Диплом №2333 Система электроснабжение пятого микрорайона города Челябинска
Электроснабжение пятого микрорайона города Челябинска. – Миасс: ЮУрГУ, МФ, ЭТФ, 56 с. 6 илл. 26 таблиц.
В проекте представлена схема электроснабжения жилого микрорайона, расположенного в центре одного из самых быстро развивающихся районов города. Питание осуществляется от подстанции «Аэродромная». Тип и расположение подстанции вблизи проектируемого микрорайона определяет некоторые особенности исполнения его электроснабжения.
Расчет электрических нагрузок произведен с целью рационального получения, распределения и потребления электроэнергии и в соответствии с критериями надежности электроснабжения. Конфигурация схемы внутреннего электроснабжения выбрана по условию минимума приведенных затрат.
Технико-экономическое сравнение различных вариантов исполнения схем электроснабжения микрорайона было проведено по методу приведенных затрат. В ходе рассмотрения данного вопроса были выбраны кабельные линии на напряжение 10 кВ, способ прокладки – в траншеях.
Расчет токов короткого замыкания в системе электроснабжения микрорайона произведен при помощи метода визуального проектирования MatLab. На основании полученных результатов произведены выбор и проверка оборудования распределительных сетей.
В проекте выбраны и рассчитаны защиты силового трансформатора, рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности на трансформаторной подстанции. Планирование электрохозяйства произведено на примере распределительных сетей микрорайона. В качестве специального вопроса было рассмотрено уличное освещение.
Оглавление
Технический паспорт проекта…………………………………………………….……4
Введение…………………………………………………………………………….…..5
1 Расчет электрических нагрузок…………………….…………….……………….…6
1.1 Общие принципы и методика расчета ……………………………….…………6
1.2 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий..………………….………6
1.3 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий..………………….9
1.4 Электрические нагрузки распределительных линий до 1 кВ………………..11
2 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов КТП…………………………….12
3 Выбор варианта схемы внутреннего электроснабжения..…………………………15
3.1 Основные принципы построения распределительных сетей………………..15
3.2 Определение вариантов схем внутреннего электроснабжения………………15
3.3 Расчет кабельных линий………………………………………………………..18
3.3.1 Двойная лучевая схема………………………………………………………..18
3.3.2 Петлевая схема……………………………………………………………….….20
3.4 Экономическое сравнение вариантов………………………………………..23
3.5 Расчет экономики выбранной схемы…………………………………………25
4 Выбор варианта схемы внешнего электроснабжения…………………….………29
4.1 Схема с ЦРП…………………………………………………………………….32
4.2 Схема без ЦРП…………………………………………………………………33
5 Расчет токов короткого замыкания…………………………………………………34
5.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 110/10 кВ……………………….34
5.2 Определение относительных сопротивлений элементов схемы……………35
5.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ…..…………………..……37
6 Выбор и проверка электрической аппаратуры………………………………….…38
6.1 Выбор выключателей…………………………………………………………38
6.2 Выбор разъединителей………………………………………………………..39
6.3 Выбор и проверка трансформаторов тока……………………………………40
6.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения…………………………..41
6.5 Выбор электрооборудования трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ…43
7 Компенсация реактивной мощности ……………………………………………………………44
Заключение…………………………………………………….……………………….
Список литературы……………………………………………………………….…..
Технический паспорт проекта
Введение
Внимание!
Диплом № 2333. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.
Оплата. Контакты.
Город, особенно такой промышленный мегаполис как Челябинск, является крупным потребителем электрической энергии. Это связано с большим количеством промышленных объектов и разветвленной сетью электрического хозяйства жилищной инфраструктуры. Кроме того, в последнее время наиболее четко прослеживается тенденция увеличения электрической мощности коммунально-бытовых потребителей. Это связано не только с увеличением жилищного фонда, но и с общим ростом числа электроприемников на душу населения, а также с преимущественным применением электроэнергии в системе коммунально-бытового обслуживания. Это обуславливает рост электропотребления, требующего, в свою очередь, систематического расширения и создания новых электрических сетей.
Основные тенденции развития систем городского электроснабжения связаны с такими факторами как:
повышение номинальных напряжений и исключение промежуточных транс-формаций напряжения между высоковольтными электроснабжающими сетями 110–20 кВ и распределительными сетями 10 кВ;
создание внешней высоковольтной кольцевой сети в сочетании с глубокими вводами 110–220 кВ;
применение подстанций, выполненных по упрощенным рациональным схемам коммутации;
выравнивание суточных графиков потребления электроэнергии.
Современная система градостроительства характеризуется нарастающей централизацией производства и формированием жилищного фонда, непосредственно прилегающего к крупным предприятиям. Нагрузка жилых районов растет высокими темпами, чему способствует развитие и внедрение новых технологий в нашу жизнь. В связи с этим все более актуальным становится вопрос о важности повышения уровня проектно-конструкторских разработок, внедрения высоконадежного электрооборудования, снижения непроизводительных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении. Необходимо сооружать электрические сети, удовлетворяющие все более растущему потреблению энергии, экономически выгодные и максимально надежные и безопасные. Современные рациональные проекты могут позволить не только сократить величину капитальных вложений на сооружение электрической сети, но и обеспечить необходимый резерв мощности.
1 Расчет электрических нагрузок
1.1 Общие принципы и методика расчета
Важнейшей предпосылкой рационального выбора системы электроснабжения является правильное определение расчетных нагрузок, в зависимости от которых устанавливаются параметры всех элементов системы электроснабжения.
Точность определения расчетной нагрузки устанавливается характером ре-шаемой задачи, в соответствии с чем разрабатываются и используются те или иные методы расчета. Следует различать нагрузки, определяемые на расчетный срок, т.е. на заданный уровень производства, и ожидаемые нагрузки (на перспективу).
Учитывая беспрерывный рост электрических нагрузок, серьезное значение приобретают вопросы ее прогнозирования. Решить эти вопросы на этапе проектирования чрезвычайно сложно, поэтому в качестве альтернативы может рассматриваться разработка принципа поэтапного сооружения системы электроснабжения на всех ее уровнях. При таком подходе точное определение расчетной нагрузки необходимо только на первом этапе. Каждый последующий этап привязывается не к конкретному значению расчетной нагрузки, а к ее увеличению по отношению к исходной величине определенными ступенями.
В основе метода определения нагрузки на расчетный срок лежит «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» РД 34.20.185-94. В изложенных методиках используются удельные нагрузки и расчетные коэффициенты, определяемые характером энергопотребления (нагрузки) одного или группы электроприемников (потребителей). Значения этих коэффициентов варьируются в зависимости от характеристик потребителя и приводятся в виды таблиц.
Изложенные выше принципы относятся преимущественно к активным нагрузкам, но в равной мере могут быть использованы и при расчете реактивной нагрузки с последующим переходом к полной мощности.
1.2 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий
Цель расчета электрических нагрузок — определение числа и мощности потребительских ТП. Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии и нагрузок питающей осветительной сети.
Расчетная электрическая нагрузка квартир Ркв кВт, приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле (1):
Ркв = Ркв. уд. n, (1)
Где Ркв.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, кВт/квартира, определяется по таблице 1;
n – количество квартир.
Таблица 1 — Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников
квартир жилых зданий, кВт/квартира
Потребители электроэнергии Количество квартир
1-3 6 9 12 15 18 24 40 60 100 200 400 600 1000
Квартиры с плитами*:
-на природном газе 4,5 2,8 2,3 2 1,8 1,65 1,4 1,2 1,05 0,85 0,77 0,71 0,69 0,67
-на сжиженном газе (в том числе при групповых установках) и на твердом топливе 6 3,4 2,9 2,5 2,2 2 1,8 1,4 1,3 1,08 1 0,92 0,84 0,76
-электрическими мощно-стью до 8,5 кВт 10 5,9 4,9 4,3 3,9 3,7 3,1 2,6 2,1 1,5 1,36 1,27 1,23 1,19
Квартиры повышенной комфортности с электри-ческими плитами мощностью до 10,5 кВт** 14 8,1 6,7 5,9 5,3 4,9 4,2 3,3 2,8 1,95 1,83 1,72 1,67 1,62
Домики на участках садоводческих товариществ 4 2,3 1,7 1,4 1,2 1,1 0,9 0,76 0,69 0,61 0,58 0,54 0,51 0,46
* в зданиях по типовым проектам
** рекомендуемые значения
Все расчеты сведены в таблицу 2.
Расчетная нагрузка силовых электроприемников Pс , кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле (2):
Pс = Pр.л + Pст.у . (2)
Мощность лифтовых установок Pр.л , кВт, определяется по формуле (3):
, (3)
где k’c — коэффициент спроса, определяется по таблице 3;
пл — количество лифтовых установок;
Рni — установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.
Таблица 3 — Коэффициенты спроса лифтовых установок жилых домов kc
*В скобках приведены значения для электродвигателей единичной мощности свыше 30 кВт.
Рст.у.=0,725∙4∙90=261 кВт.
Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитывается.
Pс = 276,8+261=537,8 кВт.
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников Pр.ж.д , кВт, определяется по формуле (6):
Pр.ж.д = Pкв + kу Pс , (6)
где Pкв — расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;
Pс — расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;
kу — коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).
Рр.ж.д.=5107,2+0,9∙537,8=5591,2 кВт.
Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов следует при-нимать по таблице 5.
Таблица 5 — Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов
Потребитель электроэнергии cos tg
Квартиры с электрическими плитами 0,98 0,2
Квартиры с плитами на природном, газообразном или твердом топливе 0,96 0,29
Хозяйственные насосы, вентиляционные и другие санитарно-технические устройства 0,8 0,75
Лифты 0,65 1,17
Расчетная электрическая нагрузка жилых зданий микрорайона (квартала) Pp.мр., кВт, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, ориентировочно может определяться по формуле (7):
Pp.мр. = Pp.ж.зд. уд. S 10-3, (7)
где Рр.ж.зд.уд – удельная расчетная нагрузка жилых зданий, Вт/м2, приведена в таблице 6,
S – общая площадь жилых зданий микрорайона, м2.
Таблица 6 — Удельные расчетные электрические нагрузки, Вт/м2, жилых зда-ний на шинах 0,4 кВ ТП
№№. Этажность Здание с плитами
п.п. застройки на природном газе на сжиженном газе или твердом топливе электрическими
1. 1-2 этажа 15,0/0,96 18,4/0,96 20,7/0,98
2. 3-5 этажей 15,6/0,96 19,3/0,96 20,8/0,98
3. Более 5 этажей с долей квартир выше 6 этажей
20% 15,8/0,94 17,2/0,94 20,2/0,97
50% 16,3/0,93 17,9/0,93 20,9/0,97
100% 17,4/0,92 19,0/0,92 21,8/0,96
4. Более 5 этажей с квартирами по-вышенной комфортности (элит-ными) — — 17,8/0,96
Примечания:
1. В таблице учтены нагрузки насосов систем отопления, горячего снабжения и подкачки воды, установленных в ЦТП, или индивидуальных в каждом здании, лифтов и наружного освещения территории микрорайонов и не учтены нагрузки электроотопления, электроводонагрева и бытовых кондиционеров воздуха.
2. В знаменателе приведены значения коэффициента мощности.
Все расчеты приведены в таблице 2.
1.3 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий
Действующая методика определения нагрузки общественных помещений базируется на использовании соответствующих коэффициентов спроса для осветительной и силовой нагрузок и коэффициента совмещения для суммарной нагрузки потребителя. При этом нормированные значения коэффициентов спроса и совмещения устанавливаются на основании измерений электрической нагрузки действующих объектов. Удельные расчетные нагрузки общественных зданий принимаются в соответствии с [4,таблица 2.2.1].
Электрические нагрузки зданий, расчет которых в виду недостаточности ис-ходных данных произвести невозможно, принимаются по проектным данным соответствующих зданий.
В случае, если в одном здании расположены жилые и общественные помещения, совокупная нагрузка по строению определяется по формуле (8):
, (8)
где: kу – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общест-венных зданий [4, таблица 2.3.1].
Расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий. Расчетные нагрузки школ, детских садов, магазинов и других общественных зданий определяются по формулам (9-12):
Рр.аз. = Роз. уд. Sаз, (9)
Рр.м. = Рм. уд. Sм, (10)
Рр.шк.=Ршк.уд.∙nj, (11)
Рр.дс.= Рдс.уд∙nk, (12)
где Раз.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников административных зданий, кВт/м2 общей площади, определяется по таблице 7;
Рм.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников магазинов, кВт/м2 общей площади, определяется по таблице 7;
Sм – общая площадь магазинов;
Ршк.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников школ, кВт/учащийся, определяется по таблице 7;
nj – количество школ;
Рдс.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников дет-ских садов, кВт/место, определяется по таблице 7;
nk – количество детских садов.
Таблица 7 — Удельные расчетные электрические нагрузки общественных зданий
№ п.п. Общественные здания Единица измерения Удельная нагрузка Расчетные
коэффициенты
I УЧРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ.
Общеобразовательные школы:
1. — с электрифицированными столовыми и спортзалами кВт/учащийся 0,25 0,95 0,38
2. — без электрифицированных столовых и спортзалами То же 0,17 0,92 0,43
3. — с буфетами без спортзалов -«- 0,17 0,92 0,43
4. — без буфетов и спортзалов -«- 0,15 0,92 0,43
5. Профессионально-технические училища со столовыми -«- 0,46 0,8-0,92 0,75-0,43
6. Детские дошкольные учреждения кВт/ место 0,46 0,97 0,25
II ПРЕДПРИЯТИЯ ТОРГОВЛИ
Продовольственные магазины:
7. — без кондиционирования воздуха кВт/м2 торгового зала 0,23 0,82 0,7
8. — с кондиционированием воздуха То же 0,25 0,8 0,75
Непродовольственные магазины
9. — без кондиционирования воздуха -«- 0,14 0,92 0,43
10. — с кондиционированием воздуха -«- 0,16 0,9 0,48
VI ЗДАНИЯ ИЛИ ПОМЕЩЕНИЯ УЧРЕЖДЕНИЙ УПРАВЛЕНИЯ, ПРОЕКТНЫХ И КОНСТРУКТОРСКИХ ОРГАНИЗАЦИЙ, КРЕДИТНО-ФИНАНСОВЫХ УЧРЕЖДЕНИЙ И ПРЕДПРИЯТИЙ СВЯЗИ:
23. — без кондиционирования воздуха кВт/м2 общей площади 0,043 0,9 0,48
24. — с кондиционированием воздуха То же 0,054 0,87 0,57
1.4 Электрические нагрузки распределительных линий до 1 кВ
Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рр.л , кВт, определяется по формуле (13):
Рр.л = Рзд.max + , (13)
где Рзд.max — наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт;
Рздi, — расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт;
kyi — коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по таблице 7.
Все расчеты сведены в таблицу 9.
1.5 Электрические нагрузки сетей 10 кВ и ЦП
Расчетные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются ум-ножением 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 таблице 8. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).
. (14)
Таблица 8 — Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок трансформаторов (ky)
Характеристика нагрузки Количество трансформаторов
2 3-5 6-10 11-20 более 20
Жилая застройка (70% и более нагрузки жилых домов и до 30% нагрузки общественных зданий) 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7
Общественная застройка (70% и более нагрузки общественных зданий и до 30% нагрузки жилых домов) 0,9 0,75 0,7 0,65 0,6
Коммунально-промышленные зоны (65% и более нагрузки промышленных и общественных зданий и до 35% нагрузки жилых домов) 0,9 0,7 0,65 0,6 0,55
2 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов КТП
Выбор номинальной мощности трансформатора производят с учетом его нагру¬зочной способности. В об-щем случае условие выбора мощности трансформа¬тора имеет вид
SрасчSном•kп, (15)
где Sрасч – расчетная мощность;
Sном – номинальная мощность трансформатора;
kп – допустимый коэффициент перегрузки.
Число трансформаторов на подстанции выбирают в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источ-ников пита¬ния в сетях среднего и низшего напряжений.
Так как от подстанции питаются потребители второй кате¬гории, и питание от системы подводится лишь со стороны ВН, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов.
Расчетным является случай отказа одного из трансформаторов, ко¬гда ос-тавшийся в работе трансформатор с учетом его аварийной перегрузки должен передавать всю необходимую мощность:
. (16)
Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов при проекти¬ровании принимается равным 1,4. Такая перегрузка допустима в тече-ние не бо¬лее 5 суток при условии, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.[2]
Мощность, которую пропускает один трансформатор в нормальном режиме, определяется по формуле (17):
, (17)
Где Кз.доп. – предельно допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме для потребителей первой категории. Допустимый коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме для питания потребителей первой категории составляет 0,7;
NТ – число трансформаторов в ТП.
Далее определяется предельная величина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:
Q1р = (18)
Q1 – реальная реактивная мощность, проходящая через трансформатор в период максимума нагрузки:
Q1р, если Qр ≥ Q1р
Q1 = (19)
Qр, если Q1р > Qр
где Nт – число трансформаторов городской ТП.
При Qр < Q1р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную на-грузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
Qку = Qрi — Q1i (20)
Затем находим реальные коэффициенты загрузки трансформаторов на ТП:
(21)
Местоположение подстанций выбираем по возможности ближе к центрам электрических нагрузок с учётом расположения зданий.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
. (22)
Все расчеты по выбору трансформаторов КТП сведены в таблицу 9.
Таблица 9 — Выбор трансформаторов КТП.
№ ТП Рр.тп, кВт cosφ tgφ Qр.тп, кВар Sр.тп, кВА Nт Sт, кВА Sн.т., кВА Q1р, кВаp Q1, кВаp ΔQт, кВар Qку, кВар Кз норм Кз п/ав ΔАт, кВт∙ч
ТП 1 698,15 0,92 0,43 297,41 758,86 2 542,04 630 539,0 297,4 50,3 0,0 0,6 1,2 31633,8
ТП 2 665,14 0,92 0,43 283,35 722,98 2 516,41 630 579,2 283,3 48,0 0,0 0,57 1,15 30832,1
ТП 3 711,24 0,92 0,43 302,99 773,09 2 552,2 630 521,6 303,0 51,3 0,0 0,61 1,23 31962,4
ТП 4 846,68 0,92 0,43 360,68 920,3 2 657,36 630 247,1 247,1 59,2 113,6 0,73 1,46 34680,3
ТП 5 741 0,92 0,43 315,66 805,43 2 575,31 630 478,4 315,7 53,5 0,0 0,64 1,28 32732,3
ТП 6 701,24 0,92 0,43 298,73 762,22 2 544,44 630 535,0 298,7 50,6 0,0 0,6 1,21 31710,8
ТП 7 825,4 0,92 0,43 351,62 897,17 2 640,84 630 310,9 310,9 59,2 40,8 0,71 1,42 34680,3
ТП 8 734,38 0,92 0,43 312,84 798,24 2 570,17 630 488,5 312,8 53,0 0,0 0,63 1,27 32558,3
ТП 9 685,6 0,92 0,43 292,06 745,22 2 532,3 630 554,9 292,1 49,4 0,0 0,59 1,18 31324,4
ТП10 617,2 0,92 0,43 262,93 670,87 2 479,2 630 630,1 262,9 44,8 0,0 0,53 1,06 29737
Итого 7226 0,92 0,43 3078,3 7854,4 5610,3 321852
Здания и ТП, от которых они питаются, представлены в таблице 10:
Таблица 10 — Запитка зданий
№ ТП Здания, которые запита-ны от этой ТП № ТП Здания, которые запитаны от этой ТП
ТП 1 ул. Молодгвардейцев 14 ТП 6 Ул. Ворошилова 17
ул. Молодгвардейцев 14а Ул. Ворошилова 19
ул. Молодгвардейцев 20 Ул. Ворошилова 19а
ул. Молодгвардейцев 22 Ул. Ворошилова 21
ул. Молодгвардейцев 24 Ул. Ворошилова 23
ул. Молодгвардейцев 26 Ул. Ворошилова 23а
ул. Молодгвардейцев 26а ТП 7 Ул. Ворошилова 9б
ул. Молодгвардейцев 28 Ул. Ворошилова 11
ТП 2 Комсомольский пр. 50 Ул. Ворошилова 11а
Комсомольский пр. 52 Ул. Ворошилова 13
Комсомольский пр. 54 Ул. Ворошилова 15
ул. Молодгвардейцев 26б Ул. Ворошилова 17а
ул. Молодгвардейцев 30 ТП 8 ул. Молодгвардейцев 6
ул. Молодгвардейцев 32 Ул. Ворошилова 1
ТП 3 Комсомольский пр. 56 Ул. Ворошилова 3
Комсомольский пр. 56а Ул. Ворошилова 5
Комсомольский пр. 58 Ул. Ворошилова 7
Комсомольский пр. 60а Ул. Ворошилова 7а
Комсомольский пр. 60б ТП 9 ул. Молодгвардейцев 4
Комсомольский пр. 60в ул. Молодгвардейцев 8
Комсомольский пр. 66б ул. Молодгвардейцев 8а
ТП 4 Комсомольский пр. 62 ул. Молодгвардейцев 10а
Комсомольский пр. 62б ул. Молодгвардейцев 10б
Комсомольский пр. 62в Ул. Ворошилова 9
Комсомольский пр. 64 Ул. Ворошилова 9а
Комсомольский пр. 64а ТП 10 ул. Молодгвардейцев 10
Комсомольский пр. 66а ул. Молодгвардейцев 12
ТП 5 Комсомольский пр. 66 ул. Молодгвардейцев 12а
Комсомольский пр. 68 ул. Молодгвардейцев 16
Ул. Ворошилова 25 ул. Молодгвардейцев 18
Ул. Ворошилова 27
3 Выбор варианта схемы внутреннего электроснабжения
3.1 Основные принципы построения распределительных сетей
Принцип построения городской электрической сети выбирается применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого микрорайона и зависит от требований степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП(ГПП) и относительно друг друга. Кроме того, рациональный принцип построения распределительной сети должен учитывать возможность ее систематического развития, т.е. увеличение пропускной способности по мере возрастания электрической нагрузки.
Распределение электроэнергии от РП(ГПП) до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Основным принципом построения распределительной сети для электроприемников первой и второй категорий является сочетание петлевых и лучевых схем 10 кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП, и петлевых схем 0,38 кВ для питания потребителей.
Целесообразность принятия той или иной схемы обосновывается технико-экономическим сравнением вариантов, основной частью которых является расчет кабельных линий.
3.2 Определение вариантов схем внутреннего электроснабжения
Все существующие схемы распределительных сетей условно разделены на группы в зависимости от уровня надежности электроснабжения потребителей, создаваемого данной схемой. Требованиям, предъявляемым к электроснабжению электроприемников I категории, удовлетворяют схемы первой группы. Она охватывает схемы, в которых восстановление питания потребителей при повреждении сети обеспечивается за счет ввода резервных элементов автоматически. Такие схемы базируются на использовании линий, имеющих двухстороннее питание.
Наиболее приемлемыми с учетом выше изложенных требований в сочетании с простотой организации являются петлевая и двойная лучевая схемы, представленные соответственно на рисунках 1 и 2.
Рисунок 2 – Петлевая схема
3.3 Расчет кабельных линий
Городские распределительные и питающие сети 10 кВ выполняются кабель-ными линиями и представляют собой сети с изолированной нейтралью. В соот-ветствии с /4, п.7.2.6/ сечение кабелей с алюминиевыми жилами при прокладке в траншее на глубине не менее 0,7 м следует принимать не менее 70 мм2.
Выбор кабельных линий осуществляется по экономической плотности тока, которая устанавливает оптимальное соотношение между затратами цветного металла и потерями электроэнергии в линии.
3.3.1 Двойная лучевая схема
Расчетный ток кабеля в одной линии в нормальном режиме может быть определен по формуле:
, (23)
где: РР, QР – расчетная активная и реактивная нагрузки кабельной линии;
Uном – номинальное напряжение кабельной линии;
nк – число параллельных кабелей, уложенных данной в кабельной линии.
Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока, рассчитывается по формуле:
, (24)
где: j э – экономическая плотность тока, j э = 1,2 [3,табл.1.3.36].
По результату расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее большее стандартное сечение.
Тип кабеля выбирается по условиям окружающей среды. Для прокладки в земле рекомендуется использовать кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной изоляцией в алюминиевой оболочке типа ААШвУ.
Для выбранного кабеля должно выполняться условие:
, (25)
где: – величина длительно допустимого тока кабеля с учетом характера прокладки, определяемая по формуле:
, (26)
где:Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей, при расстоянии между кабелями в свету 200 мм в соответствии с [3,табл.1.3.26] Кп =0,92;
Кt – поправочный коэффициент на температуру среды, в соответствии с [3,табл.1.3.3] Кt = 1;
Iдоп. – нормируемый длительно допустимый ток для данного кабеля.
Выбранное сечение проверяется по условиям аварийного режима:
, (27)
где – ток в послеаварийном режиме, определяется по формуле:
, (28)
где: Кав – коэффициент аварийной перегрузки кабеля, Кав = 1,25 [3, табл.1.3.2].
Также выбранное сечение проверяется по потере напряжения:
, (29)
где: r0 – удельное активное сопротивление кабеля;
х0 – удельное реактивное сопротивление кабеля;
lкл – длина кабельной линии.
При этом должно соблюдаться условие: . (30)
Для дальнейших технико-экономических расчетов необходимо определить величину потерь мощности в кабельных линиях. В наибольшей степени потери в линиях передач обусловлены потерями активной мощности за счет нагрева проводников. Соответственно потери определяются формулой:
. (31)
При определении расчетной мощности кабельных линий для данного варианта схемы необходимо найти точку потокораздела. Расчет потоков мощности на участках сети производится приближенно без учета потерь в линии.
Кольцевую сеть необходимо разрезать по пункту питания в случае, если будет необходимо установить РП, и представить в виде линии с двусторонним питанием с узлами А и В по концам. Потоки мощности приближенно определяются по формулам:
, , (32),(33)
где: Si – нагрузка i-го узла;
lАВ – суммарная длина участков сети, входящих в кольцо;
liA (liВ) – длина всех участков от i-го узла до узла А (В)
Проверка расчетов производится по условию: . (34)
Потокораспределение на остальных участках сети находится по первому закону Кирхгофа. Результаты расчета приведены в таблице 11:
Таблица 11 — Определение потоков мощности для двойной кольцевой схемы
Конечные точки КЛ Sр, кВА L, м Потоки мощности на участках, кВА
Питание по концу А Питание по концу В Реальные потоки
ГПП(РП)-ТП8 798,29 10 S0-8 3632,4 S0-8 -3631,72 S0-8 3632,4
ТП8 – TП9 745,26 173 S8-9 2887,136 S8-9 -2886,46 S8-9 2887,14
ТП9-ТП10 670,91 176 S9-10 2216,226 S9-10 -2215,55 S9-10 2216,23
ТП10-ТП1 758,9 210 S10-1 1457,326 S10-1 -1456,65 S10-1 1457,33
ТП1-ТП2 723,02 303 S1-2 734,3058 S1-2 -733,63 S1-2 734,3
ТП2-ТП3 773,13 336 S3-2 -38,8242 S3-2 39,4973 S3-2 39,49
ТП3-ТП4 920,36 150 S4-3 -959,184 S4-3 959,86 S4-3 959,86
ТП4-ТП5 805,48 181 S5-4 -1764,66 S5-4 1765,34 S5-4 1765,34
ТП5-ТП6 762,26 175 S6-5 -2526,92 S6-5 2527,6 S6-5 2527,6
ТП6-РП7 897,23 275 S7-6 -3424,15 S7-6 3424,83 S7-6 3424,8
ТП7-РП(ГПП) 313 S0-7 -4222,44 S0-7 4223,12 S0-7 4223,12
Итоговая
величина 7854,9 2302 SА = 3632,4 SВ = 4223,12
*Проверка: 3632,4+4223,12=7855,52 кВА.
Получаем, что точкой потокораздела является ТП 2.
Аварийный режим в данной схеме представляет собой обрыв одной из пи-тающих линий. Таким образом, для проверки сечений кабелей по условиям по-слеаварийного режима необходимо определить аварийные токи и соответствующие им сечения для обоих случаев. Причем, в случае, когда нельзя подобрать стандартное сечение кабеля, необходимо увеличить число параллельно проложенных кабелей. Результаты расчета приведены в таблице 12.
3.3.2 Петлевая схема
Потоки мощности остаются теми же, что и в предыдущем варианте. Методика расчета кабелей и их проверки по аварийному режиму приведена в предыдущем подпункте. Результаты расчета приведены в таблице 13.
3.4 Экономическое сравнение вариантов
Сравнение затрат на сооружение данных схем сводится к определению затрат на приобретение и монтаж кабелей и ячеек комплектных распределительных устройств (КРУ). Прочее оборудование, выбранное к установке, принимается идентичным для обоих вариантов.
Принимаю КРУ типа К-104М с выключателями типа VF 12.08.31 на основании того, что данные выключатели проходят по номинальному току с запасом. Их проверка на термическую и динамическую стойкость будет произведена позже.
Годовые приведенные затраты находятся по выражению:
, (35)
где Ei — общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности = 0,12, отчислений на амортизацию и расходов на обслуживание:
Ei = Eн+Eai+Eoi , (36)
ki — сумма капитальных затрат i-й группы одинаковых элементов;
Сэ — стоимость годовых потерь электроэнергии;
Y — народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения. Определяется для вариантов, неравноценных по надежности. В данном случае он определяться не будет, т.к. ущерб незначителен и никогда не афишируется.
Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
, (37)
Где потери электроэнергии в КЛ:
, (38)
где τ — годовое число часов максимальных потерь, определяемое из соотношения:
, (39)
где — годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки ;
— годовое число часов потребления электроэнергии.
ч;
, (40)
где С0 — удельная стоимость потерь электроэнергии;
— основная ставка тарифа, руб./кВт год;
— стоимость одного кВт электроэнергии, руб./кВт ч;
— отношение потерь активной мощности предприятия ΔРэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ΔРм активной мощности предприятия, определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы.
δ — коэффициент, учитывающий потери электроэнергии в сетях энергоснаб-жающей организации и рентабельность ее работы: δ = 1,07…1,11 для сетей напряжением 10 кВ и выше.
Тогда удельная стоимость потерь электроэнергии:
руб/кВт год.
Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
для двойной лучевой схемы: руб.;
для петлевой схемы: руб.
Тогда годовые приведенные затраты:
для двойной лучевой схемы: тыс.руб.;
для петлевой схемы: тыс.руб.
Расчеты производятся на основании данных [6,7]. Результаты расчетов по каждому из вариантов схем, а также сопоставление затрат по ним представлены в таблицах 14-16:
Таблица 14 – Технико-экономических показатели двойной лучевой схемы
Конечные пункты КЛ n каб Сечение L, км Ip Ro ΔАкл, кВт∙ч Ккл, тыс.руб Затраты на кл, Е∙К, тыс. руб Ккру, тыс.руб Затраты на кру, Е∙К, тыс. руб
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
ГПП — TП8 2 95 0,4 99,9 0,326 12288,0 542,5 82,5 300 57,9
ТП8-ТП9 2 70 0,173 79,4 0,443 4562,5 102,5 15,6 — —
ТП9-ТП10 2 70 0,176 60,9 0,443 2735,0 104,3 15,8 — —
ТП10-ТП1 2 70 0,21 40,1 0,443 1411,1 124,4 18,9 — —
ТП1-ТП2 2 70 0,303 20,2 0,443 516,9 179,5 27,3 — —
ТП2-ТП3 2 70 0,336 1,1 0,443 1,7 199,0 30,3 — —
ТП3-ТП4 2 70 0,15 26,4 0,443 437,2 88,9 13,5 — —
ТП4-ТП5 2 70 0,181 48,5 0,443 1784,7 107,2 16,3 — —
ТП5-ТП6 2 70 0,175 69,5 0,443 3537,3 103,7 15,8 — —
ТП6-ТП7 2 95 0,275 94,2 0,326 7510,0 162,9 24,8 — —
ТП7-ГПП 2 95 0,713 116,1 0,326 29606,8 477,2 72,5 300 57,9
Итого: 64391,1 2192,1 333,2 600,0 115,8
Таблица 15 — Технико-экономических показатели петлевой схемы
Конечные пункты КЛ n каб Сечение L, км Ip Ro ΔАкл, кВт∙ч К, тыс. руб Затраты на кл, Е∙К, тыс. руб Ккру, тыс.руб Затраты на кру, Е∙К, тыс. руб
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
ГПП — TП8 1 240 0,4 199,7 0,13 9724,9 271,2 41,2 150 28,95
ТП8-ТП9 1 150 0,173 158,8 0,206 4243,2 78,6 11,9 — —
ТП9-ТП10 1 120 0,176 121,9 0,258 3185,7 67,6 10,3 — —
ТП10-ТП1 1 70 0,21 80,1 0,443 2822,2 62,2 9,5 — —
ТП1-ТП2 1 70 0,303 40,4 0,443 1033,8 89,7 13,6 — —
ТП2-ТП3 1 70 0,336 2,2 0,443 3,3 99,5 15,1 — —
ТП3-ТП4 1 70 0,15 52,8 0,443 874,5 44,4 6,8 — —
ТП4-ТП5 1 120 0,181 97,1 0,258 2078,7 69,6 10,6 — —
ТП5-ТП6 1 120 0,175 139,0 0,258 4120,2 67,3 10,2 — —
ТП6-ТП7 1 240 0,275 188,3 0,13 5943,5 186,5 28,3 — —
ТП7-ГПП 2 95 0,713 116,1 0,326 29606,8 477,2 72,5 150 28,95
Итого: 63636,8 1513,9 230,1 300,0 57,9
Таблица 16 — Сравнение двух схем
Вариант Капитальные затраты k, тыс. руб. Приведенные капи-тальные затраты, ΣEi•ki, тыс. руб.
Потери электро-энергии,ΔА, тыс. кВт•ч.
Стоимость по-терь электро-энергии,Cэ, тыс. руб. Приведен-ные затраты,
З,тыс. руб.
Двойная лу-чевая схема 2792,1 449 64391,1 193,2 642,2
Петлевая схема 1813,9 288 63636,8 190,9 478,9
Из таблицы 16 видно, что двойная лучевая схема дороже, чем петлевая, но с учетом того, что двойная лучевая значительно надежнее петлевой, принимаю в качестве схемы внутреннего электроснабжения двойную лучевую схему.
3.5 Расчет экономики выбранной схемы
Стоимость монтажа каждого элемента находится как цена в i-ом году умно-женная на официальный коэффициент перевода цен
(41)
где KЭ– стоимость элемента приведённая к 2008 году,
KЭ.i– стоимость элемента в i-ом году,
Kп2008/i – официальный коэффициент перевода цен i-го года к 2008-му.
Если в источнике цена элемента даётся с НДС, находим его цену без НДС
(42)
где KЭ.б.НДС – стоимость элемента без НДС,
KЭ.б.НДС – стоимость элемента с НДС,
НДС = 18% — налог на добавленную стоимость.
Стоимость всех элементов и суммарная стоимость их покупки представлены в таблице 17:
Таблица 17 – Стоимость элементов КЛ, КТП и КРУ
Наименование
элемента Стоимость без НДС, руб/ ед Год по которому известна цена К-т перевода цен к 2008-му году Кол-во единиц Суммарная стоимость, руб
Кабель ААШвУ-95 334650/км 2008 1 2,776 928 988,4
Кабель ААШвУ-70 296208/км 2008 1 3,408 1 009 477
2КТПНП-630-10/0,4 480300/шт 2008 1 10 4 803 000
КРУ К-104М 150000/шт 2008 1 4 600 000
Итого без НДС 7 341 465,3
Итого с НДС 8 662 929
Найдём стоимость монтажа этих элементов.
Сметная стоимость монтажа каждого элемента находится по формуле
, (43)
где ПЗ – прямые затраты на монтаж элемента,
ОТ – оплата труда рабочих на монтаж элемента,
Kр=0,65 – коэффициент рентабельности монтажных работ,
Kн.р=0,95. – коэффициент учитывающий накладные расходы на монтажные работы,
Kп2008/2001=3,6 – официальный коэффициент перевода сметных цен монтажа 2001 года к 2008-му.
Сметная стоимость монтажа всех элементов при варианте питания от системы представлена в таблице 18.
Таблица 18 – Локальный сметный расчёт на монтаж КЛ 10 кВ, КТП и КРУ
№ пп Обоснование Наименование работ и затрат Ед. Изм. Кол. Стоимостьть единицы, руб Общая стоимость, руб
Всего Экспл. Маш. Всего В т.ч. оплата труда Экспл. Маш.
Оплата труда В т..ч. оплата труда В т.ч. оплата труда
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 ТЕР 01-01-004-05 Разработка грунта в отвал экскаватором с ковшом 0,25м3 1000м3 грунта 1,86 6185,87 6033,71 11505,7 283,02 11222,8
152,16 988,58 1838,76
2 ТЕР 01-01-033-02 Засыпка траншей и котлованов с перемещением грунта до 5м бульдозерами 1000м3 грунта 1,86 760,09 760,09 1413,77 — 1413,77
— 149,23 277,57
3 ТЕРм 10-06-026-01 Кабель в подзем-ной канализации, масса 1м кабеля, до 1кг км 3,1 4800,93 1960,6 14882,9 5453,83 6077,86
1759,3 185,4 574,74
4 ТЕРм 10-06-032-01 Комплекс изме-рений постоян-ным током смон-тированных пар-ных кабелей 100 пар 0,11 194,93 — 21,44 20,88 —
189,85 — —
5 08-01-025 Монтаж КТП на-пряжением до 10 кВ с трансформа-тором мощно-стью до 1000 кВА шт 10 2217,05 1513,05 22170,5 5028,5 15130,5
502,85 184,05 1840,5
6 08-01-026 Монтаж шкафа с выключателем 10 кВ на ток до 3200А шт 4 2717,12 2161,25 10868,5 1544,25 8645
386,06 321,91 1287,64
Итого прямые затраты по смете 60862,81
Накладные расходы 95,00% ФОТ (от 12330,49) 11713,97
Сметная прибыль 65,00% ФОТ (от 12330,49) 8014,82
Итого по смете в ценах 2001 года (без НДС) 80591,6
Итого по смете в ценах 2008 года (без НДС) 290129,75
Итого по смете в ценах 2008 года (с НДС) 342353,11
Найдем издержки на содержание и обслуживание КЛ.70672
Обычно стоимость обслуживания линии закладывается в цене покупаемой электроэнергии, но поскольку линия протяжённая, а передаваемая по ней мощ-ность мала, оценим затраты на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудова-ния.
Расходы материалов на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудования (РСЭО) находятся как определённый процент от сметной стоимости сооружения оборудование.
Найдём РСЭО КЛ:
, (44)
где kРСЭО.КЛ = 2,3% — норма расхода на РСЭО для КЛ,
Kп.КЛ = 1938465 руб. – сметная стоимость приобретения элементов КЛ,
Kм.КЛ = 133330,1 руб. – сметная стоимость монтажа элементов КЛ.
Найдём РСЭО КТП:
, (45)
где kРСЭО.КТП = 5,9% — норма расхода на РСЭО для КТП,
Kп.КТП = 4803000 руб – сметная стоимость приобретения элементов КТП,
Kм.КТП = 108778 руб – сметная стоимость монтажа элементов КТП.
Найдем РСЭО КРУ:
, (46)
где kРСЭО.КРУ = 5,9% — норма расхода на РСЭО для КРУ,
Kп.КРУ = 600000 руб – сметная стоимость приобретения элементов КРУ,
Kм.КРУ = 48021,5 руб – сметная стоимость монтажа элементов КРУ.
Найдем расходы на амортизацию КЛ, КТП и КРУ:
, (47)
где kРСЭО.КЛ = 4% — норма расхода на амортизацию для КЛ,
Kп.КЛ = 1938465 руб. – сметная стоимость приобретения элементов КЛ,
Kм.КЛ = 133330,1 руб. – сметная стоимость монтажа элементов КЛ.
, (48)
где kРСЭО.КТП = 3,5% — норма расхода на амортизацию для КТП,
Kп.КТП = 4803000 руб – сметная стоимость приобретения элементов КТП,
Kм.КТП = 108778 руб – сметная стоимость монтажа элементов КТП.
, (49)
где kРСЭО.КРУ = 3,5% — норма расхода на амортизацию для КРУ,
Kп.КРУ = 600000 руб – сметная стоимость приобретения элементов КРУ,
Kм.КРУ = 48021,5 руб – сметная стоимость монтажа элементов КРУ.
Суммарные затраты на обслуживание РСЭО и амортизацию КЛ, КТП и КРУ:
. (50)
Все затраты на вариант питания от системы и суммарная стоимость варианта представлены в таблице 19.
Таблица 19 — Смета приведённых, капитальных и годовых текущих затраты на КЛ и КТП
Наименование затраты Стоимость, руб Коэффициент перевода к одному году Приведённая годовая стоимость, руб
Приобретение всех элементов 7 341 465,3 0,16 1 174 634,4
Монтаж всех элементов 290 129,75 0,16 46 420,76
Амортизация и РСЭО оборудования 653 144,3 1 663 173,7
Капитальные затраты (без НДС) 7 804 923
Текущие годовые затраты (без НДС) 663 173,7
Итого приведённые годовые затраты (без НДС) 1 874 199,46
Итого приведённые годовые затраты (с НДС) 2 221 555,4
Рентабельность данного проекта определяется по формуле (51):
. (51)
4 Выбор варианта схемы внешнего электроснабжения
В данном пункте будет рассмотрена целесообразность установки ЦРП в данном микрорайоне.
Целесообразность сооружения РП 10 кВ должна обосновываться технико-экономическим расчетом. Нагрузка РП на расчетный срок должна составлять на шинах 10 кВ не менее 7 МВт.
В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки 8 МВт/км2 и более оптимальная нагрузка РП должна составлять: при напряжении 10 кВ — 12 МВт. [4]
В связи с вышесказанным, будет рассмотрена целесообразность установки ЦРП на два микрорайона с общей нагрузкой 12,7 МВт. В данном случае расчет будет сводиться к определению сечения и количества питающих кабелей, а также количества КРУ. Принимаю, что соседний микрорайон имеет ту же схему внутреннего электроснабжения, что и проектируемый.
Варианты рассматриваемых схем представлены на рисунках 3 и 4:
4.1 Схема с ЦРП
Методика расчета кабелей приведена в п.4.3.
Расчетный ток кабеля в одной линии в нормальном режиме:
.
Сечение кабельной линии:
.
По результату расчета выбираем четыре кабеля ААШвУ с сечением 150 мм2 и нормируемыми параметрами: длительно допустимый ток одного кабеля Iдоп = 275 А, удельное активное и реактивное сопротивление соответственно r0 = 0,206 Ом/км, х0 = 0,079 Ом/км.
Длительно допустимый ток кабеля:
Ток в послеаварийном режиме:
Данный кабель не проходит по току в послеаварийном режиме, поэтому увеличиваем сечение кабеля на одну ступень. Выбираем кабели ААШвУ с сечением 185 мм2 с нормируемыми параметрами: длительно допустимый ток Iдоп = 310 А, удельное активное и реактивное сопротивление соответственно r0 = 0,167 Ом/км ,х0 = 0,077 Ом/км.
Длительно допустимый ток кабеля:
Ток в послеаварийном режиме:
Потери напряжения:.
Потери активной мощности:.
КРУ были выбраны в разделе «Выбор варианта схемы внутреннего электроснабжения». Методика сравнения вариантов по методу приведенных затрат приведена там же.
Капиталовложения:
— в кабели: тыс. руб.; (52)
— в КРУ: тыс. руб. (53)
Приведенные капитальные затраты:
— в кабелях: тыс.руб.;
— в КРУ: тыс.руб.
Потери в кабелях:
Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
руб.
Годовые приведенные затраты:
тыс.руб.
4.2 Схема без ЦРП
Методика расчета кабелей приведена в п.4.3.1.
Расчетный ток кабеля в одной линии в нормальном режиме:
.
Сечение кабельной линии:
.
По результату расчета выбираем кабель ААШвУ с сечением 95 мм2 и нормируемыми параметрами: длительно допустимый ток одного кабеля Iдоп = 205 А, удельное активное и реактивное сопротивление соответственно r0 = 0,326 Ом/км, х0 = 0,083 Ом/км.
Длительно допустимый ток кабеля:
Ток в послеаварийном режиме:
КРУ были выбраны в разделе «Выбор варианта схемы внутреннего электроснабжения». Методика сравнения вариантов по методу приведенных затрат приведена там же.
Капиталовложения:
— в кабели: тыс. руб.;
— в КРУ: тыс. руб.;
Приведенные капитальные затраты:
— в кабелях: тыс.руб.;
— в КРУ: тыс.руб.;
Потери в кабелях:
Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
руб.;
Годовые приведенные затраты:
тыс.руб.
Результаты сравнения сведены в таблицу 20:
Таблица 20 – Результаты сравнения вариантов исполнения схемы внешнего электроснабжения
Вариант Капитальные затраты , тыс. руб. Приведенные капи-тальные затраты, , тыс. руб.
Потери электро-энергии, ,кВт .
Стоимость потерь электроэнергии,
тыс. руб.
Приведенные затраты, тыс. руб.
С ЦРП 2421,6 429,6 78028,1 234,1 663,7
Без ЦРП 2270,9 394,4 37561,5 112,7 507,1
Из таблицы 20 видно, что схема без ЦРП дешевле, чем с ЦРП. Поэтому принимаю, что в данной ситуации ЦРП ставить не нужно.
5 Расчет токов короткого замыкания
5.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 110/10 кВ
Определение токов короткого замыкания является необходимым этапом, предшествующим выбору аппаратуры и проверке проводников. Начальное или сверхпереходное значение тока короткого замыкания определяется для выбора и проверки аппаратуры, а также токопроводящих элементов сети на электродинамическую устойчивость, установившееся значение тока короткого замыкания – для проверки аппаратуры на термическую устойчивость.
Расчет токов производится в соответствии с методикой [11] для нескольких точек, по упрощенной схеме сети (см. рисунок 5) для начального момента времени возникновения короткого замыкания. В системе относительных единиц каждый элемент системы представляется в виде относительного сопротивления, величина которого определяется параметрами аппаратуры. Базисными единицами примем базисную мощность Sб = 1000 МВА и базисное напряжение Uб, выбираемое из номинально ряда средних напряжений для каждой ступени соответственно.
Методика расчетов заключается в определении тока трехфазного короткого замыкания в начальный момент времени Iпо и величины ударного тока, которые связаны соотношением:
. (54)
Рисунок 5 – Упрощенная схема сети
5.2 Определение относительных сопротивлений элементов схемы
В качестве исходных данных системы примем величину тока короткого замыкания Iкз1 = 15 кА, на шинах ПС Iкз2 = 12,1 кА. Тогда сопротивление системы определим по формуле (55):
, (55)
.
Так как точка короткого замыкания К3 находится на стороне низкого напряжения трансформатора, то сопротивление, вводимое в схему замещения:
, (56)
где хт – сопротивление трансформатора в относительных единицах, опреде-ляемое по формуле (57):
, (57)
где: Kр = 1,875 – коэффициент, учитывающий расщепление обмоток низкого напряжения трансформаторов [10],
Uк% – напряжение короткого замыкания, Uк% = 10,5%
Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, Sн.т. = 63 МВА.
Получаем:
.
Сопротивление двухпроводной кабельной линии, идущей от подстанции до микрорайона, определяется по формуле :
, (58)
. (59)
где: х0 и r0 – удельное реактивное и активное сопротивления кабельной линии, х0 = 0,083 Ом/км, r0 = 0,326 Ом/км;
Lкл – длина кабельной линии, Lкл = 0,4 км.
Получаем:
,
.
Сопротивление силовых трансформаторов, установленных в ТП, определяется по формуле (60):
, (60)
. (61)
где Rт и Xт – активное и реактивное сопротивления силовых трансформато-ров,Ом,
∆Рк – мощность короткого замыкания, кВт,
∆Uк – напряжение короткого замыкания, %.
,
.
Получаем, для трансформаторов ТМ–630 , .
. (62)
Суммарные сопротивления для расчета тока КЗ в точке К4:
, (63)
, (64)
.
Токи КЗ считаются по формулам:
, (65)
, (66)
Где . (67)
Результаты расчета сведены в таблицу 21.
Таблица 21 – Токи короткого замыкания
Точка короткого замыкания Обозначение Iкз, кА iуд, кА
Система К1 15 33,94
На вводе подстанции К2 12,1 27,38
За трансформатором ГПП К3 8,97 20,3
На шинах ТП 10кВ К4 8,5 19,2
5.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ
В электроустановках до 1 кВ по режиму КЗ проверяются только распределительные щиты, токопроводы и силовые шкафы, в соответствии с [3, 1.4.2].
Особенности расчета токов коротких замыканий в сети ниже 1000В:
1) При расчетах токов КЗ в сетях напряжением ниже 1 кВ необходимо учитывать индуктивные и активные сопротивления короткозамкнутой цепи.
На суммарную величину сопротивления короткозамкнутой цепи незначительно влияют активные сопротивления электрических аппаратов, катушек трансформаторов тока, токовых обмоток автоматов и реле, переходные сопротивления контактов коммутационных аппаратов, поэтому они в расчетах учитываться не будут.
2) Высокое напряжение ближайшей сети трансформатора считать постоян-ным. Можно считать, что шины 10 кВ – источник бесконечной мощности.
При равенстве сопротивлений во всех трех фазах значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в четырехпроводной сети определяется по формуле (68):
, (68)
Схема сети для расчетов токов коротких замыканий приведена на рисунке 5.
Мощность короткого замыкания на шинах ТП 0,4 кВ:
. (69)
Тогда ток короткого замыкания на шинах ТП 0,4 кВ:
.
6 Выбор и проверка электрической аппаратуры
6.1 Выбор выключателей
Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:
а) номинальному напряжению Uс ≤ Uном,
б) номинальному току Iраб.утяж ≤ Iном,
где Iраб. утяж — рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом рабочем режиме;
в) номинальному току электродинамической стойкости:
симметричному: Inol < Iдин;
ассиметричному : ; (70)
г) номинальному току отключения:
симметричному: ;
асимметричному: , (71)
где βн — процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;
д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)
, (72)
где tз — время действия релейной защиты,
tв — собственное время отключения выключателя,
Та — время затухания апериодической составляющей тока КЗ;
Намечаем к установке в КРУ 10 кВ однотипные элегазовые выключатели VF 12.08.31. Данные берем из [5].
Таблица 22 — Технические характеристики
Наименование параметра VF 12.08.31
Номинальное рабочее напряжение, кВ 10
Номинальный рабочий ток, кА 0,63
Номинальный ток отключения, кА 31,5
Процентное содержание апериодической составляющей, % 20
Ток электродинамической стойкости, кА 31,5
Собственное время отключения, с не более 0,035
Полное время отключения, с, не более 0,055
Собственное время включения, с, не более 0,06
Ток термической стойкости, кА 31,5
Время протекания тока термической стойкости, с 3
Максимальный рабочий ток в утяжеленном режиме:
. (73)
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
кА, (74)
где с- время расхождения контактов,
Та — время затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Асимметричный номинальный ток отключения:
кА. (75)
Номинальный импульс квадратичного тока (термическая стойкость):
кА2•с.
Проверка:
кА2•c.
Ударный ток: .
6.2 Выбор разъединителей
Их выбор схож с выбором выключателей по некоторым параметрам. Допустимый тепловой импульс:
кА2•c;
Таблица 23 — Разъединители
Наименование параметра 10 кВ
Обозначение типа РВЗ-10
Номинальное напряжение, кВ 10
Номинальный ток, А 630
Ток электродинамической стойкости, кА 50
Ток термической стойкости, кА 20
Время протекания тока термической стойкости, с 4
Все результаты расчетов по выключателям и разъединителям сводим в таблицу 24:
Таблица 24 – Выбор и проверка выключателей и разъединителей
Расчетные данные Каталожные данные
Uуст=10 кВ
Imax=243,8 А
Intl=8,97 кА
iat=1,34 кА
Inol=8,97 кА
iyl=22,8 кА
Вк=5,23 кА2с Выключатель
ВГБУ-110У1 Разъединитель
РГ-110/2000УХЛ1
Uном=10 кв
Iном=630 А
Iоткл=31,5 кА
iа.ном=8,9 кА
Iдин=31,5 кА
iдин=80 кА
Iтерм2tтерм=2977 кА2с Uном=10 кВ
Iном=630 А
Iоткл —
iа.ном —
Iдин —
iдин=50 кА
Iтерм2tтерм=1600 кА2с
6.3 Выбор и проверка трансформаторов тока
Выбору подлежат трансформаторы тока на вводе в РУ–10 кВ подстанции и на секционных выключателях. В ячейке К–104 устанавливают трансформаторы тока типа ТШЛ-10У3-0,5/10Р для включения измерительных приборов и релейной защиты линии. Сравнение расчётных и каталожных данных приведено в таблице 24.
Таблица 24 — выбор трансформаторов тока
Параметры проверки Расчетные данные Каталожные данные
Uном, кВ 10 10
Iном, А 453,5 2000
iуд ≤ iдин, кА 22,8 81
Bk ≤ Iтер2tтер, кА2с 5,23 2977
кА2•c.
Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке производится согласно схеме включения приборов, выбранных на вводе в распредустройство 10 кВ подстанции (см.рисунок 6).
Рисунок 6 – схема соединения трансформатора тока
Определим нагрузку по фазам для трансформатора тока (таблица 25).
Таблица 25 – Проверка трансформатора тока
Прибор Тип Нагрузка фазы, ВА
A B C
Амперметр Э – 335 0,5 – –
Ваттметр Д-335 0,5 – 0,5
Счетчик активной и реактивной энергии СЭТ3Р-01-08А 0,4 – 0,4
Итого: 1,4 – 0,9
Общее сопротивления приборов:
rприб = = Ом. (76)
Номинальная нагрузка трансформатора тока составляет . До-пустимое сопротивление проводов определяется по формуле (77):
rпров = rприб − rконт=0,4 − 0,056 – 0,05=0,294 Ом. (77)
Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит lрасч = ∙l, тогда сечение соединительных проводов:
q = , (78)
q = мм2.
По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.
6.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения
На каждой секции РУ–10кВ устанавливаются комплекты трансформаторов напряжения 3×ЗНОЛ.06-10УЗ класса точности 0,5, с .
Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 26.
Таблица 26 – Подсчет вторичной нагрузки трансформаторов напряжения
Прибор и место его установки Тип S одной обмот-ки, ВА Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Общая потребляе-мая мощность, ВА
Р, кВт Q, квар
Шины Вольтметр Э — 335 2 1 1 – 2 4,0 –
Шины Ваттметр Д — 335 2 2 1 – 2 8,0 –
Отходящие линии Счетчик активной и реактивной энергии СЭТ3Р-01-08А 3 2 0,38 0,93 8 18,2 44,64
Итого: 30,2 44,64
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
S2 = , (79)
S2 = ВА
S2 < S2ном, т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.
Для присоединения приборов к трансформаторам напряжения принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами АКРВГ сечением 2,5 мм2, по условию механической прочности.
Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН 001-10УЗ и втычной разъединитель.
6.5 Выбор электрооборудования трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ
К установке принимается комплектное стационарное оборудование, установленное в ячейках КСО –386М. Ячейки могут монтироваться как внутри стационарных (кирпичных) ТП, так и внутри комплектных.
Выбор коммутационной аппаратуры и трансформаторов тока аналогичен соответствующим расчетам по выбору оборудования на подстанции со стороны низкого напряжения.
К установке в ТП на секциях шин принимаем выключатели нагрузки ВНТ и разъединители. В ячейках трансформаторов на 630 кВА устанавливаются выключатели нагрузки ВНТ, подключенные через предохранители. Результаты выбора представлены в таблице 27.
Таблица 27– Коммутационное оборудование ТП
Место установки Uн,кВ Iутяж,А Iп.о,кА iу,кА Вк, кА2∙с
2КТПНП-160-10/0,4 10 243,8 8,97 22,8 5,23
Аппаратура: Uуст,кВ Iотк,А Iпр.скв,кА Iпр.скв,кА Вк, кА2∙с
ВНТ-1З-10-630/20 10 400 20,0 25,0 120,0
ЗР-10-630/20 10 400 20,0 31,5 400,0
РВ3-10-630/20 10 400 20,0 41,0 400,0
Выбор предохранителей осуществляется по номинальному значению напряжения и тока, и проверяются по величине номинального тока отключения. Предохранители устанавливаются в цепи трансформаторов ТМ–630–10/0,4. Максимальный рабочий ток предохранителя:
. (80)
Таблица 28 – Выбор предохранителей в цепях трансформаторов
Расчетные параметры Место установки предохранителя Предохранитель
2КТПНП-160-10/0,4 ПКТ102-10-100-12,5У3
Uуст , кВ 10 Uном = 10 кВ
Iмах , А 50,9 Iном = 100 А
Iп.о. , кА 8,97 Iотк.ном. = 12,5 кА
Выбор автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ трансформатора производится по номинальному значению напряжения и тока. Проверка осуществляется по включаемому току и отключаемому току короткого замыкания. Результаты выбора сведены в таблицу 10.4.
Таблица 29 – Выбор автоматических выключателей
Расчетные данные Автоматический выключатель ВА55–43
Uуст= 0,4 кВ Uном = до 0,66 кВ
Iмах = 1273 А Iном = 2000 А
iу = 30,3 кА iвкл.мах = 62 кА
Iп.о. = 16,5 А Iотк.ном. = 36 кА
В трансформаторных подстанциях устанавливаются трансформаторы тока ТОЛ–10–300/5. Трансформаторы тока подключаются кабелем КРВГ с сечением 4 мм2.
7 Компенсация реактивной мощности
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности (РМ) является составной частью построения рациональной СЭС жилого микрорайона. Компенсация РМ одновременно с улучшением качества электроэнергии в сети жилого сектора является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.
В рассматриваемых сетях 0,4 кВ потребление реактивной мощности незначительно, но иногда возникает необходимость ее компенсации. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,92, при этом сети 0,4 кВ электрически удалены от источников питания. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери активной и реактивной мощности. Эти затраты можно уменьшить и даже устранить, если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ. Источниками РМ в этом случае могут быть синхронные двигатели напряжением 380-660В и низковольтные конденсаторные батареи (НКБ). Недостающая часть (некомпенсированная РМ) покрывается перетоком реактивной мощности с шин 10 кВ, т.е. из сети напряжением выше 1 кВ предприятия. При выборе трансформаторов цеховых ТП были получены: Qli — реактивная нагрузка на один трансформатор, ΔQTi — потери реактивной мощности в трансформаторе, ΔQку — мощность компенсирующих устройств (там, где они необходимы, то есть в ТП4 и ТП7). На основе этих заполняем следующую таблицу 30.
Сопротивление трансформатора определяем по формуле (60):
Rтрi = .
Сопротивление кабельной линии определим по формуле:
Rл = Rу ∙ l . (81)
где Rл – активное сопротивление кабельной линии
l – длина кабельной линии, км;
Rу – удельное сопротивление кабеля, Ом/км.
Таблица 30 – Параметры ТП
Трансформаторная подстанция Sт.нi,, кВА Qli, кВар ΔQTi,кВар Rтрi, Ом Rлi, Ом
ТП – 4 630 247,1 310,9 2,1 0,242
ТП – 7 630 247,1 310,9 2,1 0,116
Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производим по формуле:
С0 = δ (82)
где δ – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности[13];
α – основная ставка тарифа, руб/кВт;
β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);
руб/кВт год; руб/кВ∙ч;
– отношение потерь активной мощности предприятия ∆Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм активной мощности предприятия;
τ – время использования максимальных потерь, ч.
С0 = 1,08∙(2706,12∙0,93 + 1,261∙1547) = 4825 руб/кВт
Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источ-никами. Воспользуемся формулами, приведенными в [14]:
— для низковольтных БК (0,4 кВ)
З1г.кн = Е∙КБКН∙ Кпр.ц + С0∙ΔРБКН = 0,203∙12000∙66+4825∙4 = 180076 руб/Мвар; (83)
— для высоковольтных БК (10 кВ)
З1г.кв = З10 = Е∙КБКВ∙ Кпр.ц + С0∙ΔРБКв = (84)
=0,203∙6000∙66+4825∙2 =90025 руб/Мвар.
Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП, подключенных к 1-ой секции СШ ГПП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.
Рисунок 7 – Схема замещения магистральной линии с четырьмя ответвлениями
Эквивалентная проводимость точек 1 и 2 схемы (рисунок 7) определяется по формулам:
, (85)
, (86)
, (87)
С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений определяются по формулам:
Rэ1 = , (88)
Rэ2 = , (89)
Rэ3 = , (90)
Rэ4 = . (91)
Значения эквивалентных сопротивлений записываем в таблицу 31.
Таблица 31 – Эквивалентные сопротивления.
Линия L,км Rкi,Ом/км Fнорм., мм2 Rкi,Ом Rэi,Ом
ПС — ТП 4 1,344 0,326 95 0,242 0,9
ПС — ТП 7 0,713 0,326 95 0,116 0,6
Затраты на генерацию и передачу от каждого источника складываются
(92)
Находим множитель Лагранжа для балансирующего узла:
. (93)
Годовые затраты на генерацию и передачу одного Мвар от каждого источника представлены в таблице 25.
Таблица 32.
НБКТП4 НБКТП7
З1Σ,руб/ Мвар*год 180076 180076
З2Σ,руб/ Мвар*год 37337 38659
Мощность дополнительных НБК, которые необходимо установить на ТП для оптимальной компенсации реактивной мощности находим по формуле
(94)
Таблица 26 – Конденсаторные батареи
ТП Rэкв Q1,Мвар ∆Qт,Мвар Qc,Qco, Мвар Qк,квар Qк+Qc,квар Тип БК Qст, квар
Р П
ТП — 1 0,9 0,303 0,51 -0,847 0 113,6 113,6 УКЛН-0,38-133-150У3 600
ТП — 2 0,6 0,299 0,51 -0,733 0 40,8 40,8 УКЛН-0,38-50-150У3 600
Расчет сопротивления тока заземляющего устройства подстанции.
Проектом предусматривается совмещенное заземляющее устройство для КТП и опоры №16А с разъединителем РЛНД-1. Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок 10 и 0,4 кВ не должно превышать величины 0,4 Ом согласно [3] в любое время года, в противном случае нужно забыть дополнительные электроды.
Заземляющее устройство выполняется в виде замкнутого контура, состоящего из вертикальных электродов из угловой стали 50х50х5 длиной 3м, соединенных стальной полосой 40х4 на глубине 0,6м.
Сопротивление одиночного вертикального электрода
;
Где rгр – расчетное удельное сопротивление грунта, rгр = 100Ом/м;
l – длина заземлителя, l = 3м;
b – ширина полки, b = 0,05м;
t – глубина заложения заземлителя (расстояние от поверхности земли до середины электрода), t = 2м;
Кс – коэффициент сезонности, Кс = 1,3.
Суммарное сопротивление 16 электродов:
Сопротивление растеканию тока горизонтальной полосы
;
Где l – длина полосы, l = 50м;
B – ширина полосы, b = 0,04м;
T – глубина заложения, t = 0,6м;
Кс – коэффициент сезонности, Кс = 2,3.
;
Полное сопротивление заземляяющего устройства
Важным средством предупреждения неправильных операций, производимых оперативным персоналом, является оснащение всех разъединителей и заземляющих ножей устройствами блокировки.
Оперативная блокировка должна рассматриваться как дополнительное средство, препятствующее производству ошибочных операций. Персонал обязан знать инструкции по производству переключений в электрический распределительных устройствах и производить оперативные переключения сознательно, четко представляя очередность операций и конечную цель переключений.
Общие требования к устройствам блокировки и принципы их выполнения
1. Оперативная блокировка разъединителей с выключателями должна предотвращать:
— включение и отключение разъединителями активной и реактивной мощности, за исключением случаев включения и отключения намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока линий;
— включение и отключение разъединителями больших уравнительных токов или включение на несинхронное напряжение.
Блокировка защитных заземлений должна предотвращать:
— включение заземляющих ножей на шины и участки присоединений, находящиеся под напряжением;
— включение разъединителей на участки шин и присоединений, заземленные включенными заземляющими ножами;
— подачу напряжения выключателем на заземленный участок шин.
Принципы выполнения оперативной блокировки разъединителей и заземляющих ножей соответствуют изложенным в Решении № 3-7/77-ТБ-I/77 «О применении в электроустановках выше 1000 В стационарных заземляющих ножей и их блокировке» и заключается в следующем:
а) для разъединителей и заземляющих ножей должна выполняться блокировка, исключающая:
— оперирование разъединителем под нагрузкой (за исключением тех случаев, когда разъединитель шунтирован другой электрической цепью, не содержащей сопротивления, например шиносоединительным выключателем);
— включение заземляющего ножа на участке цепи, не отделенном разъединителями от участков, находящихся под напряжением;
— возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи. Это достигается тем, что от других участков цепей выключатель отделяется с обеих сторон разъединителями, облокированными с заземляющими ножами таким образом, что включение заземляющего ножа с одной стороны выключателя оказывается возможным только при отключенном разъединителе с другой стороны выключателя и, наоборот, включение разъединителя с одной стороны выключателя возможно при отключенном заземляющем ноже с другой стороны выключателя. Введение каких-либо блокировочных элементов в цепи включения выключателей для предотвращения их включения на заземленный участок цепи при этом не допускается;
б) для разъединителей с пофазным исполнением оперативная блокировка выполняется таким образом, что оперирование разъединителем любой фазы невозможно при включенных заземляющих ножах на любой другой фазе. Это условие необходимо, так как фазы связаны через обмотки трансформатора;
в) блокировка, исключающая возможность подачи на включенный заземляющий нож напряжения с противоположной стороны линии, не выполняется из-за ее сложности: достаточной является блокировка заземляющего ножа только с линейным разъединителем на данном конце линии;
г) для шинных разъединителей и заземляющих ножей сборных шин выполнятся полная оперативная блокировка, запрещающая включение заземляющего ножа сборных шин при включенном (хотя бы одном) шинном разъединителе и включение любого шинного разъединителя при включенном заземляющем ноже сборных шин;
д) в комплектных РУ СН 6 кВ выполняется оперативная блокировка, запрещающая включение заземляющего ножа сборных шин РУ СН 6 кВ при рабочем положении тележек выключателей в цепях вводов рабочего и резервного питания, тележек выключателей трансформаторов СН 6/0,38 кВ и линий 6-10 кВ с двусторонним питанием, а также вкатывание этих тележек в рабочие положения при включенном заземляющем ноже шин РУ СН 6 кВ.
2) К устройствам блокировки предъявляются следующие требования:
— блокировка должна быть полной, т. е. предусматривать блокирование всех неправильных операций, которые могут быть произведены разъединителями;
— устройства оперативной блокировки и блокировки заземляющих ножей должны осуществляться по общей схеме;
— блокировка должна быть надежна в эксплуатации.
Недопустимо, чтобы при различных неисправностях или исчезновении напряжения оперативного тока блокировка позволяла производить операции с разъединителями:
— приводы разъединителей должны запираться блок-замками только в крайних положениях «Включено» и «Отключено». В промежуточных положениях устройства блокировки должны препятствовать запиранию приводов и выниманию ключа из замка;
— при наличии устройств механической блокировки приводы выключателей (за исключением шиносоединительных) должны запираться блок-замком только в отключенном положении, чтобы выключатели не могли быть включены ни дистанционно, ни вручную. Приводы шиносоединительных выключателей должны запираться в двух положениях: «Включено» и «Отключено». При устройстве электромагнитной и электромеханической блокировок установки замков на приводах выключателей не требуется;
— установка механических замков на приводах выключателей (за исключением шиносоединительных) должна выполняться так, чтобы при включенном выключателе невозможно было вынуть ключ из замка;
— необходимо также выполнить указанную блокировку так, чтобы не вызвать отключения выключателей при попытке вынуть ключ из замка;
— блокировка не должна без надобности усложнять или замедлять операции с разъединителями, что особенно нужно при большом количестве присоединений. Блокировочная аппаратура должна быть доступна для осмотра при наличии напряжения на блокируемом оборудовании;
— блокировка не должна препятствовать включению и отключению выключателя при разобранной схеме (отключенных разъединителях присоединения). Однако блокировка должна исключать возможность подачи напряжения на заземленные участки присоединений включением выключателя.
Системы применяемых блокировок
Наиболее широкое применение получили следующие блокировки: механическая непосредственного действия, электромагнитная и механическая замковая (электромеханическая).
Механическая блокировка непосредственного действия имеет ограниченное применение: для простых схем, а чаще как дополнительное средство при наличии других основных видов блокировок. Применяется в комплектных распределительных устройствах (блокировка от перемещений тележки при включенном масляном выключателе, от выкатывания тележки в рабочее положение при включенном заземляющем разъединителе, автоматическое закрытие защитных шторок при выкатывании тележки и др.), а также для блокирования разъединителей с заземляющими ножами. В самых простых схемах, если механическая блокировка непосредственного действия обеспечивает полностью безопасность производства операций, другие типы блокировок применять не следует.
Электромагнитная блокировка пригодна для любых схем первичных цепей, проста в эксплуатации. Рекомендуется для распределительных устройств со сложными схемами первичных соединений независимо от напряжения при большом количестве присоединений.
Механическая замковая и электромеханическая блокировки, основанные на одном и том же принципе, применяются в распределительных устройствах с простыми первичными схемами и небольшим количеством присоединений. Работает такая блокировка по следующему принципу: несколько взаимно блокируемых приводов или дверей сетчатых ограждений запирается замками, имеющими один общий ключ. Необходимая последовательность действия при операциях с разъединителями достигается обменом ключей в замках. Это возможно благодаря конструктивному соответствию замка и ключа, т. е. каждое гнездо замка имеет свой секрет, соответствующий секрету ключа.
Достоинством указанных систем блокировки является возможность ее осуществления без дополнительных затрат за прокладку электрических цепей блокировки и на установку блок-контактов на всех блокируемых элементах.