{п -} определим по кривым [9];

С — по таблице.

Принимаем для этой линии окончательно сечение F_. = 120 мм².

Результаты расчетов других линий представлены в табл.6.1

Таблица 6.1

Выбор сечения кабелей на напряжение 10 кВ

7. Проектирование электрической сети до 1 кв в электроснабжении микрорайона города

Категории надежности электроприемников принимаем в соответствии с. Результаты приведены в табл.7.1.

Таблица 7.1

Категории надежности электроприемников 0,4 кВ

Для потребителей первой и второй категории, согласно [7], применяют радиальную схему электроснабжения с прокладкой двух кабелей к каждому зданию. Для того чтобы определиться со схемой электроснабжения потребителей третьей категории проведем технико-экономическое сравнение двух возможных вариантов, а именно: магистральной схемы, при которой потребители подключаются последовательно к одному кабелю и радиальной схемы, при которой каждое здание получает питание по отдельному кабелю.

Сравнение проведем на примере пятиэтажных жилых домов № 31, № 32, № 33 (см. Лист 1) в упрощенном варианте, учитывая только стоимость кабеля. Результаты расчета магистральной и радиальной схем приведены в табл. (7.2), (7.3) соответственно.

Таблица 7.2

Стоимость магистральной схемы

Таблица 7.3

Стоимость радиальной схемы

Из сравнения полученных результатов видно, что затраты на радиальную схему электроснабжения ниже затрат на магистральную схему. Радиальная схема значительно надежнее магистральной, поэтому примем для электроснабжения потребителей третьей категории радиальную схему, причем для повышения надежности будем прокладывать по 2 кабеля к каждому зданию.

7.1 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ

Кабели выбирают по следующим условиям:

1) по нагреву расчетным током

А, (7.1)

где К_{ср -} коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной в [5];

К_{пр -} коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [5];

К_{пер -} коэффициент перегрузки [5];

I_{доп -} допустимый ток кабеля, А по.

2) по потере напряжения

%, (7.2)

где ДU_{доп -} допустимая потеря напряжения (ДU_доп? 4% для жилых и общественных зданий из [1]); I_{p -} расчетный ток линии, А; L - длина кабеля, км; r₀,x_{0 -} удельное сопротивление кабеля, Ом/км из [8]; cosц_{н -} косинус нагрузки [1]; sinц_{н -} синус нагрузки [1]; U_{ном -} номинальное напряжение кабеля, В.

Для сети напряжением 0,4 кВ выбираем кабель марки АВБбШв.

Кабель с алюминиевой жилой, внутренняя оболочка из поливинилхлорида, броня из двух оцинкованных стальных лент, наружный покров кабеля из поливинилхлоридового шланга.

Предназначением АвБбШв является передача и распределение электроэнергии в стационарных установках на номинальное напряжение 0.66, частотой 1кВ до 50Hz или постоянное напряжение до 1кВ — для прокладки в траншеях, туннелях, шахтах, на открытом воздухе, при условии, что кабель не будет подвергаться существенной растяжке, но при наличии опасности повреждения при эксплуатации.

Результаты расчетов представлены в табл.7.4.

Таблица 7.4

Результаты выбора кабелей на напряжение 0,4 кВ

7.2 Выбор проводов внутридомовой сети

Проведем расчет проводов внутридомовой сети на примере пятиэтажного жилого дома № 23 (см. лист 1). Кабель, питающий этот дом, имеет наибольшие потери напряжения (3,97%). Рассматриваемый дом имеет 4 подъезда, 3 квартиры на этаже.

Рассчитаем нагрузку подъезда. Расчетную активную нагрузку определим по формуле:

кВт, (7.3)

где Р_{кв. уд. -} удельная мощность на квартиру, кВт/кв [1];

n - количество квартир.

(кВт).

Расчетную реактивную нагрузку определим по формуле:

квар, (7.4)

где tgц - коэффициент реактивной мощности.

(квар).

Расчетный ток определим по формуле:

А, (7.5)

где U_{ном -} номинальное напряжение, кВ.

(А).

Магистральные линии от вводного устройства к этажным щитам прокладываются по техподполью открыто в поливинилхлоридных трубах.

По расчетному току выбирается магистральный провод: ПВ3 сечением 6 мм².

У проводов марки ПВ3 токопроводящая жила медная, многопроволочная. Изоляция — из ПВХ пластиката, различных цветов. Расцветка выполняется сплошной или нанесением двух продольных полос на изоляции натурального цвета, расположенных диаметрально. Для проводов, используемых только для целей заземления, изоляция имеет зелено-желтую расцветку.

Провода применяются для электрических установок при стационарной прокладке, в осветительных и силовых сетях.

Провода марки ПВ3 предназначены для монтажа участков электрических цепей, где возможны изгибы проводов.

Расчетные условия:

1) по допустимому току

I_доп=46 А; I_p=23,6 A; 50>23,6 (условие соблюдается);

2) по потере напряжения

;

ДU_p=1,15%; ДU_доп=2%; 1,04<2 (условие соблюдается).

Выберем кабель квартирной сети: ВВГнг 3×1,5

Кабель марки ВВГнг силовой, предназначен для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках. Преимуществом кабеля ВВГнг является возможность его прокладки в пучках.

Изоляция жил из ПВХ пластиката. Оболочка кабеля из светотермостойкого ПВХ пластиката пониженной горючести.

Кабель ВВГнг не распространяет горение при прокладки в пучках, в земле (траншеях), в помещениях (туннелях), каналах, коллекторах, производственных помещениях, на кабельных эстакадах, по мостам, если кабель при эксплуатации не подвергается растягивающим усилиям, в среде с любой степенью коррозионной активности. Способ прокладки — скрыто под штукатуркой. Расчетные условия:

1) по допустимому току

I_доп=33; I_{н. в}=16 A; 33>16 (условие соблюдается);

2) по потере напряжения

;

ДU_p=1,5%; ДU_доп=2%; 1,5<2 (условие соблюдается).

Общая потеря напряжения в сети от ТП до самой удаленной розетки 4-го подъезда дома № 23 будет равна:

что допустимо.

8. Расчет токов короткого замыкания на всех уровнях напряжения

8.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ

Распределительный пункт (РП) примем в расчете как систему с током трехфазного КЗ I_{к. с} ⁽³⁾ =4,5 кА.

Определим параметры схемы замещения.

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

Ом, (8.1)

где U_{ср -} среднее напряжение, кВ;

I_{к. с} ^(3) — ток трехфазного КЗ на стороне 10 кВ, кА.

Активное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

Ом, (8.2)

где R_{o. w -} удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км.

Реактивное сопротивление кабельных линий определим по выражению:

Ом, (8.3)

где — удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км.

Полное сопротивление кабельной лини:

Ом. (8.4)

Пример расчета для линии W1:

Активным сопротивлением системы пренебрегаем.

(Ом);

(Ом);

(Ом);

(Ом).

Параметры остальных линий рассчитываются аналогично. Результаты расчетов приведены в табл.8.1.

Таблица 8.1

Параметры схемы замещения

Расчетная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлена на рис. 8.1.

Рис. 8.1 — Расчетная схема и схема замещения Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точках, обозначенных на рис. 8.1

Расчет будем вести по методике, изложенной в [9]

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

кА, (8.5)

где х_{У -} реактивное сопротивление до точки КЗ, Ом;

R_У — активное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

кА, (8.6)

где К_{у -} ударный коэффициент, который находится по формуле:

(8.7)

где Та - постоянная времени переходного процесса.

(8.8)

где Х - реактивное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом;

щ - угловая частота (щ=314 при частоте питающей сети 50 Гц);

R - активное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом.

Ток двухфазного КЗ рассчитывается по формуле:

кА (8.9)

где I_к ^(3) — ток трехфазного короткого замыкания.

Для сети 10 кВ необходимо рассчитать емкостной ток замыкания на землю.

Емкостной ток замыкания на землю рассчитаем по формуле:

А, (8.10)

где L_{к -} общая длина электрически связанных кабельных линий, км;

L_{в -} общая длина электрически связанных воздушных линий, км.

В нашем случае воздушных линий нет. Если емкостной ток замыкания на землю меньше 20 А, то компенсация емкостного тока не требуется.

Пример расчета для точки К1:

(кА);

;

;

(кА);

(кА);

(А).

Компенсация емкостного тока не требуется, т.к.1,964 А < 20 А.

Для других точек КЗ расчет аналогичен. Результаты расчетов представлены в табл.8.2.

Таблица 8.2

Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

8.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4 кВ

В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ расчет токов короткого замыкания выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры и шинопроводов на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит. При напряжении до 1кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток короткого замыкания. Поэтому в расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, включая активные сопротивления различных контактов и контактных соединений, а также сопротивление электрической дуги в месте короткого замыкания. [8]

Расчет будем проводить в именованных единицах на основании методики и соотношений изложенных в.

Определим параметры трансформатора.

Активное сопротивление

мОм, (8.10)

где ДP_{к -} потери КЗ, кВт;

U_{ном -} низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_{ном. т. -} номинальная мощность трансформатора, кВ· А.

Реактивное сопротивление

мОм, (8.11)

где U_{к -} напряжение КЗ, %. Активное и реактивное сопротивление линии находятся по формулам (8.2) и (8.3).

Ток трехфазного КЗ находим по формуле:

кА, (8.12)

где Х_{У -} суммарное реактивное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм;

R_{У -} суммарное активное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

кА, (8.13)

где R_{Д -} сопротивление дуги, мОм.

Сопротивление дуги находим по формуле:

мОм, (8.14)

где Е_{Д -} напряженность в стволе дуги, В/мм [8];

L_{Д -} длина дуги, мм из.

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

кА, (8.15)

Ток однофазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

кА, (8.16)

где I ⁽¹⁾ _{к. min -} ток однофазного КЗ, кА;

U_{ф -} фазное напряжение, В;

Z_{Т -} сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ, мОм.

Z_{П -} полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм.

мОм, (8.17)

где Х_Т1, Х_Т2, Х_{Т0 -} индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

R_T1, R_T2, R_{T0 -} активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

R_{Д -} сопротивление дуги, мОм.

При соединении обмоток трансформатора по схеме Д/Y₀ сопротивления всех последовательностей равны. Следовательно, в нашем случае Z_T найдем по формуле:

мОм, (8.18)

где Х_Т, R_{Т -} сопротивления трансформатора, мОм;

R_{Д -} сопротивление дуги, мОм.

Ударный ток находится по формуле:

кА, (8.19)

где К_{у -} ударный коэффициент;

I ⁽³⁾ _{к. max -} ток трехфазного КЗ без учета сопротивления дуги, кА.

Проведем расчет токов КЗ для сети, питающей потребителя — пятиэтажный жилой дом № 23 (см. лист 1).

Сопротивление элементов схемы замещения представлены в табл. (8.3) — (8.7).

Таблица 8.3

Параметры схемы замещения трансформатора

Таблица 8.4

Параметры схемы замещения кабельных линий

Сопротивления коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и контактных соединений шин выбираются по номинальному току аппарата, а сопротивления контактные соединения кабелей — по номинальному сечению кабеля.

Номинальный ток аппарата выбираем исходя из условия:

А, (8.20)

где — расчетный максимальный ток, А;

_{. -} номинальный ток аппарата, А;

Таблица 8.5

Параметры схемы замещения коммутационных аппаратов и трансформатора тока

Таблица 8.6

Параметры схемы замещения контактных соединений

Таблица 8.7

Параметры схемы замещения контактных соединений кабелей