Диплом №3313 Электроснабжение микрорайона северной части машгородка
Оглавление
Введение
1 Сравнение применения передовых технологий в России и за рубежом..
2 Технический паспорт проекта………………………………………………
3 Определение расчетных электрических нагрузок…………………………
4 Выбор числа и мощности трансформаторов городских ТП……………..
5 Техникоэкономическое обоснование выбора кабеля внешнего электроснабжения заданного района…………………………………………
6 Выбор схемы внутреннего электроснабжения……………………………
6.1 Выбор варианта и сечения кабельных линий 10 кВ……………………
6.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 10кВ…………………………
6.3 Выбор электрического оборудования в сети 10 кВ…………………….
6.4 Техникоэкономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения района…………………………………………………….
7 Выбор схемы распределительной сети 0,4 кВ…………………………….
7.1 Выбор сечения кабельных линий 0,4 кВ…………………………………
7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4кВ………………………..
7.3 Выбор электрического оборудования в сети 0,4 кВ……………………
8 Компенсация реактивной мощности………………………………………
9 Светотехнический расчет освещения стадиона…………………………..
10 Релейная защита……………………………………………………………
11 Расчет сметы на электромонтажные работы ……………………………
12 Безопасность жизнедеятельности на ГПП………………………………
12.1 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 110 кВ……………………………………………
12.2 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих частей………………………………
12.3 Правила окраски токоведущих частей…………………………………
12.4 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП…..………………
12.5 Электробезопасность……………………………………………………
12.6 Расчёт защитного заземления ОРУ ГПП………………………………
12.7 Молниезащита ГПП……………………………………………………..
13 Заключение…………………………………………………………………
14 Библиографический список………………………………………………
Приложения:
1 Графическая часть на 6 листах ф. А1.
2 Сводные таблицы расчетов на листах ф. А4.
Внимание!
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3313, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.
Advertisement
Оплата. Контакты.
Введение
Развитие энергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации, предусматривает реализацию активной энергосберегающей политики на базе ускорения научнотехнического прогресса и внедрения менее энергоемких устройств и установок. На сегодняшний день разрабатываются новые технические решения, которые возможно помогут решить задачи развития энергетики. 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, города и поселки. При этом 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 топливноэнергетический комплекс, экономное и рациональное использование ресурсов которого должно обеспечивать успешное решение поставленных производственных и других задач. Основной задачей проектирования новых промышленных объектов является создание наиболее простой и эффективной схемы энергоснабжения наименее энергоемкого производства, наиболее полное использование всех видов энергии с наименьшими потерями.
Решение достигается за счет выравнивания суточных графиков потребления электроэнергии, компенсации реактивной мощности, уменьшения простоя оборудования, повышение коэффициента мощности и сменности, разработки мероприятий по экономии топливноэнергетических ресурсов в перспективе, питания от наиболее дешевых источников электрической энергии.
В области энергоснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектноконструкторских разработок, внедрения высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении.
Безопасная и безаварийная эксплуатация систем энергоснабжения и многочисленных приемников энергии ставит перед работником электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда и технике безопасности.
Учитывая развитие и сложность структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, в области электроснабжения требуются не только специальные технические, но и широкие экономические знания.
Развитие рыночной экономики заставляет максимально учитывать в энергетике не только технические, но и экономические факторы.
В предлагаемом вниманию дипломном проекте сделана попытка обобщить имеющиеся знания и изложить указанные выше теоретические и практические вопросы инженерными методами, которые основаны на достижениях различных отраслей знаний, реализация которых при их усвоении и использовании обеспечит минимальные затраты времени проектировщика.
При проектировании систем энергоснабжения необходимо выполнить требования потребителей по надёжности энергообеспечения.
Потребителей II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для потребителей 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.
1 Сравнение применения передовых технологий в России и за рубежом
Сравнение отечественных и зарубежных технологий выполняется на примере сравнения ограничителей перенапряжений. Конструктивно ограничитель перенапряжения (ОПН) представляет собой высоконелинейное сопротивление (варистор), заключенный в высокопрочный герметизированный корпус. При возникновении волн перенапряжения сопротивление варисторов изменятся на несколько порядков (от мегомов до десятков Ом) с соответствующим возрастанием тока от миллиампер при воздействии рабочего напряжения до тысяч ампер при воздействии волны перенапряжения. Этим объяснятся защитное действие ограничителя перенапряжения, а выконелинейная вольтамперная характеристика варисторов позволят реализовать низкий защитный уровень для всех видов перенапряжений и отказаться от использования искровых промежутков, характерных для традиционных разрядников, со всеми вытекающими отсюда преимуществами.
Отсутствие искрового промежутка обеспечивает постоянное подключение ограничителей перенапряжений к защищаемому оборудованию.
По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряжений обладают следующими преимуществами:
глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений;
отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;
простотой конструкции и высокой надежностью в эксплуатации;
стабильностью характеристик и устойчивостью к старению;
способностью к рассеиванию больших энергий;
стойкостью к атмосферным загрязнениям;
малыми габаритами, весом и стоимостью.
Ограничители перенапряжений (ОПН) применяются для защиты:
электрооборудования подстанций открытого и закрытого типа;
кабельных сетей;
воздушных линий электропередач;
генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей сетей собственных нужд электростанций и промышленных предприятий;
батарей статических конденсаторов и фазокомпенсирующих устройств;
оборудования электроподвижного состава;
контактной сети переменного и постоянного тока электрифицированных железных дорог;
устройств электроснабжения электрифицированных железных дорог;
электрооборудования специализированных промышленных предприятий (химической, нефтяной, газовой и др. промышленности).
Технология изготовления оксидноцинковых варисторов (ОЦВ) близка к технологии производства керамических конденсаторов. Специфика состоит в необходимости применения химически чистого исходного материала, соблюдения требований чистоты и процессе производства и тщательности перемешивания компонентов, близких к требованиям при производстве полупроводников. Основной компонент сырья оксид цинка ZnO является полупроводником nтипа с удельным объемным сопротивлением 0.1 1.0 Ом*см. Обжиг кристаллов ZnO в окислительной среде при температуре 300°С приводит к уменьшению их проводимости на порядок и появлению нелинейных свойств (коэффициент нелинейности ВАХ а=0,3+0,5). Для резкого уменьшения а варисторов оксид цинка смешивают с незначительным количеством окисей других металлов: висмута (Bi2O3), кобальта (СоО, Со203), марганца (МnО). сурьмы (Sb2O3). После перемешивания (как правило мокрого, в шаровых мельницах) проводят формовку (прессование) ОЦВ при давлении 30 40 МПа и их обжиг в силитовых электропечах при температуре 12001350°С в присутствии кислорода.
Микроструктура полученных таким образом варисторов включает в себя кристаллы оксида цинка 1 (полупроводник nтипа) размером 110 мкм, окруженные прослойкой 2 толщиной 0,11,0 мкм (полупроводник ртипа). Удельное объемное сопротивление кристаллов ZnO составляет 110 Ом*м, межкристаллической прослойки 1012 1013 Ом*м. Таким образом, варисторы на основе ZnO представляют собой систему последовательно и параллельно включенных рn переходов, которые и определяют их нелинейные свойства.
В настоящее время варисторы для ОПН выпускаются в виде цилиндров диаметром 28120мм и высотой 545мм. На торцевые части дисков методом шоопирования наносятся металлические, чаще всего алюминиевые, электроды. Толщина слоя металлического покрытия составляет 0.050.30мм. Для повышения пропускной способности при воздействии грозовых импульсов тока на боковые поверхности варисторов наносят защитные покрытия (стеклование, глифталевая эмаль, специальные обмазки и т.п.).
Неоднородность структуры материала варисторов, обусловленная технологией изготовления, приводит к неравномерному, в значительной степени случайному распределению плотности тока по их объему. Соответственно, случайным образом изменяется пропускная способность варисторов. Исследования показали, что пробой варисторов происходит преимущественно при протекании импульсов тока миллисекундного диапазона, характерных для коммутационных перенапряжений. При этом активные части рn переходов, плотность тока в которых наибольшая, подвергаются тепловому разрушению (выгоранию), соседние кристаллы ZnO соединяются и варисторы теряют свои нелинейные свойства.
На сегодняшний день за рубежом и некоторыми российскими производителями освоено производство варисторов с применением современных технологических процессов, обеспечивающих высокую стабильность электрических характеристик. Формообразование оксидноцинковой керамики, металлизация и пайка металлических электродов производится с применением ультразвука. С использованием этой технологии, например, «Завод энергозащитных устройств» изготавливает защитные устройства на основе варисторов диаметром 120мм и высотой от 6 до 26мм.
За последние 34 года в НИИПТ были проведены испытания варисторов, используемых для комплектации нелинейных ограничителей перенапряжений многими отечественными производителями. Варисторы, параметры которых будут рассмотрены далее, были произведены разными фирмами, по разным технологиям. В связи с этим, целью является проведение сравнительного анализа характеристик варисторов, изготовленных разными производителями. Были исследованы варисторы, изготовленные следующими производителями:
НПО «Электрокерамика»;
Ningbo Zhenhai Guo Chuang HighVoltage Electric Apparatus Co., Ltd (КНР);
«3авод электрозащитных устройств»; НПО «Электрокерамика» (г. Сиань, КНР);
EPCOS (Германия);
Центр энергетических защитных аппаратов Ассоциации центров инжиниринга и автоматизации (ЦЭЗА АЦИА).
Сравнение варисторов проводилось по следующим характеристикам: удельной поглощаемой энергии, плотности тока пропускной способности и массогабаритным характеристикам.
Данные для сравнения были получены в результате испытаний образцов ОПН (секций или единичных варисторов) импульсом тока пропускной способности (в процессе рабочих испытании и испытаний на пропускную способность). Испытывавшиеся варисторы представляли собой цилиндры диаметром от 28 до 78мм и высотой от 8 до 45мм, на боковую поверхность которых были нанесены различные защитные покрытия.
Пропускная способность является одним из важнейших параметров варисторов, характеризующих их способность поглощать и рассеивать энергию импульсов тока, протекающих через ОПН при ограничении перенапряжений. Для всех сравниваемых образцов ОПН, подвергавшихся испытаниям, в качестве импульса тока пропускной способности был использован прямоугольный импульс тока длительностью 2000 мкс. Это импульс прямоугольной формы, который быстро возрастает до максимального значения, остается практически постоянным в течение нормированного периода времени 20002400 мкс, а затем быстро падает до нуля. Источником испытательных импульсов служил ГИП 4 MB. Измерение амплитуд остающегося напряжения и испытательного импульса тока, а также длительностей импульсов и их фронтов, осуществлялось по осциллограммам, снятым с помощью осциллографа ОВ1 по методике ГОСТ 1751282. По полученным данным определялась энергия, поглощенная образцом.
Наибольшее длительно допустимое напряжение (Uндд) для испытанных секций ограничителей определялось в соответствии с принятыми соответствующими производителем правилами.
Таблица 1 – Сравнение варисторов по удельной поглощаемой энергии
Фирмапроизводитель, марка, год выпуска Nвар Нобр Dвар Iпроп Pуд Pуд*
мм мм А Дж/В Дж/В*см2
1 2 3 4 5 6 7
EPCOS, SIOVE48KV612E, 2002 1 34,5 48 500 2,9 0,16
EPCOS, SIOVE58SR133E, 2002 1 44 58 824 4,88 0,185
EPCOS, SIOVE78SR123E, 2002 1 44 78 1565 8,65 0,181
Электрокерамика, КНР, 56мм, 2000 2 45 56 400 2,17 0,088
Электрокерамика, КНР, 70мм, 2000 2 38 70 550 3,78 0,098
Электрокерамика, КНР, 62мм, 2000 1 30 62 550 3,52 0,117
Ningbo…(Китай), 48мм, 2002 2 37,6 48 415 2,05 0,113
Ningbo…(Китай), 71мм, 2002 2 45 71 830 4,58 0,116
ЦЭЗА АЦИА, 58мм,2002 2 24 58 570 2,85 0,108
«ЗЭУ», 46мм,2003 3 42,6 46 510 2,51 0,151
«ЗЭУ», 56мм,2003 3 30 56 430 2,15 0,087
НПО «Электрокерамика», 28мм, 2001 4 40 28 92 0,67 0,109
Примечание:
Nвар – количество единичных варисторов в образце,
Hобр – высота образца, Dвар – диаметр варистора, Iпроп – сила тока,
Pуд – удельная поглощаемая энергия, Pуд =P/Uндр, Дж/В,
Pуд* удельная поглощаемая энергия на единицу площади, Pуд*= P/Uндр*Sвар, Дж/В*см2,
Sвар – площадь поверхности варистора.
В таблице 1 колонка 6 приведено сравнение варисторов по удельной энергии, поглощаемой образцом (отношение энергии к наибольшему длительно допустимому напряжению образца). Значения удельной поглощаемой энергии для образцов с различным диаметром сильно отличаются. Поэтому в седьмой колонке таблицы указаны значения удельной поглощаемой энергии, приведенные к площади поверхности образцов варисторов.
По данным таблицы 1 можно сделать вывод, что наибольшую энергию могут поглотить варисторы, производства фирмы EPCOS (Германия) – 0,160 0,185 Дж/В*см2. Варисторы остальных производителей по данному показателю значительно им уступают, за исключением варисторов, изготовленных «Заводом Энергозащитных Устройств» («ЗЭУ») по повой технологии (0,151 Дж/В*см2). Также следует отметить, что применение новой (ОЦВ.56227313.001 ТУ) технологии в «ЗЭУ» позволило увеличить этот показатель почти в 2 раза.
Следующим показателем, характеризующим качество изготовления варисторов, является допустимая плотность тока пропускной способности. В силу того, что получение однородной структуры варисторной массы является очень сложной технологической задачей, варисторы даже одной партии имеют отличающиеся значения максимального тока пропускной способности. Так как в аппарате недопустимо наличие вышедших из строя варисторов, значение тока пропускной способности для ограничителя перенапряжений выбирается производителем с некоторым запасом, что приводит к неэффективному использованию пропускной способности варисторов в ограничителях. Поэтому в настоящее время ведутся интенсивные работы по совершенствованию технологий изготовления варисторов, направленные на повышение однородности материала (размеров кристаллов ZnO, толщины межкристаллических прослоек, равномерного распределения легирующих добавок), что должно привести к увеличению допустимой плотности тока через варистор и снижению разброса пробивных токов варисторов. Результаты определения плотности тока пропускной способности испытанных варисторов приведены в таблице 2.
При анализе данных, представленных в таблице 2, необходимо отметить, что, не смотря на незначительную разницу в удельных плотностях образцов (около 9%), допустимая плотность тока пропускной способности варисторов, производимых разными предприятиями, отличается почти в 2 раза. Использование варисторов с большей допустимой плотностью тока пропускной способности при комплектации ограничителей перенапряжений позволяет значительно улучшить их массогабаритные характеристики.
Таблица 2 Сравнение варисторов по плотности тока пропускной способности
Фирмапроизводитель, марка, год выпуска Dвар ρвар Sобр Iпроп jпроп
мм г/см3 см2 А А/см2
1 2 3 4 5 6
EPCOS, SIOVE48KV612E, 2002 48 5,45 35 500 27,6
EPCOS, SIOVE58SR133E, 2002 58 5,85 44 824 31,2
EPCOS, SIOVE78SR123E, 2002 78 5,56 44 1565 32,8
Электрокерамика, КНР, 56мм, 2000 56 5,77 45 400 16,2
Электрокерамика, КНР, 70мм, 2000 70 5,77 38 550 14,3
Электрокерамика, КНР, 62мм, 2000 62 5,8 30 550 18,2
Ningbo…(Китай), 48мм, 2002 48 5,44 38 415 22,9
Ningbo…(Китай), 71мм, 2002 71 5,44 45 830 21
ЦЭЗА АЦИА, 58мм,2002 58 5,84 24 570 21,6
«ЗЭУ», 46мм,2003 46 5,65 43 510 30,7
«ЗЭУ», 56мм,2003 56 5,82 30 430 17,5
НПО «Электрокерамика», 28мм, 2001 28 5,38 40 92 14,9
Примечание:
Iпроп – амплитуда испытательного импульса тока пропускной способности,
jпроп – плотность амплитуды испытательного импульса тока пропускной способности, jпроп= Iпроп/ Sобр,
ρвар – плотность варистора (образца).
В связи с тем, что в настоящее время активно внедряются в эксплуатацию подвесные ОПН. большое значение имеет их масса, значительную часть которой составляет масса столба варисторов. В таблице 3 представлено качественное сравнение объема и массы варисторов, необходимых для поглощения энергии условного импульса пропускной способности (произвольно выбрано значение энергии равное 1 МДж, что эквивалентно энергии, выделяющейся в ОПН 220 кВ при воздействии импульса тока пропускной способности с амплитудой 550 А). Для этого рассчитана поглощаемая единицей объема энергия при воздействии импульса тока пропускной способности (колонка 4 таблицы 3). При расчете предполагалось, что напряжение равномерно распределено вдоль столба варисторов ограничителя.
Таблица 3 Сравнение массогабаритных характеристик варисторов
Фирмапроизводитель, марка, год выпуска Dвар ρвар Pуд** N m∑ V∑ H∑
мм г/см3 Дж/см3 шт кг Дм3 У.е.
1 2 3 4 5 6 7 8
EPCOS, SIOVE48KV612E, 2002 48 5,45 0,16 1 34,7 6,38 10,4
EPCOS, SIOVE58SR133E, 2002 58 5,85 0,185 1 34,4 5,88 9,5
EPCOS, SIOVE78SR123E, 2002 78 5,56 0,181 1 33,9 6,09 9,9
Электрокерамика, КНР, 56мм, 2000 56 5,77 0,088 2 60,8 10,53 17,1
Электрокерамика, КНР, 70мм, 2000 70 5,77 0,098 2 52,5 9,11 14,8
Электрокерамика, КНР, 62мм, 2000 62 5,8 0,117 1 44,4 7,66 12,4
Ningbo…(Китай), 48мм, 2002 48 5,44 0,113 2 43 7,91 12,8
Ningbo…(Китай), 71мм, 2002 71 5,44 0,116 2 45,2 8,31 13,5
ЦЭЗА АЦИА, 58мм,2002 58 5,84 0,108 2 59,2 10,15 16,5
«ЗЭУ», 46мм,2003 46 5,65 0,151 3 45,7 8,09 13,1
«ЗЭУ», 56мм,2003 56 5,82 0,087 3 59,3 10,19 16,6
НПО «Электрокерамика», 28мм, 2001 28 5,38 0,109 4 54,8 10,18 16,5
Примечание:
Pуд** удельная энергия импульса тока пропускной способности на единицу объёма образца, Pуд**= P/ V,
V объём образца,
N, m∑, V∑, H∑ количество, масса, объём и высота варисторов необходимых для поглощения энергии 1 МДж условного импульса пропускной способности. Высота приведена к площади поверхности варисторов в условных единицах (за единицу площади поверхности принята площадь варистора диаметром 28мм).
Из таблицы 3 (графа 4) видно, что использование более энергоёмких варисторов позволяет уменьшить массу и высоту (что важно для ограничителей, встраиваемых в элегазовое и маслонаполненное оборудование) столба варисторов ограничителя в 1,5+2 раза.
В заключении необходимо отметить, что приведенные данные получены в результате испытаний, направленных на подтверждение заявленных в технических условиях на ограничители перенапряжений параметров. Значение амплитуды тока пропускной способности, указанное в ТУ, может быть выбрано производителем ОПН с большим запасом относительно реальной пропускной способности используемых варисторов.
Выводы:
На основании проведенного сравнения варисторов разных производителей можно сказать что, наилучшими из рассмотренных характеристик обладают варисторы фирмы EPCOS (Германия).
Лучшие из рассмотренных варисторов, электрические характеристики которых лишь немного уступают варисторам фирмы EPCOS, производятся на «Заводе энергозащитных устройств» по новой технологии (2003 год).
2 Технический паспорт проекта
1) Суммарная установленная активная мощность микрорайона: 5431 кВт.
2) Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
потребители 2 категории.
3) Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 5827,96 кВт;
4) Коэффициент реактивной мощности: нормируемый: tg = 0,599, расчетный 0,57;
5) Напряжение внешнего электроснабжения: 10 кВ;
6) Расстояние от ЦРП до п/ст Ильменская: 0,68км;
7) Напряжение внутреннего электроснабжения: 10 кВ;
8) Типы принятых ячеек распределительных устройств, в центральном распределительном пункте: КСОСЭЩ;
9) На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции КТПСЭЩ киоскового типа с трансформаторами типа ТМ, мощностью 630 кВт;
10) Тип кабельных линий: ААШв10кВ, АВВГ0,4кВ.
3 Определение расчетных электрических нагрузок
Основным документом для расчета электрических нагрузок служит [1].
Целью расчета – определение электрических нагрузок, числа и мощности потребительских ТП.
3.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий
Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии. Приведем методику расчета квартир, включая и общедомовые помещения (подвалы, чердаки, лестничные клетки и т.д.).
Определим расчетную электрическую нагрузку квартир, приведенную к вводу жилого дома по формуле:
, (3.1)
где Ркв.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка потребителей квартир, принимая ее в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир;n количество квартир.
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых потребителей) – Рр.ж.д., кВт, определяется по формуле:
, (3.2)
где Ку – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых потребителей, Ку0,9; Рс расчетная нагрузка силовых потребителей жилого дома, кВт.
Расчетная нагрузка силовых потребителей, приведенная к вводу жилого дома, определяется:
, (3.3)
где Рр.л. – мощность лифтовых установок, кВт;
Рст.у. мощность электродвигателей санитарнотехнических устройств, кВт.
Мощность лифтовых установок определяется по формуле:
Pp.л = Кс•Pл• n, (3.4)
где Кс – коэффициент спроса,
Рл – установленная мощность электродвигателя лифта, кВт,
n – количество лифтовых установок.
Реактивная нагрузка жилых объектов складывается из реактивной мощности электродвигателей лифтов и реактивной мощности квартир:
Реактивная мощность квартир:
, (3.5)
где tg φкв=0,29 [1];
Реактивная мощность лифтов:
, (3.6)
где: tgφ =1,17;
. (3.7)
1) Расчет нагрузки жилого дома по улице Олимпийская №13 на 72 квартиры из двух подъездов.
В доме 9 этажей, установлены две лифтовые установки с мощностью, приведенной к ПВ=100%, равной 7 кВт. Удельную нагрузку для жилых зданий берем из таблицы 2.1.1 руководящих указаний [1], при отсутствии Ркв.уд на необходимое количество квартир, Ркв.уд. – определяется путем интерполяции:
Ркв=0,99•72=71,28 кВт.
Расчетная нагрузка лифтовых установок:
Рр.л.=0,8•7•2=11,2 кВт;
Рст.у=0 кВт.
Расчетная нагрузка силовых потребителей дома:
Рс=Рр.л.=11,2 кВт.
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома:
Рр.ж.д.=71,28+11,2•0,9=81,36 кВт.
2) Расчет остальных жилых зданий аналогичен.
3) Результаты расчетов сводится в Приложение, в таблицы 1, 2, 3.
3.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий
Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится с помощью удельных расчетных электрических нагрузок [1].
1) Расчет нагрузки детского сада № 79 на 200 мест.
Расчетная мощность детского сада определяется по формуле:
, (3.8)
где Руд.д\с – удельная расчетная нагрузка, кВт/место;
m – число мест в саду.
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
, (3.9)
где tg φ=0,25;
2) Аналогично выполняются расчеты электрической нагрузки для остальных общественных зданий.
3) Результаты расчетов сведены в таблицу 4.
Таблица 4 Расчет нагрузок общественных зданий
Наименование объекта Число мест Площадь торгового зала, м2 Руд. Рр,
кВт Сos φ tg φ Q ,
кВАр
1. Дет. сад. №13 200 0,46 92,00 0,97 0,25 23,00
2. Дет. сад. №94 200 0,46 92,00 0,97 0,25 23,00
3. Ср. школа № 10 1200 0,25 300,00 0,95 0,38 114,00
4. ООО «Стома плюс» 15 0,46 6,90 0,87 0,57 3,93
5. Парикмахерская 3 1,50 4,50 0,97 0,25 1,13
6. Магазин №22 130 0,16 20,80 0,90 0,48 9,98
7. Магазин «Продукты» 80 0,25 20,00 0,80 0,75 15,00
8. Пав. «Алиса» 30 0,25 7,50 0,80 0,75 5,63
9. Аптека 50 0,16 8,00 0,90 0,48 3,84
10. Магазин Хай Вей 30 0,16 4,80 0,90 0,48 2,30
11. Павильон 30 0,25 7,50 0,80 0,75 5,63
12. Аптека классика 190 0,16 30,40 0,90 0,48 14,59
13. МТП маг.11 «Соцбыт» 150 0,16 24,00 0,90 0,48 11,52
14. Магазин ИП Легашов 55 0,25 13,75 0,80 0,75 10,31
15. Магазин «Продукты 25 0,25 6,25 0,80 0,75 4,69
16. ИП Томилова киоск 30 0,25 7,50 0,80 0,75 5,63
17. Магазин «Мебель»
ООО «ПФ» Ника» 125 0,16 20,00 0,90 0,48 9,60
18. Магазин «МК плюс» 18 0,25 4,50 0,80 0,75 3,38
19. ООО Папилон
(Производ.корп1) 2225 0,05 120,15 0,87 0,57 68,49
20. Папилон ООО
(Производ. корп2) 2630 0,05 142,02 0,87 0,57 80,95
21. Папилон ООО (Хоз.блок) 1500 0,05 81,00 0,87 0,57 46,17
22. Котельная ООО «ИБКЭнерго» 15 0,46 6,90 0,85 0,62 4,28
23. Котельная ООО «ИБКЭнерго» 16 0,46 7,36 0,85 0,62 4,56
24. Котельная ООО «ИБКЭнерго» 15 0,46 6,90 0,85 0,62 4,28
25. ООО «Урал СТИнвест» 500 0,05 27,00 0,90 0,48 12,96
26. Мебельный магазин Аделаида 450 0,16 0,90 0,48 0,08 0,07
27. Гостиница «Нептун» 400 0,46 184,00 0,85 0,62 114,08
28. Дет. сад №74 150 0,46 69,00 0,97 0,25 17,25
29. Дет. сад №64 150 0,46 69,00 0,97 0,25 17,25
30. Дет. сад №60 150 0,46 69,00 0,97 0,25 17,25
31.Спорт комплекс «Заря» 350 0,36 126,00 0,92 0,43 54,18
32. Магазин Престиж 150 0,16 24,00 0,90 0,48 11,52
33. Магазин Златица 10 0,16 1,60 0,90 0,48 0,77
34. ЗАО Проэкт сервис 500 0,05 27,00 0,87 0,57 15,39
35. ООО «ТЕО» Торговый центрн 750 0,16 120,00 0,90 0,48 57,60
36. Клуб Звездный 250 0,46 115,00 0,92 0,43 49,45
37. Магазин «Энигма» 80 0,25 20,00 0,80 0,75 15,00
38. Ост павильон «Мираж» 50 0,25 12,50 0,80 0,75 9,38
39. Сантех Проэкт 2100 0,05 113,40 0,87 0,57 64,64
Итого: 932,65
По микрорайону ожидаемая нагрузка составит:
РУ=Ррбщ.зд.+Рж.д=932,65+256,8+1338,02+2599,65=5127 кВт
4 Выбор числа и мощности трансформаторов городских ТП
Согласно ПУЭ потребители II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Для потребителей II категории при нарушении электроснабжения одного из источников питания допустимы перерыв электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора.
Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования. Мощность трансформаторов ТП зависит не только от величины нагрузки потребителей и их категории надежности электроснабжения. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади микрорайона должна увеличиваться единичная мощность трансформаторов. В таблице 5 приведена зависимость экономически целесообразной мощности трансформаторов от плотности нагрузки городов при малоэтажной застройке (до 6 этажей).
Таблица 5 Удельная электрическая плотность нагрузки
Плотность электрической нагрузки σ, МВт/км2 От 0,8 до 1 От 1,0 до 2,0 Свыше 2,0 до 5,0
Свыше 5,0 до 8,0 Свыше 8,0
Мощность трансформатора ТП, кВт 160 250 500
630 1000
В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки 8 МВт/км2 и более применяются двухтрансформаторные подстанции с трансформаторами 630 кВт.[1]
Выбор городских ТП сводится к решению следующих задач:
выбор местоположения
выбор единичной мощности трансформатора;
выбор общего числа трансформаторов (оптимального);
выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;
Местоположение, количество и общее число трансформаторов выбираются с учётом расположения потребителей, их мощности, режима потребления, возможной унификации типов трансформаторов ТП, обеспечения равномерной оптимальной нагрузки ТП, в том числе при перспективном строительстве и экономических показателей строительства и эксплуатации.
Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:
, (4.1)
где Pу.max – суммарная активная мощность, кВт[3];
PУmax=Pзд.max+Pзд.1*К1+Pзд.2*К2+…+ Pзд.n*Кn, (4.2)
где Pзд.max наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;
Pзд.1, Pзд.2,…Pзд.n расчетные нагрузки зданий, кВт;
К1, К2,…Кn – коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий);
Cos φср. взв. – средневзвешенное значение, которое определяется через
tg φ ср. взв.:
. (4.3)
Мощность одного трансформатора определяется по формуле:
, (4.4)
где Кз.доп коэффициент загрузки трансформатора принимаемый равным 0,7,
nчисло трансформаторов.
N = . (4.5)
Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.
Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы [5]:
Q1 = , (4.6)
Q1р, если Qр ≥ Q1р
Q1 =
Qр, если Q1р > Qр
где Nт – число трансформаторов цеховой ТП;
Кз доп – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов ТП в нормальном режиме;
Sн.тi – номинальная мощность трансформаторов ТП;
Ррi – расчетная активная нагрузка на ТП.
При Q1р < Qр трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
Qку = Qр Q1 (4.7)
По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по нормальному коэффициенту загрузки:
Кз норм = ; (4.8)
K3норм≤К3.доп=0,7
Проверка трансформаторов по коэффициенту перегрузки:
Кз п/ав = ; (4.9)
K3п/ав≤Кп.max.доп=1,4
При выходе из строя одного трансформатора другой оставшийся в работе принимает нагрузку подстанции на себя, такие перегрузки являются кратковременными, так как при питании объектов второй категории надежности замена вышедшего из строя трансформатора производится за сутки.
Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховой ТП с учетом коэффициента загрузки определяются следующим образом.
Потери активной мощности в трансформаторах:
ΔРт = N∙(ΔРхх + ∙ ΔРкз), (4.10)
где N – число ТП в районе,
Кз норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт;
ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт.
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
ΔQт = N∙ (4.11)
где Iхх – ток холостого хода, %;
Uкз – напряжение короткого замыкания, %;
Sн т – номинальная мощность трансформатора, кВт.
1) Пример расчета для ТП №6:
Таблица 6 – Потребители ТП № 6
Наименование объекта Рр , кВт Qр, кВар tgφ.ср.вз cosφ.ср.вз
1. Дворцовый 3 75 22 0,29 0,96
2. Дворцовый 5 100 30 0,29 0,96
3. ИльменТау 11 85 37 0,29 0,96
4. Макеева 18 100 29 0,29 0,96
5. Макеева 18а 75 22 0,29 0,96
6. Макеева 20 52 22 0,29 0,96
7. Спорткомплекс «Заря» 126 54 0,43 0,92
8. Детский сад (№60) 70 18 0,25 0,97
9. Детский сад (№64) 70 18 0,25 0,97
10. Магазин «Энигма» 20 15 0,75 0,8
11. Клуб Звездный 115 50 0,43 0,92
12. Ост павильон «Мираж» 13 10 0,57 0,8
13. ООО «ТЕО» Торговый центр 120 58 0,48 0,9
Итого: 1021 385 0,4 0,9
Р=75+85+100•2+75+52+126+70•2+20+115+13+120=1021 кВт;
Q=22•3+30+37+29+54+18•2+15+50+10+58=385 кВ Ар;
Суммарная расчетная активная мощность Pуmax, определяется при питании от трансформаторной подстанции жилых домов и общественных зданий по формуле:
PУmax=126+75•0,9+100•0,9+85•0,9+100•0,9+75•0,9+52•0,9+70•0,9+70•0,9+20•0,9+115•0,9+13•0,9+120•0,9=700 кВт
Мощность одного трансформатора:
Принимаем два трансформатора типа ТМ630/10/0,4 кВ, Sнт=630 кВт.
Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:
Q1р =
Q1 = 385 кВА так как, 536 > 385
При Q1р > Qр трансформаторы городских ТП могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому установка конденсаторов на стороне низшего напряжения нецелесообразна.
Проверяем выбранные трансформаторы по коэффициенту загрузки:
Кз норм =
Трансформатор на ТП №6 будет недогружен, но согласно требованиям руководящих указаний единичная мощность при данной плотности нагрузки должна быть 630кВА.
Проверка трансформаторов по коэффициенту аварийной перегрузки:
Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях (аварийных) в течение ограниченного времени, когда перерыв в энергоснабжении потребителей недопустим. На аварийную перегрузку проверяются трансформаторы, если на подстанции их установлено не менее двух. В качестве аварийного режима рассматривается режим с отключением одного трансформатора.
Определяется коэффициент перегрузки в аварийном режиме:
Кз п/ав =
Выбранные трансформаторы ТП №6 удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку.
Определим потери активной и реактивной мощности в трансформаторах ТП №6:
Потери активной мощности в трансформаторах:
ΔРт = 2∙(1,31 + ∙ 7,6)=8,84 кВт
Qт = 2∙ кВар
2) Выбор и расчет мощности трансформаторов других ТП аналогичен.
3) Расчеты сведены в Приложение, в таблицу 5.
Таблица 7 Расчет потерь в трансформаторах
№ п/ст Тип трра 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 ТМГ 630 2 0,49 1,31 7,6 2 5,5 6,27 41,84
2 ТМГ 630 2 0,61 1,31 7,6 2 5,5 8,28 50,99
3 ТМГ 630 2 0,51 1,31 7,6 2 5,5 6,57 43,22
4 ТМГ 630 2 0,59 1,31 7,6 2 5,5 7,91 49,32
5 ТМГ 630 2 0,46 1,31 7,6 2 5,5 5,84 39,86
6 ТМГ 630 2 0,64 1,31 7,6 2 5,5 8,85 53,59
7 ТМГ 630 2 0,53 1,31 7,6 2 5,5 6,89 44,67
8 ТМГ 630 2 0,1 1,31 7,6 2 5,5 2,77 25,89
Итого 53,37 349,38
5 Техникоэкономическое обоснование выбора кабеля внешнего электроснабжения заданного района.
Питание ЦРП объекта осуществляется от шин 10 кВ подстанции «Ильменская». Произведем приблизительную оценку затрат согласно [5], цены на электрооборудование и кабельную продукцию берем из [12].
Проведем техникоэкономическое сравнение кабеля для питания от ГПП до РП.
1 вариант Кабель из сшитого полиэтилена;
2 вариант Кабель ААШв.
Схема внешнего электроснабжения представлена на Рисунке 1.
Рисунок 1 Схема внешнего электроснабжения
Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ЦРП района:
1) Расчетная активная мощность, передаваемая энергосистемой в район определяется:
(5.1)
где PР мна i расчетная активная нагрузка iго микрорайона,
ΔPтпотери активной мощности в трансформаторах городских ТП,
КОМкоэффициент одновременности максимумов.
(5.2)
Расчетный ток одной цепи линии:
, (5.3)
где n число линий.
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):
. (5.4)
А.
Сечение проводов линий находим по экономической плотности тока:
, (5.5)
где экономическая плотность тока для кабеля ААШв, А/мм2,
мм2.
Выбираем ближайшее стандартное сечение 120.
Экономическая плотность тока для кабеля АПвП, А/мм2,
мм2.
2) Рассмотрим вариант 1 Кабель из сшитого полиэтилена.
К установке принимаем кабель АПвП 3*120/25 (А Алюминиевые жилы, Пв – изоляция из сшитого полиэтилена, Пу – оболочка из полиэтилена увеличенной толщины ) Iдоп =292 А и удельные сопротивления rо=0,081 Ом/км, хо=0,076 Ом/км.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
Iдоп=292 А > Iп=277,7А
Потери активной энергии в проводах линии за год:
(5.6)
кВт•ч
3) Рассмотрим вариант 2 – Кабель ААШв
К установке принимаем кабель ААШв 3*120/10 Кабель с бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке и поливинилхлоридном шланге. Iдоп =310 А и удельные сопротивления rо=0,081 Ом/км, хо=0,076 Ом/км.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
Iдоп=310 А > Iп=277,7А
Потери активной энергии в проводах линии за год:
(5.7)
Потери в кабеле ААШв будут идентичными.
4) Годовые затраты на сооружение схемы внешнего электроснабжения
(5.8)
Где EI – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, на амортизацию, обслуживание, текущий ремонт,
KI – сумма капитальных затрат на электрическое оборудование, которая определяется по прейскурантам,
СЭ – стоимость годовых потерь электроэнергии,
У ущерб от перерывов в электроснабжении [5]
Далее находим потери электроэнергии по двухставочному тарифу:
Для этого необходимо найти удельную стоимость потерь электроэнергии
Где δ –поправочный коэффициент, равный 1,07…1,11 для сетей 610 кВ.
α –основная ставка двуставочного тарифа руб./кВт*год;
β – дополнительная ставка кВт/час;
Таблица 8 Затраты по вариантам кабельной линии.
Наименование оборудования Единица измер. Колво
длина Стоимость единицы, тыс.руб. Капиталовложения
К, тыс.руб. Отчисления Е,о.е. Затраты
КЕ
тыс. руб./год Потери электроэн.
∆А
кВт•ч/ год Стоимость потерь электроэнергии Со
тыс.руб./ год
Вариант 1
Кабельная линия АПвП 3*120,
10 кВ км 1,36 270 1434,2 0,165 236,64 159000 165,36
Затраты:(тыс. руб.) 402
Вариант 2
Кабельная линия ААШв 3*120,
10 кВ км 1,36 160 854,046 0,165 140,91 159000 165,36
Затраты:(тыс. руб.) 306,27
По результатам расчета оптимальным принят для системы внешнего электроснабжения северной части Машгородка вариант прокладки от ГПП до ЦРП кабеля ААШв 3*120/10.
6 Выбор схемы внутреннего электроснабжения
Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунальнобытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью [1].
Существует довольно много схем построения городских распределительных сетей. Выбор схемы зависит от требуемых степеней надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.
Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные техникоэкономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.
Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по электрической сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство и принимать меры к уменьшению ежегодных эксплуатационных расходов. 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, удовлетворяющего техникоэкономическим требованиям варианта 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 техникоэкономического сравнения.
Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, разомкнутой петлевой с АВР или замкнутой петлевой схеме.
При выборе схем система электроснабжения должна выполняться так, чтобы в нормальном режиме все ее элементы находились под нагрузкой с максимально возможным использованием их нагрузочной способности, применение резервных элементов, не несущих нагрузки, может быть допущено как исключение при наличии техникоэкономических обоснований.[1]
Из возможных применяемых схем, выберем две: петлевую и двойную сквозную магистраль.
Для выбора наиболее оптимальной схемы проведем техникоэкономическое обоснование. На рисунке 2 представлены варианты схем распределительных сетей.
6.1 Выбор варианта и сечения кабельных линий 10 кВ
Для сравнения выбираем две схемы электроснабжения северной части Машгородка:
магистральная схема;
кольцевая (петлевая).
1) Рассмотрим вариант электропитания по магистральной схеме:
Расчет питающих линий.
Выбираем прокладку кабелей в траншеях, т.к. это наиболее простой и дешевый способ прокладки. Марка кабеля ААШв. Это кабель с алюминиевой жилой, с бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке и поливинилхлоридном шланге.
Сечение кабелей напряжением 6…10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
(6.1)
где мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.
Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока:
(6.2)
где экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности использования максимума нагрузки.
Рисунок 2 Варианты схем распределительных сетей
Рисунок 3 Магистральная схема. Вариант 1
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
(6.3)
где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;
поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;
число параллельных кабелей в кабельной линии.
Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:
, (6.4)
где коэффициент перегрузки.
Потеря напряжения в кабельной линии:
(6.5)
где расчетные активная и реактивная нагрузки;
удельные индуктивное и активное сопротивления кабеля.
Расчеты сводим в Приложение, в таблицу 6 .
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ от ЦРП до ТП4.
кВт•час
где годовое число часов максимальных потерь, определяемое из соотношения:
(6.6)
где годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки;
годовое число часов работы предприятия.
Тогда:
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ РПТП8:
кВт• час (6.7)
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП8ТП4:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП4ТП5:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ РПТП6:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП6ТП1:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ от ТП1ТП2:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ от ТП2ТП3:
кВт•час
Сумма активных потерь:
кВт•час
Находим удельную стоимость потерь Сo:
руб./кВт•ч (6.8)
где удельная стоимость потерь электроэнергии;
ά =603,46 основная ставка тарифа, руб./кВт год;
стоимость одного кВт электроэнергии, руб./кВт ч;
отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия, определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы.
поправочный коэффициент, приближенно равный:
…1,05 – для сетей напряжением 110 кВ и выше;
для сетей напряжением 35 кВ;
…1,11 – для сетей напряжением 6,10 кВ.
Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
; (6.9)
Сэ = 1,04*72793,53=75675,3 руб.
2) Рассмотрим второй вариант – питание по петлевой схеме.
Pисунок 4 – Петлевая схема. Вариант 2
Определяем точку потокораздела:
(6.10)
(6.11)
Проверка: S76+S78=ΣSm
+ =2096,5 кВА
2096,5 кВА=2096,5 кВА
Потоки мощности по участкам:
S61=S76S6=1177,3380=797,3 кВА;
S12=S61S1=797,3302,3=495 кВА;
S23=S12S2=495375=120 кВА;
S35=S23S3=120,03317,5=197,52 кВА;
S54=S35S5=197,88 277,3=475 кВА;
S48=S54S4=475366,5=841,2кВА;
S87=S48S8=841,656,3=897,8кВА;
S84=S78S8=897,8 56,3=841,6кВА;
S45=S84S4=841,6366,5=475,1кВА;
S53=S45S5=475,1277,5=197,9кВА;
S32=S53S3=197,9317,6=119,7кВА;
S21=S32S2=119,7375,3=495,0кВА;
S16=S21S1=495,0302,3=797,3кВА;
S67=S16S6=797,3380=1177,3 кВА;
Точка 3 является точкой потокораздела.
P76=S76•cos φср.вз.= 1177,3 •0,92=2166,2кВт;
P61=S61•cos φср.вз =797,3•0,92=733,48кВт;
P12=S12•cos φср.вз =495•0,92=455,39кВт;
P23=S23•cos φср.вз=119,7•0,92=110кВт;
P78=S78•cos φср.вз=897,8•0,92=826,03кВт;
P84=S84•cos φср.вз=841,6 •0,92=774,29кВт;
P45=S45•cos φср.вз=475,1 •0,92=437,11кВт;
P53=S53•cos φср.вз=197,9•0,92=182,05кВт;
Определяем ток на каждом участке 10 кВ:
(6.12)
По определенному току рассчитывается экономическая плотность тока и принимается стандартное большее сечение кабеля. Марка кабеля – ААШв.
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ЦРПТП7:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП7ТП6:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП6ТП1:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП1ТП2:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП2ТП3:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ЦРПТП8:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП8ТП4:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП4ТП5:
кВт•час
Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ ТП5ТП3:
кВт•час
Сумма активных потерь:
кВт•час
Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
; Сэ=1,04*38473,4=40012,4 руб.
6.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 10кВ
Для проверки кабеля на термическую устойчивость производится расчет токов короткого замыкания.
Примем следующие допущения: Допускается не учитывать активные сопротивления, если они не превышают 30% от индуктивного сопротивления.[6]
I вариант
Составляется схема замещения петлевой сети при условии, что с целью снижения токов короткого замыкания схема работает в разомкнутом режиме, разрыв в ТП8 (рисунок 5).
Рисунок 5 Схема замещения петлевой сети
Рассчитываем ток короткого замыкания в точке К2:
Находим сопротивления линий:
(6.13)
(6.14)
(6.15)
Суммарное сопротивление:
Таблица 9 Расчет сопротивлений кабелей в радиальной схеме
Точка к.з Хo,Ом\км Ro,Ом\км Lл,км Хл Rл Z
ЦРПТП7 0,078 0,326 0,01 0,00078 0,00326 0,32403914
ТП7ТП6 0,086 0,443 0,27 0,02322 0,11961 0,42472727
ТП6ТП1 0,086 0,443 0,76 0,06536 0,33668 0,66821206
ТП1ТП2 0,09 0,62 0,28 0,0252 0,1736 0,69888189
ТП2ТП3 0,095 0,89 0,37 0,03515 0,3293 0,68831573
ЦРПТП8 0,095 0,89 0,58 0,0551 0,5162 0,84381348
ТП8ТП4 0,095 0,89 0,33 0,03135 0,2937 0,83154158
ТП4ТП5 0,095 0,89 0,28 0,0266 0,2492 0,70939005
ТП5ТП3 0,095 0,89 0,59 0,05605 0,5251 0,81831534
Ток КЗ в точке К0:
По данным с подстанции “Ильменская” суммарный периодический ток КЗ в момент 0 равен
Ударный ток:
Sк.ст=86,4 МВА
Таблица 10 Расчет токов КЗ в радиальной схеме
Точка КЗ Sб Ik iуд ia Sk
1 100 3,33293075 8,39898548 4,339 60,5427
2 100 2,54280821 6,4078767 3,311 46,1901
3 100 1,61625337 4,0729585 2,104 29,3592
4 100 1,54532549 3,89422023 2,012 28,0708
5 100 1,56904739 3,95399942 2,043 28,5017
9 100 1,27990371 3,22535734 1,666 23,2495
8 100 1,29879255 3,27295721 1,691 23,5926
7 100 1,52243466 3,83653534 1,982 27,655
6 100 1,31978463 3,32585726 1,718 23,9739
Рассчитаем токи КЗ в магистральной схеме (Рисунок 6)
Рисунок 6 Схема замещения магистральной сети
Расчет производится аналогично и сводится в таблицу 11
Таблица 11 Расчет токов КЗ в магистральной схеме
Точка к.з Линия Хo,Ом\км Ro,Ом\км Lл,км Хл Rл Z Sб Ik iуд iа Sk
1 РПТП8 0,09 0,62 0,58 0,047 0,326 0,527 100 2,05 5,16 2,667 37,21
2 ТП8ТП4 0,09 0,62 0,33 0,027 0,186 0,400 100 2,70 6,80 3,512 49,00
3 ТП4ТП5 0,095 0,89 0,28 0,024 0,226 0,431 100 2,51 6,32 3,264 45,54
4 РПТП6 0,081 0,258 0,27 0,020 0,063 0,310 100 3,49 8,79 4,539 63,33
5 ТП6ТП1 0,086 0,443 0,76 0,059 0,305 0,516 100 2,09 5,27 2,725 38,01
6 ТП1ТП2 0,09 0,62 0,28 0,023 0,157 0,376 100 2,87 7,23 3,736 52,13
7 ТП2ТП3 0,095 0,89 0,37 0,032 0,299 0,496 100 2,18 5,49 2,837 39,58
6.2.1 Проверка кабеля 10 кВ на термическую устойчивость к токам короткого замыкания
При проверке кабелей ПУЭ рекомендуется для одиночных кабелей место короткого замыкания принимать в начале линии, т.е. учитывается сквозной ток короткого замыкания.
Проверка сечения кабелей по термической стойкости производится по формуле:
(6.16)
где Вк тепловой импульс тока короткого замыкания, С – расчетный коэффициент.С=100 А*с1/2/мм2 [6]
При проверке кабелей 10 кВ городских сетей на термическую стойкость затухание тока короткого замыкания, как правило, не учитывается и tn принимается равным действительному, которое слагается из выдержки времени релейной защиты линий 10 кВ и собственного времени отключающего аппарата.[4]
(6.17)
Проверяем выбранное сечение кабеля на участке ТЭЦ ЦРП по термической устойчивости:
Расчетная точка короткого замыкания – К0.
I tр.з=0,8 с.; tn=0,1 с.
Fст>Sтерм
Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по термической устойчивости. Проверяем сечения кабелей для двух вариантов схемы. Расчет сводим в таблицу 12 и 13.
Таблица 12 Проверка сечений в петлевой схеме
Начало и конец кабельной линии Прежняя площадь сечения кабеля, мм2 Минимальная площадь сечения кабеля по термически устойчивости, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля,
ЦРПТП7 ААШв 3х95 31,62 ААШв 3х95
ТП7ТП6 ААШв 3х70 24,12 ААШв 3х70
ТП6ТП1 ААШв 3х70 15,33 ААШв 3х70
ТП1ТП2 ААШв 3х50 14,66 ААШв 3х50
ТП2ТП3 ААШв 3х35 14,89 ААШв 3х35
ЦРПТП8 ААШв 3х50 12,14 ААШв 3х50
ТП8ТП4 ААШв 3х50 12,32 ААШв 3х50
ТП4ТП5 ААШв 3х35 14,44 ААШв 3х35
ТП5ТП3 ААШв 3х35 12,52 ААШв 3х35
ГППЦРП 2ААШв 3*120 45,06 2ААШв 3*120
Таблица 13 Проверка сечений в магистральной схеме
Начало и конец кабельной линии Прежняя площадь сечения кабеля, мм2 Минимальная площадь сечения кабеля по термически устойчивости, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля,
РПТП8 ААШв 3х50 19,44 ААШв 3х50
ТП8ТП4 ААШв 3х50 25,59 ААШв 3х50
ТП4ТП5 ААШв 3х35 23,78 ААШв 3х35
РПТП6 ААШв 3х120 33,07 ААШв 3х120
ТП6ТП1 ААШв 3х70 19,85 ААШв 3х70
ТП1ТП2 ААШв 3х50 27,22 ААШв 3х50
ТП2ТП3 ААШв 3х35 20,67 ААШв 3х35
ГППЦРП 2ААШв 3*120 45,06 2ААШв 3*120
Выбранные сечения соответствуют условиям термической стойкости.
6.3 Выбор электрического оборудования в сети 10 кВ
В данном разделе рассмотрены вопросы по выбору электрооборудования в ячейках ЦРП 10 кВ, РУ 10 кВ на городских ТП, а также в ячейках питающих линий 10 кВ в ПС ”Ильменская”. В данном проекте центральный распределительный пункт совмещен с ТП №7, с трансформаторами мощностью 630 кВт. Центральный распределительный пункт 10 кВ предназначен для приема и распределения электрической энергии в городских сетях 10 кВ и размещается в отдельно стоящем здании. Силовые трансформаторы, распределительный щит 0,4 кВ и РУ 10 кВ размещаются в отдельных помещениях. Щит 0,4 кВ также будет питать и систему собственных нужд ЦРП, собственного РУ10 кВ в ТП №7 не будет, трансформаторы подключаются к секции шин ЦРП через выключатель нагрузки. ЦРП 10 кВ выполняется в модульном здании, представляющем собой комплекс, состоящий из транспортабельных блок модулей из панелей типа «сэндвич» с утеплителем из базальтового минерального волокна. Предусмотрено освещение, обогрев в зимнее время до +5 градусов, вентиляция. Комплектуется камерами КСО 292 с вакуумными выключателями ВВ 10У и разъединителями РВЗ 10, поддерживаемые виды р.з: на реле РСТ, на микропроцессорных «БМРЗ», «Орион», «Сириус». Трансформаторные подстанции выполняются КТПСЭЩК также в модульных зданиях, РУ10кВ выполняются камерами КСОСЭЩ с выключателями нагрузки типа ВНАСЭЩ10 с предохранителями, распределительное устройство 0,4 кВ – щитами серии ЩРО94СЭЩ с автоматическими выключателями. [14]. Соединение трансформаторов со щитом 0,4 кВ осуществляется голыми шинами, с РУ 10 кВ – кабелем. Крепление металлоконструкций (камер, щитов, панелей) осуществляется сварным соединением к закладным металлическим деталям в стенах и полу, предусмотренных в строительной части проекта. Панель собственных нужд, помещается в РУ 10 кВ ЦРП рядом с панелью сигнализации. Вся номенклатура применяемого оборудования и трансформаторы на КТП выпускается ЗАО «Группа компаний «ЭлектрощитТМ Самара».[8] Выбор аппаратов и ТВЧ производим согласно [9].
6.3.1 Выбор оборудования в ячейках питающих линий 10 кВ в ПС “Ильменская”
Выбор разъединителя.
Разъединители выбираются:
по номинальному напряжению
Uуст Uном, (6.18)
по номинальному длительному току
Iраб.max Iном, (6.19)
по конструкции, роду установки;
по электродинамической стойкости
iу iпр.скв, (6.20)
Iп.0 Iпр.скв, (6.21)
где iпр.скв, Iпр.скв – предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда и действующее значение), определяемые по каталогу;
по термической стойкости
Вк Iтерtтер, (6.22)
где Вк – тепловой импульс по расчету;
Iтер – предельный ток термической стойкости;
tтер длительность протекания предельного тока термической стойкости, определяются по каталогу.
Принимаем к установке в качестве шинных и линейных разъединителей, разъединители типа РВЗ10. Расчет параметров сводим в таблицу 14.
Таблица 14 Выбор разъединителей
Расчетные данные Каталожные данные
Сеть Разъединитель
РВЗ10/400
кВ
кВ
Imax =277,7 А А
кА
кА
кА
40 кА
кА
кА
кА2с
кА2с
Выбор выключателя.
Выключатели выбирают:
по номинальному напряжению
Uуст Uном, (6.23)
по номинальному току
Iнорм Iном; Imax Iном, (6.24)
по отключающей способности.
По ГОСТ 68778Е отключающая способность выключателя характеризуется следующими параметрами:
а) номинальным током отключения Iотк.ном в виде действующего значения периодической составляющей отключаемого тока;
б) допустимым относительным содержанием апериодической составляющей в токе отключения н, %;
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию
Iп. Iотк.ном, (6.25)
где Iп. – действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени , определяется расчетом.
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания iа. в момент расхождения контактов по условию
(6.26)
Если условие Iп. Iотк.ном – соблюдается, а iа. iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току короткого замыкания:
(6.27)
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям
iу iпр.скв= iдин, (6.28)
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:
(6.29)
где Вк – тепловой импульс по расчету; Iтер – предельный ток термической стойкости по каталогу; tтер – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу. К установке принимаем вакуумные выключатели ВВУСЭЩ. Расчет сводится в таблицу 15.
Таблица 15 Выбор выключателей
Расчетные данные Каталожные данные
Сеть Выключатель
ВВ10У12503Д
кВ
кВ
Imax =277,7 А А
кА
40 кА
кА
17,2 кА
кА
40 кА
кА
кА
кА2с
кА2с
Выбранные выключатель и разъединитель проходят по всем параметрам.
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются:
по номинальному напряжению
Uуст Uном, (6.30)
по номинальному току
Iраб.max I1ном, (6.31)
причем, номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей измерений;
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости
Электродинамическая стойкость в каталоге задана в одной из двух форм:
а) задан номинальный ток электродинамической стойкости iдин (максимальное значение полного тока);
б) задана кратность номинального тока электродинамической стойкости в виде
. (6.32)
Условие проверки по электродинамической стойкости
iу iдин, (6.33)
или
iу Kдин I1ном, (6.34)
по термической стойкости;
Термическая стойкость в каталоге задана также в одной из двух форм:
а) задана кратность номинального тока термической стойкости в виде
, (6.35)
и допустимое время tтер протекания тока Iтер
б) заданы номинальный ток термической стойкости Iтер и допустимое время его протекания tтер.
Условие проверки по термической стойкости:
, (6.36)
или . (6.37)
Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТОЛСЭЩ. Расчет сводим в таблицу 16.
Таблица 16 Выбор трансформаторов тока
Расчетные данные Каталожные данные
ТОЛСЭЩ10
кВ
кВ
Imax =277,7 А А
кА
кА
кА2с
кА2с
Выбранные трансформаторы тока проходят по условиям проверки.
6.3.2 Выбор оборудования РП10 кВ.
Выбор разъединителей, вакуумных выключателей, трансформаторов тока производится аналогично, результаты сводим в таблицы 17 и 18.
Выберем выключатели на ЦРП для отходящих линий одновременно для двух схем, и так как токи КЗ в обоих вариантах приблизительно одинаковы, выбираем по одному из присоединений.
Выбор трансформаторов тока
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.
Таблица 17 – Выбор электрооборудования РУ10 кВ
Расчетные данные
ВВОД Каталожные данные
СЕКЦИОННЫЙ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ Выключатель
ВВ10630 Разъединители
РВЗ10
кВ
кВ
кВ
Imax =277,7 А А
А
кА
31,5кА
кА
13,23кА
кА
31,5кА 31,5кА
кА
кА
кА
кА2с
кА2с
кА2с
Таблица 18 Выбор электрооборудования ячейки отходящих линий
Расчетные данные Каталожные данные
ВВ10400У3 РВЗ10
кВ
кВ
кВ
Imax = 277,7 А А
А
кА
16 кА
кА
8,35 кА
кА
16 кА 16 кА
кА
кА
кА
кА2с
кА2с
кА2с
Таблица 19 Приборы, которые необходимо устанавливать в ЦРП [10]
Секция Сборных шин 6, 10, 35 кВ На каждой секции
или системе шин Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
и вольтметр с переключением
для измерения трех фазных напряжений
Линии 6 10 кВ к потребителям Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю
Таблица 20 Нагрузка по фазам для трансформатора тока
Прибор Тип Колво Потребляемая мощность, ВА
фаза А фаза В фаза С
Амперметр Э335 1 0,5 − −
Ваттметр Д335 1 0,5 − 0,5
Счётчик активной и реактивный энергии СЭТ 3Р0108А 2 2 − 2
Итого: 3 − 2,5
Из таблицы 20 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока по фазе А, тогда общее сопротивление приборов:
, (6.38)
где вторичный ток трансформатора тока.
Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
, (6.39)
Ом,
где вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5;
сопротивление контактов при четырех приборах.
Для подстанций с высшим напряжением 110 кВ принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого в ячейке КРУ 10 кВ l=4м. Т.к. трансформаторы тока соединены в неполную звезду, то .
, (6.40)
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
Схема включения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительной подстанции, представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 Схема включения приборов в токовые цепи
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.
Данные приведены в таблице
Таблица 21 Нагрузка трансформаторов тока
Прибор Тип Колво Потребляемая мощность, ВА
фаза А фаза В фаза С
Амперметр Э335 1 0,5 −
Из таблицы 21 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фазы В, тогда общее сопротивление приборов определяем по формуле:
Ом. (6.41)
Допустимое сопротивление проводов определяем по формуле:
Ом. (6.42)
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:
мм2. (6.43)
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
6.3.3 Электрооборудование ТП
РУ10 кВ трансформаторный подстанций комплектуется:
выключателями нагрузки типа ВНА, Iном=630А, привод ПР17;
высоковольтными предохранителями типа ПКТ10. Расчет и выбор параметров представлен в таблицах 22 и 23.
Таблица 22 Выбор оборудования 10кВ КТП (магистральная схема)
конечные пункты кабельных линий Iрас, А Iп/ав, А Uн,кВ Iпо,кА Iу,кА Тип выключателя Колво ВН
РПТП8 50,339 101 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП8ТП4 45,534 91 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 4
ТП4ТП5 20,867 42 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 4
РПТП6 108,27 217 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП6ТП1 75,89 152 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 4
ТП1ТП2 52,624 105 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 4
ТП2ТП3 23,152 46 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 4
Итого по магистральной схеме 24
Таблица 23 Выбор оборудования 10кВ КТП (петлевая схема)
конечные пункты кабельных линий Iрас, А Iп/ав, А Uн,кВ Iпо,кА Iу,кА Тип выключателя Колво ВН
ТП7ТП6 61,062 61 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП6ТП1 57,455 57 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП1ТП2 40,003 40 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП2ТП3 18,334 18 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ЦРПТП8 58,747 59 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 1
ТП8ТП4 55,5 56 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП4ТП5 34,34 34 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
ТП5ТП3 18,334 18 10 10 25 ВНАСЭЩ10/630 2
Итого по петлевой схеме 15
6.4 Техникоэкономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения района
Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов: I – магистральная схема, II – радиальная схема с резервными перемычками. Ущерб учитывать не будем, так как примем эти варианты равнонадежными с целью сокращения расчетов. Оценим только потери в кабельных линиях, стоимость кабелей и стоимость оборудования.
Расчет производится аналогично расчету в пункте 5.
Расчеты потерь мощности в кабельной линии для двух вариантов схем приведены в таблице 24.
Расчет техникоэкономических показателей сводим в таблицу 25.
Цены на электрооборудование и кабельную продукцию берем из [12]
И принимаем наиболее дешевый вариант это вариант 2 петлевая схема.
Таблица 24 – Расчет потерь мощности в кабельных линиях
Вариант схемы КЛ Iр, А Fт, мм2 r, Ом/км l, км ΔРкл, кВт
варинат 1 РПТП8 50,339 50 0,62 0,58 13657,63
ТП8ТП4 45,534 50 0,62 0,33 6357,973
ТП4ТП5 20,867 35 0,89 0,28 1626,368
РПТП6 108,27 120 0,26 0,27 12238,39
ТП6ТП1 75,89 70 0,44 0,76 29062,16
ТП1ТП2 52,624 50 0,62 0,28 7205,538
ТП2ТП3 23,152 35 0,89 0,37 2645,47
Итого 72793,53
вариант 2 ТП7ТП6 61,062 70 0,33 0,27 3342,17
ТП6ТП1 57,455 70 0,44 0,76 8328,74
ТП1ТП2 40,003 50 0,44 0,28 2081,85
ТП2ТП3 18,334 35 0,62 0,37 829,49
ЦРПТП8 58,747 50 0,89 0,58 13350,79
ТП8ТП4 55,5 50 0,89 0,33 6779,62
ТП4ТП5 34,34 35 0,89 0,28 2202,28
ТП5ТП3 18,334 35 0,89 0,59 1322,69
Итого 38237,62
Таблица 25 Расчет приведенных затрат по вариантам
Наименование оборудования Единица измерения Колво Стоимость единицы тыс руб Кап. вложения, в тыс руб Норм. отчисления в о.е Потери эл. эн в мВт*ч Стоимость потерь э.э в Тыс. руб Годовые привед. затраты тыс руб
КЛ ААШВ(3*120) км 0,27 630 170 0,165 72 75 28,05
КЛ ААШВ(3*70) км 0,76 439 333,64 0,165 55,05
КЛ ААШВ(3*50) км 1,19 380 452,2 0,165 74,613
КЛ ААШВ(3*35) км 0,65 200 130 0,165 21,45
КСОСЭЩ ТП/ВНАСЭЩ шт 24 40,5 972 0,193 187,6
Итого по варианту 2 1036,7
КЛ ААШВ(3*50) км. 1,19 380 452,2 0,165 74,6
КЛ ААШВ(3*35) км 1,24 200 248 0,165 40,92
КСОСЭЩ ТП/ВНАСЭЩ шт 15 40,5 607,5 0,193 117,25
Итого по варианту 1 326,2
Принимаем наиболее дешевый вариант это вариант 2 петлевая схема.
7 Выбор схемы распределительной сети 0,4 кВ
Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют магистральную схему с двумя кабельными линиями (рисунок 9) причем один из кабелей будет, в нормальном режиме находится без нагрузки, под напряжением. Согласно [2] ВРУ необходимо располагать в средних секциях жилых домов.
Рисунок 8 – Магистральная схема электроснабжения 0,4 кВ
Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными, кабелем марки АВВГ. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах [1].
7.1 Выбор сечения кабельных линий 0,4 кВ
Выбор сечения кабеля проводится по потере напряжения и длительно допустимому току только для нормального режима, так как послеаварийного режима в нашем случае не будет, при выходе из строя одного кабеля электромонтеры ОВБ включат второй кабель в работу.
Расчетный ток линии:
(7.1)
Проверку по потере напряжения производим согласно методике приведенной в [13]
(7.2)
Допустимая потеря напряжения для сетей 0,4 кВ принимается 56% от номинального напряжения.[13]
Минимально допустимое сечение по потере напряжения:
(7.3)
где Iл расчетный ток нагрузки линии, Lл длина линии, Соsφ коэффициент активной мощности, γудельная проводимость материала
Такая проверка наиболее целесообразна в тех случаях, когда объекты расположены не далеко друг от друга, в нашем случае городская распределительная сеть 0,4 кВ. В этом случае экономически нецелесообразно изменять сечение через небольшие участки линии [13].
Расчет кабельной линии 0,4 кВ рассмотрим на примере жилого дома Макеева №18, питающегося от ТП №6 мощность трансформаторов 2х630 кВт. Электроснабжение осуществляется по двум кабелям, один находится в дежурном режиме.
Рр.ж.д. = 100 кВт; cosφ = 0,91; l = 0,01 км
Найдем расчетный ток в линии:
Принимаем сечение кабеля по длительно допустимому току 50мм2 Iд.доп=137А.
Определяется расчетное значение удельной потери напряжения:
Находим допустимое сечение по потере напряжения:
мм2
Выбранное сечение проходит по допустимой потере напряжения
Принимаем кабель марки АВВГ 4х70.
Сечения кабельных линий остальных кабельных линий выбираются и проверяются аналогично. Результаты расчетов сводим в Приложение, в таблицу 7.
7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4кВ
При расчете токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ необходимо учитывать следующие факторы:
1) активное сопротивление электрической дуги в месте к.з
2) активное сопротивление контактов различных соединений
Расчет токов короткого замыкания производим согласно методике приведенной в [6].
Найдем ток короткого замыкания на шинах 0,4 кВ трансформатора ТП6,зная мощность короткого замыкания на шинах ТП, определим сопротивление системы.
Найдем сопротивление системы:
(7.4)
где Uср.ном.н среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора,Sк мощность короткого замыкания на шинах ЦРП.
Найдем сопротивления трансформатора:
(7.5)
(7.6)
где ΔPк.зпотери короткого замыкания;Sном –номинальная мощность трансформатора;Uн.ном номинальное напряжение обмотки НН;
Uк.з напряжение короткого замыкания трансформатора в %.
Сопротивление кабельных линий сопротивления линий примем из приложения источника [14]
мОм (7.7)
Линия от ТП6 до ВРУ дома Макеева 18, так как дом наиболее приближен к ТП6
Значение периодической составляющей тока к.з:
(7.8)
Рассчитаем суммарные сопротивления схемы:
Для точки К1:
(7.9)
где Rк.в Xк.в сопротивление катушек автоматических выключателей мОм на вводе трансформатора Rпер переходное сопротивление контактов автоматических выключателей мОм на вводе трансформатора, Rд переходное сопротивление дуги за трансформатором мОм
XΣ=2,25+13,6+0,1=15,95
RΣ=3,1+0,25+0,12+7=10,47
Найдем значение ударного тока короткого замыкания:
кА
Тепловой импульс тока к.з:
кА
Для точки К2 возьмем дом Макеева 42.
(7.10)
где Rк.в1 Xк.в1 сопротивления катушек автоматических выключателей мОм на отходящей линии и вводе в дом,Rпер переходное сопротивление контактов автоматических выключателей, мОм, на отходящей линии вводе в дом, Rт.т Xт.т сопротивления многовитковых трансформаторов тока в ТП на отходящей линии и вводе в дом, мОм, Rл Xл – сопротивления отходящей линии, мОм ,
Сопротивления всех элементов схемы принимаем из приложений источника [14]
XΣ=2,25+13,6+0,1+1,5+2,4+7,41=27,25мОм
RΣ=3,1+0,25+0,12+7+2,6+1,3+1,5+20,4=36,17мОм
Ток короткого замыкания для точки К2:
В остальных точках схемы токи будут отличаться незначительно, потому что ТП 6 наиболее приближена к источнику, разница в сопротивлении схемы замещения остальных ТП только на длину кабельной линии 0,4 кВ.
Найдем значение ударного тока короткого замыкания:
кА
Тепловой импульс тока к.з:
кА
7.3 Выбор электрического оборудования в сети 0,4 кВ
В электроустановках до 1 кВ только распределительные щиты, токопроводы и силовые шкафы. Трансформаторы тока по режиму КЗ не проверяются.
Аппараты, которые предназначены для отключения токов КЗ могут по условиям своей работы включать короткозамкнутую цепь, должны, кроме того, обладать способностью производить эти операции при всех возможных токах КЗ.
Стойкими при токах КЗ являются те аппараты и проводники, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов, не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации [2].
К установке принимаем автоматические выключатели типа ВА88.
Селективные автоматы, действующие с выдержкой времени при коротком замыкании, проверяются:
по напряжению установки
Uуст Uном (7.11)
по току нагрузки
Iраб.max Iном, (7.12)
по конструктивному выполнению;
по условию
Iп.0 Iотк (7.13)
где Iп.0 действующее значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в начальный момент; Iотк – действующее значение предельного тока отключения автоматического выключателя;
по электродинамической стойкости
iу iпр.скз. (7.14)
По термической стойкости проверяются только селективные автоматы
. (7.15)
где iпр.скз – амплитудное значение предельного тока короткого замыкания, Iтер – предельный ток термической стойкости, tтер – время протекания тока термической стойкости. Эти параметры определяются по каталогам и справочникам.
Выбор автоматов на вводе и отходящей линии ТП 6 сводим в таблицу 26 и в Приложение, в таблицу 8.
Таблица 26 Выбор автоматического выключателя.
Каталожные данные ВА88 Расчетные данные
Ввод Отходящая линия
В
кВ
кВ
кА
А
А
кА
12кА 10,9кА
кА2с
16,8кА 15,26кА
кА2с
кА2с
кА2с
Выбор остальных аппаратов производится аналогично, и сводим в таблицу 8 приложения.
8 Компенсация реактивной мощности
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения. Компенсация РМ одновременно с улучшением качества электроэнергии в сети является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии. Распределительное устройство 10 кВ ЦРП имеет две системы сборных шин. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы городских ТП. В таблице 27 приведены исходные данные для схемы электроснабжения. Здесь обозначено:Sнтi – номинальная мощность трансформатора iой ТП; Q1i и Qтi – реактивная нагрузка на один трансформатор iой ТП и потери реактивной мощности в нем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора iой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ. Расчет ведется для одной секции шин.
Сопротивление трансформатора определяем по формуле:
Rтрi = . (8.1)
Сопротивление кабельной линии определим по формуле:
Rл = Rу l, (8.2)
Таблица 27 Расчет сопротивлений КЛЭП и трансформаторов
Трансформаторная подстанция Sт.нi, Qli ΔQTi Rтрi Rлi
кВА кВар кВар Ом Ом
ТП 1 2*630 213,00 41,84 1,9 0,33668
ТП 2 2*630 287,00 50,99 1,9 0,1736
ТП 3 2*630 254,00 43,22 1,9 0,3293
ТП 4 2*630 345,00 49,32 1,9 0,2492
ТП 5 2*630 286,00 39,86 1,9 0,5251
ТП 6 2*630 410,00 53,59 1,9 0,11961
ТП 7 2*630 241,00 44,67 1,9 0,00326
ТП 8 2*630 74,00 25,89 1,9 0,2937
Итого 2110,00 349,38
Определим удельную стоимость потерь активной мощности:
(8.3)
Определим расходы на генерацию реактивной мощности
для низковольтных БК (0,4 кВ):
(8.4)
где Е коэффициент отчислений; Кбкн капиталовложения в батареи конденсаторов, руб.;[12], ΔРбкн потери активной мощности в НБК, кВт/руб.;
для высоковольтных БК (10 кВ):
(8.5)
Определим эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП, подключенных к 1ой секции шин ЦРП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП. Составим расчетную схему рисунок 9
Рисунок 9 Расчетная схема
Для радиальных линий:
Rэ1 = Rл + Rт (8.6)
Для магистральных линий:
Для ТП, питающихся по магистральной линии, сначала введем обозначения:
r01 = Rл1 r12 = Rл2
r1 = Rтр1 r2 = Rтр2
Эквивалентная проводимость точки 1 схемы определяется по формуле:
(8.7)
С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений ТП определяются по формулам:
Rэ1 = (8.8)
Rэ2 = (8.9)
Расчет сопротивлений ветвей схемы сводим в таблицу 28.
Таблица 28 Расчет сопротивлений схемы замещения
Линия L,км Rкi,Ом/км Fнорм., мм2 Rкi,Ом Rтрра RЭi,Ом
ТП 1 0,76 0,443 70 0,3366 1,9 2,2366
ТП 2 0,28 0,62 50 0,1736 1,9 2,0736
ТП 3 0,37 0,89 35 0,3293 1,9 2,223
ТП 4 0,28 0,89 35 0,2492 1,9 2,1492
ТП 5 0,59 0,89 35 0,5251 1,9 2,4251
ТП 6 0,27 0,443 70 0,1196 1,9 2,0196
ТП 7 0,58 0,62 50 0,3596 1,9 2,2596
ТП 8 0,33 0,62 50 0,2046 1,9 2,1046
Определим мощности НБК:
, (8.10)
где (8.11)
а = 1000/Uном2
Если Qci<0, то принимаем ее равной нулю, т.е. установка НБК на данной ТП не требуется.
Мощности НБК ТП определяются суммой двух групп БК: основной Qкi и дополнительной Qсi:
Qкнi = Qкi + Qсi (8.12)
по полученной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки (ККУ) и определяем их суммарную мощность, ранее в разделе выбор трансформаторов приняли НБК к установке на ТП6. Единичной мощность будет складываться из основной(принятой в разделе выбор трансформаторов) и дополнительной (рассчитанной в данном разделе) мощности НБК. Выбор компенсирующих устройств сводим в таблицу 29.
Таблица 29 Выбор НБК
ТП Rэкв Q1,Мвар ∆Qт,Мвар Qc, Qco, Мвар Qк,квар Qк+Qc,квар Тип НБК Qст,квар
Р П
ТП 1 2,24 0,21 0,04 0,25 0,25 0 254,8 2*УКМ58М0,415037,5 У3 300
ТП 2 2,07 0,29 0,05 0,34 0,34 0 337,9 2*УКМ58М0,420033,3 У3 400
ТП 3 2,22 0,25 0,04 0,30 0,30 0 297,2 2*УКМ58М0,415037,5 У3 300
ТП 4 2,15 0,35 0,05 0,39 0,39 0 394,3 2*УКМ58М0,420033,3 У3 400
ТП 5 2,43 0,29 0,04 0,33 0,33 0 325,8 2*УКМ58М0,420033,3 У3 400
ТП 6 2,02 0,41 0,05 0,46 0,46 0 463,5 2*УКЛН0,38300150 У3 600
ТП 7 2,26 0,24 0,04 0,29 0,29 0 285,6 2*УКМ58М0,415037,5 У3 300
ТП 8 2,10 0,07 0,03 0,10 0,10 0 99,8 2*УКМ58М0,45025 У3 100
Суммарная 2,11 2800
Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к 1ой СШ 10 кВ ЦРП, производим из условия баланса реактивных мощностей .
Определим экономически целесообразную мощность передаваемую энергосистемой
(8.13)
Выберем наименьшее из этих значений и найдем значение коэффициента мощности задаваемого энергосистемой предприятию
(8.14)
Проверим баланс реактивной мощности
Q0 = (8.15)
Q0 =
Так как Q0 =0,16 Высоковольтные ВБК на данный номинал отсутствуют, это говорит о нецелесообразности установки высоковольтной БК на ЦРП.
Определение расчетного тангенса φ:
(8.16)
Согласно [1] коэффициент реактивной мощности на шинах ЦРП10кв равен 0,57 расчет компенсирующих устройств произведён верно.
9 Светотехнический расчет освещения стадиона
Существующие упрощённые методики [21] светотехнического расчёта систем освещения используют различные вспомогательные графики и таблицы характеристик конкретных светильников.
Рассматриваемый в проекте стадион не используется для спортивных соревнований и трансляции в тёмное время и согласно [15] среднюю горизонтальную освещенность на уровне покрытия стадиона следует принимать согласно таблице 30.
При освещении стадионов применяются мачтовые, линейные либо смешанные системы.
Таблица 30 Нормы освещенности территорий общественных зданий
Освещаемые объекты Средняя горизонтальная освещенность, лк
Детские яслисады, общеобразовательные школы и школыинтернаты, учебные заведения
1 Групповые и физкультурные площадки 10
2 Площадки для подвижных игр зоны отдыха 10
3 Проезды и подходы к корпусам и площадкам 4
Мачтовые системы нашли широкое распространение, для малых полей в основном, в варианте использования 4х опор, установленных по углам поля.
Практика показывает, что в этом случае основные требования к освещению могут быть реализованы, однако системе свойственны и недостатки: для ограничения слепящего действия прожекторов требуются высокие мачты. В зависимости от места расположения их высота может достигать 80м и более, что существенно увеличивает стоимость строительных работ. Недостатком системы является также наличие 4х теней от освещаемых объектов (спортсменов, спортивного оборудования). Поэтому 4х мачтовая система для освещения больших стадионов применяется в сочетании с группами прожекторов, установленных на козырьках, опорах или других строительных элементах и служащих для улучшения качественных показателей освещения футбольного поля.
Переход к большему количеству прожекторных мачт (6,8 и более осветительных опор) упрощает задачу получения регламентируемых показателей освещения, однако увеличивает стоимость освещения стадиона. Такой способ используется при освещении спортплощадок, где высота мачт невелика.
Предварительные оценки распределения освещённости можно выполнить, принимая модель освещения точечными источниками на мачтах. С учетом размеров поля стадиона с беговыми дорожками 95*160 метров достаточно использование 4х мачт. Для ограничения слепящего действия прожекторов высота мачт должна. Расположение мачт показано на рисунке
Рисунок 10 Расположение мачт светильников и освещение точки поля
При расчётах используются методы светового потока или точечный метод
кд (9.1)
где: Ja1000 сила света светильника в направлении расчетной точки
αугол между вертикалью и направлением силы света в расчетную точку
Горизонтальная освещённость в точке А определяется как
Ег=I *cosα/d2,
где d2=l2+b2+h2 , cosα= h/ d. Обозначения показаны на рисунке выше.
Освещённость в точке поля является суммой освещенности от светильников на каждой мачте.
Е общ=Е1+Е2+Е3+Е4 (9.2)
Световой поток для источников света определён с учетом того, что норма освещенности для стадионов Ен=10лк.
I= Ен/ К общ (9.3)
Расчеты относительной освещенности и необходимого светового потока сведёны в Приложения, в таблицу 9,
где Кг=Ег/I, Кг общ=( cosα1/ d21+ cosα2/ d22+ cosα3/ d23+ cosα4/ d24)
Кв=Ев/I, Кв=( sinα1/ d21+ sinα2/ d22+ sinα3/ d23+ sinα4/ d24) (9.4)
При расчёте Егобщ для каждой высоты мачты принималось значение Iг, необходимое для выполнения нормы горизонтальной освещенности в центре поля, определённое для этой высоты.
Результаты расчёта представлены в таблице 31.
Таблица 31 Расчет относительной освещенности и необходимого светового потока
Точка поля Высота мачты Кг общ Iг Ег общ
центр 60 0,000261 38314,9 10
средняя 60 0,000280 35765,3 10,71287
край 60 0,000335 29841,3 12,83953
центр 40 0,000249 40240,3 10
средняя 40 0,000292 34232,8 11,75487
край 40 0,000495 20189,9 19,93086
центр 30 0,000216 46278,3 10
средняя 30 0,000270 36986,5 12,51222
край 30 0,000619 16142,4 28,66875
центр 20 0,000162 61855,9 10
средняя 20 0,000216 46368,4 13,34008
край 20 0,000734 13627,6 45,39003
центр 10 0,000087 114921,0 10
средняя 10 0,000122 81921,4 14,0282
край 10 0,000625 15999,4 71,82833
Из таблицы 31видно, что наибольший световой поток источников требуется для выполнения нормы горизонтальной освещенности в центре поля. При уменьшении высоты установки источников необходимый для выполнения нормы горизонтальной освещенности световой поток возрастает и ухудшается равномерность освещённости.
Для надежной работы осветительной установки и ее экономности большое значение имеет правильный выбор светильников. При выборе светильника, учитываются условия окружающей среды, в которой будет работать светильник, требуемое распределение светового потока в зависимости от назначения и экономичность самого светильника.
Равномерность освещённости площади может быть повышена за счёт индивидуального разворота светильников на мачтах и применения отражателей (прожекторные светильники).
При разумном увеличении высоты мачт и выборе оптимального угла наклона светильника (прожектора) к горизонту равномерность освещения повышается и возможно обеспечение требуемого уровня освещённости.
Дальнейший расчет произведён согласно методикам и справочным материалам (таблицам и графикам) приведенным в пособии [21].
Освещаемая площадь принята в виде прямоугольника 105*160 метров.
В таблице 3.1 [21] наименьшая высота установки светильников с газоразрядными лампами для определённого светового потока установлена
10метров.
Необходимое число светильников N определяется по методу удельной мощности, стр. 59 [21], по формуле
N=Eн*S*k/(Фл*ηп* η*z), (9.5)
где Eн – норматив освещённости, S – площадь, k – коэффициент запаса по запыленности светильника и потере характеристик ( для прожекторов принимается 1,5), Фл – световой поток источника, лм, ηп – КПД прожектора, η – коэффициент использования светового потока прожекторов, z – коэффициент неравномерности освещения, равный Eмин/ Eср.
После преобразований формула приводится к выражению для определения удельной мощности прожекторного освещения на 1м2 площади
p=m*Ep, (9.6)
где m=1/( ηп* η*z*γ); γ–световая отдача ламп, лм/Вт, Ep = Eн *k.
По таблице 36 [21] для прожектора ПСМ50 с лампой ДРЛ750 при ширине площадки 75 – 250метров и освещённости от 2 до 30лк принято m=0,13. Освещаемая площадь принята равной 100*160 метров. Так как ширина меньше 200метров m можно снизить на 10% m=0,13*0,9=0,117 и тогда общую необходимую мощность светильников можно определить как
P=p*S= 0,117*10*1,5*100*160=28080 Вт. (9.7)
Общее количество прожекторов N= P/Pл=28080/700=40,1 ~ 40 ламп.
На каждой мачте устанавливается по 10 прожекторов.
Угол наклона прожекторов к горизонту θ=90α выбирается по расстоянию от мачты до освещаемого участка и возможной высоты установки. По мере увеличения θ световое пятно образует эллипс, и световой поток используется наиболее полно. Предварительный светотехнический расчёт показал, что минимальная освещённость получается в центре, в точке пересечения диагоналей площадки, где она создаётся от прожекторов с 4х мачт, т.е. Е = 4е, где е= Eн *k /4=10*1,5/4= 3,75 лк – освещённость, создаваемая от прожектора одной мачты.
По графику 319 [21], вариант 304, можно определить, что при θ=17° е=3,75лк выполняется в интервале от 50 до 120метров, что обеспечивает возможность выполнения необходимых условий освещения в центре поля.
Проверка производится по кривым рисунок 317относительных изолюкс прожектора ПСМ 50 с лампой ДРЛ700 и таблице 37 значений ξ,ρ,ρ3, по формулам 320 y= η * ρ *H, 321 η =y/ (ρ *H), ε = E*H2* ρ3 , E= ε / (H2* ρ3) [21], где ε – относительная освещённость, Е – освещённость в расчётной точке, ξ,ρ,ρ3 – вспомогательные коэффициенты. Рассчитываются горизонтальные изолюксы прожектора для е=3,75лк. Угол наклона определён по расстоянию до центра поля и высоте мачты. Расстояние от мачты до центра поля при выбранном расположении мачт составляет 76,5метра.
Результаты расчета представлены в таблице 32.
По результатам видно, что при освещении центра поля одним прожектором с каждой мачты расчётные изолюксы «не достают» до центра поля, следовательно, требуемый суммарный уровень освещённости не обеспечивается. Для увеличения освещённости можно увеличить количество прожекторов направленных в центр с каждой мачты до двух, при этом е=1,9лк.
Таблица 32 Расчет изолюкс прожектора ПСМ 50 с лампой ДРЛ700 для е=3,75лк
θ x/h 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
h=40 θ=30 ξ 0,27 0,07 0,06 0,15 0,2 0,25 0,29
ρ 1,37 1,8 2,2 2,7 3,1 3,5 4
ρ3 2,53 5,8 11 19 30 44 62
ε 15,18 34,80 66,00 114,00 180,00 264,00 372,00
η 0,20 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
x 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 140,00 160,00
y 10,96 5,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
θ x/h 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
h=30 θ=22 ξ 0,42 0,21 0,08 0,01 0,06 0,11 0,14
ρ 1,3 1,8 2,2 2,7 3,2 3,6 4,1
ρ3 2,2 5,6 11 19 31 48 68
ε 7,43 18,90 37,13 64,13 104,63 162,00 229,50
η 0,30 0,20 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00
x 30,00 45,00 60,00 75,00 90,00 105,00 120,00
y 11,70 10,80 4,62 0,00 0,00 0,00 0,00
θ x/h 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
h=20 θ=16 ξ 0,56 0,32 0,13 0,1 0,04 0 0,04
ρ 1,24 1,7 2,2 2,7 3,2 3,6 4,1
ρ3 1,89 5,1 11 19 32 48 70
ε 2,84 7,65 16,50 28,50 48,00 72,00 105,00
η 0,52 0,38 0,34 0,15 0,00 0,00 0,00
x 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00
y 12,90 12,92 14,96 8,10 0,00 0,00 0,00
Результаты расчета представлены в таблице 33.
Из таблицы видно, что в этом случае для одного прожектора е=1,9лк обеспечивается при всех рассмотренных высотах мачты, но при h=40 и θ=30° световой поток используется более полно и горизонтальная проекция освещённости выше, равномерность освещенности также улучшается. Выбор типа и количества прожекторов и высоту их установки по условию обеспечения нормативной освещённости в центре стадиона можно считать подтверждённым.
Таблица 33 Расчет изолюкс прожектора ПСМ 50 с лампой ДРЛ700 для е=1,9лк
θ x/h 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
h=40 θ=30 ξ 0,27 0,07 0,06 0,15 0,2 0,25 0,29
ρ 1,37 1,8 2,2 2,7 3,1 3,5 4
ρ3 2,53 5,8 11 19 30 44 62
ε 7,69 17,63 33,44 57,76 91,20 133,76 188,48
η 0,39 0,30 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00
x 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 140,00 160,00
y 21,37 21,60 12,32 0,00 0,00 0,00 0,00
θ x/h 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
h=30 θ=22 ξ 0,42 0,21 0,08 0,01 0,06 0,11 0,14
ρ 1,3 1,8 2,2 2,7 3,2 3,6 4,1
ρ3 2,2 5,6 11 19 31 48 68
ε 3,76 9,58 18,81 32,49 53,01 82,08 116,28
η 0,48 0,38 0,28 0,14 0,00 0,00 0,00
x 30,00 45,00 60,00 75,00 90,00 105,00 120,00
y 18,72 20,52 18,48 11,34 0,00 0,00 0,00
θ x/h 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
h=20 θ=16 ξ 0,56 0,32 0,13 0,1 0,04 0 0,04
ρ 1,24 1,7 2,2 2,7 3,2 3,6 4,1
ρ3 1,89 5,1 11 19 32 48 70
ε 1,44 3,88 8,36 14,44 24,32 36,48 53,20
η 0,74 0,57 0,43 0,33 0,23 0,07 0,00
x 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00
y 18,35 19,38 18,92 17,82 14,72 5,04 0,00
При планировании освещения открытых площадок, где необходимо прожекторное освещение заранее рассчитываются изолюксы с учётом расстояниё до точек освещения, высоты установки источников света и b; углов наклона к горизонту. В одном масштабе с площадкой вычерчиваются шаблоны изолюкс и, комбинируя положение и виды шаблонов, добиваются полного перекрытия шаблонов, одновременно избегая избыточного перекрытия одного светового пятна другим. При выборе изолюксы для шаблона освещённость кривой принимается равной Ер/2. Практически точки минимума световых пятен разных прожекторов не совпадают, поэтому для изолюксы выбирают значение несколько меньше расчётного, коэффициент снижения не нормируется. Применение ЭВМ для расчёта при наличии полной и корректной модели освещённости и параметров источников освещения позволяет на проектных стадиях определять наиболее эффективное построение системы освещения и существенно снизить трудоёмкость и время кропотливых расчётов, рассмотреть разные варианты систем освещения, в том числе с учётом экономических и эксплуатационных показателей. В общем случае система освещения таких объектов как стадионы должна быть комбинированной. Применение прожекторов вблизи мачт менее эффективно и их следует заменять источниками с более широким телесным углом распространения света, а освещение трибун, проходов и проездов обеспечивать с использованием светильников, закрепляемых на козырьках, столбах или фонарей.
На данном объекте вся осветительная установка питается от одной подстанции, поэтому управление освещением осуществляется коммутационными аппаратами, установленными на отходящих осветительных фидерах. Подключение наружного освещения стадиона предусматривается от распределительных шкафов типа ВРУВЗ. Щит освещения УОЩН устанавливается в ТП 0,4кВ с подключением через автоматический выключатель. Щит комплектуется вводными и групповыми автоматами, трансформатором тока и счетчиком и пускателем для коммутации сетей освещения и таймером для зажигания освещения в установленное время. Для питания прожекторов мачтового освещения щит освещения установлен в служебном помещении стадиона и оборудован выключателем или автоматом.
Выбор сечения кабеля проводится по потере напряжения и длительно допустимому току только для нормального режима, так как послеаварийного режима в нашем случае не будет, при выходе из строя одного кабеля электромонтеры ОВБ включат второй кабель в работу.
Расчетный ток линии:
(9.8)
Проверку по потере напряжения производим согласно методике приведенной в [13]
(9.9)
Допустимая потеря напряжения для сетей 0,4 кВ принимается 56% от номинального напряжения.[13]
Минимально допустимое сечение по потере напряжения:
(9.10)
где Iл расчетный ток нагрузки линии, Lл длина линии, Соsφ коэффициент активной мощности, γудельная проводимость материала
Такая проверка наиболее целесообразна в тех случаях, когда объекты расположены не далеко друг от друга. В нашем случае сеть прожекторных мачт 0,4 кВ. В этом случае экономически нецелесообразно изменять сечение через небольшие участки линии [13].
Электроснабжение осуществляется по одному кабелю.
Рр. = 28кВт; cosφ = 0,91; l = 0,37км
Найдем расчетный ток в линии:
Принимаем сечение кабеля по длительно допустимому току 10мм2 Iд.доп=55А.
Принимаем кабель марки АВВГ 4х10.
От ТП линии освещения подключаются кабелем марки АВВГ проложенным в траншее от ТП до опор мачт освещения, рисунок 11.
Рисунок 11 Схема подключения осветительных мачт
10 Релейная защита
Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:
автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы 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); 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 снижения капиталовложений на выключатели и устройства релейной защиты применяют плавкие предохранители, которые выбирают с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток нагрузки, номинальный ток отключения, то есть ток короткого замыкания);
обеспечивают требуемую селективность и чувствительность;
не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение АПВ, автоматическое включение резерва АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.
Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР) и ограничения области повреждения системы.
Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:
при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивают требуемую селективность и чувствительность,
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.
При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.
Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита [20]. 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, действующую на сигнал.
Проектом предусматривается защита кабельных линий 10 кВ с при помощи вакуумных выключателей ВВУСЭЩ и реле РСТ на переменном оперативном токе, защита высокой стороны трансформаторов при помощи плавких предохранителей ПКТ, а с низкой стороны защита автоматическими выключателями ВА88 с микропроцессорным расцепителем и защита отходящих линий 0,4кВ а автоматическими выключателями ВА88 с тепловым и электромагнитным расцепителями. В качестве источников оперативного тока служат трансформаторы тока и трансформаторы напряжения
Схема действия релейной защиты на одном участке сети 10/0,4 представлена на рисунке 12:
Рисунок 12 – схема защиты на выбранном участке сети
Расчет карты селективности начинаем с наиболее удаленной точки короткого замыкания
Селективные автоматические выключатели ВА88 содержат три ступени защиты [19]:
Токовая отсечка без выдержки времени. Для обеспечения селективного действия первой ступени защиты автоматического выключателя необходимо её ток срабатывания отстроить от максимального тока внешнего короткого замыкания. Однако выполнить это условие бывает сложно, так как у селективных автоматов, снабженных трехступенчатой токовой защитой уставка тока срабатывания первой ступени не регулируется.
II с.з1=kIотс. I(3)к.вн.max1 (10.1)
Токовая отсечка с выдержкой времени. При выборе параметров второй ступени защиты необходимо обеспечить селективность при внешних К.З и исключить ее срабатывание при кратковременных перегрузках.
III с.з1=kIIотс. II с.з1 (10.2)
III с.з1=kIIотс. Iпер (10.3)
Максимальная токовая защита. Ток срабатывания третьей ступени не определяют, он связан с номинальным током срабатывания расцепителя, поэтому, выбрав автоматический выключатель, мы выбрали ток срабатывания защиты третьей ступени.
IIII с.з1= kIIIотс. I р.ном (10.4)
Рассчитаем токи срабатывания и уставки защиты кабельной линии 0,4 кВ от ТП 6 до ВРУ дома Макеева 18 ВА8833 160, I р.ном=160А.
Токовая отсечка без выдержки времени:
Так как выдержка времени защиты первой ступени не регулируется, принимаем согласно времятоковой характеристике:
Токовая отсечка с выдержкой времени
(10.5)
Максимальная токовая защита
Рассчитаем токи срабатывания и уставки защиты низкой стороны трансформатора в ТП 6 автоматический выключатель ВА88431600 I.ном=1600А
Ток срабатывания защиты первой ступени:
А
Ток срабатывания защиты второй ступени:
А
Ток срабатывания защиты третьей ступени:
IIII с.з2=1•1600=1600 А
Для защиты трансформатора с высокой стороны принимаем защиту плавкими предохранителями типа ПКТ [20]
Согласно [2] допускается перегружать трансформатор на 40% в течение 6 часов не более 5суток
IIII с.з3=1,4• I ном. (10.6)
IIII с.з3 = 1,4•36,4=50,9 А;
I ном.пр=50А
Принимаем к установке предохранитель ПКТ103105031,5.
Для защиты питающей линии применяем вакуумные выключатели и защиту на статических реле РСТ.
МТЗ с выдержкой времени.
Защита от перегруза частный случай МТЗ с выдержкой времени.
Защиту выполним на реле РСТ 13 с коэффициентом возврата кв = 0,9.
Перегруз является симметричным режимом, поэтому защита от него выполняется одним реле, включенным в одну из фаз. При этом используем те же трансформаторы тока, что и для токовой отсечки (коэффициент трансформации кI=60, ксх=1).
Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от максимального рабочего тока в линии:
III с.з3=kIIотс. Iраб. max (10.7)
III с.з3=1,2•175=210 А
Ток срабатывания реле:
(10.8)
Выбираем реле РСТ 1119, у которого =(1,55) А.
Сумма уставок:
(10.9)
Принимаем уставки номиналом 0,8; 0,4; 0,2 А.
Коэффициент чувствительности определяется:
(10.10)
Токовая отсечка с выдержкой времени
11 Расчет сметы на электромонтажные работы
Энергетика — отрасль большой капиталоемкости. Размер капиталовложений в энергетические установки и их структура зависят от многих факторов:
типа оборудования и его мощности;
числа параметров устанавливаемых агрегатов;
применяемых схем технологических связей.
В данном дипломном проекте ранее проводилось техникоэкономическое обоснование принятых проектных решений и на основании принятых решений составим сметы на строительномонтажные работы. Приложение, таблицы 10 и 11.
Расходы на прокладку кабельной линии — это расходы на строительство, обслуживание и ремонт линии.
В состав накладных издержек включаются:
Расходы на строительные работы;
Расходы на монтажные работы;
Пусконаладочные работы;
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
Каждая из этих групп накладных расходов имеет свою специфику, но их объединяет то, что они планируются и учитываются по местам их возникновения, т.е. по производственным подразделениям, а не по видам продукции, как это происходит с основными прямыми расходами. Все эти группы — расходы комплексные, косвенно распределяемые между отдельными видами продукции и между законченной продукцией и незавершенным производством.
Планирование этих расходов осуществляется путем разработки на соответствующие цели годовых, квартальных смет с распределением на каждый месяц по каждой производственной единице, цеху в отдельности. Контроль этих затрат осуществляется в соответствии со сметными размерами издержек.
Строительные работы включают в себя расходы на разработку грунта в отвал и засыпку траншей.
Монтажные работы состоят из устройства постели при кабеле в траншее, покрытия кабеля проложенного в траншее кирпичом, установкой концевых муфт.
Пусконаладочные работы фазировка электрической линии.
Планирование этих расходов осуществляется по смете по статьям и группам расходов. Учет организуется в ведомости в целом по предприятию и в группировке по статьям сметы, что позволяет осуществлять текущий контроль ее исполнения.
Смета или сметнофинансовый расчет (СФР) — документ, характеризующий предел допустимых затрат на сооружение объекта. В сметах на строительство определяются денежные, трудовые и материальные затраты, необходимые для выполнения определенного объема строительномонтажных работ. Смета служит исходным документом для финансирования капитального строительства.
Смета должна быть исходным документом для планирования строительства; являться основой для обеспечения хозяйственного расчета на стройке; служить базовым документом для заключения договоров с подрядными строительномонтажными организациями и предприятиями — поставщиками оборудования. Смета включает в себя общие и частные техникоэкономические показатели строительства. Она является документом, необходимым для организации учета, контроля и анализа хозяйственной деятельности строительных и монтажных организаций, а также деятельности организацийзастройщиков. Смета в значительной мере характеризует техникоэкономический уровень проектных решений.
Она должна:
1) выявить совокупность трудовых, материальных и денежных затрат, необходимых для выполнения работ;
2) быть исходным документом для их планирования;
3) являться основой для финансирования и обеспечения хозрасчета на стройке;
4) служить базовым документом для заключения договоров с подрядными строительномонтажными организациями и предприятиями – поставщиками оборудования;
5) являться документом, необходимым для организации контроля, анализа хозяйственной деятельности строительномонтажных организаций, а также деятельности организаций – застройщиков.
Сметы бывают объектные (для отдельных видов работ и затрат) и сводные:
В сводных сметах определяется общая стоимость строительства по техническому или технорабочему проекту. Она включает в себя затраты на строительные работы, оборудование, монтажные и прочие работы, которые определяются в соответствии с данными проекта по составу оборудования и объему работ на основе цен на оборудование, норм и расценок на строительные и монтажные работы, тарифов на перевозку грузов, накладных расходов и плановых накоплений. Смета состоит из 12 глав. В сметах энергетических объектов гл. 4 и 11, как правило, отсутствуют.
В состав главы 1 входят затраты по освоению территории строительства, по вырубке просек для линий передач, по планировке территории, разбивке центров опор и другого оборудования.
В главе 2 учтены затраты на объекты основного производственного назначения: на строительство линий передач, переходов, на установку силовых трансформаторов и синхронных компенсаторов на подстанциях, на открытые и закрытые распределительные устройства, на защиту, автоматику и телемеханику.
В главе 3 отражается сметная стоимость трансформаторных мастерских, пунктов обслуживания электрических линий, компрессорных, складов масла.
В главе 5 сгруппированы затраты на дороги и сооружения связи.
В главе 6 показаны расходы на строительство водопроводной сети, канализации, аварийных маслостоков.
В главе 7 перечислены затраты на благоустройство промышленной площадки: на наружные и внутренние ограждения, на озеленение, освещение, на пешеходные дорожки.
В главе 8 предусмотрены затраты на временные дороги, временное освещение, водопровод, на временную связь, временные мастерские, здания.
В главе 9 перечислены прочие работы и затраты: вывозка мусора, удорожание зимних работ, затраты, связанные с премиальнопрогрессивной системой оплаты труда, на перебазирование механизированных колонн. В остальных главах отражены затраты и содержание дирекции и проектноизыскательские работы.
В конце сметы предусматривается резерв на непредвиденные работы и затраты. Если это техническая смета (при двухстадийном проектировании), то резерв предусматривается в размере 10 % от суммы затрат по 12 главам. В смете к технорабочему проекту при одностадийном проектировании резерв будет меньше и составит 5 %.
Объектные сметы и сметы для отдельных видов работ и составляются исходя из объемов строительных и монтажных работ и расценок, определяющих единичную стоимость этих работ.
В экономической части дипломного проектирования рассчитана объектная смета, включающая в себя помимо оценки стоимости всего комплекса работ: строительных, монтажных и пусконаладочных, приведены материально – технические затраты.
Порядок расчета сметной стоимости работ.
Определяется сумма прямых затрат по структуре всех видов технических работ.
,
где Спр.i – прямые затраты по элементам работ; N – количество видов работ.
Определяется общая сумма косвенных (накладных) затрат по работе.
,
где СФОТ – сумма средств по фонду оплаты труда по всем элементам (видам) работ; kнакл. – процент накладных расходов принятый, установленный по данному виду работ.
Определяется сметная прибыль работ.
,
где kсмет.приб. – процент сметной прибыли, установленный по данной работе.
Устанавливается полная сметная стоимость работ в ценах 2001 года.
.
Корректируется полная сметная стоимость работ (при помощи специальных коэффициентов, приводящих расценки 2001 года к уровню сегодняшних цен).
,
где kц. коэффициент, установленный для приведения расценок 2001 года к уровню сегодняшних цен.
Устанавливается полная сметная стоимость работ в ценах 2009 года с учетом налога на добавленную стоимость (НДС).
,
где 18% ставка НДС для данного вида работ.
Полая сметная стоимость составляет 1139873 рубля с учетом НДС.
В Т.Ч. НАКЛАДНЫЕ РАСХОДЫ 6611 руб.
В Т.Ч. СМЕТНАЯ ПРИБЫЛЬ 4413 руб.
Прямые затраты 280817 руб.
Стоимость материалов 244541 руб.
Эксплуатация машин 31957 руб.
ЗП машинистов 2777 руб.
Основная ЗП рабочих 4319 руб.
ИТОГО 291841 руб.
Итого с коэффициентом 3,31 (Челсцена 05.09) 965994 руб.
НДС 18% 173879 руб.
Смета на проведение монтажа электрооборудования в ТП 6 приведена в Приложении, в таблицах 10 и 11.
12 Безопасность жизнедеятельности на ГПП
Электробезопасностью в соответствии с ГОСТ 12.1.00976 называется система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества [14].
К организационным мероприятиям относятся:
1) правильная организация и ведение безопасных методов работ (выполнение работ в электроустановках по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации);
2) обучение и инструктаж электротехнического персонала;
3) контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ).
К техническим мероприятиям относятся:
1) ограждение токоведущих частей;
2) применение блокировок электрических аппаратов;
3) установка в РУ заземляющих разъединителей;
4) устройство защитного отключения электроустановок;
5) заземление и зануление электроустановок;
6) выравнивание электрических потенциалов на поверхности пола (земли) в зоне обслуживания электроустановок;
7) применение устройств предупредительной сигнализации;
8) использование коллективных и индивидуальных средств защиты.
12.1 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 110 кВ.
Расстояние в свету между токоведущими и заземлёнными частями не менее 1м (ПУЭ 4.2.55).
Расстояние по горизонтали от токоведущих и незаземлённых частей или элементов изоляции до постоянных внутренних ограждений не менее 1,65 м. (ПУЭ 4.2.57).
Неограждаемые токоведущие части расположены так, чтобы расстояния от них до габаритов машин и транспортируемого оборудования были не менее 1,65 м (ПУЭ 4.2.59).
Расстояния между близлежащими неограждёнными токоведущими частями разных цепей выбраны из условия обслуживания одной цепи при неотключенной второй. Эти расстояния составляют при обслуживании одной цепи при неотключенной второй – 2,9 м. (ПУЭ 4.2.60).
Расстояние между токоведущими частями и верхней кромкой внешнего забора не менее 2,9 м. (ПУЭ 4.2.62).
Расстояния от контактов и ножей разъединителей в отключенном положении до:
а) заземлённых частей – 0,9 м.;
б) до ошиновки своей фазы – 1,1 м.
в) до ошиновки других присоединений – 1,65 м. (ПУЭ 4.2.63)
Расстояние между токоведущими частями ОРУ и зданием ЗРУ не менее 2,9 м (по вертикали 3,6 м).
12.2 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих частей
При обслуживании и ремонте электроустановок запрещено пользоваться связанными и металлическими лестницами, а также ящиками, табуретками и другими посторонними предметами.
Применяемые подмостки и лестницы должны иметь основания обитые резиной. Лестницы, устанавливаемые на земле, должны иметь на основаниях острые металлические наконечники.
Работа с применением лестницы производится двумя лицами, одно из которых находится внизу.
Необходимо применять средства, предохраняющие от падения с высоты (предохранительный пояс и страхующий канат).
12.3 Правила окраски токоведущих частей
Токоведущие части окрашиваются в соответствии:
фаза А – жёлтый;
фаза В – зелёный;
фаза С – красный цвет.
Заземляющие ножи окрашиваются в чёрный цвет.
12.4 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП
На ГПП применяются следующие защитные средства[7]:
1) Изолирующая штанга – 2 шт на каждый класс напряжения;
2) Указатель напряжения:
а) на 110 кВ – 2 шт,
б) на 10 кВ – 2 шт,
в) на 0,4 кВ – 2 шт;
3) Изолирующие клещи – по 1 шт на каждый класс напряжения;
4) Диэлектрические перчатки – не менее двух пар;
5) Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 пара;
6) Диэлектрические галоши – 2 пары (для 0,4 кВ);
7) Временные ограждения 7 штук;
8) Переносные заземления – не менее двух штук на напряжение;
9) Диэлектрические коврики – по местным условиям;
10) Переносные плакаты и знаки безопасности;
11) Противогаз – 2 шт;
12) Защитные очки – 2 пары;
13) Медицинская аптечка – 1 комплект.
12.5 Электробезопасность
Для защиты оперативноремонтного персонала от поражения электрическим током всё коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами, что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния, когда они были заземлены ножами.
В ЗРУ10 кВ выключатели, установленные в ячейках КРУ, также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения, конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления, который выполнен с использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов.
12.6 Расчёт защитного заземления ОРУ ГПП
Заземления осуществляются преднамеренным соединением электроустановок с заземляющими устройствами.
Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй.
Заземляющие проводники – металлические проводники, соединяющие заземлённые части электроустановок с заземлителем. Сопротивление, которое оказывает току грунт, называется сопротивлением растекания. В практике сопротивление растекания относят не к грунту, а к заземлителю и используют условный термин «сопротивление заземлителя». Сопротивление заземлителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к току, протекающему через заземлитель:
(12.1)
Расчётные условия:
заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4х40 мм2 и вертикальных стержневых электродов lв =5м, диаметром
d = 12 мм, глубина заложения электродов в землю tв = 0,8м.
удельные сопротивления верхнего и нижнего слоёв земли: р1 = 300 Ом м и р2=80 Ом м соответственно. Толщина верхнего слоя земли h = 2,5 м.
(12.2)
где lк суммарная длина всех кабельных линий 10 кВ, км;
lв длина воздушной линии, км.
Расчётный ток замыкания на землю на стороне U=10 кВ: I=5,6 А
Для ОРУ 110 кВ:
согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземлённой нейтралью выполняется с учётом сопротивления
Для ЗРУ 10 кВ:
в соответствии с ПУЭ в установках 610 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства выполняется с учётом:
(12.3)
Выбираем меньшее из двух значений Rз = 0,5 Ом.
В качестве естественного заземлителя подстанции предполагается использовать систему трос опоры подходящих к ГПП воздушных линий электропередачи 110 кВ на ж/б опорах с длиной пролёта 150 м.
Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением S=50 мм2.
Сопротивление естественного заземлителя двух линий:
, (12.4)
где Rо = 12 Ом – сопротивление заземлителя одной опоры;
n = 1 – число тросов на опоре;
S = 50 мм2 – сечение троса.
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи рассчитывается с учётом того, что Rз = 0,5 Ом, Rе = 1,16 Ом.
(12.5)
Составим предварительную схему заземлителя, рисунок 13.
По предварительной схеме определим суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов.
Lг = 882м, n = 44 шт.
Тип заземлителя – контурный (распределительный), т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов.
Рисунок 13 – Предварительная схема заземлителя
Вертикальные электроды размещаются по периметру заземлителя. Составляем
расчётную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью: S=36х47+8х36=1980м. Длина одной стороны при этом составит:
Количество ячеек на одной стороне модели:
(12.6)
Принимаем m=9м.
Уточняем суммарную длину горизонтального электрода:
(12.7)
Длина стороны ячейки в модели:
(12.8)
Расстояние между вертикальными электродами:
(12.9)
Суммарная длина вертикальных электродов:
Lв= n∙lв (12.10)
Lв= 44∙5 = 220 м
Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:
(12.11)
м
Относительная длина:
(12.12)
Расчётное эквивалентное сопротивление грунта:
(12.13)
Отношение , то значение К определим по выражению:
(12.14)
= 0,16
Pэ=80∙3,750,16=98,8 Ом м.
Расчётное сопротивление искусственного заземлителя:
(12.15)
Так как 0,1<tо=0,13<0,5, то
А=0,3850,25∙tо= 0,3850,25∙0,13=0,353
Искусственный заземлитель ГПП выполняется из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4х40, общей длиной 890 м и вертикальным стержневым числом не менее 44 с диаметром 12 мм, длиной 5 м размещённых по периметру заземлителя. Глубина погружения электродов в землю 0,8 м.
При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,873 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом не более 0,5 Ом.
12.7 Молниезащита ГПП
Ожидаемое число поражений молнией строений, не оборудованных молниезащитой, в году определяется по формуле:
N= (L+6∙h)∙(S+6∙h)∙n∙10 6 , (12.16)
где L, S – длина и ширина защищаемого объекта соответственно, м;
n – среднее число ударов молнии на 1 км2 земной поверхности в районе расположения подстанции при 4060 часах грозовой деятельности в году, n=6;
h – наибольшая величина по порталу, м;
N=(60 +6∙9)∙(40,5 + 6∙9)∙6∙106 = 64638∙106
ОРУ защищается от прямых ударов молнии. Молниеотводы устанавливаются по краям подстанции (рисунок 14)
Условие полной защищённости площади четырёхугольника, образованного молниеотводами 1,2,3,4 [15].
, (12.17)
где hа – превышение высоты молниеотвода над высотой защищаемого объекта, м;
ha=h hх (12.18)
где h – высота молниеотвода, м;
hх – высота защищаемого объекта, м;
D =66,7м– диагональ четырёхугольника образованного молниеотводами.
Следовательно, минимальная активная высота этих молниеотводов должна быть:
Принимаем hа=9м.
Защищаемые объекты имеют максимальную высоту около 9 м, поэтому полная высота молниеотводов должна быть:
h = 9+9 = 18 м
Радиус зоны защиты молниеотводов высотой 18 м на уровне hx =9 м:
(12.19)
Рисунок 14 – Установка молниеотводов на ГПП
13 Заключение
В дипломном проекте произведён расчет электроснабжения микрорайонов «Е» и «Н» северной части города Миасса», питающихся от подстанции «Ильменская». Расчет выполнен на основании руководящих указаний по проектированию СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил.
В ходе проектирования было выбрано питающее напряжение 10 кВ и произведен выбор числа и местоположения восьми двухтрансформаторных подстанций с единичной мощностью 630 кВт. Было выбрано основное силовое оборудование на напряжения 10 кВ и 0,4 кВ. В частности, на РП10 кВ были приняты к установке ячейки КСОСЭЩ, укомплектованные вакуумными выключателями ВВУСЭЩ производства завода Самара электрощит. На ТП установлены панели распределительных щитов серии ЩРОСЭЩ на напряжение 0,4 кВ укомплектованные автоматами ВА88. Был проведен расчет токов короткого замыкания, по итогам которого была произведена проверка выбранного оборудования на термическую и электродинамическую стойкость.
В специальной части проекта был рассмотрен вопрос освещения спортивного стадиона.
В разделе экономики было произведено сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения и сравнение кабелей внешнего электроснабжения и по принятому варианту составлена смета на прокладку кабеля от ГПП до РП.
В разделе релейной защиты был выполнен расчет карты селективности защит одного из участков сети. Проект выполнен согласно ПУЭ и других действующих правил и нормативов, использовалось только современное оборудование и кабельнопроводниковая продукция. В целом всё принятое к установке оборудование отвечает требуемой надёжности, условиям окружающей среды на заводе и современным тенденциям, которые существуют в электротехнике.
14 Библиографический список:
1. Инструкция по проектированию городских электрических сетей РД34.20.185.94 ,1999г31с.
2. Правила устройства электроустановок., седьмое издание, сибирское университетское издательство; 2007г.510с.
3. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. СП311102003г., 138c.
4. Козлов В.А., Билик Н.И. Справочник по проектированию систем энергоснабжения городов. Л.: Энергия, 1984г. 275с.
5. Ершов А.М., Петров О.А., Ситчихин Ю.В. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 1; − Челябинск, ЧПИ, 1987 57с.
Ершов А.М., Петров О.А.. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 2; − Челябинск, ЧПИ, 1987 44с.
6. Неклепаев Б. Н., Крючков И.П. Расчет токов короткого замыкания и выбор электрического оборудования. М.:ACADEMA,2006 г.410с.
7. Столбов Ю.А Переходные процессы в электроэнергетических системах Учебное пособие с примерами и иллюстрациями. Челябинск, ЮУрГУ,2000г.,251с
8. Номенклатурный каталог основных изделий, группа компаний ЭЛЕКТРОЩИТ ТМ Самара, 2007г.,85с
9. Гайсаров Р.В., Лисовская И.Т. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. Челябинск: Издво ЮУрГУ, 2002. 61 с.
10. Электронный справочник электротехнического оборудования., Версия 2.0 Разработчики: Научный руководитель Гайсаров Р.В, Студенты: Щелконогов А.Е., Каюков С.И., Локтюшин К.Н.(Э580, 2004г.)
12. Прайслист ЭТМ в электронном виде на январь 2008г.
13. Герасименко А.А, Федин В.Т Передача и распределение электрической энергии. Ростов –на Дону .: Феникс, 2006 г. 720с.
14. ГОСТ 2824993 Методы расчета токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.,1993г.,56с
15. СНиП 230595 Естественное и искусственное освещение 1995г,38с
16. Быков В.Г Справочные материалы для проектирования электрического освещения. Челябинск 2006г.140с.
17.Пособие по расчету и проектированию естественного и искусственного и совмещенного освещения (к СНиП II479).,1979г. 138с
18. Кожевников А.А Экономика и управление в энергетике М.: Академия, 2003г. 450с.
19. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 2006г. 496с.
20. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты, Монография. Л.: Энергоиздат 2003г.
21. Волоцкой Н.В., Дадиомов М.С. и др. Освещение открытых пространств, Л.: Энергоиздат, 1981г.232с.