Аннотация

Электроснабжение жилого района Комарово.

–Миасс : ЮУрГУ 100 с., 20 илл., 32 табл. Библиография литературы – наименований. 7 листов чертежей формата А1.

В предоставленном дипломном проекте произведён расчёт системы электроснабжения жилого района г.Миасса (Комарово), выбрана схема системы электроснабжения, произведен выбор силовых трансформаторов, коммутационной аппаратуры, кабельных линий (с проверкой на термическую стойкость), рассмотрена система релейной защиты сетей 10 и 0,4 кВ.

Выбрана и рассчитана схема внешнего энергоснабжения, а также проведен расчет распределительной сети 0,4 кВ, с последующей проверкой электрических аппаратов для защиты кабельных линий.

В экономической части предложено технико-экономическое сравнение двух вариантов схем внешнего энергоснабжения и проведен расчет плановой численности всех категорий работающих.

В разделе безопасность жизнедеятельности человека описывается расчет искусственного заземления.

Рассмотрен спец. вопрос на тему «Устройство и расчет электрических сетей жилых зданий»

Спроектированная система электроснабжения жилого района соответствует требованиям надёжности, экономичности, безопасности, удобству эксплуатации.

Показатели капитальных затрат и расходов на эксплуатацию приведены к оптимальному уровню, поэтому данный проект можно принять к строительству.

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3312, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

ОплатаКонтакты.

Оглавление

Технический паспорт проекта….…………………………………………….…….……

Введение……………………………………………………………………….…….…..

1 Расчет электрических нагрузок…………………….…………….……….……….…

1.1 Общие принципы и методика расчета …………………………..….….…………

1.2 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий..……………..…….………

1.3 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий..…………….…….

2 Выбор величины питающего напряжения……………………………………………

3 Расчет картограммы электрических нагрузок…………………………………….….

4 Выбор типа, числа и мощности потребительских ТП……………………………….

5 Выбор варианта схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП ….

5.1 Расчет токов КЗ……………………………………………………………………..

5.2 Выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения……………

5.3 Технико-экономическое сравнение………………….……………………………

6 Выбор схемы распределительных сетей ВН………………..………………………..

7 Предварительный выбор сечения кабельных линий 10 кВ………………………….

8 Расчет токов короткого замыкания кольцевой сети…………………..…………….

Advertisement
Узнайте стоимость Online
  • Тип работы
  • Часть диплома
  • Дипломная работа
  • Курсовая работа
  • Контрольная работа
  • Решение задач
  • Реферат
  • Научно - исследовательская работа
  • Отчет по практике
  • Ответы на билеты
  • Тест/экзамен online
  • Монография
  • Эссе
  • Доклад
  • Компьютерный набор текста
  • Компьютерный чертеж
  • Рецензия
  • Перевод
  • Репетитор
  • Бизнес-план
  • Конспекты
  • Проверка качества
  • Единоразовая консультация
  • Аспирантский реферат
  • Магистерская работа
  • Научная статья
  • Научный труд
  • Техническая редакция текста
  • Чертеж от руки
  • Диаграммы, таблицы
  • Презентация к защите
  • Тезисный план
  • Речь к диплому
  • Доработка заказа клиента
  • Отзыв на диплом
  • Публикация статьи в ВАК
  • Публикация статьи в Scopus
  • Дипломная работа MBA
  • Повышение оригинальности
  • Копирайтинг
  • Другое
Прикрепить файл
Рассчитать стоимость

9 Проверка кабеля 10 кВ на термическую устойчивость к токам короткого замыкания……………………………………………………………………….……

10 Измерение и учет электроэнергии……………………………………….…….…….

11 Конструктивное выполнение электрической сети 0,4 кВ……………..…………..

11.1 Расчет схемы распределительной сети 0,4 кВ……………………………..…..

11.2 Расчет питающих линий………………………………………………….……..

12 Компенсация реактивной мощности…………………………………………………

13 Устройство и расчет электрических сетей жилых зданий…………………………

14 Релейная защита и автоматика сетей 10 кВ и 0,4 кВ……………………………….

14.1 Релейная защита и автоматика сети 0,4 кВ…………………………………….

14.2 Релейная защита и автоматика сети 10 кВ…………………………………….

14.2.2 Расчет токовой отсечки………………………………………………………..

15 Безопасность жизнедеятельности……………………………………………………

15.1 Защитные меры безопасности…………………………………………………..

15.2 Расчет сопротивления тока заземляющего устройства подстанции……….…

15.3 Общие требования к устройствам блокировки и принципы их выполнения..

15.4 Системы применяемых блокировок…………………………………………..

16 Экономическая часть…………………………………………………………………

16.1 Общая характеристика предприятия…………………………………………….

16.2 Планирование численности рабочих …………………………………………..

16.3 Планирование численности персонала управления……………………………

16.4 Планирование фонда заработной платы работающих………………………..

16.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления……….…….

16.6 Планирование производительности труда……………………………………..

Заключение……………………………………………….………………………

Библиографический список………………………………….………………….

Технический паспорт проекта

Рассматривается микрорайон Комарово, относящийся к Городским электрическим сетям ОАО «Миассэнерго».

Определим необходимые климатические параметры, характеризующие заданный микрорайон.

Рассматриваемый в проекте микрорайон относится к III климатической зоне. Наиболее высокая температура воздуха плюс 42º С, наиболее низкая температура минус 44º С. Годовое количество осадков 358 мм. Средняя толщина снегового покрова 26 см, глубина промерзания 1,8 – 2 м.

Технико-экономические показатели микрорайона.

1. Население– 7560 человек.

2. Количество общей жилой площади 166671 м2. Количество квартир – 3138, в том числе:

— однокомнатные – 914;

— двухкомнатные – 1198;

— трехкомнатные – 723;

— четырехкомнатные – 303;

(см. Приложение 1, Сведения по жилищному фонду 000 ЖКХ «Коммунальщик»)

3. По степени надежности электроснабжения, проектируемые здания относятся к II категории потребителей. К II категории так же относятся электродвигатели лифтов, насосов, аварийное освещение.

4. Полная расчетная мощность на шинах РП: 6197 кВА;

Коэффициент реактивной мощности:

Расчетный: tg φр= 0,27

5. Напряжение внешнего электроснабжения: 35 кВ;

6. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 1000 МВА, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-95/16.

7. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 0,2 км;

8. Напряжение внутреннего электроснабжения района: 10 кВ;

9. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КУ-10;

10. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью 250, 400, 500 и 800 кВА;

11. Тип и сечение кабельных линий: ААШв (185 мм2).

12. Электроснабжение микрорайона запроектировано от потребительских трансформаторных подстанций, питание которых осуществляется от существующей подстанции «Город-1».

Введение

Развитие энергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации, которая предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства. На сегодняшний день, когда экономика нашей России имеет тенденцию к снижению должного уровня, идет развитие новых технологических решений, которые возможно помогут решить задачи высокого уровня развития экономики. Электрификация народного хозяйства России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередач, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Поэтому наметилась тенденция к снижению энергопотребления и потерь электроэнергии у потребителей. Основными потребителями электроэнергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство городов и поселков, причем на промышленность приходятся более 70% потребления электроэнергии, которая должна расходоваться рационально и экономно на каждом предприятии, участке и установке. В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс, экономное и рациональное использование которого должно обеспечивать успешное решение народнохозяйственных планов.

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

В области энергоснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрения высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем энергоснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работником электрохозяйств разносторонние и сложные задачи, по охране труда и технике безопасности.

Учитывая экономический спад производства, а также с развитием и усложнением структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к изучению и использованию экономических моделей и методик в сфере энергетики.

В дипломном проекте разрабатывается схема электроснабжения жилого микрорайона . Требуемый уровень надежности и безопасности схемы электроснабжения обеспечивается применением средств автоматики и релейной защиты, а также строгим соблюдением норм , изложенных в правилах устройства электроустановок, СНиПах и ГОСТах при выборе оборудования.

1 Расчет электрических нагрузок

1.1 Общие принципы и методика расчета

В основу расчета положена «Инструкция по проектированию городских электрических сетей».

Целью расчета электрических нагрузок является определение числа и мощности потребительских ТП.

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 решаемой 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 ступеням.

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 (1.1):

Ркв = Ркв. уд.  n, (1.1)

где Ркв.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, кВт/квартира [19];

n — количество квартир.

Все расчеты сведены в таблицу П1.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Pс , кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле (1.2):

Pс = Pр.л + Pст.у . (1.2)

Мощность лифтовых установок Pр.л , кВт, определяется по формуле (1.3):

, (1.3)

где k’c — коэффициент спроса, [19];

пл — количество лифтовых установок;

Рni — установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Pст.у , кВт, определяется по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса kc, который определяется по таблице 4;

. (1.4)

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников Pр.ж.д , кВт, определяется по формуле (1.5):

Pр.ж.д = Pкв + kу Pс , (1.5)

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 принимать по таблице 1.

Таблица 1 — 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 (1.6):

Pp.мр. = Pp.ж.зд. уд. S  10-3, (1.6)

где Рр.ж.зд.уд – удельная расчетная нагрузка жилых зданий, Вт/м2, приведена в таблице П2,

S – общая площадь жилых зданий микрорайона, м2.

Все расчеты приведены в таблице П2

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 [19].

Электрические нагрузки зданий, расчет которых в виду недостаточности исходных 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 (1.8):

, (1.8)

где: kу – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий [19].

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 (1.9-12):

Рр.аз. = Роз. уд.  Sаз, (1.9)

Рр.м. = Рм. уд.  Sм, (1.10)

Рр.шк.=Ршк.уд.∙nj, (1.11)

Рр.дс.= Рдс.уд∙nk, (1.12)

где Раз.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников административных зданий, кВт/м2 общей площади; [19]

Рм.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников магазинов, кВт/м2 общей площади; [19]

Sм – общая площадь магазинов;

Ршк.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников школ, кВт/учащийся; [19]

nj – количество школ;

Рдс.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников детских садов, кВт/место; [19]

nk – количество детских садов.

Все расчеты сведены в таблицу 2.

Таблица 2 – Расчет электрических нагрузок общественных зданий

№ пп Общественное здание Руд, кВт/уч Площадь Кол-во чел Рр, кВт сos φ tgφ Qр, кВт Sр, кВт

1 Школа №21 0,25 1000 250 0,95 0,38 95 267,44

2 ТК Кристалл

1 эт. 0,16 1250 200 0,9 0,48 96 221,85

2 эт. 0,16 1250 200 0,9 0,48 96 221,85

3 эт. 0,16 1250 200 0,9 0,48 96 221,85

итого: 600 288 665,54

3 ТК №2

1 эт. 0,23 940,5 216,315 0,82 0,7 151,42 264,05

2 эт. 0,14 940,5 131,67 0,9 0,48 63,20 146,05

3 эт. 0,14 940,5 131,67 0,9 0,48 63,20 146,05

479,655 277,82 554,31

4 ТК №3

Триал-Спорт 0,16 1122,5 179,6 0,9 0,48 86,21 199,22

Пиццерия 0,9 50 45 0,98 0,2 9 45,89

итого: 224,6 95,208 243,95

ИТОГО: 1554,255 756,03 1728,38

По микрорайону нагрузка составит:

РΣ=Рр.ж.д+Рр=5132,5+1554+67,95=6754,5кВт

 

2 Выбор величины питающего напряжения

Согласно [19] для городской питающей сети целесообразно применять систему электроснабжения напряжений 110-35/10/0,4 кВ.

В качестве основного для городской питающей среды принимается 10 кВ, которое характеризуется меньшими капиталовложениями и потерями в сетях по сравнению с системой 6 кВ.

Городские электрические сети напряжением 10 кВ выполняются трехфазными с изолированной нейтралью.

Для распределительной сети низкого напряжения основным напряжением является 380/220 В, сеть выполняется четырехпроводной с глухозаземленной нейтралью.

 

3 Расчет картограммы электрических нагрузок.

Важной целью проектирования является выбор оптимального числа местоположения потребительских ТП. Районирование электрических нагрузок является неотъемлемой частью решения этой задачи.

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане микрорайона окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок домов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам.

Суммарная активная расчетная нагрузка составляет 6755 кВт. Плотность нагрузки составит = 9,7 Вт/км2.

Согласно проектным нормативам предусматривается, что протяженность кабеля от ТП к зданиям не должна превышать 400 м [19]. В городской жилой застройке между зданиями размещаются детские и спортивные площадки, не всегда удается расположить подстанцию в центре электрических нагрузок. Поэтому, согласно рекомендации проектирования городских сетей [19] недопустимо превышение протяженности кабеля.

Согласно данному генеральному плану микрорайон разбиваем на 8 частей. Принимаем 8 потребительских подстанций для обеспечения надежности электроснабжения и уменьшения экономических показателей.

При выборе местоположения главной понизительной подстанции или РП-10 кВ, помимо расположения центра электрических нагрузок были учтены следующие факторы:

-площадь, необходимая для размещения главной понизительной подстанции;

-роза ветров;

-рельеф местности;

-наличие коридоров для прокладки воздушных и кабельных линии с учетом охранной зоны.

-отступ от зданий предприятия для прокладки дорог.

РП-10кВ удобнее с точки зрения электроснабжения расположить со стороны питания, от подстанции «Город-1».

Согласно [2] трансформаторную подстанцию располагаем ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительной сети низкого напряжения, уменьшив тем самым расход проводникового материала и снизить потери электроэнергии.

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

 

(3.1)

(3.2)

 

Данные об электроприемниках и их координаты сведены в таблицу 3.

Таблица 3 – Расчет ЦЭН

 

Номер объекта по плану Рр, кВт R, мм X, см Y, см

ул. Набережная 33 184,84 9,91 19,62 43,86

ул. Набережная 35 88,92 6,87 16,30 46,57

ул. Набережная 37 189,36 10,03 14,63 45,11

ул. Набережная 39 63 5,78 13,20 48,17

ул. Набережная 41 63 5,78 12,38 46,51

589,12 16,05 45,42

ул. Лихачева 43 274,965 12,08 23,70 48,15

ул. Лихачева 47 217,02 10,73 24,41 44,61

ул. Лихачева 49 89,775 6,90 20,40 44,27

ул. Лихачева 51 63 5,78 22,15 42,82

ул. Лихачева 53 80,99 6,56 24,70 41,02

ул. Лихачева 55 160,15 9,22 22,34 41,03

Триал-Спорт, Пиццерия 224,6 10,92 25,64 44,97

1110,5 23,75 44,65

Продолжение Таблицы 3

Номер объекта по плану Рр, кВт R, мм X, см Y, см

ул. Лихачева 35 276,667 12,12 24,27 53,00

ул. Лихачева 37 81 6,56 20,99 54,47

ул. Лихачева 41 161,09 9,25 20,44 52,27

школа №21 250 11,52 17,20 54,80

ТК №2 479,655 15,96 25,44 53,77

768,757 36,70 87,14

ул. Лихачева 27 162,229 9,28 24,69 59,22

ул. Лихачева 29 60,984 5,69 24,74 55,74

ул. Лихачева 31 217,82 10,75 24,89 55,54

ул. Лихачева 33 96,76 7,17 21,40 56,76

ТК Кристалл 600 17,85 25,09 58,02

1137,793 24,70 45,42

ул. Лихачева 22 273,927 12,06 28,68 56,09

ул. Лихачева 24 162,229 9,28 28,73 52,16

ул. 8 июля 26 161,88 9,27 30,33 57,00

б. Карпова 11 159 9,19 30,84 52,16

757,036 29,50 54,62

ул. Лихачева 26 275,685 12,10 29,27 46,27

ул. Колесова 7 230,745 11,07 32,49 42,96

б.Карпова 10 217,82 10,75 32,34 48,51

б.Карпова 12 81 6,56 33,94 46,36

805,25 31,49 45,94

ул. Колесова 3 69 6,05 34,14 40,16

ул. Колесова 5 217,82 10,75 38,34 40,16

ул. Колесова 9 69 6,05 34,14 41,56

ул. Колесова 13 69 6,05 38,24 41,71

424,82 36,96 40,64

ул. Колесова новый №1 167,73 9,44 41,57 41,22

ул. Колесова новый №2 69 6,05 41,61 43,55

б. Карпова 4 167,73 9,44 40,98 46,06

ул. Колесова 11 69 6,05 37,39 43,06

473,46 40,76 43,54

 

4 Выбор типа, числа и мощности потребительских ТП

Согласно ПУЭ электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

При наличии центролизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования и сводится к решению нескольких задач:

— выбор единичной мощности трансформатора;

— выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

— выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;

— выбор местоположения.

Мощность трансформаторов потребительской ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади дома должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.

Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора ТП и плотностью электрической нагрузки получена на основе технико-экономических расчетов и приближенно представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Плотность электрической нагрузки

Плотность электрической нагрузки цеха σ, кВА/м2 0,03…0,05 0,05…0,06 0,06…0,08 0,08…0,11 0,11…0,14 0,14…0,18 0,18…0,25 0,25…0,34 0,34…0,5 0,5… выше

Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра потребительской ТП Sэ.т, кВА 250 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500

Здесь принято:

, (4.1)

где — расчетная электрическая нагрузка , кВА;

F – площадь , м2.

Оптимальное число трансформаторов :

, (4.2)

где — расчетная активная нагрузка от низковольтных потребителей, кВт;

— допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

– добавка до ближайшего целого числа;

– добавка до оптимального числа.

Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения.

При преобладании нагрузок 2-й категории и взаимном резервировании трансформаторов по связям вторичного напряжения =0,7…0,8. [2 ]

Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.

При выборе трансформаторов ТП должна определяться наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 6 или 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В. Для одной ТП:

(4.3)

где — число трансформаторов ТП;

– допустимый коэффициент загрузки трансформаторов ТП в нормальном режиме;

— номинальная мощность трансформаторов ТП;

— расчетная активная нагрузка на ТП.

Величина является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.

 

(4.4)

где — расчетная нагрузка на ТП.

При трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть её должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следует установить на стороне низшего напряжения данной ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:

 

(4.5)

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах соответственно:

; (4.6)

, (4.7)

где — число взаимно резервированных трансформаторов ТП;

— полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП

(при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).

Справочные данные для трансформаторов взяты из справочника [23].

Потери активной мощность в трансформаторе находятся по формуле:

, (4.8)

где — число ТП ;

— потери холостого хода в трансформаторе;

— коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

— потери короткого замыкания.

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

, (4.9)

где — ток холостого хода;

— номинальная мощность трансформатора;

— напряжение короткого замыкания.

Расчеты сведем в таблицы П3 и 5.

Таблица 5 – Расчет потерь в трансформаторах

№ п/ст Тип тр-ра Sном,кВА Nт опт kзт норм. Рхх, кВт Ркз,кВт Iхх ,% Uкз,% ∆Ртр ,кВт ∆Qтр ,кВт

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 ТМЗ 500 2 0,7 1,25 5,9 1,9 6 8,282 48,4

2 ТМЗ 800 2 0,7 1,9 7,6 1,5 4,4 11,248 58,496

3 ТМЗ 800 2 0,7 1,9 7,6 1,5 4,4 11,248 58,496

4 ТМЗ 800 2 0,7 1,9 7,6 1,5 4,4 11,248 58,496

5 ТМЗ 500 2 0,7 1,25 5,9 1,9 6 8,282 48,4

6 ТМЗ 500 2 0,7 1,25 5,9 1,9 6 8,282 48,4

7 ТМЗ 250 2 0,7 1,08 0,7 2,3 4,5 2,846 22,525

8 ТМЗ 400 2 0,7 1,15 4,3 2,1 6 6,514 40,32

Итого 67,95 383,533

Трансформаторные подстанции располагаются как можно ближе к центру электрических нагрузок, где это возможно, так как это экономично, с точки зрения расхода проводникого материала. Для данного микрорайона применяются трансформаторы типа ТМЗ мощностью 250, 400, 500 и 800 кВА. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды. Экономически выгодным является объединение нагрузок.

5 Выбор варианта схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели:

Рр.n – расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Рр.n∑ =Ком ( Рр.н + ∆РmΣ) (5.1)

где Рр.н – расчетная низковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

∆РmΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

Ком – коэффициент одновремённости максимумов, равный 0,9. [2]

Рр.n∑ = 0,9•(5132,5+1554,3+67,95) = 6 079 кВт.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

Sр = (5.2)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы

Qэ1 = Рр.n∙ tgφ (5.3)

tgφ35 = 0,27 [2]

∆Qгпп 0,07∙ (5.4)

где ∆Qгпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.

Возможно два варианта внешнего электроснабжения:

1) установка собственной ГПП с двумя трансформаторами ТДН-6300/35 (рис.1)

2) установка ЦРП, питающейся от соседней подстанции по кабельной линии на напряжении 10 кВ (рис.2)

 

 

 

 

Рисунок 1- ГПП с двумя трансформаторами ТДН-6300/35

 

Рисунок 2 — ЦРП, питающейся от соседней подстанции по кабельной линии

на напряжении 10 кВ.

 

5.1 Расчет токов КЗ.

Для первого варианта:

 

Рисунок 3 — Схема замещения ГПП

Определим параметры схемы замещения. При мощности короткого замыкания и базисной мощности за базисное напряжение принимаем среднее напряжение в ступени, где рассматривается КЗ. Среднее напряжение на 5% больше номинального, следовательно,

Сопротивление в точке К1 в относительных единицах:

(5.5)

Сопротивление воздушной линии 35 кВ:

(5.6)

Определяем ток короткого замыкания в точке К1.

Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая принимается неизменной в течение всего процесса замыкания).

(5.7)

Ударный ток короткого замыкания:

(5.8)

Рассчитаем ток КЗ в точке К2.

(5.9)

Ударный ток короткого замыкания:

. (5.10)

Для второго варианта:

 

Рисунок 4 — Схема замещения для ЦРП

При напряжении 10 кВ мощность короткого замыкания Sk2 = 200 МВА, а базисная мощность Sб=1000 МВА.

Сопротивление системы:

о.е. (5.11)

Сопротивление линии:

о.е. (5.12)

Значение тока 3-х фазного КЗ в т. К1:

кА (5.13)

Ударный ток:

кА (5.13)

где Kу — ударный коэффициент, Ку=1,8 [ 22]

Значение тока 3-х фазного КЗ в т. К2:

(5.14)

Ударный ток:

кА (5.15)

5.2 Выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения

Проведем выбор необходимого электротехнического оборудования для схемы внешнего электроснабжения. Всё оборудование, токоведущие части, и изоляторы выбираем по условиям длительной работы и проверяем по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями ПУЭ.

Трансформатор.

Для первого варианта:

На ГПП установлено два трансформатора ТД-6300/35.

Таблица 6 — Параметры трансформатора ТД-6300/35

Напряжение, кВ 35

Экономически целесообразная реактивная мощность ,кВар

1641

Полная расчетная нагрузка , кВт

6196,65

Мощность трансформаторов ГПП , кВА

4426

Тип трансформаторов на ГПП ТД 6300/35

Номинальная мощность трансформатора

6300

Напряжение на высокой стороне

35

Напряжение на низкой стороне

10

Потери холостого хода

7,6

Потери короткого замыкания

46,5

Напряжение короткого замыкания

7,5

Ток холостого хода

0,8

Коэффициент загрузки в нормальном режиме

0,49

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме

0,98

Потери мощности в трансформаторах (35 кВ):

(5.16)

 

(5.17)

Потери электроэнергии в трансформаторе:

(5.18)

Тг=8760 ч – годовое число часов работы предприятия

Тм=3000 ч – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки.

Линия электропередачи.

Для первого варианта:

(5.19)

Расчётный ток одной цепи линии напряжением 35кВ:

(5.20)

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):

Iп=2Iр.л.=2•52,5=104 А

Сечение проводов по экономической плотности тока:

Fэ= мм2 (5.21)

jэ=1,5 – экономическая плотность тока, А/мм2 [2]

Выбираем ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/16 имеет длительно допустимый ток Iдоп=330 А.

r0=0,299 Ом/км, x0=0,408 Ом/км [23]

Потери активной энергии в проводах за год:

(5.22)

Для второго варианта:

Для питания используем 2 кабеля, каждый из которых питает одну секцию шин. Нагрузка между секциями разделена примерно одинаково. Но кабель выбираем так, чтобы он мог пропустить всю нагрузку в послеаварийном режиме.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

Iр.к = А

где Sр.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии, кВА. Для магистральной линии мощность Sр.к определяем для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформа¬торов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

Fэ = мм2

где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности макси¬мальной нагрузки, jэ = 1,5 А/мм2 [2]

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному.

Выбираем кабель ААШВ-2 ×(3×185) с медными жилами.

ro=0,1 Ом/км, xo=0,0596 Ом/км

Iдоп=400А [23]

Допустимый ток кабеля с учетом ус¬ловий его прокладки:

> (5.23)

А

500 А>418,5 А

где Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей, равный 1

Kt – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель,

равный 1,25 [2]

Nк- число запараллеленных кабелей в кабельной линии.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

> (5.24)

675 А>418,5 А

где КАВ – коэффициент перегрузки, КАВ=1,35 [2]

Под аварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий. При этом нагрузка на линию удваивается.

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

(5.25)

<5%

где Рр, Qp — расчетная активная и реактивная нагрузки.

xо, rо- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.

Определим минимальное сечение кабеля по термической стойкости:

(5.26)

Тепловой импульс:

(5.27)

— время прохождения токов КЗ по кабелю.

— постоянная времени

Bk=82кА2с

Fт.min=91 мм2

Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ.

кВт•час

Коммутационная аппаратура в начале линии (на подстанции энергосистемы) и на ГПП.

Для первого варианта:

Для схемы внешнего электроснабжения с напряжением 35 кВ устанавливаем следующее оборудование.

Выбор выключателей в начале линии (на подстанции энергосистемы). 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

г) номинальному току отключения:

симметричному ;

асимметричному ,

где βн — процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)

 

где tз — время действия релейной защиты,

tв — собственное время отключения выключателя,

Та — время затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Устанавливаем на подстанции системы и на ГПП однотипные элегазовые баковые выключатели ВГБЭ-35 .

Рабочий ток выключателя в наиболее утяжеленном режиме:

(5.28)

 

Время отключения выключателя:

с,

Значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени :

кА, (5.29)

 

Нормированное значение апериодической составляющей тока отключения для данного выключателя:

кА, (5.30)

Проверим выключатель на термическую стойкость:

Тепловой импульс, выделяемый током КЗ:

(5.31)

кА2 с,

Сведем расчетные и справочные данные в таблицу 7.

Таблица 7 — Выключатель 35 кВ.

Параметры аппарата Данные установки Каталожные данные

ВГБЭ-35

Номинальное напряжение, кВ 35 35

Номинальный ток, А 145,5 630

Номинальный ток отключения, кА 5,66 12,5

Тепловой импульс, кА2с 8,32 469

 

Из таблицы видно, что выключатель подходит для установки.

Выбираем разъединители:

К установке намечаем разъединители типа РДЗ 35/1000.

Сведем расчетные и справочные данные в таблицу 8.

Таблица 8 — Выбор разъединителей.

Параметры аппарата Данные установки Каталожные данные

РДЗ 35/1000

Номинальное напряжение, кВ 35 35

Номинальный длительный ток, А 145,5 1000

Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 5,66 10

Тепловой импульс, кА2с 8,32

 

Выбранные разъединители удовлетворяют условиям.

Допустимый тепловой импульс для разъединителей:

кА2•c;

Результаты выбора оборудования сводим в таблицу 9

Таблица 9 — Результаты выбора оборудования 35 кВ.

Расчетные данные Каталожные данные

Uуст=35 кВ Выключатель элегазовый баковый ВГБЭ-35У1 Разъединитель

РДЗ 35/1000

Uном=35 кВ Uном=35 кВ

Iном=630 А Iном=1000 А

Imax=145,5 А Iоткл=12,5 кА Iоткл —

In=10,9 кА iа.ном=5,66 кА iа.ном —

iat=1,28 кА Iдин=12,5 кА Iдин —

iyl=24,8 кА iдин=138 кА iдин=100 кА

Вк=8,32 кА2 Iтерм2tтерм=470 кА2с Iтерм2tтерм=1600 кА2с

Выбор и проверка выключателей на вводе ГПП.

На вводе ГПП выключатель и разъединитель выбираем аналогичные тем, что приведены в таблице 9.

Выбор трансформатора тока на каждом присоединении.

Трансформаторы тока используем встроенные в выключатель ВГБЭ-35 — ТПОЛ-35 и дополнительные расчеты на динамическую и термическую стойкость не производим.

К обмотке трансформатора тока класса 0,5 на подстанции системы включены многофункциональные трехфазные счетчики электроэнергии А2 АЛЬФА Плюс, предназначенные для:

• Учета активной и реактивной энергии в трехфазных цепях переменного тока трансформаторного или прямого включения, в одно- и многотарифных режимах;

• Использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету распределенной электрической энергии;

• Измерения и отображения дополнительных параметров трехфазной электрической сети (токов, напряжений, частоты углов сдвига фаз, коэффициента искажения синусоидальности кривых тока и напряжений, гармонического состава кривых тока и напряжения).

Счетчики А2 АЛЬФА Плюс имеют возможность измерять и отображать параметры качества электроэнергии.

Счетчики подключаются к АСКУЭ предприятия через радиоканал и обрабатываются с помощью программного комплекса.

Защита подключается к обмотке трансформатора тока класса 10Р.

Для защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-35 с Uном=35 кВ.

В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничители перенапряжений. ОПН-У-35/40,5. Они предназначены для защиты нейтрали трансформаторов от коммутационных перенапряжений при отключенном положении заземляющих ножей в нейтрали трансформатора.

Для второго варианта:

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии

КУ-1-10-20У3 (Iном = 1600 А).

Ячейка КУ-1 комплектуется следующим оборудованием:

– выключатели серии VF-10

– разъединитель штепсельный РВР-10

– трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10

– трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08

– трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.

Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства.

 

 

Iа,τ = кА

кА

кА2•с

кА2•c.

Таблица 10 — Выключатель 10 кВ

Расчетные параметры Условия выбора Каталожные данные

VF-12.20.31

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =12 кВ

Iраб.утяж =358А Iмах Iном

Iн =2000 А

Iп,о= 11,55кА Iпо Iдин

Iдин = 31,5 кА

iуд = 24,8 кА Iуд iдин

iдин = 80 кА

Iп,τ= 11,55 кА Iп,τ Iоткл.ном

Iоткл.ном = 31,5 кА

Iа,τ = 4 кА Iа,τ Iа ном

Iа ном = 8,9 кА

Bк = 12,67 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 2977 к ∙с

В качестве секционных выключателей принимаем выключатели этого же типа.

Для ЦРП производим выбор трансформаторов тока.

Таблица 11 — Выбор трансформаторов тока

Расчетные параметры Условия выбора Каталожные данные

ТЛК-10-200-0,5/10Р

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Iраб.утяж = 358 А Iмах Iном

Iн =200 А

iуд =24,8 кА Iуд iдин

iдин = 81 кА

Bк =12,67 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 4800 к ∙с

Вторичная нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии.

 

Рисунок 5 — Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.

Проверку ТТ по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 12.

Таблица 12 — Нагрузка трансформаторов тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 0,5 − −

Ваттметр Д-335 1 0,5 − 0,5

PIK СЭТ 3Р-01-08А 2 0.4 − 0.4

Итого: 1,4 − 0,9

Из таблицы 19 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А, тогда общее сопротивление приборов:

rприб = , (5.32)

rприб = Ом

Допустимое сопротивление проводов:

rпров = rприб − rконт, (5.33)

где = 0,8 – для класса точности 0,5;

rконт = 0,07 Ом – для четырех приборов

rпров = 0,8 − 0,12 − 0,07 = 0,61 Ом

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 = (5.34)

q = мм2

ПУЭ регламентирует минимальное сечение алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.

Схема включения приборов на секционном выключателе представлена на рисунке 4.

Рисунок 6 — Схема цепей трансформатора тока секционного выключателя 10 кВ

Проверку ТТ по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные приведены в таблице 13.

Таблица 13 — Нагрузка трансформаторов тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 — 0,5 −

 

Из таблицы 20 видно, что наиболее загружены трансформатор тока фазы В, тогда общее сопротивление приборов:

rприб = Ом

Допустимое сопротивление проводов:

rпров = rприб − rконт,

где = 0,8 – для класса точности 0,5;

rконт = 0,05 Ом – для четырех приборов

rпров = 0,8 − 0,02 − 0,05 = 0,73 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в одну фазу, значит lрасч = 2∙l, тогда сечение соединительных проводов:

q =

ПУЭ регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.

Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 09.10, с паспортными данными: Uном = 10 кВ, , S2ном = 3×75 = 225 ВА, работающий в классе точности 1. К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 14.

Таблица 14 — Нагрузка трансформаторов напряжения

Приборы

Тип S одной обмотки ВА Число обмоток соsφ sinφ Число приборов Общая потреб мощность

Р, Вт Q,ВА

Вольтметр СШ Э-35 2 1 1 0 2 4 −

Ваттметр Линии 10кВ Д-335 2 2 1 0 2 8 —

Счетчик реактивной энергии Линии 10 кВ СЭТ 3Р-01-08А 3 2 0,38 0,925 4 9,12 22,2

ИТОГО 21,12 22,2

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

S2 = , (5.35)

S2 = ВА

S2 < S2ном, т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.

5.3 Технико-экономическое сравнение

Для сравнения вариантов составим таблицу и сведем данные в нее.

Находим удельную стоимость потерь Сo

руб/кВт•ч (5.36)

Таблица 15 — Результаты технико-экономических расчетов

№ пп Наименование оборудования Единица изме-рения Коли-чество Сто-имость единицы, тыс.руб. Капита-ловло-жения

К, тыс.руб. Отчис-ления

Е о.е. Затра-ты

КЕ

тыс. руб. Потери электро-энергии

∆ А кВт•ч

Стоимость потерь электроэнер-

гии Со

тыс.руб.

Вариант 1

1 Трансформатор ТДН 6300/35 шт 2 2200 4800 0,193 926,4 216000

443

2 Двухцепная линия АС-95/16, 35 кВ км 0,2 813 162,6 0,152 24,72 3673 7529,65

3 Выключатель ВГБЭ-35 шт 4 550 2200 0,193 424,6

4 Разъединитель РДЗ -35/1000 полюс 18 15 270 0,193 52,11

5 ОПН 35-У1 шт 6 15 90 0,193 17,37

6 ОПН-У-35/40,5 шт 6 13 96 0,193 18,5

Итог по варианту: 1464 219673 5156

Затраты по варианту: 7972,65

Вариант 2

1 Кабель ААШВ-(3×185) км 0,2 600 1200 0,165 198 165300 219,2

2 Ячейка КУ-1-10-20У3 шт 2 13 26 0,193 5

3 Выключатель VF-12.20.31 шт 2 14 28 0,193 5,4

Итог по варианту 208,4 296800 393,6

Затраты по варианту: 602

Затраты по первому варианту составили 6620 тыс. руб/год, а по второму – 602 тыс. руб/год. Принимаем второй вариант схемы внешнего электроснабжения, когда предприятие будет получать энергию по кабельной линии от соседней подстанции. Устанавливаем ЦРП.

6 Выбор схемы распределительных сетей ВН

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью [19].

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга. Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта , удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, — это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения.

Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, по разомкнутой петлевой с АВР, по замкнутой петлевой.

Представлен вариант распределительных сетей, выполненный по радиальной или магистральной схеме (рисунок 7), так как данный вариант является наиболее простым и не дорогим.

 

Рисунок 7 – Схемы распределительных сетей

Характерной особенностью этих схем является одностороннее электроснабжение потребителей. При аварии на любом участке линии Л1 и Л2 или на шинах 10 кВ подстанции автоматически отключится головной масляный выключатель В1 или В2 и вне подстанции прекращают подачу электроэнергии потребителям на время ремонта. Такие схемы применяются для потребителей III категории, так как в этих схемах отсутствуют резервное питание и осуществляется минимальная надежность электроснабжения.

Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме (рисунок 8). Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителя.

 

Рисунок 8 – Кольцевая схема электроснабжения

Для увеличения электроснабжения магистральная сеть выполняется с двумя источниками питания (от разных секущих шин РП) рисунок 9.

 

Рисунок 9 – Магистральная схема электроснабжения

В дипломном проекте рассматривается кольцевая схема электроснабжения.

Согласно [19] электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м [20]

 

7 Предварительный выбор сечения кабельной линии 10 кВ

В соответствии с [20] сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях 10кВ при прокладке их в земляных траншеях, следует принимать не менее 35 мм2. Выбор экономически целесообразного сечения производится по экономической плотности тока в зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки [2]:

(7.1)

где Im – расчетный максимальный ток, А;

jэ – нормальное значение экономической плотности тока, А/мм2,

jэ=1,5 А/мм2 [2]

(7.2)

где Sm – максимальная расчетная мощность, передающаяся по кабелю, кВА;

(7.3)

Расчет кольцевой распределительной сети 10 кВ

 

Рисунок 10 – Расчетная схема распределительных сетей 10 (кольцевая).

Выбираем сечения кабелей распределительной сети 10 кВ от ЦРП.

Определяется точка потокораздела:

 

=3246,178кВА (7.4)

=3811,9кВА (7.5)

Проверка:

S8-6+S8-7=ΣSрр

3811,9+3246,178=7508

7508 кВА=7508 кВА

Потоки мощности по участкам:

S6-5=S8-6-S6=3811,9-833,5=2978,4 кВА;

S5-4=S6-5-S5=2978,4-1370,15=2190,1 кВА;

S4-3=S5-4-S4=2190,1-2828,1=964,6 кВА

S3-1=S4-3-S3=1114-1322,03=-397,4 кВА

S7-2=S8-7-S7=5925,85-1250,36=-397,4 кВА

S2-1=S7-2-S2=4675,6-2837,8=1140,9кВА;

S1-3=S2-1-S1=1837,69-1630,5=395,9 кВА;

ТП-3 является точкой потокораздела:

P8-7=S87•cos φср.вз.=3246,178•0,94=3051,4 кВт;

P8-6=S87•cos φср.вз =3811,9•0,94=3583,18 кВт;

P6-5=S65•cos φср.вз =2978,4•0,94=2799,7 кВт;

P5-4=S54•cos φср.вз=2190,1•0,94=2058,7 кВт;

P4-3=S43•cos φср.вз=964,6•0,94=906,7 кВт;

P7-2=S72•cos φср.вз =2508,2•0,94=2357,7 кВт;

P2-1=S21•cos φср.вз =1140,9•0,94=1072,5 кВт;

P1-3=S13•cos φср.вз =395,9•0,94=372,2 кВт;Определяется ток на каждом участке сети 10 кВ:

(7.5)

 

 

 

 

 

 

 

 

Все расчеты сведем в таблицу П4.

По определенному току рассчитывается экономическая плотность тока и принимается стандартное большее сечение кабеля. Марка кабеля – ААШв.

Для выбранного кабеля должно выполняться условие:

, (7.6)

где: – величина длительно допустимого тока кабеля с учетом характера прокладки, определяемая по формуле:

, (7.7)

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:

, (7.8)

где – ток в послеаварийном режиме, определяется по формуле:

, (7.9)

где: Кав – коэффициент аварийной перегрузки кабеля, Кав = 1,25 [3, табл.1.3.2].

Также выбранное сечение проверяется по потере напряжения:

, (7.10)

где: r0 – удельное активное сопротивление кабеля;

х0 – удельное реактивное сопротивление кабеля;

lкл – длина кабельной линии.

При этом должно соблюдаться условие:

. (7.11)

(7.12)

ΔUдоп=5% — в нормальном режиме работы;

ΔUдоп=10% — в аварийном режиме работы.

8 Расчет токов короткого замыкания

Для проверки кабеля на термическую устойчивость производится расчет токов короткого замыкания.

Составляется схема замещения кольцевой сети (рисунок 11).

 

Рисунок 11 — Схема замещения кольцевой сети

Сопротивление системы 0,96 Ом; Iпо = 11,55 кА; iуд = 29,4 кА.

Рассчитываем индуктивные и активные сопротивления линий:

(8.1)

(8.2)

где Х0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км;

ro – погонное активное сопротивление, Ом/км;

l – длина участка линии, км.

Сведем расчет сопротивлений в таблицу 16.

Таблица 16 – Результаты расчета сопротивлений

N п/п Конечные пункты кабельной линии l, км ro, Ом/км хo, Ом/км R, Ом X, Oм

 

1 ТП8-ТП6 0,325 0,167 0,077 0,054275 0,025025

2 ТП6-ТП5 0,259 0,261 0,08 0,067599 0,02072

3 ТП5-ТП4 0,237 0,329 0,08 0,077973 0,01896

4 ТП4-ТП3 0,178 0,625 0,09 0,11125 0,01602

5 ТП3-ТП1 0,362 1,24 0,099 0,44888 0,035838

6 ТП1-ТП2 0,273 0,625 0,09 0,170625 0,02457

7 ТП2-ТП7 0,391 0,261 0,08 0,102051 0,03128

8 ТП7-ТП8 0,391 0,208 0,08 0,081328 0,03128

Производим выбор базисных величин:

Sб=100 МВА, Uб=10,5 кВ

rк1=rn=0,2 Ом;

хк1=хс+хл=0,9+0,596=0,96 Ом;

 

1. Определяется ток Iкз в точке К1

 

Определяется ударный ток:

кА (8.3)

где kу – ударный коэффициент

kуд=1,8 [22]

Определяется апериодическая составляющая тока:

Iа,τ = кА; (8.4)

2. Определяется ток Iкз в точке К2

 

 

(8.5)

Определяется ударный ток:

кА (8.6)

где kу – ударный коэффициент

kуд=1,8 [22]

Определяется апериодическая составляющая тока:

Iа,τ = кА; (8.7)

3. Определяется ток Iкз в точке К3

Определяется ударный ток:

кА

где kу – ударный коэффициент

kуд=1,8 [22]

Определяется апериодическая составляющая тока:

Iа,τ = кА;

4. Определяется ток Iкз в точке К4

 

 

Определяется ударный ток:

кА

где kу – ударный коэффициент

kуд=1,8 [22]

Определяется апериодическая составляющая тока:

Iа,τ = кА;

5. Определяется ток Iкз в точке К5

Определяется ударный ток:

кА

где kу – ударный коэффициент

kуд=1,8 [22]

Определяется апериодическая составляющая тока:

Iа,τ = кА;

6. Определяется ток Iкз в точке К6

 

 

Определяется ударный ток:

кА

где kу – ударный коэффициент

kуд=1,8 [22]

Определяется апериодическая составляющая тока:

Iа,τ = кА;

 

9 Проверка кабеля 10 кВ на термическую устойчивость

к токам короткого замыкания

При проверке кабелей ПУЭ рекомендует для одиночных кабелей место короткого замыкания принимать в начале линии, если она выполняется одним сечением или в начале каждого участка нового сечения, если линия имеет по длине разные сечения. При наличии пучка из двух и более параллельно выполненных кабелей ток короткого замыкания определяют, исходя из того, что замыкание произошло непосредственно за пучком, т.е. учитывается сквозной ток короткого замыкания.

Таблица 17 — Проверка кабелей на термическую стойкость

Кабельная линия Iк, кА tрз, с tсв, с Tа, с Вк, кА2с С, А∙

Fтс, мм2

ЦРП-ТП8 11,51 0,5 0,07 0,065 84 100 91,6

Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к Fтс. Все кабели, для которых производится увеличение сечения, вносим в таблицу 18.

Таблица 18 — Поправки сечений кабелей

Конец и начало кабельной линии Прежняя площадь сечения кабеля, мм2 Площадь термически устойчевого сечения кабеля, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля

ТП4-ТП3 50 95 ААШв 3×95

ТП3-ТП1 25 95 ААШв 3×95

ТП1-ТП2 50 95 ААШв 3×95

10 Измерение и учет электроэнергии

В ЦРП устанавливаются следующие измерительные приборы:

— вольтметры с переключателями на каждой секции шин 10 кВ (Э-365);

— амперметры на отходящих линиях и секционном выключателе 10 кВ (Э-335);

— амперметры на стороне 0,4 кВ силовых трансформаторов (Э-335);

— вольтметр с переключателем на каждой секции шин 0,4 кВ.

В ЦРП, предназначенных для городских электрических сетей устанавливаются счетчики: на вводных линиях – САЗУ-И670М; на отходящих линиях и силовых трансформаторах – САЗУ-И673М.

11 Конструктивное выполнение электрической сети 0,4 кВ

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их размещения, плотности застройки района, конфигурации, технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ, применяемый при прокладке до шести кабелей. С учетом отсутствия растягивающих усилий в грунте и средней коррозионной активности, блуждающих токов в грунте нет, для прокладки используем кабель марки ААШв. Это кабель с алюминиевой жилой, алюминиевой оболочкой, шлангом наружным из ПВХ.

11.1 Расчет схемы распределительной сети 0,4 кВ

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями (рисунок 12) и кольцевую схему, запитывающую 2-3 здания. В кольцевой схеме в случае выхода из строя одной питающей линии, питание здания осуществляется по резервной линии.

 

Рисунок 12 – Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ

11.2 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 0,4 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице П4.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

Iр.к = ,

 

где Sр.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питании двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к определяем для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

Fэ =

где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [2]. jэ = 1,5 А/мм2

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:

>

 

где Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [8];

Kt – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [8];

Nк- число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

>

где КАВ – коэффициент перегрузки

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

 

где Рр, Qp — расчетная активная и реактивная нагрузки.

xо, rо- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км [8].

Все расчеты сведем в таблицу 26. (см.приложения)

12 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций

Для трансформаторных подстанций мощностью 250, 400, 500 и 800 МВА на стороне высшего напряжения трансформаторных подстанций выбираем выключатели нагрузки ВН-10-630 и VF-12. Результаты выбора сведем в таблицу 19.

На стороне низшего напряжения трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем к установке распределительное устройство типа КЭ-1.

Выбираем выключатели серии ВА. Выбор оборудования 0,4 кВ осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведем в таблицу 20.

 

Таблица 19 – Выключатели 10кВ

Конечные пункты кабельных линий Iр, А Iп/ав, А Uн, кВ Iпо, кА Iу,кА Тип выключателя Тип ТТ

 

ЦРП -ТП5 139,95 279,9 10 6,178 15,726 VF — 12 ТЛК-10-300-0,5/10Р

ТП5-ТП4 71,36 142,72 10 5,68 14,459 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-150-0,5/10Р

ТП4-ТП3 53,8 107,6 10 5,571 14,181 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-100-0,5/10Р

ТП3-ТП2 37,3 74,6 10 5,328 13,563 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-75-0,5/10Р

ТП2-ТП1 19,3 38,6 10 5,267 13,41 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-50-0,5/10Р

ТП1-ТП6 4,7 9,4 10 5,323 13,55 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-50-0,5/10Р

ТП6-ТП7 16,8 33,6 10 5,509 14,025 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-50-0,5/10Р

ТП7-ТП8 29 58 10 5,611 14,283 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-50-0,5/10Р

ТП8-ТП9 47,5 95 10 5,794 14,749 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-100-0,5/10Р

ТП9-ТП10 62,6 125,2 10 5,99 15,248 ВН-10-630-20УЗ ТЛК-10-150-0,5/10Р

ТП10-ЦРП 79,5 159 10 6,178 15,726 VF — 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

Таблица 20 – Выключатели 0,4кВ

ТП Кабельные линии Место установки Iр,А Тип выключателя

1 ул. Набережная 33 вводной 277,79 ВА 04-36 — 340010 320 А

ул. Набережная 35 вводной 133,63 ВА 04-36 — 340010 200 А

ул. Набережная 37 вводной 284,58 ВА 04-36 — 340010 320 А

ул. Набережная 39 вводной 94,68 ВА 04-36 — 340010 100 А

ул. Набережная 41 вводной 284,58 ВА 04-36 — 340010 320 А

2 ул. Лихачева 43 вводной 413,23 ВА 04-36 — 340010 1000А

ул. Лихачева 47 вводной 326,15 ВА 04-36 — 340010 400 А

ул. Лихачева 49 вводной 134,92 ВА 04-36 — 340010 200 А

ул. Лихачева 51 вводной 94,68 ВА 04-36 — 340010 100 А

ул. Лихачева 53 вводной 121,72 ВА 04-36 — 340010 200 А

ул. Лихачева 55 вводной 240,68 ВА 04-36 — 340010 250 А

Триал-Спорт, Пиццерия вводной 642,10 ВА 04-36 — 340010 1000А

3 ул. Лихачева 35 вводной 415,79 ВА 04-36 — 340010 500 А

ул. Лихачева 37 вводной 121,73 ВА 04-36 — 340010 200 А

ул. Лихачева 41 вводной 242,09 ВА 04-36 — 340010 250 А

школа №21 вводной 386,02 ВА 04-36 — 340010 400 А

ТК №2 вводной 800,07 ВА 04-36 — 340010 1000А

Продолжение таблицы 20

4 ул. Лихачева 27 вводной 243,80 ВА 04-36 — 340010 250 А

ул. Лихачева 29 вводной 91,65 ВА 04-36 — 340010 100 А

ул. Лихачева 31 вводной 327,35 ВА 04-36 — 340010 400 А

ул. Лихачева 33 вводной 145,42 ВА 04-36 — 340010 200 А

ТК Кристалл вводной 960,62 ВА 04-36 — 340010 1000А

5 ул. Лихачева 22 вводной 411,67 ВА 04-36 — 340010 400 А

ул. Лихачева 24 вводной 243,80 ВА 04-36 — 340010 250 А

ул. 8 июля 26 вводной 243,28 ВА 04-36 — 340010 250 А

б. Карпова 11 вводной 238,95 ВА 04-36 — 340010 250 А

6 ул. Лихачева 26 вводной 414,31 ВА 04-36 — 340010 500 А

ул. Колесова 7 вводной 339,65 ВА 04-36 — 340010 400 А

б.Карпова 10 вводной 327,35 ВА 04-36 — 340010 400 А

б.Карпова 12 вводной 121,73 ВА 04-36 — 340010 200 А

7 ул. Колесова 3 вводной 101,57 ВА 04-36 — 340010 200 А

ул. Колесова 5 вводной 327,35 ВА 04-36 — 340010 400 А

ул. Колесова 9 вводной 101,57 ВА 04-36 — 340010 200А

ул. Колесова 13 вводной 101,57 ВА 04-36 — 340010 200А

8 ул. Колесова новый №1 вводной 252,07 ВА 04-36 — 340010 320А

ул. Колесова новый №2 вводной 101,57 ВА 04-36 — 340010 200А

б. Карпова 4 вводной 252,07 ВА 04-36 — 340010 320А

ул. Колесова 11 вводной 101,57 ВА 04-36 — 340010 200А

13 Устройство и расчет электрических сетей жилых зданий

Рассмотрим распределение электрической энергии внутри жилого здания, имеющего 10 этажей и два подъезда.

В проекте принята схема электроснабжения с системой заземления TN-C-S.

В помещении электрощитовой, расположенной в подвале дома, устанавливается вводно-распределительное устройство ВРУ2М. Комплектация панели дана на листе . Учет потребляемой эл. энергии предусматривается общий на вводе, поквартирный и для сетей домоуправления, выполняется счетчиками СЭТ4-1/1, 5А, включенными через трансформаторы тока Т-0,66 250/5а и счетчиками прямого включения СЭТ4-2,5-60А. Приборы учета устанавливаются в ВРУ.

Питающие линии в техподполье выполняются кабелями ВВГнг – 5х50, проложенными на лотках.

Групповые сети в техподполье выполняются кабелем ВВГнг открыто.

На каждом этаже блок-секций монтируются этажные щиты ЩЭ (нестандартные) навесного исполнения с отключающими выключателями нагрузки для каждой квартиры.

В доме применена скрытая прокладка кабелей ВВГнг, для чего используются штрабы в стенах и панелях перекрытий, и ниши для электрощитков в квартирах.

Стояки, питающие квартиры выполняются кабелем ВВГ в стальных трубах открыто.

На вводе в здание необходимо выполнить систему уравнивания потенциалов необходимо присоединить

— PEN-проводники питающих линий,

— металлические трубы коммуникаций, входящие в здание,

— РЕ-проводники распределительных и групповых линий,

— направляющие лифтов.

Присоединение указанных частей к ГЗШ выполняется при помощи магистрально-проводниковой системы уравнивания потециалов.

Расчетная нагрузка одного стояка 54 кВт.

Ток в стояке:

. (13.1)

Расчетная нагрузка на вводе дома 274 кВт. Ток на вводе дома:

. (13.2)

Для защиты стояков квартир используем предохранители типа ПН2. По расчетному току в стояках выбираем номинальный ток предохранителя по условию (13.3):

; (13.3)

.

Определяем ток плавкой вставки по условию (98):

, (13.4)

.

Следовательно, для защиты стояков квартир устанавливаем предохранители типа ПН .

Для защиты питающих линий устанавливаем предохранители ПН2. По расчетному току в стояках выбираем номинальный ток предохранителя по условиям:

;

.

Следовательно, на вводе устанавливаем предохранители типа ПН .

Сделаем проверку предохранителей по надежности срабатывания. По ПУЭ действие предохранителя обеспечивается, если выполняется условие:

. (13.5)

— ток однофазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ.

Условие (13.5) выполняется:

Предохранители питающих линий ПН : 3888А>3•80=240А;

предохранители на вводе ПН : 3888А > 3•200=600А.

Следовательно, требуемая ПУЭ степень надежности действия защитного аппарата обеспечивается.

Принятые номинальные токи предохранителей и плавких вставок обеспечивают в сети селективную работу защиты.

По току нагрузки из условий допустимого нагрева выбираем сечение проводов для стояков, выполненных проводами марки ВВГнг. Принимаем сечение фазных и нулевых проводов 50 мм2, Iдоп=165А.

Принятое сечение должно быть проверено на соответствие характеристики защитного аппарата:

, (13.6)

где КП – поправочный коэффициент на температуру, КП = 1, т.к. температура в доме не превышает 25°С;

КЗ – кратность допускаемого тока проводника по отношению к соответствующему току защитного аппарата. Для сетей, защищаемых от перегруза, принимаем КЗ = 1,25.

< .

Выбираем сечение проводов, питающих стояки. Принимаем сечение фазных и нулевых проводов 95мм2, IДОП = 255А. Проверим принятое сечение на соответствие характеристикам защитного аппарата:

< .

Проверим линию на потери напряжения:

, (13.7)

где L – расчетная длина проводов;

ρ – удельное сопротивление провода (для алюминия ρ = 0,0175 Ом•мм2/м);

Uном = 380В номинальное напряжение сети.

Определим потерю напряжения в самой удаленной квартире как сумму потерь на отдельных участках. Потеря напряжения в стояке, начиная от предохранителя:

.

Потери напряжения на участке провода, питающего два стояка:

.

Суммарная потеря напряжения от ВРУ до наиболее удаленного ввода в квартиру составляет:

.

Потеря напряжения меньше заданной, равной 2,5%, значит, выбранная сеть питания квартир удовлетворяет требуемым нормам потерь напряжения.

Выберем кабельные линии, питающие лифтовые установки.

Лифты присоединяются к одной линии. Расчетная нагрузка линии

. (13.8)

Расчетный ток в кабельной линии определяется из выражения (13.9):

. (13.9)

Для защиты кабельной линии, питающей одну лифтовую установку, устанавливаем предохранители ПН2-63. По расчетному току в стояках выбираем номинальный ток предохранителя:

 

По расчетному току в питающих линиях выбираем токи плавких вставок по условию (13.10):

, (13.10)

где IПУСК.ДВ. – пусковой ток двигателя, IПУСК.ДВ. = (5…7) IН.ДВ. = 5•16,7 = 83,5А.

.

Следовательно, принимаем к установке предохранители типа ПН .

Сделаем проверку предохранителей по надежности срабатывания. По ПУЭ действие предохранителя обеспечивается, если выполняется условие (13.5):

— ток однофазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ.

3888А>3•50=150А.

Принятые номинальные токи предохранителя и плавких вставок обеспечивают в сети селективную работу защиты.

По току нагрузки из условий допустимого нагрева выбираем сечение кабеля для одной лифтовой установки, выполненных проводами марки АПВ и проложенных в каналах. Принимаем сечение фазных и нулевых проводов 25мм2 из условия:

.

Принятое сечение должно быть проверено на соответствие характеристики защитного аппарата (13.11):

, (13.11)

.

Так как условие (13.11) выполняется, то оставляем выбранное сечение проводов.

Расчет на потери напряжения можно не проводить, так как потери напряжения в линиях, питающих лифтовые установки, гораздо меньше, чем в проводах, питающих квартиры.

Выбор электрооборудования вспомогательных помещений.

Выбор электрооборудования вспомогательных помещений сведен в таблицу 35. Питание вспомогательных помещений осуществляется кабелями марки ВВГнг, сечение которых указано в таблице 21.

Таблица 21 – Кабели для вспомогательного оборудования

Назначение Р, кВт I, A L, м q, мм^2 ΔU%

Домофон 0,2 0,9 216 ВВнг-3х2,5 0,17

Освещение щитовой, тех. помещений 0,9 4,05 48 ВВнг-3х2,5 0,21

Освещение техподполья 0,7 3,15 192 ВВнг-3х4 0,1

Освещение насосной, бойлерной 0,4 1,8 89 ВВнг-3х2,5 0,54

Освещение промежуточной площадки 0,6 2,7 288 ВВнг-3х2,5 0,03

Освещение этажной площадки 0,6 2,7 192 ВВнг-3х2,5 0,78

Бойлерная, насосная 0,4 1,8 40 ВВнг-3х2,5 0,47

Наружное освещение 0,5 2,25 168 ВВнг-3х2,5 0,05

Освещение маш. отделения и шахты лифта 0,7 3,15 343 ВВнг-3х4 0,18

Эвакуационное освещение этажной площадки 0,6 2,7 216 ВВнг-3х2,5 0,04

Освещение входов 0,2 0,9 176 ВВнг-3х2,5 0,31

Аварийное освещение эл.щитовой, маш. помещения 0,2 0,9 256 ВВнг-3х2,5 0,04

Аварийное освещение бойлерной насосной 0,3 1,35 40 ВВнг-3х2,5 —

Стояк 1 54 243 147 ВВнг-50 0,03

Лифт 18 81 136 ВВнг-25

Насосная: повысит. установка рабочая 1,5 6,75 24 ВВнг-3х2,5

Насосная: повысит. установка резервная 1,5 6,75 24 ВВнг-3х2,5

14 Релейная защита и автоматика сетей 10 кВ и 0,4 кВ

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал:

реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);

обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;

не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований защиты;

защита действует в качестве резервной.

Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств. [18]

Упрощенная схема действия релейной защиты на одном участке сети 10/0,4 представлена на рисунке 14:

Рисунок 14 – упрощенная схема релейной защиты на выбранном участке сети

14.1 Релейная защита и автоматика сети 0,4 кВ

Расчет релейной защиты сети 0,4 кВ заключается в выборе автоматических выключателей на вводах 0,4 кВ ТП, на отходящих линиях и в выборе предохранителей на вводно-распределительных устройствах.

Выключатели нагрузки ВН-10-630-20УЗ на вводах 0,4 кВ ТП были выбраны в п.8. Рассчитаем для них ступени защиты.

Рассчитаем ток КЗ на рассматриваемом участке:

Пересчитаем хс для напряжения 0,4кВ:

 

 

 

 

 

 

 

Рассчитаем ступени защиты для полупроводникового расцепителя:

(14.1)

1.Первая ступень защиты – токовая отсечка без выдержки времени. Для обеспечения селективного действия первой ступени защиты необходимо ток ее срабатывания IIс.з1 отстроить от максимального тока внешнего короткого замыкания I(3)к.вн.max, т.е. должно выполняться условие (113):

. (14.2)

Котс=1,5

В общем случае

tсз=20 с

 

tсз=0,3 с

Выбор автоматических выключателей на отходящей линии 0,4 кВ производится также по номинальному значению напряжения и тока и были выбраны ранее.

2.Вторая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени

Выключатель не селективный, время срабатывания при различных токах КЗ регулируется. Но выключатель должен быть отстроен от токов перегрузки.

Котс=1,5

(14.2)

 

 

tсз=0,1 с

3.Третья ступень защиты: Защита от перегруза. Выключатель должен быть отстроен от масимального рабочего тока.

Котс=1,2

(14.3)

tсз=50 с

Выключатели 0,4кВ на отходящей от ТП линии были выбраны в п. 8.

Рассчитаем ток КЗ на рассматриваемом участке:

Пересчитаем хс для напряжения 0,4кВ:

 

 

 

 

 

Рассчитаем ступени защиты для полупроводникового расцепителя:

(14.4)

1.Первая ступень защиты – токовая отсечка без выдержки времени. Для обеспечения селективного действия первой ступени защиты необходимо ток ее срабатывания IIс.з1 отстроить от максимального тока внешнего короткого замыкания I(3)к.вн.max, т.е. должно выполняться условие (113):

. (14.5)

Котс=1,5

В общем случае

tсз=20 с

2.Вторая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени

Выключатель не селективный, время срабатывания при различных токах КЗ регулируется. Но выключатель должен быть отстроен от токов перегрузки.

Котс=1,5

 

(14.6)

 

 

tсз= 2 с

3.Третья ступень защиты: Защита от перегруза. Выключатель должен быть отстроен от масимального рабочего тока.

Котс=1,2

(14.7)

tсз=50 с

14.2 Релейная защита и автоматика сети 10 кВ

Сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных и однофазных замыканий на землю.

Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита [8]. От междуфазных замыканий, защиту выполняют в двухфазном исполнении (фазы А и С – в предположении, что трансформаторы тока защит других элементов сети установлены в тех же фазах). Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю. Для защиты кабельной линии применяем защиту на переменном оперативном токе с зависимой выдержкой времени с использованием реле типа РСТ-11.

В качестве источников переменного оперативного тока служат транс-форматоры тока и трансформаторы напряжения.

14.2.1 Расчет МТЗ

Максимальный рабочий ток в линии равен 203 А.

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТШЛ-10У3-0,5/10Р, включенные по схеме «неполная звезда».

Находим ток срабатывания защиты:

(14.8)

где Кн – коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание (отстройку) защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, для РСТ-11 Кн=1,2;

Кс.з – коэффициент самозапуска, зависит от вида нагрузки, Кс.з=1,2 [8];

Кв – коэффициент возврата реле, Кв=0,9.

.

Определяется ток срабатывания реле:

(14.9)

где Ксх – коэффициент схемы, для схемы «неполная звезда» Ксх=1;

nтт – коэффициент трансформации трансформатора тока, nтт=30.

.

Выбираем ближайшую уставку тока срабатывания реле – 5А.

Проверяем чувствительность защиты:

(14.10)

 

 

Кч>1,5 – для основной зоны.

Чувствительность защиты устраивает.

14.2.2 Расчет токовой отсечки

Определяется ток срабатывания токовой отсечки [15]:

 

, (14.11)

где Кн – коэффициент надежности, учитывающий погрешность в токе срабатывания реле, Кн=1,5 – для реле РСТ-11-24 [18];

Iс.о=1,5•5410=8115 А.

Определяется ток срабатывания реле:

,

.

Определяется коэффициент чувствительности:

. (14.12)

Токовая отсечка не проходит по чувствительности.

 

15 Безопасность жизнедеятельности

Повышенное внимание к проблеме БЖД во всех средах обитания объясняется целым рядом факторов. Одним из основных направлений обеспечения безопасности человека, помимо экологических аспектов и резкого роста вероятности несчастных случаев в быту, остается профилактика производственного травматизма. Важнейшими причинами, определяющими необходимость совершенствования сложившейся системы обеспечения БЖД на производстве, являются изменение содержания труда и условий его выполнения, что, в свою очередь сказывается на характере производственного травматизма.

При эксплуатации электроустановок возможны повреждения изоляции, нарушения блокировок и другие неисправности, которые могут являться причинами аварий и несчастных случаев с людьми. Во избежание подобных случаев охрана труда на энергообъекте должна строго придерживаться существующих правил и норм безопасности труда.

Энергоснабжающие организации особое внимание уделяют перечню вопросов по «Правилам технической эксплуатации» и «Правилам устройства электроустановок» [ ]

15.1 Защитные меры безопасности

По электроопасности помещения отнесены в основном к категории особо опасных.

Защитные меры в электроустановках направлены на предупреждение несчастных случаев. К числу защитных мер относятся:

— применение малых напряжений;

В производственных переносных электроприемниках с целью повышения безопасности при однофазном прикосновении к токоведущим частям применяются напряжения 12В с питанием от трансформатора 220/12 В.

— защитное разделение сетей;

В целях снижения опасности поражения от однофазного прикосновения единую сильноразветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделяют через разделительные трансформаторы на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые обладают незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции. Применен трансформатор с Кт=1.

— защита от перехода напряжения с высшей стороны на низшую;

В результате замыкания между обмотками силового трансформатора сеть низшего напряжения может оказаться под напряжением выше 1000 В, на которое изоляция самой сети и подключенного электрооборудования не рассчитано. Для защиты от этой опасности нейтраль с низшей стороны заземляют или соединяют с землей через пробивной предохранитель. В трансформаторе 220/12 В один из проводов вторичной обмотки заземлен.

— контроль изоляции;

Контроль изоляции – измерение ее активного или омического сопротивления с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыкания на землю и коротких замыканий. Постоянный контроль изоляции осуществляется вольтметрами в РУ, включенными во вторичную обмотку НАМТ и указательным реле РУ включенным в разомкнутый треугольник.

Периодический контроль осуществляется с помощью мегаомметра.

— компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю осуществляется с помощью индуктивного сопротивления путем включения катушки индуктивности между нейтралью трансформатора и землей. Эта мера применяется в сетях выше 1000 В для гашения перемещающейся электрической дуги при замыкании на землю и снижения при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю. Компенсация необходима, если ток замыкания на землю превышает в сетях напряжением 10кВ – 20 А. В связи с этим в дипломном проекте компенсация не предусмотрена.

— защитное отключение при замыкании на землю на стороне 0,4 кВ;

Защитное отключение при замыкании на землю на стороне 0,4 кВ выполняется с помощью МТЗ, тепловых реле, установленных на автоматических выключателях или плавких вставок предохранителей.

Нормы комплектования средств защиты:

• Для подстанций 110/10кВ:

— защитные каски – 1 шт. на каждого рабочего,

— диэлектрический ковер (по местным условиям),

— изолирующий инструмент – 1 комплект,

— изолирующая штанга – 2 шт. на каждый класс напряжения,

— указатель напряжения – 2 шт. на напряжение 110кВ,

2 шт. на напряжение 10кВ,

2 шт. на напряжение 0,4 кВ,

— диэлектрические перчатки – 2 пары,

— диэлектрические боты – 1 пара,

— переносное заземление – 2 шт. на напряжение 110кВ,

2 шт. на напряжение 10кВ,

2 шт. на напряжение 0,4 кВ,

— защитные очки – 2 шт.,

— изолирующий противогаз – 2 шт.,

— изолирующие клещи – 1 шт.,

— переносные плакаты и знаки,

• Для оперативно-выездной бригады:

— изолирующая штанга – 2 шт. на каждый класс напряжения,

— указатель напряжения – 2 шт. на напряжение 10кВ,

2 шт. на напряжение 0,4 кВ,

— диэлектрические перчатки – 2 пары,

— диэлектрические боты – 1 пара,

— переносное заземление — 2 шт. на напряжение 10кВ,

2 шт. на напряжение 0,4 кВ,

— защитные очки – 2 шт.,

— изолирующие клещи – 1 шт.,

— переносные плакаты и знаки,

— защитное ограждение для подготовки рабочего места;

В электроустановках до 1000 В применяются изолированные провода. Другим видом защиты является обеспечение недоступности с помощью ограждения, блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте. Для защиты от прикосновения к частям нормально или случайно находящимися под напряжением применяется двойная изоляция. Разъединители и масляные выключатели имеют электромагнитную и механическую блокировки.

— зануление;

На стороне 0,4 кВ заземляют металлические корпуса силовых щитов, осветительных щитов, металлические корпуса светильников.

— технические и организационные мероприятия при допуске к ремонту электроустановок;

В процессе эксплуатации электроустановок проводятся планово-предупредительные ремонты, испытания изоляции, наладка проводов и т.п. До начала ремонтных и наладочных работ проводится ряд технических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность работ с электроустановками.

Технические мероприятия:

а) Отключение электроэнергии на участке, выделенном для проведения работ, принятие мер против ошибочного включения;

б) установка временных ограждений и вывешивание предупредительных плакатов типа «Не включать – работают люди»;

в) присоединение к земле переносных заземлителей, проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены;

г) наложение заземления (после проверки отсутствия напряжения);

д) ограждение рабочего места и вывешивание плакатов типа «Работать здесь».

Организационные мероприятия:

а) назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;

б) оформление работы нарядом или распоряжением;

в) оформление допуска к работе;

г) надзор за работающими во время выполнения работы;

д) оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место;

е) оформление окончания работы.

— пожарные меры, средства и мероприятия;

Противопожарной охране энергообъекта должно уделяться большое внимание. Вопросы пожарной профилактики разрабатываются в институтах, Академии наук, ВУЗах и отраслевых научно-исследовательских институтах.

Закрытые распределительные устройства относятся к категории Г, а помещения щитов управления электроподстанций и подстанций – к категории Д. В качестве меры против распространения начавшегося пожара применяют общие или местные противопожарные преграды, выполненные из несгораемых материалов.

Нормы комплектования первичными средствами пожаротушения

Для подстанции 110/10кВ :

— Главный щит управления :огнетушители ОП-5 – 2шт., ООУ-3 – 2шт.,

— Панели релейных щитов: огнетушитель ОУ-3 – 2шт.,

Если есть отдельные кабельные панели, то ОУ-3 по 2шт. на панель.

Для РУ 10кВ:

— Огнетушитель ОУ-5 – 2шт.,

— возле каждого трансформатора устанавливается ящик с песком (не менее 0,5м3)

Помещения и электрооборудованием укомплектованы противопожарным оборудованием и приспособлениями:

а) углекислотные огнетушители ОУ-5 – 4 шт.;

б) ящики с песком – 2 комплекта;

в) щит, укомплектованный оборудованием для тушения пожара – 1 шт.

— заземление.

Для обеспечения безопасных условий работы обслуживающего персонала от поражения напряжением прикосновения и шаговым напряжением необходимо все части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под таковым при повреждении изоляции, надежно заземлять.

Заземляющее устройство РП принято общим для напряжения 10 и 0,4 кВ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть R3≤4 Ом в любое время года. Заземляющее устройство выполнено углубленными заземлителями из полосовой стали, укладываемой в траншею глубиной 0,7 м по периметру распределительного пункта, и вертикальными электродами. Заземляющий контур связан с магистральным заземлением в двух местах. Магистрали заземления выполнены из полосовой стали. В качестве ответвлений от магистралей используются нулевые жилы кабелей и специально прокладываемые стальные полосы.

15.2 Расчет сопротивления тока заземляющего устройства подстанции.

Проектом предусматривается совмещенное заземляющее устройство для ТП и опоры 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.

Рисунок 15 — Заземляющий контур.

Сопротивление одиночного вертикального электрода:

; (15.1)

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:

. (15.2)

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.

;

.

(15.3)

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.

15.3 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.

15.4 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.

16 Экономическая часть

16.1 Общая характеристика предприятия

Экономическая часть дипломного проекта рассчитана для жилого района, который находится на обслуживании ЗАО «МиассЭнерго» (по материалам, полученным во время прохождения практики). ЗАО «МиассЭнерго» на сегодняшний день обслуживает трансформаторные подстанции в кол-ве 168 объектов, распределительные пункты — 2092 объекта, воздушные высоковольтные линии – 49 км, воздушные линии до 1 кВ, протяженностью 41 км, высоковольтные кабельные линии 184 км, КЛ до 1 кВ – 139 км. Обслуживание этих объектов производится высококвалифицированным персоналом в количестве 180 человек. Из них электромонтеры по обслуживанию воздушных линий 6 разряда составляют– 64%, обслуживающие кабельные линии и ТП – 57%.

Полное наименование Предприятия Закрытое акционерное общество «МиассЭнерго»

Сокращенное наименование Предприятия ЗАО «МиассЭнерго»

Юридический адрес 456317, РФ, Челябинская область, г. Миасс,

Ул.Академика Павлова 22

Фактический адрес 456317, РФ, Челябинская область, г. Миасс,

Ул.Академика Павлова 22

Отраслевая принадлежность Промышленная энергетика

Срок деятельности общества Не ограничен

Особое внимание на предприятии уделяется вопросам охраны труда и технике безопасности. В этом году переработана система контроля состояния О.Т. и Т.Б., определены комиссии по проведению второй и третьей ступени контроля, составлены годовые графики объездов участков. Регулярно проводятся контрольные и внеплановые проверки безопасности труда на производственных участках, а так же периодический медосмотр работников, связанных с вредными и опасными условиями труда.

ЗАО «МиассЭнерго» выполняет 27 видов дополнительных услуг, которые вошли в прейскурант предприятия. На постоянном обслуживании на сегодняшний день находятся электроустановки 23 юр. лиц. За прошедшие время оперативно-диспетчерской службой было устранено большое количество аварийных ситуаций в электросетевом хозяйстве, что зафиксировано в оперативном журнале.

В настоящее время ведется плановый ремонт кабельных линий, находящихся на повреждении. Восстанавливаются закольцовки ТП и ПРП. Но устранение аварийных ситуаций в электросетевом хозяйстве не цель работы предприятия. Все же цель предприятия заключается в доставке потребителю качественной электрической энергии и в необходимом количестве. Для этого на предприятии проводятся планово-предупредительные ремонты оборудования.

Проводимый ЗАО «МиассЭнерго» планово-предупредительный ремонт трансформаторных подстанций также ориентирован на подготовку к работе оборудования в безаварийном режиме особенно в осеннее -зимний период. Проводится ревизия трансформаторов, замена изношенных деталей приводов выключателей, очистка изоляторов и т.п. Основное внимание уделяется тем ТП, которые обеспечивают вторую категорию электроснабжения для объектов городского хозяйства.

ЗАО «МиассЭнерго» проводит комплекс работ по подготовке электрических сетей МГО к работе в ОЗП, согласно плану мероприятий, разработанного и принятого на предприятии. Из выполненных пунктов плана можно отметить такие, как восстановление или замена поврежденных кабельных линий 10кв и 0,4 кВ.

Во исполнение взятых на себя обязательств по контрактам с Миасским

городским округом, ЗАО «МиассЭнерго» так же проводит комплекс работ по обслуживанию и восстановлению наружного и внутридворового освещения. Эта работа проводится работниками участка воздушных линий и наружного освещения с привлечением своей спецтехники и спецтехники других организаций.

Снижение потерь электроэнергии в сетях – еще одно направление деятельности предприятия. Контроль за расходом и распределением мощности позволяют вести узлы учета на трансформаторных подстанциях, устанавливаемые специалистами ЗАО «МиассЭнерго». Прорабатывается вопрос со специализированными организациями о перспективе объединения узлов учета в единую систему АСКУЭ, позволяющую автоматизировать телеизмерение и контроль пофазно нагрузок трансформаторов и напряжения 0.4 кВ, контроль прохождения токов КЗ, следовательно, и локализация повреждённого участка кабельной линии с точностью до подстанционного присоединения

Сетевая компания — не частный бизнес, тарифы регулируются государственными органами. Постановлением правительства РФ, принятым в марте 2007 года, предусмотрено введение в регионах тарифа на присоединение к электрическим сетям. Из него следует, что всё новое строительство должно идти только за счет денег, полученных в качестве платы новых потребителей за технологическое присоединение: новый потребитель платит за новые мощности. Таким образом, ЗАО «МиассЭнерго», работает над инвестиционной программой, в рамках национального проекта, предприятие подготавливает документацию для заключения договоров на технологическое присоединение.

В рамках этого проекта ведется работа непосредственно с ОАО «Челябэнерго», Златоустовскими электрическими сетями.

Основные цели предприятия:

• Бесперебойное и надежное функционирование оборудования городских сетей.

• Повышение качества передаваемых энергоресурсов.

• Устранения аварийных ситуаций в городских сетях

• Проведение планово-предупредительных ремонтов оборудования

• Контроль за расходом и распределением мощности

• Автоматизирование узлов учета и городских сетей вцелом

• Подключение новых потребителей и расширение городских сетей

• Заключение договоров на технологические присоединение.

• Создание современной системы управления предприятием.

• •Повышение организационной и финансово-экономической устойчивости предприятия.

Стратегии достижения целей:

Повышение надежности функционирования и передающих мощностей за счет:

• •Модернизации устаревшего оборудования;

• •Повышения эффективного использования имеющихся мощностей.

Повышение наблюдаемости, управляемости и предсказуемости функционирования оборудования за счет внедрения современных систем управления технологическими процессами:

• Внедрение АСКУЭ;

• Внедрение автоматизированной системы ранней диагностики и управления планово-предупредительными ремонтными работами

Создание мобильных структур быстрого реагирования для устранения нештатных и аварийных ситуаций.

Организационная структура предприятия и подразделений

Предприятие является централизованным, потому что руководители высшего звена имеют необходимые полномочия для принятия важнейших решений. Начальники отделов, служб, цехов (работники низшего звена) должны согласовывать свои решения с вышестоящим руководством.

Рассмотрим наиболее подробно должностные обязанности руководителей высшего и среднего звена на предприятии:

Генеральный директор координирует всю деятельность предприятия, в его руках сосредоточена вся полнота власти по принятию управленческих решений. Руководители среднего и нижнего звена должны согласовывать свои решения с генеральным директором. Директор разрабатывает прогнозы экономического и социального развития предприятия, осуществляет контроль за их выполнением, реализует мероприятия по социальному и культурному развитию работников.

Главный инженер обеспечивает техническую эксплуатацию зданий и технического оборудования, наличие документации, предусмотренной нормативными требованиями, на здания, помещения, оборудование предприятия, своевременное проведение ремонтных работ, повседневный контроль исправности оборудования и т.д.

Руководители нижнего звена все свои решения обязаны согласовывать с руководителями среднего звена, которые, в свою очередь, согласовывают решения с руководством высшего звена.

Самостоятельность руководителей среднего и нижнего звена ограничена, их действия регламентированы приказами и распоряжениями, издаваемые вышестоящим руководством.

Производственно-технологический отдел является структурной единицей предприятия. Непосредственно подчиняется техническому директору. Производственно-технологический отдел осуществляет деятельность, связанную с проектированием, созданием и обслуживанием электротехнического оборудования и технологических процессов с ним связанных. Руководитель и сотрудники отдела назначаются на должность приказом Генерального директора по представлению Технического директора.

На основе разделения полномочий составляется должностная инструкция.

Организационная структура Производственно-технологического отдела.

• Технологическая группа;

• Контрольно-плановая группа;

• Проектно-сметная группа.

Таблица 22 – Организационная структура ПТО

№ Подразделение Должность/профессия Количество сотрудников

1 Производственно-технологический отдел Начальник производственно-технологического отдела 1

1.1 Технологическая группа Ведущий технолог

Технолог I категории

Техник — технолог 1

1

1

1.2. Контрольно-плановая группа Инженер по эксплуатации — руководитель группы

Инженер по эксплуатации I категории

Электромонтер по надзору за трассами ВЛ и КЛ 1

1

2

1.3 Проектно-сметная группа Инженер — сметчик 1

Функции Производственно-технологического отдела.

• Подготовка технических заданий на проектирование новых и реконструкцию действующих электроустановок, кабельных и воздушных линий;

• Выполняет расчет годового планово-предупредительного ремонта (ППР) арендованного электротехнического оборудования и сетей.

• . Согласовывает подписку на земляные работы с другими организациями для производственного управления;

• Согласовывает другим организациям подписку на земляные работы в зоне КЛ и ВЛ;

• Осуществляет хранение и оперативное ведение технической документации на арендованное электротехническое оборудование и сети;

• По заявке ОДС и ПУ выдает однолинейные схемы сетей предприятия и ситуационные планы;

• Совместно с ПУ составляет дефектные ведомости на ремонт энергооборудования;

• По данным от производственного управления в срок до 5 числа текущего месяца выдает отчет о выполнении плана ППР за прошлый месяц ФЭО, Службе заказчика;

• Готовит документацию по списанию материалов и запасных частей к оборудованию после проведения ППР для ФЭО и бухгалтерии;

• Ведет учет и расследование причин аварий и поломок энергооборудования, участвует в составлении соответствующих актов и разработке мероприятий по предупреждению аварий;

• Ведет оперативный учет наличия и движения оборудования;

• Осуществляет выдачу технических условий на подключение новых потребителей к сетям предприятия в качестве платных услуг, согласно утвержденного тарифа;

• По заявке выдает отделу сбыта акты разграничения эксплуатационной и балансовой ответственности, схемы подключения абонентов;

• Обеспечивает проверку соответствия схем электроснабжения потребителей фактическим эксплуатационным схемам совместно с инспекторами ОС;

• Подготавливает необходимые материалы для ОС при заключении договоров на ремонт и обслуживание оборудования с подрядными организациями;

• . Готовит техническую документацию для защиты тарифа в ЕТО;

• Совместно с ФЭО обеспечивает проведение технической инвентаризации оборудования и сетей, переданных в аренду предприятию;

• Обеспечивает выполнение расчета потерь электроэнергии в сетях для ФЭО при утверждении тарифов на передачу электроэнергии;

• Осуществляет ведение технической переписки со сторонними организациями;

• Выдает разрешения потребителям на подключение к сетям предприятия для производства временных работ;

• Совместно с ОДС осуществляет сбор данных для расчета потерь в сетях предприятия;

• Совместно с ОДС осуществляет сбор данных для определения фактических нагрузок на ТП и в сетях предприятия;

• По заявке выдает акты разграничения эксплуатационной и балансовой ответственности с энергоснабжающими организациями;

• Обеспечивает составление смет затрат на капитальный ремонт, ежемесячного отчета по выполнению работ по наружному освещению города в службу заказчика;

• Выполняет требования правил охраны труда, ТБ, производственной санитарии, внутреннего распорядка;

11.6 Планирование использования рабочего времени

Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.

Баланс сведен в таблицу 23.

Таблица 23 – Планирование использования рабочего времени

С

Эффективный фонд рабочего времени Fэф 251-24-1,26-8,8-1,26=216 1728

Средняя продолжительность рабочего дня — 8

Планируемые внутрисменные потери (0,5% от Fн) 251×0,005=1,26 10,08

Коэффициент использования рабочего времени (Fис=Fэф/Fн) 216/251=0,86 —

Номинальный фонд времени определяется как разность между календарным временем и нерабочими днями. Эффективный фонд рабочего времени определяется как разность Fн и планируемых невыходов рабочих.

16.2 Планирование численности рабочих

В ведомстве ЗАО «МиассЭнерго» находится большая часть городских сетей 0.4кВ и 10кВ, произведем расчет количества рабочих для обслуживания данного района.

Планирование численности эксплутационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства. Результаты расчетов сведены в таблицу 24.

Таблица 24 — Планирование численности эксплуатационного персонала

Наименование показателя Величина Единица изм.

1. Норма обслуживания электрохозяйства 900 у.е.р./чел

2. Суммарная ремонтосложность общезаводской части электрохозяйства 3660 у.е.р.

3. Число смен работы электрооборудования 3

4. Численность эксплуатационного персонала в расчете на смену (п.2./п.1) 3661/900=4,6 Чел.

5. Явочный состав эксплуатационного персонала (п.3×п.4) 4,6×3=12,2 Чел.

6. Списочный состав эксплуатационного персонала 12,2/0,86=10,49 Чел.

Принимаем человек.

Произведем расчет численности ремонтного персонала.

Суммарная ремонтосложность общезаводской части электрохозяйства:

(16.1)

где ni — количество оборудования;

Ri — ремонтосложность единицы оборудования

Данные представлены в таблице

В таблице обозначено:

nci — количество средних ремонтов за ремонтный цикл Тц

(16.2)

 

где nti — количество текущих ремонтов:

; (16.3)

Fci — продолжительность межремонтного периода между средними ремонтами;

Fti — продолжительность межремонтного периода между текущими ремонтами;

; (16.4)

γ =1 -коэффициент, зависящий от сменности электрооборудования

Таблица 25 – Нормы обслуживания электрохозяйства

Наименование оборудования ni Ri ∑R Fti Fci Тц 1,2•nti 7•nci Fri

Шкаф 10кВ 2 12 24 2 8 120 18 21 13677,19

КТП (2ТР) 8 300 2400 36 144 400 3,33 21 2560,089

Выключатели нагрузки 126 4 504 12 24 36 1,8 7 10287,11

Разъединители 2 18 36 12 30 36 1,44 10,5 13957,74

КЛ (10кВ) на 1 км 2,416 27 65,23 3 12 180 18 21 9118,127

КЛ (0,4кВ) на 1 км 4,087 20 81,74 3 12 168 16,8 21 9468,824

Выключатели 22 18 396 12 36 120 4 14 6312,549

Итого 3660 65381,64

Явочный состав ремонтного персонала:

, (16.5)

где F∑ — суммарное время на ремонт всех элементов схемы электроснабжения в часах за год;

Кн — планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта (Кн = 1,15);

Fн — номинальный фонд рабочего времени в часах на одного человека за год.

(16.6)

Принимаем человек.

Списочный состав ремонтного персонала:

(16.7)

(16.8)

Принимаем человек.

Общий списочный состав рабочих электрохозяйства:

; (16.9)

человек.

16.3 Планирование численности персонала управления.

Планирование численности линейного и функционального персонала управления осуществляется на основе его организационной структуры.

Примем следующие обозначения:

hл — число уровней руководства;

Нм, Ну, Нц — нормы управляемости для мастера, начальников участков, начальников цеха (принимаем Нм = 12, Ну = 6, Нц = 2);

Чр — общий списочный состав рабочих;

М — количество единиц электрооборудования по схеме электроснабжения, ориентировочно, принимаем М = 200;

Нв — норма управляемости руководителя высшего уровня, Нв = 2;

С — сменность работы электрохозяйства.

Численность персонала управления определяется в следующей последовательности.

Численность мастеров:

; (16.10)

чел. (16.11)

Принимаем человека.

Численность начальников участков:

(16.12)

чел.

Принимаем человек.

Найдем численность персонала ОГЭ:

 

Принимаем человека.

Найдем численность промышленно-производственного персонала:

; (16.13)

чел.;

После этого определим число уровней линейного руководства:

(16.14)

уровня.

16.4 Планирование фонда заработной платы рабочих.

Цель расчета — определить среднюю заработную плату и ее годовые фонды по категориям работающих . В расчете принимается средняя продолжительность дня 8 часов.

Фонд оплаты по тарифу определяется перемножением средних тарифных ставок (35 руб./ч — для эксплуатационного и 40 руб./ч для ремонтного персонала), номинального фонда рабочего времени и явочной численности соответствующего вида персонала. Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу, за экономию электроэнергии и т.д.) принимаются: для эксплуатационного персонала в размере 45%, для ремонтных рабочих не учитывается. Оплата праздничных дней осуществляется из расчета 50% ремонтных рабочих, занятых в праздничные дни. Тогда существующий средний размер оплаты за праздничные дни составит 1,5% к фонду оплаты ремонтного персонала. Средний размер оплаты за праздничные дни эксплуатационного персонала принимается равным 0,9%, что соответствует работе 30% персонала. Доплата за работу в ночное время принимается только для эксплуатационного персонала в размере 6,75% от оплаты по тарифу. Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере. Поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни, исчисленной в часовом фонде. Доплата до годового фонда определяется в процентах к дневному фонду заработной платы. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году.

Запланировано 9,5% невыходов на работу в связи с отпусками.

Невыходы на работу из-за отпусков в процентах к фактически отработанному времени составляют 9,5/0,86=11%, что и принимается процентом за отпуска к дневному фонду заработной платы.

Районный коэффициент — 15%.

Процент доплат за выполнение государственных и общественных дел: 0,5/0,86=0,58%

Средняя заработная плата рассчитывается отношением годового фонда заработной платы данной группы персонала к ее списочному составу.

Расчет сведен в таблицу 26.

Таблица 26 — Планирование заработной платы

Элементы фонда заработной платы Зарплата, тыс. руб.

Эксплуатацион-ные рабочие Ремонтные рабочие

Фонд оплаты по тарифу за год, 385 1400

Доплата до фонда часовой зарплаты:

— премиальные: 173,25 —

— оплата праздничных дней 1,155 10,5

— за работу в ночное время 25,9875 —

Итого часовой фонд зарплаты 585,3925 1410,5

Доплата до дневного фонда

— за работу в праздничные дни 1,155 10,5

Итого дневной фонд зарплаты 586,5475 1421

Доплата до годового фонда зарплаты:

Оплата отпусков 64,520225 156,31

Оплата за выполнение общ. и гос. обязанностей 3,4019755 8,2418

Районный коэффициент 87,982125 213,15

Всего годовой фонд зарплаты рабочих 743,6068255 1809,2018

Средняя заработная плата 24,78689418 51,69148

(16.5)

где t — тарифная ставка: 35 руб/ч — для эксплуатационного персонала,

40 руб/ч — для ремонтного персонала; Fн — номинальный фонд рабочего времени; Чя — явочная численность рабочих.

тыс. руб.

тыс. руб.

16.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления

Планирование фонда заработной платы персонала управления осуществляется с учетом расчетов численности управленческого персонала и штатного расписания ( с учетом НДС)

Таблица 27 – Планирование фонда заработной платы персонала управления

Наименование должностей Количество штатных единиц Месячный оклад, тыс. руб. За месяц, тыс. руб.

Зам. гл. инженера 1 18 18

Начальник участка 1 14 28

Мастер 1 12 12

Инженер 1 10 10

Итого 4 54 68

16.6 Планирование производительности труда

Найдем следующие производительности:

1) производительность труда по электроремонтному производству:

у.е.р./чел.

2) штатный коэффициент по электрохозяйству в целом:

кВт/чел.

3) штатный коэффициент по участку электрических сетей:

чел/м

16.7 Основные показатели энергохозяйства

Показатели энергохозяйства, определенные выше, сведены в таблицу 38.

Таблица 28 — Показатели энергохозяйства

Наименование показателей Величина Единицы изм.

 

Строительство относится к числу важных отраслей общественного производства, которое определяло и определяет развитие страны в экономике. Здесь строительство обеспечивает создание новых природных объектов и реконструкцию существующих. Со строительством связано создание новых индустриальных комплексов в нашей стране в довоенный период, освоение и промышленной эксплуатации богатых природных ресурсов Сибири и Дальнего Востока,

строительство уникальных трубопроводов и железнодорожных магистралей.

По существу нет ни одной отрасли, которая не была бы связана со строительством. В стране функционирует ¼ производственных фондов страны.

По степени участия в создании валового внутреннего продукта строительство

занимает 3-4 место в экономике страны.

Объемы строительно-монтажных работ занимают большую долю, их удельный вес в общем объеме составляет 30%, а в промышленности свыше 50%.

Экономика молодому специалисту нужна для изучения систем и специфике экономических отношений, существующих в строительстве и применение этих знаний на практике.

16.8 Сметная стоимость монтажа

Сметная стоимость- это сумма денежных средств, необходимая для осуществления строительства в соответствии с проектом.

Сметная стоимость складывается из следующих элементов:

• Стоимость строительных работ;

• Стоимость, связанная с приобретением оборудования, мебели, инвентаря;

• Прочие затраты (научно-исследовательские работы, подготовка кадров и так далее).

Таблица 29 — Смета на монтаж ТП и кабельных линий 0,4 и 10 кВ

№ пп Обоснование Наименование работ и затрат Ед. изм. Кол. Стоимость единицы Общая стоимость

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

Раздел 1

1 ТЕРм08-01-025-2 Подстанция комплектная напряжением до 10 кВ с трансформатором мощностью до 1000 кВА шт. 10

2217,05

1513,05 22170,5 5028,5

15130,5

502,85 184,06 1840,6

2 ТЕРм08-02-141-3 Кабель до 35 кВ в готовых траншеях массой 1 м — 3 кг 100 м 75 74,64 519,89 59427,75 59427,75 38991,75

792,37 168,8 12660

Итого прямые затраты по разделу 1 81598,25 64456,25 54122,25

12660

Итого 81598,25 64456,25 54122,25

12660

Накладные расходы 95 % ФОТ (от ср-в на оплату труда) 73260,44

Сметная прибыль 65 % ФОТ (от ср-в на оплату труда) 50125,56

Итого по разделу 1 204984,3

Итоги по смете:

Итого прямые затраты по смете 81598,25 64456,25 54122,25

12660

Итого 81598,25 64456,25 54122,25

12660

Накладные расходы 95% ФОТ (от ср-в на оплату труда) 73260,44

Сметная прибыль 65 % ФОТ (от ср-в на оплату труда) 50125,56

Итого по смете в ценах 2001 года 204984,3

(18064,2х3,6) 737943,3

Всего по смете в ценах 2008 года 737943,3

С учетом НДС 870773,1

Заключение

Разработчиком данного дипломного проекта был произведен анализ литературы по данной тематике, произведен расчет электрических нагрузок микрорайона в целом и подробный расчет электрических нагрузок многоэтажного дома. Для решения вопроса о схеме электроснабжения было произведено технико-экономическое сравнение вариантов схем по внешнему электроснабжению микрорайона. Был произведен расчет токов короткого замыкания во всей схеме. Произведен выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения микрорайона на напряжение 10 и 0,4 кВ, расчет и выбор средств компенсации реактивной мощности. Проведен расчет релейной защиты сети 0,4 кВ и 10 кВ. Приведены основные положения по безопасности жизнедеятельности в отношении действующих электроустановок, в экономической части произведено планирование численности рабочих.

В результате проведенных расчетов была разработана система электроснабжения микрорайона Комарово г.Миасса, отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения с минимальными потерями электроэнергии.

Библиографический список

1. Кудрин Б.А. электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов высших учебных заведений. – М: Интермет Инжиниринг,2005 г. – 672с.

2. Барыбин Ю.Г., Федоров Л.Е., Зименков М.Г. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. М: Энергоатомиздат, 1991 — 464с.

3. Сибикин Ю.Д. электроснабжение промышленных и гражданских зданий: учебник для студ. сред. проф.образования / Ю.Д. Сибикин. – 2-е изд., испр. – М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 368с.

4. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н., Старшинов В.А. и др.; Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования : Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений. – 2-е изд., стер. – М.: Издательский центр «Академия»,2006. – 416с.

5. Электроснабжение жилых и общественных зданий. Нормы проектирования / Ведомственные строительные нормы ВСН 59-88. – Государственный комитет по архитектуре и градостроительству при Госстрое РФ, Москва, 1996.

6. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под. ред. Ю.Г. Барыбина – М.: Энергоатомиздат, 1990.

7. Расчет и анализ электрических сетей/ Под. ред. В.А. Веникова. М.: Высшая школа, 1997.

10. Васильев А.А., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

11. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов по спец. «Электроснабжение» – М.: Высшая школа, 1997.

12. Схемы включения счетчиков электрической энергии/ Составитель: В.А. Рощин; Под ред. Я.Т. Загорского. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

13. Экономика предприятия: Учебник/ Под ред. проф. О.В. Волкова.- 2-е изд. перераб. и доп. – М.: ИНФРА–М, 2001.-520с.

14. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов/ Под общ. ред. Князевского Б.А. – М.:Энергоатомиздат,1993.

15. Базуткин В.В. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. – М.: Энергоатомиздат, 1986.

16. Стандарт предприятия. Курсовое и дипломное проектирование. Общие требования к оформлению. СТП ЮУрГУ 04–2001/ Составители: Сырейщикова Н.В. и др. – Челябинск: ЮУрГУ, 2001

17. СНиП 31-110-2003 Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. – М.: Госстой России ФГУП ЦПП, 2004.

18. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110– 500 кВ: Альбом схем. – М.: Энергоатомиздат, 1985г.

19. Инструкция по проектированию городских электрических сетей. РД 34.20.185-94 – М.: Энергоатомиздат, 1999.

20. Правила устройства электроустановок. – СПб : Изд-во ДЕАН, 2001.

21. Номенклатурный каталог на 2001 год ОАО Холдинговая компания «Электрозавод»

22. ГОСТ 28249–93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ. М.: Изд-во стандартов, 1995.

23. Электронный справочник v.2.0., — Южно-Уральский государственный университет, 2004.