Проект системы электроснабжения жилого микрорайона города

Тип:
Добавлен:

Введение

Электроснабжение определяется двумя факторами - качеством электроэнергии и её надёжностью. Даже самые лучшие системы производства электроэнергии и её распределения не могут быть полностью надёжными источниками высококачественного электропитания.

С проблемами электроснабжения потребители городских микрорайонов сталкиваются тогда, когда начинаются неполадки в работе их электрооборудования, будь то бытовые электроприборы, офисная или производственная электротехника. Эти проблемы могут проявляться либо в некачественности электроэнергии - нестабильности напряжения, искажении его формы и колебания его частоты, недостаточной мощности электросети, либо в ненадёжности, т.е. пропадании напряжения.

Причинами некачественного электроснабжения могут быть:

·перегруженность линии электропередачи;

·короткое замыкание или удар молнии;

·наличие в питающей линии промышленных и бытовых электроприборов с большим импульсным энергопотреблением: аппаратура аргонной сварки, нагреватели, электродвигатели, лазерные принтеры, копировальная техника и т.п.;

·некачественная электропроводка в здании;

·выход из строя оборудования электроподстанций или его неисправность;

·обрыв линии электропередачи;

·другие причины.

На современном этапе требуется существенное повышение надежности электроснабжения городских микрорайонов в связи с массовой многоэтажной застройкой как административных, так и жилых районов, возрастающей электрификацией бытовой и коммунальной сфер, ростом категорийности электроприемников. Очевидно, что безотказность на уровне абсолютно бесперебойного электроснабжения всех районов городов обеспечить невозможно. Поэтому неизбежны отдельные кратковременные отключения части электроприемников из-за коротких замыканий и других случайных отказов энергооборудования. От таких отказов электроприемники высокой категории должны иметь индивидуальную защиту и резервирование.

1. Краткая характеристика объекта проектирования

Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

В дипломном проекте будет спроектирована система электроснабжения жилого микрорайона города для надежного бесперебойного и качественного обеспечения электроэнергией потребителей.

Проектом будут определены расчетные нагрузки с учетом категории надежности потребителей, на основании которых будет выбрано место установки, число и мощность трансформаторных подстанций.

Будут рассмотрены вопросы построения рациональной схемы распределения электроэнергии, произведен расчет сетей, выбрана коммутационная и защитная аппаратура.

Также будет рассмотрена экономическая часть проекта и выполнены вопросы электробезопасности.

В данном дипломном проекте будет выполнено электроснабжение жилого микрорайона города. Исходными данными для проектирования является генеральный план микрорайона, который представлен на листе (лист 1) со сведениями об этажности зданий и количестве квартир.

Предполагается, что что район города будет состоять из 5 девятиэтажных домов, 21 пятиэтажного дома и 7 двухэтажных домов, оборудованных газовыми плитами. Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 2 875. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий.

Потребителей электроэнергии данного микрорайона можно условно разделить на две основные группы: жилые здания и коммунальные потребители.

Современные жилые здания оснащены большим количеством различного вида электроприемников. К ним относятся: осветительные, бытовые приборы и силовое оборудование.

Электроприемники жилых зданий условно подразделены на две основные группы: электроприемники квартир и электроприемники общедомового назначения.

К первым относятся: осветительные и бытовые приборы.

Ко вторым относятся: светильники лестничных клеток, технических подпольев, чердаков, вестибюлей, служебных и других помещений; лифтовые установки; вентиляционные системы; различные противопожарные устройства; элементы диспетчеризации; домофоны и т.д.

Электрическое освещение квартир осуществляется с помощью светильников общего и местного назначения, как правило, с лампами накаливания. Однако в настоящее время внедряются бытовые светильники с люминесцентными лампами, применение которых позволяет значительно повысить освещенность в квартирах без увеличения расхода электроэнергии при значительно большем сроке службы этих ламп. [1].

Бытовые электроприборы по назначению можно условно разделить на следующие характерные группы: нагревательные, для обработки и хранения продуктов питания; хозяйственные; культурно-бытовые; санитарно-гигиенические; бытовые кондиционеры воздуха; водонагревательные.

К числу коммунальных потребителей, расположенных на данной территории, относятся: продовольственный магазин, промтоварный магазин, два детских сада на 200 мест каждый, профессиональное училище на 300 мест, отделение сбербанка.

Условно все электроприемники общественных зданий могут быть разделены на две группы: осветительные и силовые.

В основных помещениях общественных зданий в целях экономии электроэнергии и получения высоких уровней освещенности, как правило, используют светильники с люминесцентными лампами.

Во вспомогательных помещениях, складах и кладовых применяются лампы накаливания.

В зависимости от выполняемых технологических операций к силовым относятся электроприемники: механического оборудования, электротеплового оборудования, холодильных машин, подьемно-транспортного оборудования, санитарно-технических установок, связи, сигнализации, противопожарных устройств и т.п.

Требования к надежности электроснабжения регламентированы правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и строительными нормами и правилами (СНиП). На основании их определяются схемы построения питающих и распределительных сетей. Согласно ПУЭ электроприемники разделяются на три категории по обеспечению надежности электроснабжения. В данном проекте присутствуют потребители первой, второй и третьей категорий. К потребителям первой категории относятся жилые дома с лифтовыми установками, к потребителям второй категории - детские сады, школа. Пятиэтажные жилые дома и осветительные установки относятся к третьей категории.

2.Определение расчетных нагрузок силовых электроприемников

Выбор системы электроснабжения и параметры всех её элементов зависят от правильности определения расчетных нагрузок.

В кaчeствe рaсчeтнoй aктивнoй элeктричeскoй нагрузки принимается вероятная максимальная нагрузка на интервале времени 30 минут.

.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

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

Расчет проводим согласно методике изложенной в [ 2 ].

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

Ркв = Ркв.уд.. n, кВт, (2.1)

где Ркв.уд. - удельная нагрузка электроприемников квартир [2, табл.6.1], 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 Рс приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

Рс = Рр.л + Рст.у, кВт, (2.2)

где Ррл - мощность лифтовых установок зданий, кВт;

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

Мощность лифтовых установок Рр.л определяется по формуле:

, кВт, (2.3)

где к'с - коэффициент спроса [2, табл. 6.4 ] ;

n л - количество лифтовых установок, шт;

Pni - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

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

, кВт, (2.4)

где к"с - коэффициент спроса [2, табл. 6.9 ];

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 ) Рр. определяется по формуле:

Рр = РКВ + куРс, кВт, (2.5)

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

Рс - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

ky - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, kу=0,9 [2].

Расчетную реактивную мощность жилого дома Qр определяем следующим образом:

, квар, (2.6)

где tgj - коэффициенты реактивной мощности;

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

Ррл - мощность лифтовых установок зданий, кВт;

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

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

, кВ.А, (2.7)

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

Qр - расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.

Расчетный ток здания Iр определяется по формуле:

, кА, (2.8)

где Sp - полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВ.А;

UH - номинальное напряжение, кВ.

Пример расчета (для жилого дома № 26 по генплану):

Жилой дом № 1 на 144 квартиры состоит из шести секций. В доме 9 этажей, 4 лифтовых установок с мощностью, приведенной к ПВ=100%, равной 6 кВт.

Активная нагрузка:

;

;

;

;

.

Реактивная нагрузка:

;

.

Полная нагрузка:

.

Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогичным образом с использованием соотношений, приведенных выше. Результаты представлены в таблице 1.2 приложения 1.

.2 Расчет нагрузок общественных зданий

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по [2], табл. 2.2.1.

, кВт, (2.9)

где - удельная расчетная нагрузка единицы количественного показателя (рабочее место, посадочное место, площадь торгового зала, м2, и т.п.);

М - количественный показатель, характеризующий пропускную способность предприятия, объем производства и т.д.

Пример расчета (для детсада № 7 на 280 мест):

Активная нагрузка:

.

Реактивная нагрузка здания:

.

Полная нагрузка здания:

.

Результаты расчета приведены в таблице 1.3 приложения 1.

.3 Выборы 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 [5].

Согласно табл.11 и табл.13 [5] выбираем нормированные величины, соответствующие характеру освещаемого объекта и необходимые для проектирования наружного уличного освещения.

Выбранные значения сведены в таблице 1.4 приложения 1.

2.4Выбор 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.

Проведя анализ использования светодиодных ламп и натриевых ламп в уличном освещении, в соответствии с таблицей 2.4.1, выберем светильники ЖКУ 16-100-001-УХЛ1 с лампами ДНаТ 100 и 16-250-001-УХЛ1 с лампами ДНаТ 250, как наиболее экономичные [8].

Таблица 2.4.1 Сравнительные характеристики ламп освещения

Тип лампыСветовой поток лампы, Фл, лмЦена, руб.ДнаТ-100 Вт.9600304,00Светодиодный уличный светильник «Кобра» 1000010845,00ДнаТ-250 Вт.25000652,00ДКУ 01-220-50-Ш2230018990,00

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.

При нормировании установок наружного освещения по средней яркости определение расстояния между осветительными приборами (шаг, l, м) осуществляется по формуле [4]:

, м, (2.10)

где - световой поток лампы в светильниках, установленных на опорах, лм;

UL - коэффициент использования светового потока по освещенности и яркости покрытия, зависит от соотношения b/h и принимается в соответствии с п.4.3 [7];

- число светильников на одной опоре, шт;

Lср - средняя яркость покрытия, кд/м2;

- коэффициент запаса, принимаемый согласно [8] равным 1,5;

- ширина освещаемой полосы, м.

Высота установки светильника h выбирается по табл. 23 [8]. Значения для расчета сводим в таблицу 2.4.2.

Таблица 2.4.2 Данные для расчета

Тип лампы в светильникеСветовой поток лампы, Фл, лмШирина освещаемой полосы, b, мВысота установки светильников, h,мb/hДнаТ-100 Вт.96008810,065ДнаТ-250 Вт.2500012101,20,067

Для магистральных улиц районного значения (категория Б):

(м).

Для улиц и дорог местного значения (категория В):

(м).

Количество светильников, необходимых для освещения определим по формуле:

, шт, (2.11)

где L - длина освещаемой поверхности, м;

l - шаг светильников, м.

(шт);

шт.

Таким образом, для освещения проездов территорий микрорайона принимаем к установке одностороннюю систему расположения светильников с лампами типа ДнаТ-250 при шаге 49 м и лампами типа ДнаТ-100 при шаге 40 м.

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

шт. (2.12)

Для школьного стадиона число светильников равно:

(шт),

где - площадь освещаемой территории, м2;

- коэффициент использования светового потока по освещенности, равный в данном случае 0,288 [8].

Результат расчета числа установок наружного освещения территории детских садов и территории общеобразовательной школы приведены в табл. 2.4.3.

Таблица 2.4.3 Расчет установок наружного освещения

Освещаемый объектСредняя горизонтальная Освещенность, Еср, лкНомер на планеПлощадь объекта, Тип лампыЧисло светильников, штТерритория детских садов1074100ДнаТ-1002319320018

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

, кВт, (2.13)

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.

Расчетная реактивная мощность осветительных приборов:

Qр = Рр. tgj, квар, (2.14)

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

Полная электрическая мощность:

, кВ.А, (2.15)

Расчетный ток 1р определяется по формуле:

, А. (2.16)

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

К ТП-1 подсоединяется 34 светильников, к ТП-2 - 34, к ТП-3 - 10, к ТП-4 - 18.

Примем cosφ=0,87 (есть индивидуальная компенсация реактивной мощности), тогда tgφ=0,48.

Произведем расчет для ТП №1:

(кВт);

(квар);

(кВт);

(квар);

(кВ·А);

(А).

Таблица 2.4.4 Осветительная нагрузка уличного освещения

ТПPр. осв., кВтQр. осв, кварSр. осв, кВАIр, АТП-15,522,666,088,79ТП-24,562,185,057,29ТП-31,10,521,211,75ТП-42,971,423,294,76

.5Выбор 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 [3].

Ввод кабеля в опоры должен ограничиваться цоколем опоры. Цоколи должны иметь размеры, достаточные для размещения в них кабельных разделок и предохранителей или автоматических выключателей, устанавливаемых на ответвлениях к осветительным приборам, и дверцу с замком для эксплуатационного обслуживания [3].

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.

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

Результаты выбора кабелей и проводов воздушных линий приведены в табл. 2.5.1.

Таблица 2.5.1 Кабели и провода воздушных линий наружного освещения

Кабель до первой опорыПровод воздушной линииТП-1АСБл 4х16СИП-2А 4х16+1х25ТП-2АСБл 4х16СИП-2А 4х16+1х25ТП-3АСБл 4х16СИП-2А 4х16+1х25ТП-4АСБл 4х16СИП-2А 4х16+1х25

СИП-2 по сравнению с неизолированными проводами имеют следующие преимущества:

монтаж проводов СИП происходит без применения изоляторов и траверс, что значительно снижает затраты на устройство воздушной линии электропередачи; - при эксплуатации самонесущие изолированные провода не замыкают из-за захлеста их друг на друга ветром, а это существенно снижает количество аварийных ситуаций; - в линиях СИП значительно снижаются электропотери; - линии СИП можно монтировать, как добавочные к уже существующим системам воздушных линий электропередач или связи; - провода СИП выпускаются различных типов и это позволяет подобрать подходящий их вариант, как по техническим характеристикам, так и по цене; - самонесущие изолированные провода можно использовать при устройстве линий передачи электричества напряжением от 0,6 до 20кВт, эксплуатируемых при температуре от -50 до +50̊ Цельсия: - провода СИП пожаробезопасны; - существуют способы подключения к линии СИП, не прекращая передачу электричества по ней; - срок службы самонесущих изолированных проводов составляет, как минимум, четверть века;

- снижаются потери электроэнергии на линии за счет сравнительно малого реактивного сопротивления - 0,1 Ом/км (для сравнения - у неизолированных проводов - 0,35 Ом/км).

3. Выбор места, числа и мощности трансформаторов, КТП

.1 Определение плотности нагрузки

Плотность нагрузки определяется по формуле (3.3):

МВт/км2, (3.1)

где Рр - расчетная нагрузка, МВт;

S - площадь микрорайона, км2.

.

При плотности 8 МВт/км2 и более оптимальная нагрузка РП, в соответствии [3], составляет 12 МВт при напряжении 10 кВ и 8 МВт при напряжении 6 кВ, а оптимальная мощность двухтрансформаторных ТП - 2х630 кВА. Для районов нового строительства с ожидаемой плотностью, значительно превышающей оговорённую нормативным документом, мощность двухтрансформаторных подстанций может составлять 2х1000 кВА и 2х1250 кВА (в отдельных обоснованных случаях 2х1600 кВА). Двухтрансформаторная подстанция принимается с учетом требований по надежности электроснабжения потребителей второй категории. Разбиваем район на 4 части и устанавливаем 4 ТП.

.2 Определение нагрузок приходящихся на каждую ТП

.2.1 Расчет нагрузки на шинах первой ТП

К шинам первой ТП подключаются следующие здания: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12. Общее количество квартир с плитами на природном газе 1200. Количество лифтовых установок 12.

Согласно [1] расчетный максимум активной нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Рр.м, кВт, определяется по формуле:

, кВ·А, (3.2)

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

Рздi - расчетные активные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт;

kyi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, табл. 46.4].

Тогда:

(кВт).

Расчетный максимум реактивной нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Qр.м., квар, определяется по формуле:

,

где Qзд.max - наибольшая реактивная нагрузка здания из числа, питаемых от ТП, кВт;

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

kyi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, табл. 46.4].

Тогда:

Тогда:

, кВ.А, (3.4)

(кВ.А).

.2.2 Расчет нагрузки на шинах второй ТП

Ко второй ТП подключены следующие здания: 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23.

Общее количество квартир 752.

(кВт)

(кВар)

(кВА).

.2.3 Расчет нагрузки на шинах третей ТП

К третьей ТП подключены следующие здания: 30, 35,36,37, 38, 39.

Общее количество квартир: 228.

(кВт)

(кВА).

.2.4 Расчет нагрузки на шинах четвертой ТП

К третьей ТП подключены следующие здания: 24, 25, 26, 27, 28, 29, 31, 32,33,34.

Общее количество квартир: 612.

(кВт)

(кВА).

Результаты расчета нагрузки на шинах ТП приведены в табл. 3.2.1

Таблица 3.1.1 Расчет нагрузки на шинах ТП.

Номер ТППолная расчетная нагр. на шинах, кВ·АКол-во ТП1114512876,313519,814731,41

.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть технически и экономически обоснованным. Критериями при выборе трансформаторов являются надежность электроснабжения, потребная трансформаторная мощность.

С учетом этого в районах многоэтажной застройки при плотности нагрузки 10 МВт/км2 с преобладанием потребителей второй категории, наилучшим является вариант с установкой двухтрансформаторных подстанций, обеспечивающих практически бесперебойное электроснабжение района [5]. На двухтрансформаторных подстанциях следует выбирать однотипные трансформаторы одинаковой мощности. Это ведет к сокращению складского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов.

Количество трансформаторов определим по формуле (3.6):

шт, (3.6)

где Sр.тп - расчетная нагрузка потребителей подстанции, кВ·А;

кз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sтр.ном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Полученное значение округляется до ближайшего целого числа.

Коэффициент загрузки силовых трансформаторов целесообразно принять:

При преобладании нагрузок первой категории надежности кз =0,65-0,7;

При преобладании нагрузок второй категории надежности кз =0,7-0,8;

При преобладании нагрузок второй категории надежности и наличии централизованного складского резерва трансформаторов, а так же при преобладании нагрузок третьей категории надежности кз =0,9-0,95.

В общем случае выбор мощности трансформаторов производится на основании следующих основных исходных данных: расчетной нагрузки объекта электроснабжения, продолжительности максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, нагрузочной способности трансформаторов и их экономической загрузки. Допустимые перегрузки в нормальном режиме установлены ГОСТ и приводятся в каталогах. Перегрузки масляных трансформаторов в аварийном режиме регламентированы [2] и могут составлять до 70-80% номинальной мощности на время максимума нагрузок общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток [1].

Среди нагрузки преобладают потребители второй категории. Поэтому число трансформаторов в ТП должно быть не менее двух и кз =0,7.

Загрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом кз.пав,который определяется по формуле (3.7):

(3.7)

кз.пав не должен превышать 1,4, в противном случае в аварийном режиме нужно отключить часть потребителей третье категории.

Приведем пример расчета для ТП2.

Проводим расчет по приведенным выше формулам.

Исходя из шкалы номинальных мощностей трансформаторов принимаем к рассмотрению следующие варианты трансформаторов:

I вариант: трансформатор с номинальной мощность 630 кВ*А;

II вариант: трансформатор с номинальной мощность 1000 кВ*А.

Для первого варианта:

;

;

.

Для второго варианта:

;

но с преобладанием потребителей второй категории принимаем количество трансформаторов- 2.

;

.

Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом.

Результаты расчета представлены в табл. 3.3.1.

Таблица 3.3.1 Результаты выбора трансформаторов

ТПSн.т, кВ∙АNткзкзпав1100020,61,15160020,490,992100020,440,8863020,71,38363020,410,8240020,641,294100020,350,7163020,561,13

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

.4 Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

Технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов произведем по критерию минимума приведенных затрат:

, руб/год,(3.8)

где - приведенные капиталовложения, руб/год;

- нормативный коэффициент экономической эффективности, 1/год;

- годовые издержки, руб/год;

- стоимость ТП, руб, но так как сравниваемые подстанции отличаются только трансформаторами, то берется стоимость этих трансформаторов.

Стоимость ТП принимаем на текущий момент времени.

Издержки включают в себя следующие составляющие:

, руб/год, (3.9)

где - стоимость потерь электроэнергии, руб/год;

- годовые амортизационные отчисления на реновацию (полное восстановление), руб/год;

- затраты на проведение капитального ремонта, руб/год;

- затраты на проведение текущего ремонта и обслуживания, руб/год.

Потери электроэнергии в трансформаторах при условиях раздельной (не параллельной) работы определяется по формуле:

, ,(3.10)

где - число трансформаторов, шт;

- потери холостого хода трансформатора, кВт;

- число часов работы трансформатора в году примем равным 8760 ч;

- расчетный коэффициент загрузки трансформатора;

- потери короткого замыкания, кВт;

- время максимальных потерь электроэнергии, ч.

Выбираем марку трансформаторов ТМГ.

Приведем пример расчета для ТП2.

Каталожные характеристики трансформаторов представлены в табл. 3.4.1.

Таблица 3.4.1. Технические данные трансформатора

ТипSном,т, кВ∙АUВН, кВUНН, кВРх, кВтРк, кВтIх, %ТМГ630100.41,247,61,8ТМГ1000100.41,410,60,6

Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле (3.11):

, ч,(3.11)

где - время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч.

(ч).

Определим потери электроэнергии в трансформаторах по вариантам:

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

, ,

где - стоимость электроэнергии (в расчетах ориентировочно можно принять 3,83 руб/).

Определим стоимость потерь электроэнергии по вариантам:

Для первого варианта:

(руб).

Для второго варианта:

(руб).

Определим экономические характеристики рассматриваемых вариантов ТП. Они представлены в таблице 3.4.2.

Таблица 3.4.2 Стоимость ТП

ВариантКоличество и мощность трансформаторовСтоимость на 2016 г, РубI2х63012 695 919,00II2х100015 442 746,00Приведенные капиталовложения на ТП определяются путем умножения стоимости ТП на нормативный коэффициент экономической эффективности ЕН, который в расчетах можно принять равным 0,3. Определим приведенные капиталовложения на ТП по вариантам:

Для первого варианта:

(руб/год).

Для второго варианта:

(руб/год).

Сумма годовых амортизационных отчислений на ТП определяется по формуле (3.12):

, руб/год,(3.12)

где - норма амортизационных отчислений для ТП, %;

- стоимость ТП, руб.

Для первого варианта:

(руб/год).

Для второго варианта:

(руб/год).

Затраты на проведение капитального ремонта ТП определяются по формуле (3.13):

, руб/год,

где - коэффициент отчислений на капитальный ремонт ТП принимаемый равным 0,029.

Для первого варианта:

(руб/год).

Для второго варианта:

(руб/год).

Затраты на проведение текущих ремонтов и обслуживание ТП определяются по формуле (3.14):

, руб/год,(3.14)

где - коэффициент отчислений на текущий ремонт и обслуживание ТП принимаемый равным 0,01.

Для первого варианта:

(руб/год).

Для второго варианта:

(руб/год).

Таким образом, годовые издержки по вариантам составляют:

Для первого варианта:

(руб/год).

Для второго варианта:

(руб/год).

В итоге приведенные затраты равны:

Для первого варианта:

Для второго варианта:

(руб/год).

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

Расчет для других вариантов трансформаторов проводим аналогично.

Результаты расчета приведены в табл. 3.4.3 - 3.4.6.

Сравнивая полученные результаты можно окончательно выбрать трансформаторы: для ТП1 - 21000, ТП2 - 2630, ТП3 - 2400, ТП4 - 2630.

Таблица 3.4.3 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП - 1

ВариантПотери электроэнергии, кВт/чПриведенные затраты, руб/годГодовые издержки, руб/год1465545 953 8891 321 0652596597 400 3811 647 531

Таблица 3.4.4 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП - 2

ВариантПотери электроэнергии, кВт/чПриведенные затраты, руб/годГодовые издержки, руб/год1363735 914 8961 282 072243220884 1701 105 031

Таблица 3.4.5 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП - 3

ВариантПотери электроэнергии, кВт/чПриведенные затраты, руб/годГодовые издержки, руб/год1290994 859 7231 050 9472333262 823 699661 084

Таблица 3.4.6 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП - 4

ВариантПотери электроэнергии, кВт/чПриведенные затраты, руб/годГодовые издержки, руб/год1320235 898 2351 265 4112354824 884 1701 075 394

.5 Выбор места установки ТП

Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы электроснабжения, предназначенные для обеспечения электроприемников заданными показателями и качеством электрической энергией. Одним из важных вопросов является выбор места для установки подстанции, при проектировании внутриквартальных сетей. Наиболее целесообразно размещать ТП в центре нагрузки со смещением в сторону питания, однако архитектурно-планировочные решения застройки района не всегда допускают такое размещение [1].

Оптимальное расположение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по методике из [3]. Условный центр электрической нагрузки (УЦЭН) определяется по выражениям:

, м, (3.15)

, м, (3.16)

где Pi - электрические нагрузки жилых домов и общественных зданий, кВт;

xi,yi - координаты места расположения жилых домов и общественных зданий в выбранном масштабе, м.

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.

Найдем условные центры нагрузок для всех частей микрорайона. Данные расчетов приведены в таблицах (табл. 3.5.1-3.5.4) и пояснения не требуют. Координаты по генплану (Лист 1).

Таблица 3.5.1 Исходные данные для расчета ТП1

Номер зданияРР, кВтx, смy, см1144,723,87,22144,722,74,53144,7222,64858,57,858511,5768514771126,74,3865,99,34,8985134,110854,71,21193,18,61,21285131,2

Таблица 3.5.2 Исходные данные для расчета ТП2

Номер зданияРР, кВтx, смy, см13850,86,814853,26,8158567,816858,66,81785116,818852,54,1191125,54,720858,53,821852,31,8224605,31,523858,61,6

Таблица 3.5.3 Исходные данные для расчета ТП3

Номер зданияРР, кВтx, смy, см30631,34,53528,814536129,8132,73718014,20,7381209,81395641,7Таблица 3.5.4 Исходные данные для расчета ТП4

Номер зданияРР, кВтx, смy, см243681,56,425853,85,3268576,32785116,32889,6323,529631,31,23110763,43228,8145,53328,814,33,13428,814,31

Для ТП1:

Найденные координаты в соответствии с масштабом переводятся в метры.

Тогда для ТП1 они составляют [146,2; 88].

Определение координат для ТП2,ТП3 и ТП4 производятся по аналогии, в результате получено [110; 76], [212; 28] и [92; 115] соответственно.

.6 Проектирование отдельно взятой электрической подстанции микрорайона города

Как правило в системах электроснабжения применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции. Двухтрансформаторные ТП применяются при преобладании электроприемников I и II категорий. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор с учетом допустимой перегрузки принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемников III категории). Такие подстанции желательны и независимо от категории потребителей при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки. В этих случаях выгодно менять присоединенную мощность трансформаторов, например, при наличии сезонных нагрузок, одно или двухсменной работы со значительной различающейся загрузкой смен.

На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного времени остается ниже номинальной. Значительная часть трансформаторов выбирается с учетом послеаварийного режима, и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными. Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды, равной +40°С. В действительности они работают в обычных условиях при температуре среды до 20... 30°С. Следовательно, силовой трансформатор в определенное время может быть перегружен с учетом рассмотренных выше обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы.

Электроприёмники рассматриваемого нами микрорайона имеют первую, вторую и третью категории, поэтому примем к установке двухтрансформаторную подстанцию.

Конструктивно ТП выполнена в виде капитального кирпичного здания.

Подстанция состоит из:

устройства со стороны высшего напряжения - УВН;

силовых трансформаторов;

распределительного устройства со стороны низшего напряжения - РУНН.

Трансформаторный отсек имеет распашные двери, через которые осуществляется доступ в отсек и возможна установка и демонтаж трансформатора. Подключение трансформатора со стороны ВН осуществляется кабелем, НН жесткими шинами.

Распределительное устройство 10 кВ организовано на базе КСО-393, укомплектованных выключателями нагрузки ВНА-10/630. Высоковольтная линия к УВН присоединяется кабелем через технологический проем в основании подстанции.

В РУНН предусмотрены панели ЩО-70. Для защиты отходящих линий используются предохранители типа ПН-2. Низковольтные линии к РУНН присоединяются кабелем через технологический проем в основании подстанции.

4. Проектирование схемы электроснабжения 10 кВ

Городские электрические сети напряжением выше 1 кВ до 35 кВ выполняются трехфазными с изолированной нейтралью.

Напряжение системы электроснабжения города выбирается с учетом наименьшего количества ступеней трансформации, поэтому для большинства из них наиболее целесообразной является система напряжений 110/10 кВ.

Применение глубоких вводов приводит к значительному сокращению затрат, вкладываемых в сеть 10 кВ, за счет уменьшения ее протяженности.

Рассмотрим 2 варианта распределительных сетей 10 кВ:

1.2-лучевая схема(резервирование 1 категории надежности по стороне 10 кВ)

2.Кольцевая схема(резервирование 1 категории надежности по стороне 0,4 кВ)

.1 Расчет нагрузки на шинах 10 кВ РП

К шинам 10 кВ РП подключено четыре подстанции суммарной мощностью 3039 кВт.

Коэффициент участия в максимуме нагрузки принимается равным 0,8 [2], с учетом этого:

Коэффициент мощности сети 10 кВ в часы максимальной нагрузки принимается равным 0,92 [2]. По формуле (5.1) полная нагрузка составляет:

кВ·А, (4.1)

где Рр - расчетная нагрузка, кВт;

cosφ - коэффициент мощности.

Подставляя значения, получаем:

.2 Определение числа питающих линий и сечения кабеля

С учетом категории надежности электроприемников по надежности электроснабжения требуется не менее двух кабельных линий 10 кВ.

Выбор кабелей на напряжение 10 кВ осуществляется по следующим условиям:

  1. выбор сечения кабеля по экономической плотности тока

Согласно методике, изложенной в [10] экономически целесообразное сечение определяется по формуле (5.2):

, мм2, (4.2)

где Fр - расчетное сечение кабеля, мм2;

Ipасч - расчетный ток одного кабеля (расчетный ток определяется для нормального режима), А;

jэк- экономическая плотность тока, значение определяется для кабельной линии по табл. 1.3.36 [6],А/мм2 (выбираем jэк=1,6 А/мм2).

Расчетный ток одного кабеля определяется по формуле (5.3):

,А, (4.3)

и составляет в нормальном режиме:

в аварийном:

Тогда сечение кабеля составляет:

Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Выбираем кабель марки АСБл 395 мм2, Iдоп = 192 А.

Силовой кабель АСБл - это устройство, снабженное слоем специальной брони и используемое для передачи и распределения электроэнергии в сетях с постоянным или переменным напряжением (от 1.6 кВ до 10 кВ), функционирующих при частоте 50 Гц.

Кабель данного вида создан с целью прокладки не только в стандартных условиях (в закрытых промышленных помещениях, по стенам), но также и в земле, при условии наличия либо отсутствия блуждающих токов в толще грунта. Безопасность прокладки обеспечивается особой структурой изделия: оно почти не подвержено растяжению и деформации.

Обозначение АСБл иллюстрирует структурный состав кабеля и расшифровывается следующим образом: «А» - кабель с жилой из алюминия;«С» - в оболочке из свинца;«Б» - с дополнительной ленточной защитой-бронёй;«л» - с лентой из лавсана.

Согласно методике, изложенной в [10] проверка сечения кабеля по нагреву расчетным током осуществляется по формуле (5.4):

, А, (4.4)

где Iр.мах - послеаварийный ток, А;

Iдоп - допустимый ток, задан в ПУЭ, А;

кпр - поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке п. 1.3.18 [11];

кср - поправочный коэффициент, учитывающий отличие действительной температуры от температуры, при которой задан Iдоп.

Подставим значения величин в условие (5.4):

,6192·1·1

Условие выполняется.

  1. проверка сечения кабеля по загрузке в нормальном и послеаварийном режимах

Проверка осуществляется по формулам (5.5) - (5.6):

, (4.5)

, (4.6)

где Iдоп - допустимый ток с учетом кпр, А.

Подставим численные значения:

;

Загрузка кабеля в нормальном режиме не должна превышать 80%, в послеаварийном - 115% [6]. Условие выполняется.

  1. проверка сечения кабеля по допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режиме

Расчет потерь напряжения в кабельных линиях ведется по формуле (5.7):

, %, (4.7)

где ΔUдоп - допустимая потеря напряжения, %;

ΔUтабл - потери напряжения на 1 км трехфазной кабельной линии напряжением 10 кВ, определяется по табл. 9.26 [9];

Рр - расчетная мощность на линии, кВт;

l - длина кабельной линии, м.

В нормальном режиме:

;

В аварийном режиме:

.

Условия проверки выполняются, т.к. согласно п. 5.7 [12] потери напряжения в нормальном режиме не должны превышать 6%, в аварийном режиме - 12%.

) По термической стойкости:

(4.8)

где Fp - выбранное сечение кабеля, мм2;

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

IK(3) - ток трехфазного КЗ, А;

tп - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение

допустимой температуры нагрева кабеля, А·с1/2/мм2.

(мм2).

4.3 Выбор сечения кабельных линий до ТП при 2-лучевой схеме

Электрические нагрузки для каждого участка линии в нормальном режиме определяются с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузок трансформаторов, который определяется по табл. 2.4.1 [2]. В аварийном режиме этот коэффициент принимается равным 0,9. Коэффициент мощности сети 10 кВ в часы максимальной нагрузки принимается равным 0,92 [2].

Значения расчетных нагрузок по каждому участку представлены в табл. 4.3.1.

Таблица 4.3.1 Расчет электрических нагрузок

Номер линииSр, кВАIр, АL, кмF, мм2r0, Ом/кмx0, Ом/кмΔU, ℅Fтс, мм2W12642152,70,21950,3290,0810,1823W21706,398,60,34700,4470,0830,2522W31105,363,80,49500,6250,0850,3219W4663,238,30,25350,310,0910,1417W52642152,70,21950,3290,0810,1823W61706,398,60,34700,4470,0830,2522W71105,363,80,49500,6250,0850,3219W8663,238,30,25350,8310,0910,1417

.4 Выбор сечения кабельных линий до ТП при кольцевой схеме

Электрические нагрузки для каждого участка линии в нормальном режиме определяются с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузок трансформаторов, который определяется по табл. 2.4.1 [2]. В аварийном режиме этот коэффициент принимается равным 0,9. Коэффициент мощности сети 10 кВ в часы максимальной нагрузки принимается равным 0,92 [2].

Таблица 4.4.1 Расчет электрических нагрузок

Номер линииL, кмF, мм2r0, Ом/кмx0, Ом/кмW10,21950,3290,081W20,34950,3290,081W30,49950,3290,081W40,25950,3290,081W50,21950,3290,081

.5 Выбор схемы электроснабжения

Экономическое сравнение вариантов приведено в приложении 2. Опираясь на полученные результаты затраты на петлевую схему меньше, чем на 2-лучевую,поэтому используем этот тип схемы.

Потребителей 1 категории надежности зарезервируем со стороны 0,4 кВ, запитав от разных ТП.

4.6 Определение точки потокораздела в сети 10 кВ

Расчет проводим на основании, что сеть 10 кВ работает в режиме кольца. В результате расчета необходимо получить точку потокораздела, в которой подтекающая со всех сторон мощность полностью потребляется.

Расчет потоков мощности проводится по формулам:

, (4.9)

, (4.10)

В результате расчетов получили следующие значения:

Sw1=1790,34 (кВ∙А);

Sw2=804,12 (кВ∙А);

Sw3=254,72 (кВ∙А);

Sw4=852,17 (кВ∙А);

Sw5=1482,7 (кВ∙А);

Точка потокораздела находится на ТП2. В нормальном режиме секционный выключатель на ТП2 разомкнут.

5. Проектирование схемы электроснабжения 0,4 КВ

.1 Разработка схемы электроснабжения на напряжение 0,4 кВ

Для наружных кабельных сетей широко применяется радиальная схема электроснабжения. В этом случае каждое здание получает питание отдельной линией от трансформаторной подстанции.

Электроснабжение этих домов высотой до пяти этажей включительно без электроплит применяются магистральные петлевые схемы с резервной перемычкой или без неё. Резервная перемычка подключается при выходе из строя любой из питающих линий. Таким образом, все нагрузки оказываются присоединенными к линии, оставшейся в работе. Естественно, что все питающие линии должны быть рассчитаны на нагрев током аварийного режима, так и по допустимым потерям напряжения [9].

Как отмечалось выше, электроприемники жилых домов без электроплит высотой до пяти этажей включительно относятся к третьей категории надежности. Поэтому применение резервной перемычки не является обязательным.

Для домов в девять этажей применяются как радиальная, так и магистральная схемы с переключателями на вводах. При этом одна из питающих линий используется для питания электроприемников квартир и общего освещения общедомовых помещений (лестничные клетки, наружное освещение и т.п.), другая линия питает лифты, противопожарные устройства, аварийное освещение. При выходе из строя одной из линий все электроприемники дома переключаются к линии, оставшейся в работе, которая на это рассчитана с учетом допустимых перегрузок при аварийном режиме. Таким образом, перебой в питании потребителей дома электроэнергией продолжается не более одного часа, т.е. времени, необходимого для вызова электромонтера и выполнения необходимых переключений[9].

Для электроснабжения зданий высотой девять этажей с большим числом квартир с газовыми плитами приходится применять три или более питающих линий.

.2 Выбор и проверка сечения кабелей и проводов

Кабели состоят из одной или более изолированных жил, заключенных, как правило, в металлическую или неметаллическую оболочку, поверх которой может иметься соответствующий защитный покров, в который может входить броня. Выбранный тип кабеля должен строго соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.

Электропроводки в жилых и общественных зданиях могут выполняться так же незащищенными изолированными установочными проводами с аллюминевыми жилами и защищенными проводами.

В данном дипломном проекте для организации питания электроэнергией домов и общественных зданий принимаются четырехжильные кабели марки АСБл, во внутридомовых сетях провода марки ВВГнг.

Аббревиатура АСБл расшифровывается как кабель с алюминиевой жилой, свинцовой оболочкой, броней из двух плоских стальных лент, в составе подушки содержится 1 лавсановая лента.

ВВГнг - кабель с винил оболочкой из поливинилхлоридного (ПВХ)пластика, обозначение (нг) - не распространяющий горение при групповой прокладке материал.

Рассмотрим на примере выбор кабеля для дома №10 (см. лист 1 графического материала), питающегося от ТП 1.

Определим по формуле (5.9) расчетную нагрузку линии W5:

Sр.л.W10 = 88,5 (кВА).

Расчетный ток линий определим по формуле (5.10)

(А).

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

по нагреву расчетным током:

,6 £ 1.1.161

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

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

Iдоп - допустимый ток кабеля, А, [ 1 ], для предполагаемого сечения 50 мм2 равен 161 А,

по нагреву током послеаварийного режима:

,6 £ 1.1.1.1,25.161

,6 £ 201,5

по допустимому отклонению напряжения:

.

Таким образом, все необходимые условия соблюдаются, поэтому окончательно принимаем следующее сечение: FW5 = 50мм2.

Выбираем марку кабеля - АСБл.

Результаты расчетов других кабельных линий представлены в приложении 3.

5.3 Выбор проводов внутридомовой сети

Расчетная активная нагрузка подъезда Ррп определяется по формуле:

Ррп = Ркв.уд.. n, кВт, (5.1)

Где Ркв.уд. - удельная мощность на квартиру, кВт/кв [ 2, табл.6.1 ];

n - количество квартир, шт.

Расчетная реактивная нагрузка, Qрп подъезда определяется по формуле:

Qрп = Pрп. tgj, квар, (5.2)

Где Ррп - расчетная активная нагрузка подъезда, кВт;

tgφ - коэффициент реактивной мощности, равный 0,29.

Расчетный ток, Iрп, А, определим по формуле:

, А, (5.3)

Где Ррп - расчетная активная нагрузка подъезда, кВт;

Qрп - расчетная реактивная нагрузка подъезда, квар;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

Условия выбора:

) По допустимому току

p < Iдоп (5.4)

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

Произведем расчет для дома № 5 по генплану (лист 1 графического материала). Этот дом шестиподъездный.

Определим нагрузку четвертого подъезда дома № 6 по формулам (5.20), (5.21) и (5.22)

(кВт),

(квар),

(А).

Выберем провод стояка четвертого подъезда. Марка провода: АПВ - 5 х 8 (алюминиевая жила, поливинилхлоридная изоляция) по [ 6 ], способ прокладки проводов стояка - в полиэтиленовых трубах [ 6, табл. 2.1.2 ].

Условия выбора (выражения (5.21) и (5.22)):

). По допустимому току

Ιдоп= 37 (А),

Ip= 24,9 (А),

А> 24,9 А,

т.е. условие соблюдается.

). По потере напряжения

< 2%.

Выберем проводку квартирной сети.

Марка провода: NYM - 3х1,5.

Основными достоинствами этого провода являются:

повышенная эластичность;

благодаря наличию резинового уплотнителя, провод обладает отличной пластикой. Это способствует тому, что его устанавливают в труднодоступных местах, на больших расстояниях и под землей;

противостояние пожарной опасности. Кабель изготовлен из материалов, не подверженных горению;

благодаря гибкости и противостоянию горения, этот кабель идеально подходит для разводки проводки деревянного дома, дачного строения и т. д.;

прокладку можно производить в земле, по воздушным столбам и в помещении;

жилы имеют оригинальную расцветку, которая способствует упрощению их монтажа.

Расшифровка кабеля NYM имеет следующий вид:

N - это символ, обозначающий Veiband Deutscher Electrotechniker. Это отметка немецкого союза электротехников, которая говорит о том, что продукция прошла обследование и соответствует необходимым стандартам. На проводе NYM всегда имеется сертификат соответствия качества, который говорит, что силовой кабель подходит для использования в пожароопасных помещениях и полностью соответствует мировым стандартам качества;- изоляция изготовлена из поливинилхлорида (ПВХ);- провод подходит для монтажа в разных условиях.

Условия выбора (выражения (5.20) и (5.24)):

). По допустимому току:

Ιдоп= 18 А,

Iн.в.= 16 А,

А ≥ 16 А,

гдеIн.в - номинальный ток выключателя квартирного щитка.

). По потере напряжения

< 2%

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

Общая потеря напряжения в сети от ТП до самой удаленной розетки четвертого подъезда дома № 6 будет равна:

ΔUΣ = 0,72+2,6+0,84+0,88 =4,98 (%).

Суммарные потери напряжения составили менее 7,5%, что допускается по ГОСТ 13109-97 из [12].

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 методом, основанным на методе симметричных составляющих.

Ток трехфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА,(6.1)

гдеUH - 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, iy определяется:

, кА,(6.3)

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

KY - ударный коэффициент [11].

Ток двухфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА,(6.4)

где - ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Однако следует отметить, что для сетей напряжением 0,4 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, Rд, которое определяется по формуле:

, мОм,(6.5)

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

Lд -длина дуги, мм из [11];

- ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.