Аннотация

Электроснабжение микрорайона «Ж» Северной части города Миасса.-Миасс: ЮУрГУ, ЭТФ; 122 стр.,15 илл.Библиография литературы-20 наименований, 8 листов чертежей ф.А1,23 листа ф.А4 сводных таблиц.

В предоставленном дипломном проекте, разработана схема энергоснабжения жилого микрорайона города Миасса. Выполнен расчет электрических нагрузок с учетом перспективы развития . Произведен выбор силовых трансформаторных подстанций с проверкой их по перегрузочной способности.

Выбрана наиболее оптимальная схема внешнего энергоснабжения с учетом наименьших приведенных затрат, также выбрана схема внутреннего электроснабжения обеспечивающая категорию надежности потребителей в жилом секторе и меньшие эксплуатационные затраты.

Рассмотрен спец. вопрос применения светодиодных светильников для наружного освещения, так как это обособленный и довольно крупный потребитель электрической энергии в городе

В экономической части положен расчет смет на электромонтажные работы согласно технико-экономического сравнение вариантов схем внешнего энергоснабжения и внутреннего электроснабжения

В разделе безопасность жизнедеятельности произведен расчет заземляющего устройства для ЦРП. В проекте использовалось только современное оборудование и проводниковая продукция.

Оглавление

1 Введение 6

2 Сравнение применения передовых технологий в России и за рубежом 7

3 Технический паспорт проекта 10

4 Определение расчетных электрических нагрузок 11

4.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий 11

4.2Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий 13

5 Выбор величины питающего напряжения 15

6 Выбор местоположения и числа трансформаторных подстанций 15

7 Выбор числа и мощности трансформаторов городских ТП 19

8 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения микрорайона 25

9 Выбор схемы внутреннего электроснабжения 28

9.1 Выбор сечения кабельных линии 10 кВ 30

9.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 10кВ 38

9.3 Выбор электрического оборудования в сети 10 кВ 44

9.4 Технико-экономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения микрорайона 63

10 Выбор схемы распределительной сети 0,4 кВ 65

10.1 Выбор сечения кабельных линий 0,4 кВ 65

10.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4кВ 67

10.2 Выбор электрического оборудования в сети 0,4 кВ 70

11 Компенсация реактивной мощности 74

12 Анализ внедрения светодиодных светильников наружного освещения. 80

12.1Светотехнический расчет 87

12.2 Электрический расчет осветительной сети 92

12.3 Технико-Экономическое сравнение вариантов 97

13 Расчет карты селективности защит 99

14 Расчет сметы на электромонтажные работы 106

15 Охрана труда и техника безопасности 115

16 Заключение 120

17 Библиографический список : 121

Приложения

1 Графическая часть на 8 листах ф.А1

2 Сводные таблицы расчетов на 23 листах ф.А4

Внимание! 
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3315, цена оригинала 3000 рублей. ПЗ оформлена в программе Microsoft Word. Чертежи в программе Visio

1 Введение

Развитие энергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации, которая предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса и внедрение менее энергоемких устройств и установок. На сегодняшний день, когда идет развитие новых технологических решений, которые возможно помогут решить задачи высокого уровня 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 городов и поселков, причем на промышленность приходятся более 70% потребления электроэнергии, которая должна расходоваться рационально и экономно на каждом предприятии, участке и установке. В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс, экономное и рациональное использование которого должно обеспечивать успешное решение поставленных производственных и других задач. Основной задачей проектирования новых промышленных объектов является создание наиболее простой схемы энергоснабжения наименее энергоемкого производства, наиболее полного использования всех видов энергии с наименьшими потерями.

Это достигается за счет выравнивания суточных графиков потребления электроэнергии, компенсации реактивной мощности, уменьшения простоя оборудования, повышение коэффициента мощности, сменности разработки мероприятий по экономии топливно-экономических ресурсов в перспективе, питания от наиболее дешевых источников электрической энергии .

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

Учитывая развитие и сложность структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к учету не только технических, но и экономических факторов в энергетике.

В предлагаемом вниманию дипломном проекте сделана попытка обобщить имеющиеся знания и изложить теоретические и практические вопросы инженерными методами, которые основаны на достижениях различных отраслей знаний, для реализации которых требуются минимальные затраты времени у проектировщика при их усвоении и использовании.

Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

2 Сравнение применения передовых технологий в России и за рубежом

За последние несколько лет вопросы энергосбережения приобрели в России особую актуальность. Так за последние годы выпущен целый ряд документов федерального уровня, регламентирующих деятельность в области энергосбережения. Наиболее важные из них следующие: Федеральный закон «Об энергосбережении» (1996г.), Федеральная целевая программа «Энергосбережение России» (1998г.), «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» (2000г.), Федеральная программа «Энергоэффективная экономика на период 2002–2005 гг. и на перспективу до 2010 г.» (2001) и пр. Перечисленными документами предусмотрены, в частности, меры по созданию региональных законов об энергосбережении, а также региональных и отраслевых программ энергосбережения, по энергоаудиту, по стимулированию энергосберегающих мероприятий. Однако, на практике указы и постановления, направленные на энергоэкономию совершенно не работают.

Различные экспертные оценки показывают, что Россия обладает гигантским потенциалом энергосбережения — более 40 % от общего энергопотребления. Одна треть потенциала сосредоточена в отраслях ТЭК, другая треть — в промышленности и стройиндустрии, и четверть — в ЖКХ. И при этом Россия признается одной из самых энергонеэффективных стран мира…

Снижение энергопотребления в свою очередь влияет на экологическую ситуацию – уменьшение парникового эффекта вследствие меньшей нагрузки на электростанции; опять же применительно к светодиодной технологии это значительное снижение нагрева окружающей среды, как при изготовлении светильника, так и при его эксплуатации из-за принципиально другой природы света. Напомним, что результатом выполнения Киотского протокола подписавшими его государствами в 2008-2012 годах должно стать сокращение объема выбросов парниковых газов в атмосферу.

28 мая 2007 г. принято Постановление Правительства РФ № 332 «О порядке утверждения и проверки хода реализации проектов, осуществляемых в соответствии со статьей 6 Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН об изменении климата». Таким образом, практически завершено создание целостного механизма доступа российских единиц сокращения выбросов (ЕСВ) на международный углеродный рынок, в первую очередь на рынок ЕС. В результате владельцы источников выбросов парниковых газов получают и международный инвестиционно-финансовый инструмент для осуществления проектов энергосбережения, повышения эффективности использования энергии и ископаемых топливных ресурсов, и реальный рыночный стимул к осуществлению таких проектов.К 2007 году объем рынка квот на выбросы парниковых газов в ЕС приблизился к 30 млрд. евро. Несмотря на внутренние меры, принимаемые странами ЕС, Японией, Канадой, и введение в действие международных схем крупных сокращений выбросов парниковых газов (в первую очередь, Китаем), в течение первого бюджетного периода Киотского протокола (2008-2012 гг.) в развитых странах спрос на сокращения выбросов составит 2 млрд. тонн рыночной стоимостью около 20 млрд. долларов США. Только Россия и страны Восточной Европы могут удовлетворить этот спрос. По оценкам Всемирного банка, торговля выбросами и передача проектных сокращений выбросов парниковых газов может принести России в этот период до 11 млрд. долларов США.

Сегодня солидные финансовые инвесторы готовы в крупных масштабах инвестировать в сокращение выбросов парниковых газов. Однако в России проекты сокращения выбросов парниковых газов находятся, как правило, в низкой степени готовности. Во многих случаях они представляют собой лишь проектные замыслы. Количество же потенциальных проектов несопоставимо даже с количеством проектных замыслов.

Разработка и реализация проектов совместного осуществления не только способствует повышению энергоэффективности российской экономики. Стратегическое положение России как крупного поставщика нефти и газа на международный рынок определяет и возможность развития услуг таких поставок увеличение добавленной стоимости таких поставок за счет «киотского ресурса». Имеется в виду возможность предложить международному рынку «углеродонейтральные» поставки нефти и газа. То есть предложение поставки углеводородного сырья в пакете с объемом квот (единиц сокращения выбросов), соответствующим объему выбросов парниковых газов, образующихся при использовании этого сырья. Такое предложение будет востребовано не только в Европе, где выбросы всех промышленных предприятий жестко регламентированы, но и международными корпорациями, внимательно следящими за своей экологической репутацией, в том числе и с точки зрения проблемы изменения климата.

Проектов, готовых к осуществлению, пока мало. Многие из них, наиболее привлекательные с точки зрения удельных затрат на получение сокращений и критериев «экологической целостности» Киотского протокола, еще не разработаны. Существующие проекты в большой степени обременены риском непризнания целенаправленности проектных сокращений выбросов как существенного компонента инвестиционного проекта совместного осуществления, их «дополнительности» по сравнению с обычным коммерческим проектом. Одной из существенных мер для этого является запрет на производство ламп, сама технология производства которых сопровождается обильными выбросами парниковых газов.Эти меры совместно с повышением доли возобновляемых источников энергии, по оценкам Еврокомиссии, позволят ЕС сократить к 2020 году выбросы углекислого газа (по мнению большинства экспертов, именно рост концентрации этого газа в атмосфере является одной из главных причин глобального изменения климата) на 20% по сравнению с уровнем 1990 года. ЕС готов пойти и на более серьезное сокращение выбросов – до 30%, в том случае, если на меры по энергосбережению и развитию альтернативной энергетики согласятся остальные крупнейшие экономики, – в частности, США, Япония, Китай и Индия.

Однако, понимая масштабы использования ламп, эти меры вводятся в наиболее ответственных странах поэтапно и постепенно:

 в Великобритании уже в 2009 году будет запрещено производство и использование традиционных ламп накаливания.

 Калифорния может стать первым американским штатом, в котором будет официально запрещено использование ламп накаливания к 2012 году.

 Австралийские власти запретили в стране использование ламп накаливания. Полностью от ламп накаливания Австралия планирует отказаться к 2010 году. По данным министра по вопросам окружающей среды и водным ресурсам Малькольма Тернбулла (Malcolm Turnbull), к 2012 году этот шаг может обеспечить стране снижение выбросов парниковых газов на четыре миллиона тонн.

В последнее время в России, да и во всем мире, все определеннее берется курс на энергосбережение, на развитие инноваций в этой сфере. Все чаще об этом заявляет Президент страны и его ближайшее окружение. Экономить так или иначе приходится, т.к. рост потребления энергии резко обгоняет ввод новых мощностей в электроэнергетике. Если не исправить эту диспропорцию, то о сколько-нибудь серьезном росте ВВП можно надолго забыть. Ведь электростанции, построенные, в основном, в советские годы, работают на пределе. И уже вскоре речь может зайти о жестоком энергетическом кризисе. Подробнее эта проблема будет рассмотрена в специальной части дипломного проекта.

3 Технический паспорт проекта

1. Суммарная установленная активная мощность микрорайона : 4856 кВт.

2. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

потребители 2 категории.

3. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 4227,9 кВА;

4. Коэффициент реактивной мощности: нормируемый: tg = 0,43,расчетный -0,46

5. Напряжение внешнего электроснабжения: 10 кВ;

6. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме:

75 МВА, тип и сечение питающих линий: ААШв -3*240

7. Расстояние от ЦРП до ГРУ ТЭЦ: 3 км;

8. Количество, тип и мощность генераторов на ТЭЦ 2 ТФ-25000/10;

9. Напряжение внутреннего электроснабжения: 10 кВ;

10. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в центральном распределительном пункте : КСО-СЭЩ;

11. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции КТП-СЭЩ киоскового типа с трансформаторами типа ТМ, мощностью 630, 800. кВА;

12. Тип кабельных линий: ААШв-10кВ ,АВВГ-0,4кВ.

4 Определение расчетных электрических нагрузок

Основным документом для расчета электрических нагрузок служит [1].

Целью расчета – определение электрических нагрузок, числа и мощности потребительских ТП.

4.1 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:

, (4.1)

где Ркв.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, принимая ее в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир;n — количество квартир.

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

, (4.2)

где Ку – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, Ку-0,9; Рс- расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников, приведенная к вводу жилого дома, определяется:

, (4.3)

где Рр.л. – мощность лифтовых установок, кВт;Рст.у.- мощность электродвигателей санитарно-технических устройств, кВт.

Мощность лифтовых установок определяется по формуле:

, (4.4)

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:

, (4.5)

где tg φкв=0,29 [1];

Реактивная мощность лифтов:

, (4.6)

где: tgφ =1,17;

. (4.7)

Расчет нагрузки жилого дома по улице Попова №11 на 108 квартир 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=0,8436•108=91,11 кВт.

Расчетная нагрузка лифтовых установок:

Рр.л.=0,8•7•2=11,2 кВт;

Рст.у=0 кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников дома:

Рс=Рр.л.=11,2 кВт.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома:

Рр.ж.д.=91,11+11,2•0,9=101,189 кВт.

Расчет остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов сводится в таблицы 1,2,3.Приложение А

4.2Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится с помощью удельных расчетных электрических нагрузок[1].

Расчет нагрузки детского сада на 200 мест № 79.

Расчетная мощность детского сада определяется по формуле:

, (4.8)

где Руд.д\с – удельная расчетная нагрузка, кВт/место;m – число мест в саду.

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

, (4.9)

где tg φ=0,25;

Аналогично выполняются расчеты электрической нагрузки для остальных общественных зданий. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.

Таблица 1 — Расчет нагрузок общественных зданий

Наименование объекта Число мест Площадь торгового зала Руд Рр, кВт Cos φ Qp,кВар

Tg φ

1 2 3 4 5 6 7

Дет.сад № 72 100 — 0,46 46 0,97 11,5

0,25

Дет.сад№ 79 200 — 0,46 92 0,97 23

0,25

Дет.дом № 69 60 — 0,46 27,6 0,97 6,9

0,25

Школа № 9 800 — 0,25 200 0,95 76

0,38

ПТУ-89 1030 0,46 473,8 0,95 180,04

0,38

ЮУрГУ 600 0,46 276 0,95 104,88

0,38

магазин «Продмастер» — 300 0,25 75 0,8 56,25

0,75

магазин «Прод.товаров» 150 0,25 37,5 0,8 28,125

0,75

кафе «Ильмены» 100 — 1,04 104 0,98 20,8

0,2

магазин «Семья» — 200 0,14 28 0,92 12,04

0,43

ИТОГО — — — 1360 — 519,54

По микрорайону ожидаемая нагрузка составит:

РУ=Ррбщ.зд.+Рж.д=1360+1181+385+1931=4856кВт

5 Выбор величины питающего напряжения

Согласно [1] для большинства городов в период развития наиболее целесообразной является система электроснабжения с напряжениями городской питающей сети 110-35/10/0,4 кВ. Так же при наличии в черте города собственных генерирующих источников следует рассматривать выдачу мощности на генераторном напряжении.

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

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

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

6 Выбор местоположения и числа трансформаторных подстанций

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

Площадь микрорайона составляет 0,166 км2. Суммарная активная расчетная нагрузка составляет – 4856 кВт. Плотность нагрузки составит

30 МВт/км2.При плотности нагрузки 8МВт/км2 и выше рекомекомендуют применять типоразмеры трансформаторов 630-1000кВа [1].

В городской жилой застройке между зданиями размещаются детские и спортивные площадки, при отсутствии планирования застройки и развития жилого сектора, не всегда удается расположить подстанцию в центре электрических нагрузок. Поэтому, необходимо максимально приблизить подстанцию к центру нагрузок тем самым сократить потери и улучшить качество электрической энергии[5].

Из генерального плана микрорайона видно, что он представлен в виде прямоугольника 480×340 м2. Мысленно микрорайон разбиваем на 6 частей. Принимаем 6 потребительских подстанций для обеспечения надежности электроснабжения и уменьшения экономических показателей.

ЦРП-10кВ необходимо располагать с точки зрения электроснабжения со стороны питания, от того центра питания который будет выбран при помощи технико-экономического сравнения вариантов схемы внешнего электроснабжения: РП1, п\ст «Тургояк» либо ТЭЦ Миасского Машиностроительного завода и по архитектурным соображениям совместить ЦРП с ТП №1.

Согласно [4] приближение трансформаторной подстанции к ЦЭН, позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительной сети низкого напряжения, уменьшив тем самым расход проводникового материала.

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

(6.1)

(6.2)

Пример расчета ЦЭН для ТП №2.

Данные об электроприемниках, питающихся от ТП №2, и их координаты сведены в таблицу 2.

Таблица 2-Пример определения ЦЭН для ТП№2

Номер объекта по плану Рр, кВт X, м Y, м

1.Полетаева 1 86 460 140

2.Полетаева 3 86 460 80

3.Полетаева 5 86 425 70

4.Полетаева 7 86 460 35

5.Полетаева7А 107,7 430 20

6.Попова 12 86 438 110

7.Магазин прод.товаров 37,7 390 90

м

Учитывая архитектурные особенности городской планировки место расположение ТП №2 изменится. Фактические координаты ТП №2 изменятся

Хо факт=340 м, Yо факт=90 м

Расчеты ЦЭН для остальных ТП проводятся аналогично. Расчеты сводим в таблицу 3.

Таблица 3-Расчет центра электрических нагрузок

Номер объекта по плану Рр, кВт X, м Y, м Xфакт, м Yфакт, м

1.Полетаева 1 86 460 140

2.Полетаева 3 86 460 80

3.Полетаева 5 86 425 70

4.Полетаева 7 86 460 35

5.Полетаева7А 107,7 430 20

6.Попова 12 86 438 110

7.Магазин прод.товаров 37,7 390 90

Итого по ТП-2 575,4 441 74,7 430 90

1.Попова 2 86 230 25

2.Попова 4 139,1 280 50

3.Попова 6 139,1 280 20

4.Попова 8 139,1 365 20

5.Попова 10 139,1 365 70

Итого по ТП-1 642,4 310 38 330 40

1.Попова 11 100,189 250 200

2.Попова 13 63 320 120

3.Попова 15 63 290 150

4.Попова 17 63 270 170

5.Попова 19 81 365 140

6.Попова 21 81 380 165

7.Октября 26 100,08 320 195

8.Детсад 72 46 430 190

Итого по ТП-3 597,269 323 169 340 165

1.Октября 18 70 280 300

2.Октября 20 70 260 270

3.Октября 22 70 270 250

4.Октября 24 70 330 280

5.Октября 28+Кафе «Ильмены» 174 380 290

6.Октября 30 70 375 265

7.Октября 34 100,08 400 240

8.Октября 36 63 420 280

9.Октября 38 60,68 460 290

10.Попова 25 60,68 460 250

11.м-н «Продмастер» 75 470 290

Итого по ТП-4 883,44 373 274 110 130

1.Попова 1 100,08 60 60

2.Попова 3 81 90 95

3.Попова 5 81 110 120

4.Д/с 69 27,6 170 80

5.Д/С79 92 230 100

6.Менделеева 4 81 10 100

7.Менделеева 8 63 50 120

8.Менделева 10 70 30 150

9.Менделеева 12 70 30 190

10.Школа №9 200 200 160

Итого по ТП-5 865,68 111 123 340 250

1.Менделеева 14 70 30 220

2.Менделеева 18 70 20 260

3.Октября 2 60,6 30 320

4.м-н «Семья» 28 30 305

5.Октября 6 63 80 240

6.Октября 8 85 140 210

7.Октября 10 63 140 240

8.ПУ-89 473,8 120 290

9.Октября 12 50,94 200 260

10.Октября 12А 50,94 190 250

11.ЮУрГУ 276 220 290

Итого по ТП-6 1291,28 131 273 130 250

Центр нагрузок 4855,47 256 179 320 50

7 Выбор числа и мощности трансформаторов городских ТП

Согласно ПУЭ электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Для электроприемников 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 электроприемников II категории от одного трансформатора.

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования. Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит не только от величины нагрузки электроприемников, их категории надежности электроснабжения. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади микрорайона должна увеличиваться единичная мощность трансформаторов. В таблице 7 приведена зависимость экономически целесообразной мощности трансформаторов от плотности нагрузки городов при малоэтажной застройке (до 6 этажей).

Таблица 4-Удельная электрическая плотность нагрузки

Плотность электрической нагрузки цеха 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, кВА 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 кВА.[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;

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

, (7.1)

где PУmax – суммарная активная мощность, кВт[3];

PУmax=Pзд.max+Pзд.1*К1+Pзд.2*К2+…+ Pзд.n*Кn, (7.2)

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).cosφср.взв – средневзвешенное значение,которое определяется через tg φср.взв:

. (7.3)

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

, (7.4)

где К3.доп- коэффициент загрузки трансформатора принимаемый равным 0,7,n-число трансформаторов.

N = . (7.5)

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 = , (7.6)

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 (7.7)

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по нормальному коэффициенту загрузки:

Кз норм = ; (7.8)

K3норм≤К3.доп=0,7

Проверка трансформаторов по коэффициенту перегрузки:

Кз п/ав = ; (7.9)

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 трансформатора вышедшего из строя 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), (7.10)

где N – число ТП в цехе,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∙ (7.11)

где Iхх – ток холостого хода, %;Uкз – напряжение короткого замыкания, %;Sн т – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Расчеты сведем в таблицу 5

Таблица 5-Расчет потерь в трансформаторах

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

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

2 ТМ 630 2 0,46 1,31 7,6 2 5,5 5,8363 39,864

1 ТМ 630 2 0,52 1,31 7,6 2 5,5 6,7301 43,939

3 ТМ 630 2 0,45 1,31 7,6 2 5,5 5,698 39,233

5 ТМ 630 2 0,68 1,31 7,6 2 5,5 9,6485 57,244

4 ТМ 630 2 0,66 1,31 7,6 2 5,5 9,2411 55,387

6 ТМ 800 2 0,73 1,9 7,6 1,5 4,4 11,9 61,516

Итого 49,054 297,18

Пример расчета мощности трансформаторов потребительской подстанции № 2 приведен в таблице 6.

Таблица 6 – Потребители ТП № 2

Наименование обьекта Рр , кВт Qр, кВар tgφср.вз cosφср.вз

1.Полетаева 1 86 34 0,39 0,93

2.Полетаева 3 86 34 0,39 0,93

3.Полетаева 5 86 34 0,39 0,93

4.Полетаева 7 86 34 0,39 0,93

5.Полетаева7А 108 47 0,43 0,91

6.Попова 12 86 34 0,39 0,93

7.Магазин прод.товаров 37,7 28 0,74 0,8

Итого 575,4 247 0,4 0,9

Р=86•5+108+37,7=575,4 кВт;

Q=34•5+47+28=247 кВАр;

Суммарная расчетная активная мощность PУmax, определяется при питании от трансформаторной подстанции жилых домов и общественных зданий по формуле:

PУmax=108+86•0,9+86•0,9+86•0,9+86•0,9+86•0,9+37,7•0,8=525 кВт

Мощность одного трансформатора:

Принимаем два трансформатора типа ТМ-630/10/0,4 кВ,Sнт=630 кВА

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

Q1р =

Q1 = 247 кВА так как, 709 > 247

При Q1р > Qр трансформаторы городких 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 2 будет недогружен но согласно руководящих указаний единичная мощность при данной плотности нагрузки должна быть 630кВА.

Проверка трансформаторов коэффициенту аварийной перегрузки: Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях (аварийных) в течении ограниченного времени,когда перерыв в энергоснабжении потребителей недопустим.На аварийную перегрузку проверяются трансформаторы, если на подстанции установлено не менее двух трансформаторов. В качестве аварийного режима рассматривается режим с отключением одного трансформатора.

Определяется коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

Кз п/ав =

Выбранные трансформаторы ТП№2 удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку.

Определим потери активной и реактивной мощности в трансформаторах ТП2

Потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРт = 2∙(1,31 + ∙ 7,6)=5,8363 кВт

Qт = 2∙ кВар

Выбор и расчет мощности аналогичен расчет сводим в таблицу 1 ,Приложение Б

8 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения микрорайона

В энергосистеме северной части города Миасса существуют две ступени напряжения 110 и 10кВ. Оценивать будем варианты только для 10кв так как среди рассматриваемых вариантов присутствует ТЭЦ, а Руководящие указания рекомендую передавать электроэнергию на генераторном напряжение. Произведем приблизительную оценку затрат согласно [5], цены на электрооборудование и кабельную продукцию берем из [12] .

Варианты схем внешнего электроснабжения представлены на Рисунке 1

Рисунок 1 -Варианты схем внешнего электроснабжения

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели.Для этого, прежде всего, следует найти:

1.Расчетную мощность передаваемую энергосистемой в микрорайон

(8.1)

где Pр.м-на- расчетная активная нагрузка микрорайона,ΔPт-потери активной мощности в трансформаторах городских ТП,Qр.м-на- расчетная реактивная нагрузка микрорайона,

ΔQт-потери реактивной мощности в трансформаторах городских ТП

2.Потери активной энергии в линии за год:

(8.2)

3.Потери активной энергии в трансформаторах п/с «Тургояк»:

(8.3)

На п/с «Тургояк» установлено два трансформатора ТДН-15000/110.

4.Годовые затраты на сооружение схемы внешнего электроснабжения

(8.4)

Где EI –общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, на амортизацию, обслуживание, текущий ремонт

KI –сумма капитальных затрат на электрическое оборудование, определяется по прейскурантам.СЭ – стоить годовых потерь электроэнергии,У — ущерб от перерывов в электроснабжении [5]

Для упрощения расчетов ущерб учитывать не будем так как варианты принимаем равнонадежными, так же выбор коммутационного оборудования производить на будем потому что в любом из вариантов оно будет одинаковое для варианта с ВЛ. реклоузеры выберем по номинальному току.

Запишем тарифные ставки энергоснабжающих организаций в таблицу 7

Таблица 7-Тарифные ставки энергоснабжающих организаций

Энергоснажающая

организация Основная ставка двуставочного тарифа

кВт/мес. Дополнительная ставка двуставочного тарифа

кВт/час

ЧелябЭнерго 225,51 1,26

МиассЭнерго 230,46 1,30

ММЗ 199,30 1,1

Рассмотрим одни из вариантов- электроснабжение микрорайона от п/с «Тургояк» отпайками от ВЛ ф. КНС -5 и ф.ФОС

Для питания используем две воздушных линии, каждый из которых питает одну секцию шин. Предположим, что нагрузка между секциями разделена примерно одинаково. Но ВЛ. выбираем так, чтобы он мог пропустить всю нагрузку в послеаварийном режиме.

Расчетная нагрузка воздушной линии определяется :

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

Iр.к А

где Sвл − мощность, которая должна передаваться по воздушной линии, МВА. Для магистральной линии мощность Sвл –это мощность предприятия и суммарные потери в цеховых трансформаторах.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

Fэ = мм2

где jэ – экономическая плотность тока, зависящая материала провода и продолжительности макси¬мальной нагрузки, jэ = 1,5 А/мм2 – для алюминия.

По результатам расчета выбираем кабель, способный пропустить ток нагрузки в максимальном режиме.

Выбираем провод СИП3-(3*95),ro=0,326 Ом/км, Iдоп=370 А

Оцениваем активные потери в кабеле 10 кВ. Для этого необходимо найти число часов максимальных потерь.

(7.4)

где ТГ — число часов в год,ТМ- число часов использования максимальной нагрузки

МВт•час

Далее находим потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

Для этого необходимо найти удельную стоимость потерь электроэнергии

(7.8)

Где δ –поправочный коэффициент, равный 1,07…1,11 для сетей 6-10 кВ.

α –основная ставка двуставочного тарифа руб./кВт*год;

β – дополнительная ставка кВт/час;

Находим годовые затраты по варианту:

Для остальных вариантов оценка производится аналогично, расчет сводим в таблицу 1 Приложение В

По результатам расчета принят оптимальный вариант системы внешнего электроснабжения микрорайона – это питание ЦРП с шин 10 кВ ГРУ ТТЭЦ Миасского Машиностроительного завода.

9 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 коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью [1].

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

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

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

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

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

При выборе схем система электроснабжения должна выполнятся 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 технико-экономических обоснований.[1]

Из возможных применяемых схем, выберем следующие: — радиальную с перемычками между подстанциями и двойную сквозную магистраль.

Применением перемычек между подстанциями можно улучшить надежность радиальной схемы , и тем самым получить двухстороннее питание подстанции происходит от двух независимых источников.

Так же радиальная схема гарантирует сохранение большинства потребителей при к.з на одной из питающих линий отключится только линия питающая один два трансформатора на на двух разных подстанциях и половина потребителей этих ТП останутся в работе до приезда оперативно-выездной бригады.

Применение магистральной схемы также надежно питании каждой ТП происходит от двух независимых источников даже в аварийном режиме так как есть резервные питающие линии которые в нормальном режиме находятся в дежурном режиме тоесть без нагрузки оперативно-выездные бригады произведут переключение и выведут поврежденный участок сети в ремонт. Основной недостаток такой схемы –это отключение головного выключателя в ЦРП при аварии на любом участке линии или на шинах 10 кВ подстанции и тем самым прекращают подачу электроэнергии половине потребителей всего микрорайона. Для выбора наиболее оптимальной схемы проведем технико-экономическое обоснование. На рисунке 3 представлены варианты схем распределительных сетей.

Рисунок 3- Варианты схем распределительных сетей

Согласно [2] электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м так как это дешевый и менее трудоемкий способ при прокладке в траншее допускается укладывать до шести кабелей в одной траншее[2]. С учетом незначительных растягивающих усилий в грунте и низкой коррозионной активности для прокладки используем кабель марки ААШв.

9.1 Выбор сечения кабельных линии 10 кВ

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагру¬зок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транс¬портных и других коммуникаций, типа грунта на территории микрорайона .Сечение кабелей 10 кВ определяем по экономической плотности тока в зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки [2],

Проверяем по допустимому току кабеля в послеаварийном режиме работы с учетом условий его прокладки и допустимой перегрузки, потере напряжения и термической стойкости к токам короткого замыкания.

Расчетный ток кабельной линии:

(9.1)

где -мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

(9.2)

(9.3)

, (9.4)

где cos φ=0,92 — на шинах ЦРП [2],tg φ=0,43

Сечение КЛ, определяемое по экономической плотности тока:

(9.5)

где — экономическая плотность тока, А/мм2.

По результатам расчетов выбираем кабель, имеющий ближайшее стандартное сечение по отношению к .Для выбранного кабеля записываем допустимый ток

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

(9.6)

где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [2];

поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [2].

Под послеаварийным режимом понимается режим, когда выходит из строя одна из двух КЛ, питающих потребители 1 и 2 категорий.

при этом нагрузка на оставшиюся в работе линию удваивается, т.е. . Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

(9.7),

где — коэффициент перегрузки [2]; — число запараллеленых кабелей в кабельной линии.

Потеря напряжения в кабельной линии:

(9.8),

здесь Pp, Qp — расчетные активная и реактивная нагрузка; ro, xo — удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля;l — длина КЛ.

Проверку КЛ по термической стойкости к току короткого замыкания проводим в пункте «Выбор электрооборудования СЭС микрорайона» и принимаем окончательное сечение кабеля. Гласно СНиП сооружение ЦРП целесообразно при числе присоединяемых линий не менее восьми. Рассчитаем сечение кабеля от ГРУ «ТЭЦ ММЗ» до ЦРП совмещенного с ТП-1 с учетом прочей нагрузки при условии максимального использования пропускной способности вводного кабеля.

где Ку=0,8 [2],Рi – суммарная расчетная нагрузка i-й ТП.

кВА

Рассчитаем ток вводного кабеля:

А

Выбираем кабель марки ААШв с сечением жилы 240 мм2 Iдоп = 314А

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

(9.9),

А

где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [2]; поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [2].

Под послеаварийным режимом понимается режим, когда выходит из строя одна из двух КЛ, питающих потребители 1 и 2 категорий. При этом нагрузка на оставшуюся в работе линию увеличивается.

Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

, (9.10)

где — коэффициент перегрузки [2]; — число запараллеленых кабелей в кабельной линии.

Потеря напряжения в кабельной линии:

Выбранное сечение проходит по всем параметрам проверки.

Расчет магистральной схемы распределительной сети 10 кВ.

Pисунок 4 – Магистральная схема. Вариант I

Определим точку потокораздела:

(9.11)

(9.12)

Проверка:

S21+S23=УSm

2148,7+1822,2=3971

3971 кВА=3971 кВА

Потоки мощности по участкам:

S23=S12-S2=2148,7-577=1564 кВА;

S35=S23-S3=1564-572=992 кВА;

S56=S35-S5=992-829=163 кВА;

S46=S14-S4=1822-856=966 кВА;

S65=S46-S6=966-1137=-171 кВА;

S53=S65-S5=-171-829=-1000 кВА;

ТП-5 является точкой потокораздела:

P12=S12*cos цср.вз.=2148*0,94=2019 кВт;

P23=S23*cos цср.вз.=1594*0,94=1498 кВт;

P35=S35*cos цср.вз.=992*0,94=932 кВт;

P56=S56*cos цср.вз.=163*0,94=154 кВт;

P14=S14*cos цср.вз.=1822*0,94=1712 кВт;

P46=S46*cos цср.вз.=966*0,94=908 кВт.

В нормальном режиме кабели ТП6-ТП5 будут отключены в ТП-5, и находится в дежурном режиме тоесть под напряжением.

Найдем потоки мощности в аварийном режиме

S23=S12-S2=3971-577=3394 кВА;

S35=S23-S3=3394-572=2822 кВА;

S56=S35-S5=2822-829=1993 кВА;

S46=S14-S4=3971-856=3115 кВА;

S65=S46-S6=3115-1137=1978 кВА;

S53=S65-S5=1978-829=1149 кВА;

По определенному току рассчитывается экономическая плотность тока и принимается стандартное большее сечение кабеля. Марка кабеля – ААШв, стандартное сечение кабеля 16-240 мм2

Производится проверка выбранных сечений кабеля в аварийных режимах: обрыв линии 1-2 или обрыв линии 1-4. Питание распределительной сети 10 кВ осуществляется от одной из двух секций шин РП-10кВ. Расчет производится аналогично расчету в нормальном режиме. Нагрузка по кабелям распределяется равномерно в нормальном и аварийном режиме. Расчет сводим таблицу 1 приложение Г

Расчет радиальной схемы с резервными перемычками распределительной сети 10 кВ.

Рисунок 5 – Радиальная схема . Вариант II

В нормальном режиме все подстанции будут запитаны от разных секций ЦРП, тоесть посекционно, все элементы схемы находятся под нагрузкой. Аварийный режим это отключение любой из линий схемы. Определяем токи в нормальном и аварийном режиме, рассчитываем экономическую плотность тока и принимаем сечение кабеля. Проводим проверку по длительно допустимому току для аварийного режима и по допустимой потере напряжения. Примем что вся нагрузка подстанции распределяется равномерно между двумя трансформаторами. Расчет также сводится в таблицу 1.Приложение Г

9.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 10кВ

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

Примем следующие допущения:

1 Допускается не учитывать активные сопротивления если они не превышают 30% от индуктивного сопротивления.[6]

I вариант

Составляется схема замещения магистральной сети при условии что с целью снижения токов короткого замыкания схема работает в разомкнутом режиме разрыв в ТП5 (рисунок 6).

Рисунок 6-Схема замещения магистральной сети

Находим сопротивление системы согласно [6]:

Параметры генератора и реактора

ТФ-25-2ЕУ3

Рном=25 МВт, cosφ=0,8, Uном=10,5кВ, Ra=0,018,Хd’’ =0,125[7]

РБ-10-1400-0,14

Iном=1400 A, Uном=10,5кВ, Хp =0,14, L=0,01мГн, ΔP=6,1кВт.[7]

Задаемся базисными величинами Sб=100, Uб=10,5

Находим базисный ток

(9.13)

Находим сверхпереходную ЭДС:

(9.14)

Сопротивления генератора:

(9.15)

(9.16)

Находим сопротивления реактора:

(9.17)

(9.18)

Суммарное сопротивление

(9.19)

Начальное значение периодической составляющей

(9.20)

По типовым кривым определяем максимальное значение периодической составляющей:

(9.21)

Ударный ток

(9.22)

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке К1:

Находим сопротивления линий:

(9.23)

(9.24)

Суммарное сопротивление:

Начальное значение периодической составляющей

По типовым кривым определяем максимальное значение периодической составляющей:

Ударный ток

Рассчитаем токи к.з в остальных точках схемы:расчет сводим в таблицу8

Таблица 8 –Расчет токов к.з в магистральной схеме

Т.к.з Хo,Ом\км Ro,Ом\км Lл,км Хл Rл Z Sб Еб Ik iуд ia Sk

2 0,074 0,206 0,12 0,009 0,02 0,28 31,3 1,08 3,9 9,82 1,64 70,8

3 0,078 0,326 0,18 0,014 0,06 0,3 31,3 1,08 3,63 9,14 1,52 65,9

4 0,08 0,443 0,12 0,01 0,05 0,3 31,3 1,08 3,66 9,22 1,54 66,4

5 0,09 0,62 0,2 0,018 0,12 0,29 31,3 1,08 3,67 9,24 1,54 66,6

6 0,083 0,326 0,21 0,017 0,07 0,3 31,3 1,08 3,59 9,04 1,51 65,2

Рассчитаем токи к.з в радиальной схеме(Рисунок 7)

Рисунок 7-Схема замещения радиальной сети

Расчет производится аналогично и сводится в таблицу 9

Таблица 9-Расчет токов к.з в радиальной схеме

Точка к.з Хo,Ом\км Ro,Ом\км Lл,км Хл Rл Z Sб Еб Ik iуд iа Sk

1* 0,095 0,89 0,13 0,012 0,12 0,34 31,3 1,08 3,19 8,03 1,34 57,9

1″ 0,095 0,89 0,13 0,012 0,12 0,34 31,3 1,08 3,19 8,03 1,34 57,9

2 0,095 0,89 0,19 0,018 0,17 0,38 31,3 1,08 2,83 7,12 1,19 51,4

3 0,09 0,62 0,29 0,026 0,18 0,4 31,3 1,08 2,73 6,88 1,15 49,6

4 0,095 0,89 0,34 0,032 0,3 0,5 31,3 1,08 2,16 5,45 0,91 39,3

5 0,09 0,62 0,31 0,028 0,19 0,41 31,3 1,08 2,66 6,7 1,12 48,3

6 0,095 0,89 0,16 0,015 0,14 0,36 31,3 1,08 3 7,56 1,26 54,5

7 0,095 0,89 0,22 0,021 0,2 0,4 31,3 1,08 2,67 6,73 1,12 48,5

8 0,095 0,89 0,24 0,023 0,21 0,42 31,3 1,08 2,57 6,48 1,08 46,7

9 0,095 0,89 0,24 0,023 0,21 0,42 31,3 1,08 2,57 6,48 1,08 46,7

9.2.1 Проверка кабеля 10 кВ на термическую устойчивость к токам короткого замыкания

При проверке кабелей ПУЭ рекомендует для одиночных кабелей место короткого замыкания принимать в начале линии, т.е. учитывается сквозной ток короткого замыкания.

Проверка сечения кабелей по термической стойкости производится по формуле:

(9.25)

где Вк-тепловой импульс тока короткого замыкания, С – расчетный коэффициент.С=90 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]

(9.26)

Проверяем выбранное сечение кабеля на участке ТЭЦ — ЦРП с ТП-1 по термической устойчивости:

Расчетная точка короткого замыкания – К1.

I tр.з=0,1 с.; tn=0,13 с.

Fст>Sтерм

Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по термической устойчивости.

Проверяем сечения кабелей для двух вариантов схемы. Расчет сводим в таблицу 10 и 11.

Таблица 10- Проверка сечений в магистральной схеме

Точка к.з Fрасч Тоткл Ik S.расч Fприн

1 240 0,55 4,32 35,598 150

2 150 0,55 3,9 32,137 150

3 95 0,55 3,63 29,912 95

4 70 0,55 3,66 30,159 70

5 50 0,55 3,67 30,242 50

6 95 0,55 3,69 30,406 95

Таблица 11- Проверка сечений в радиальной схеме

Точка к.з F.расч Тоткл Ik S.терм Fприн.

1 35 0,55 3,19 26,286 35

1″ 35 0,55 3,19 26,286 35

2 35 0,55 2,83 23,32 35

3 50 0,55 2,73 22,496 50

4 35 0,55 2,16 17,799 35

5 50 0,55 2,66 21,919 50

6 35 0,55 3 24,721 35

7 35 0,55 2,67 22,001 35

8 35 0,55 2,57 21,177 35

9 35 0,55 2,57 21,177 35

Выбранные сечения проходят по термической стойкости

9.3 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 ГРУ ТЭЦ ММЗ.В данном проекте центральный распределительный пункт совмещен с ТП №1, с трансформаторами на 630 кВА. 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 РУ-10 кВ в ТП1 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 «сендвич» с утеплителем из базальтового минерального волокна. Предусмотрено освещение, обогрев в зимнее время до +5 градусов, вентиляция. Комплектуется камерами КСО-СЭЩ с вакуумными выключателями ВВУ-10 и разъединителями РВЗ-10 поддерживаемые виды р.з на реле РСТ на микропроцессорных «БМРЗ», «Орион», «Сириус», трансформаторные подстанции выполняются КТП-СЭЩ-К также в модульных зданиях, РУ-10кВ выполняются камерами КСО-СЭЩ с выключателями нагрузки типа ВНА-СЭЩ-10 с предохранителями, распределительное устройство 0,4 кВ – щитами серии ЩРО-94-СЭЩ 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 «Электрощит-ТМ Самара».[8] Выбор аппаратов и ТВЧ производим согласно [9]

9.3.1 Выбор оборудования в ячейках питающих линий 10 кВ в ГРУ «ТЭЦ»

Выбор разъединителя.

Разъединители выбираются:

по номинальному напряжению

Uуст  Uном, (9.27)

по номинальному длительному току

Iраб.max  Iном, (9.28)

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости

iу  iпр.скв, (9.29)

Iп.0  Iпр.скв, (9.30)

где iпр.скв, Iпр.скв – предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда и дей¬ствующее значение), определяемые по каталогу;

по термической стойкости

Вк  Iтерtтер, (9.31)

где Вк – тепловой импульс по расчету; Iтер – предельный ток термической стойкости; tтер  длительность протекания предельного тока термической стойкости, определяются по каталогу.

Принимаем к установки в качестве шинных и линейных разъединителей, разъединители типа РВЗ-10. расчет параметров сводим в таблицу 18

Таблица 12-Выбор разьеденителей

Расчетные данные Каталожные данные

Сеть Разъединитель

РВЗ-СЭЩ-10/1000

кВ

кВ

Imax =307 А А

кА



кА



кА

31,5кА

кА

кА

кА2с

кА2с

Выбор выключателя.

Выключатели выбирают:

по номинальному напряжению

Uуст  Uном, (9.32)

по номинальному току

Iнорм  Iном; Imax  Iном, (9.33)

по отключающей способности.

По ГОСТ 687-78Е 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, (9.34)

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

(9.35)

Если условие Iп.  Iотк.ном – соблюдается, а iа.  iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току короткого замыкания:

(9.36)

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям

iу  iпр.скв= iдин, (9.37)

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

(9.38)

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 ВВУ-СЭЩ расчет сводится в таблицу 13

Таблица 13-Выбор выключателей

Расчетные данные Каталожные данные

Сеть Выключатель

ВВУ-СЭЩ-10

кВ

кВ

Imax =307 А А

кА

31,5кА

кА

13,23кА

кА

31,5кА

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, (9.39)

по номинальному току

Iраб.max  I1ном, (9.40)

причем, номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

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

. (9.41)

Условие проверки по электродинамической стойкости

iу  iдин, (9.42)

или

iу  Kдин  I1ном, (9.43)

по термической стойкости;

Термическая стойкость в каталоге задана также в одной из двух форм:

а) задана кратность номинального тока термической стойкости в виде

, (9.44)

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:

, (9.45)

или

. (9.46)

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТОЛ-СЭЩ расчет сводим в таблицу 14.

Таблица 14-Выбор трансформаторов тока

Расчетные данные Каталожные данные

ТОЛ-СЭЩ-10

кВ

кВ

А

А

кА

кА

кА2с

кА2с

Выбранные трансформаторы тока проходят по условиям проверки.

9.3.2 Выбор оборудования РП-10 кВ

Выбор разъединителей, вакуумных выключателей, трансформаторов тока производится аналогично, результаты сводим в таблицы 15-16.

Таблица 15 – Выбор электрооборудования РУ-10 кВ

Расчетные данные Каталожные данные

ВВОД Выключатель

ВВУ-10-СЭЩ Разъединители

РВЗ-10-СЭЩ

кВ

кВ

кВ

Imax =307 А А

А

кА

31,5кА 

кА

13,23кА 

кА

31,5кА 31,5кА

кА

кА

кА

кА2с

кА2с

кА2с

Расчетные данные Каталожные данные

СЕКЦИОННЫЙ

ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ Выключатель

ВВУ-10-СЭЩ Разъединители

РВЗ-10-СЭЩ

кВ

кВ

кВ

Imax = 150 А А

А

кА

31,5кА 

кА

13,23кА 

кА

31,5кА 31,5кА

кА

кА

кА

кА2с

кА2с

кА2с

Выберем выключатели на ЦРП для отходящих линий выберем одновременно для двух схем так как токи к.з в обоих вариантах приблизительно одинаковы выбираем по одному из присоединений.

Таблица 16 — Выбор электрооборудования ячейки отходящих линий

Расчетные данные Каталожные данные

ВВУ-СЭЩ РВЗ-СЭЩ

кВ

кВ

кВ

Imax = 229 А А

А

кА

31,5кА 

кА

13,23кА 

кА

31,5кА 31,5кА

кА

кА

кА

кА2с

кА2с

кА2с

Выбор трансформаторов тока

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

Приборы которые необходимо устанавливать в ЦРП [10]

Секция Сборных шин 6, 10, 35 кВ На каждой секции

или системе шин Вольтметр для изме¬рения междуфазного напряжения

и вольт¬метр с переключе¬нием

для измерения трех фазных напря-жений

Линии 6…10 кВ к потребителям Амперметр, расчет¬ные счетчики актив¬ной и реактивной энергии для линий, принадлежащих по¬требителю

Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.

Прибор Тип Нагрузка, ВА, фазы

А В С

Амперметр Э-335 0,5  

Счетчик активной энергии СЭТ4-М 4  4

Счетчик реактивной энергии СЭТР4-М 4  4

Итого 8,5  8

Видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Общее сопротивление приборов.

(9.48).

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5.

Ом.

Сопротивление контактов при трех приборах принимаем Ом, тогда допустимое сопротивление проводов

(9.49)

Для подстанций с напряжением 10 кВ принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого в ячейке КСО 10 кВ l=4м [4], т.к. трансформаторы тока соединены в неполную звезду, то .

. (9.50)

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 .Схема включения приборов показана на Рисунке 8

Рисунок 8-Схема включения приборов в токовые цепи

Выбор ТТ аналогичен выбору ТТ ячейки питающей линии на ГРУ «ТЭЦ»,сводим в таблицу 17

Таблица 17 – Выбор ТТ ЦРП-10 кВ

Параметр трансформатора Условие выбора проверки Типы ячеек

ввода секционирования отходящей линии ТМ

Тип транс-форматора Определяется серией ячейки ТОЛ-10 ТОЛ-10 ТОЛ-10 ТОЛ-10

Номинальное напряжение Uтт.ном<Uном

Uном=10 кВ 10 кВ 10 кВ 10 кВ 10 кВ

Номинальный ток:

первичный Iрасч<I1н 265А<300 А 123А<150А 33-230А<

50-300А 38А<50А

вторичный I2н=5 А 5А 5А 5А 5А

Класс точности В соответствии с классом точности, присоединенных приборов 0,2-10р 0,2-10р 0,2-10р 0,2-10р

Номинальная вторичная нагрузка Z2≤Zном

Zном=0,4 Ом 0,34 Ом 0,02 Ом 0,34 Ом 0,34 Ом

Динамическая устойчивость iуд≤iдан.ном

iуд=17,1 кА 100 кА 50 кА 50 кА 50 кА

Термическая устойчивость I2пр.тер*tтер≥I2∞*tф 768 кА2С 192 кА2С 198-768 кА2С 75 кА2С

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для питания катушек напряжения измерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю. КСО-СЭЩ комплектуется трансформаторами напряжения ЗНОЛ.09-10 и НОЛ.08-10. Выбираем 3*ЗНОЛ.09-10, кВ, ВА в классе точности 0,5. Этот трансформатор напряжения имеет две вторичные обмотки, одна из которых включена в звезду и к ней присоединяются катушки напряжения измерительных приборов, другая – соединена в разомкнутый треугольник и используется для контроля изоляции.

Трансформатор напряжения устанавливается на каждой секции сборных шин. К нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции.

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем из [2].Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 18

Таблица 18- Расчет нагрузки трансформатора напряжения

Прибор Тип S одной обмотки, ВА Число обмоток Число приборов Общая потребляемая мощность

Р, Вт Q, Вар

Вольтметр (сборные шины) Э-335 2 1 1 0 2 4 

Счётчик комбинированный Ввод

10 кВ

От

…ГРУ

СЭТ4-ТМ

4 ВА

2

0,5

0,8

1

8

16

Счётчик комбинированный

Линии

10 кВ

Кольцевая схема

СЭТ4-ТМ

4 ВА

2

0,5

0,8

2

16

32

Итого 28 48

Счётчик комбинированный Линии

10 кВ

Радиальная схема

СЭТ4-ТМ

4 ВА

2

0,5

0,8

3

24

48

Итого 52 96

Вторичная нагрузка

ВА

Три трансформатора напряжения ЗНОЛ.09-10, соединённых в звезду, имеют мощность 375 = 225 ВА, что больше Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами для упрощения расчётов принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с сечением алюминиевых жил 2,5 мм2.

Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН 001-10УЗ (предохранитель кварцевый для трансформатора напряжения) и шинный разьеденитель разъединитель.

Выбранный ИТН типа ЗНОЛ.09-10 удовлетворяет условиям выбора.

Выбор сборных шин

В РП -10 кВ применяют сборные шины прямоугольного сечения. Согласно ПУЭ сечение сборных шин РУ по экономической плотности тока не выбирают, в связи с неопределенностью в распределении рабочего тока. Шины выбираются по допустимому току нагрузки.

Определяем расчётные токи продолжительных режимов режима :

А,

А.

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току.Принимаем однополосные шины марки АДО 405 мм2, А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

А  Iдоп = 480 А.

Проверяем шины на термическую стойкость

мм2

где Bк – тепловой импульс, рассчитан при выборе выключателя т.К1; С – функция, значение которой для алюминиевых шин равно 91

мм2  200 мм2.

Проверяем шины на механическую прочность.

Определяем пролёт при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

(9.51)

откуда

По табл. 4.1 [4], если шины расположены горизонтально, то

(9.52)

м2,

м.

Принимаем расположение шин горизонтальное, пролёт 1,2 м, расстояние между фазами а = 0,8 м.

Определяем напряжение в материале шин от взаимодействия фаз

(9.53)

где

(9.54)

что меньше Мпа. Таким образом, шины механически прочны.

Выбор изоляторов

Изоляторы выбираются:

1) по номинальному напряжению

2) Uниз≥Uуст

Uуст=10кВ;Uниз=10кВ

3)по механической прочности нагрузке

Выбираем опорные изоляторы внутренней установки, ИОР-10-30-УХЛТ2 на Uном =10 кВ, Fразр=30 кН.

кН, (9.55)

Н,

кН.

Изоляторы проходят по механической прочности.

Собственные нужды РП

Потребителями собственных нужд РП является электроосвещение, электроотопление, система оперативного тока для защиты, автоматики и сигнализации, а так же нагрузки ремонтных и наладочных работ. Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов ТП1 на отдельный щит. Питающие выводы на панель собственных нужд оборудованы АВР. В РП предусматривается рабочее освещение на напряжение 220 В и аварийное на напряжение 36 В. В РУ 10 кВ для рабочего освещения фасадов камер и коридора управления используются световые карнизы камер КСО-СЭЩ.

Электроотопление помещения РУ-10кВ предусматривается в виду того, что по техническим условиям работа камер КСО-СЭЩ допускается при температуре окружающего воздуха от минус 5єС дл плюс 35єС. Управление приборами отопления ручное с помощью автоматов, установленных на панели собственных нужд.

Мощности приводов выключателей ВВУ-ЭЩ, данные выключатели комплектуются электромагнитными или пружинными приводами ток привода при напряжении 220В равен 3А мощность 0,66кВт.

Отопление, освещение, вентиляция РУ 10 кВ :

PЗРУ=10 кВт

Расчётная мощность собственных нужд:

PЗРУ =10+3,96(6,66)=13,96(16,66) кВт.

Нагрузка системы собственных нужд подключается к секции шин РУ 0,4кВ ТП1 с помощью кабельных линий которые питают отдельный щит системы собственных нужд на щите собственных нужд предусмотрена установка АВР.

Выбор коммутационного аппарата ячейки трансформатора

Принимаем к установке выключатель нагрузки типа ВНА-СЭЩ с предохранителями.

Выключатели нагрузки выбираются:

по номинальному напряжению

Uуст  Uном, (9.56)

по номинальному длительному току

Iраб.max  Iном, (9.57)

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости

iу  iпр.скв, (9.58)

Iп.0  Iпр.скв, (9.59)

где iпр.скв, Iпр.скв – предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда и дей¬ствующее значение), определяемые по каталогу;

по термической стойкости

Вк  Iтерtтер, (9.60)

где Вк – тепловой импульс по расчету; Iтер – предельный ток термической стойкости; tтер  длительность протекания предельного тока термической стойкости, определяются по каталогу. Условие выбора по току отключения:

Iраб.max  Iотк, (9.61)

где Iотк  номинальный ток отключения выключателя нагрузки.

Отключающая способность выключателя нагрузки рассчитана на отклю-чение токов рабочего режима.

Предохранители выбираются:

по напряжению установки

Uуст  Uном, (9.62)

по току

Iраб.max  Iном, (9.63)

по конструкции и роду установки;

по току отключения

Iп.0  Iотк.п, (9.64)

где Iотк.п  предельный отключаемый ток (симметричная составляющая ).

Расчет сводим в таблицу 19

Таблица 19 Выбор Аппаратов в ячейке трансформатора

Расчетные данные Каталожные данные

ВНА-СЭЩ Предохранитель ПКТ-10

кВ

кВ

кВ

Imax = 36 А А

А

кА

20кА 

кА

13,23кА 

кА

20кА 12,5кА

кА

кА

—

кА2с

кА2с

—

9.3.3 Электрооборудование ТП

РУ-10 кВ трансформаторный подстанций комплектуется:

— выключателями нагрузки типа ВНА-СЭЩ Iном=630А, привод ПР-17;

— высоковольтными предохранителями типа ПКТ-10. Расчет и выбор параметров представлен в таблице 20.

Таблица 20-Выбор оборудования 10кВ КТП

конечные пункты кабельных линий Iрас, А Iп/ав, А Uн,кВ Iпо,кА Iу,кА Тип выключателя Кол-во ВН

ЦРП — ТП2 124 229 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 2

ЦРП — ТП4 90,3 229 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 2

ТП2-ТП3 57,3 196 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 4

ТП3-ТП5 9,9 163 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 4

ТП5-ТП6 9,5 114 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 4

ТП6-ТП4 57,5 180 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 4

Итого по магистральной схеме 20

ЦРП-ТП2 31,1 66,3 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 1

ЦРП-ТП3 41,2 82,4 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 1

ЦРП-ТП4 57,5 115 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 1

ЦРП-ТП5 47,9 95,5 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 1

ЦРП-ТП6 56,7 113 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 1

ТП2-ТП3 16,5 33 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 2

ТП3-ТП4 24,7 49,4 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 2

ТП4-ТП6 32,8 65,6 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 2

ТП5-ТП6 23,9 47,8 10 4 10 ВНА-СЭЩ-10/630 2

Итого по радиальной схеме 13

Трансформаторы

ТП-2 10 4 10 ВНА-СЭЩ-П-10/630 2

ТП-3 10 4 10 ВНА-СЭЩ-П-10/631 2

ТП-4 10 4 10 ВНА-СЭЩ-П-10/632 2

ТП-5 10 4 10 ВНА-СЭЩ-П-10/633 2

ТП-6 10 4 10 ВНА-СЭЩ-П-10/634 2

9.3.4 Измерение и учет электроэнергии

В РП устанавливаются следующие измерительные приборы:

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

— амперметры на отходящих линиях и секционном выключателе 10 кВ (Э-335); В РП, предназначенных для городских электрических сетей, устанавливаются счетчики: на вводных(так как источник питания и ЦРП находятся в ведение разных организаций) и отходящих линиях–СЭТ4-ТМ

9.4 Технико-экономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения микрорайона

Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов: I – кольцевая 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 и стоимость кабелей, и стоимость оборудования.

Расчет производится аналогично расчету в пункте 7.

Расчеты потерь мощности в кабельной линии для двух вариантов схем приведены в таблице 21.

Таблица 21 – Расчет потерь мощности в кабельных линиях

Вариант схем КЛ Iр, А Fт, мм2 r, Ом/км l, км ΔРкл, кВт

варинат 1 ЦРП — ТП2 124 150 0,206 0,12 4488,15845

ЦРП — ТП4 90,3 150 0,206 0,27 5355,28798

ТП2-ТП3 57,3 95 0,326 0,18 2274,9701

ТП3-ТП5 9,4 70 0,443 0,12 55,4647454

ТП5-ТП6 9,9 50 0,62 0,2 143,505458

ТП6-ТП4 57,5 95 0,326 0,21 2672,69209

Итого — — — — — 14990,0788

вариант 2 ЦРП-ТП2 31,1 35 0,89 0,13 1321,38837

ЦРП-ТП3 42,2 35 0,62 0,19 2477,1171

ЦРП-ТП4 57,5 50 0,89 0,29 10076,2756

ЦРП-ТП5 47,9 35 0,62 0,34 5711,0765

ЦРП-ТП6 56,7 50 0,89 0,31 10473,5561

ТП2-ТП3 16,5 35 0,89 0,16 457,777267

ТП3-ТП4 24,7 35 0,89 0,22 1410,53198

ТП4-ТП6 32,8 35 0,89 0,24 2713,4716

ТП5-ТП6 23,9 35 0,083 0,24 134,357366

Итого — — — — 2,12 34775,5519

Расчет технико-экономических показателей сводим в таблицу 22.

Цены на электрооборудование и кабельную продукцию берем из [12]

Таблица 22 Расчет приведенных затрат по вариантам

Наименование оборудования Единица измерения Кол-во Стоимость единицы,т.р Кап.вложения, в т.р Норм.отчисления в о.е Потери э.э в мВт*ч Стоимость потерь э.э в м.р Годовые прив.затраты т.р

КЛ ААШВ(3*150) км 0,78 700 546 0,165 15 22 90,09

КЛ ААШВ(3*95) км 0,78 550 429 0,165 70,785

КЛ ААШВ(3*70) км 0,24 439 105,36 0,165 17,3844

КЛ ААШВ(3*50) км 0,4 380 152 0,165 25,08

КСО-СЭЩ ЦРП/ВВУ-СЭЩ шт 4 136 544 0,193 104,992

КСО-СЭЩ ТП/ВНА-СЭЩ шт 20 40,5 810 0,193 156,33

Итого по варианту 1 22500

КЛ ААШВ(3*35) км. 1,65 200 330 0,165 35 51 54,45

КЛ ААШВ(3*50) км. 0,6 380 228 0,165 37,62

КСО-СЭЩ ЦРП/ВВУ-СЭЩ шт 6 136 816 0,193 157,488

КСО-СЭЩ ТП/ВНА-СЭЩ шт 13 40,5 526,5 0,193 101,615

Итого по варианту 2 51470,4

И принимаем наиболее дешевый вариант это вариант1 кольцевая схема

10 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 радиальную 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 9 – Радиальная 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].

10.1 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:

(10.1)

Проверку по потере напряжения производим согласно методике приведенной в [13]

(10.2)

Допустимая потеря напряжения для сетей 0,4 кВ принимается 5-6% от номинального напряжения.[13]

Минимально допустимое сечение по потере напряжения :

(10.3)

где Iл- расчетный ток нагрузки линии, Lл- длинна линии,Соsφ- коэффициент активной мощности,γ-удельная проводимость материала

Такая проверка наиболее целесообразна в тех случаях когда обьекты 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 Попова №5, питающегося от ТП№2 мощность трансформаторов 2х630 кВА. Электроснабжение осуществляется по двум кабелям один находится в дежурном режиме.

Рр.ж.д. = 77 кВт; cosц = 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 5х50.

Сечения кабельных линий остальных кабельных линиий выбираются и проверяются аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицу 1 приложение Д

10.2 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 ТП 2,зная мощность короткого замыкания на шинах ТП, определим сопротивление системы.

Найдем сопротивление системы:

(10.4)

где Uср.ном.н- среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора,Sк- мощность короткого замыкания на шинах ЦРП.

Найдем сопротивления трансформатора:

(10.5)

(10.6)

где ΔPк.з-потери 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 (10.7)

Линия от ТП2 до ВРУ дома Полетаева 5 так как дом наиболее приближен к ТП2

Значение периодической составляющей тока к.з:

(10.8)

Рассчитаем суммарные сопротивления схемы:

Для точки К1:

(10.9)

где Rк.в Xк.в- сопротивление катушек автоматических выключателей мОм на вводе трансформатораRпер- 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 Полетаева 5

(10.10)

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+9,48=31мОм

RΣ=3,1+0,25+0,12+7+2,6+1,3+1,5+24,5=74мОм

Ток короткого замыкания для точки К2:

В остальных точках схемы токи будут отличатся незначительно потому что ТП 2 наиболее приближена к источнику, разница в сопротивлений 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

10.2 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 (10.11)

по току нагрузки

Iраб.max  Iном, (10.12)

по конструктивному выполнению;

по условию

Iп.0  Iотк (10.13)

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.скв. (10.14)

По термической стойкости проверяются только селективные автоматы

. (10.15)

где iпр.с – 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 ТП2 сводим в таблицу 23

Таблица 23 Выбор автоматического выключателя

Каталожные данные ВА88 Расчетные данные

Ввод Отходящая линия

В

кВ

кВ

Imax =1000,150 А А

А

кА

12кА 10,9кА

кА

16,8кА 15,26кА

кА2с

кА2с

кА2с

Выбор остальных аппаратов производится аналогично, и сводим в таблицу 24

Таблица 24-Выбор автоматических выключателей 0,4кВ

Наименование обьекта Uуст Iр,А Iп(0),кА iуд,кА Bк Тип выключателя Uном Iном,А Iп(0),кА Iдин,кА Bк

1.Полетаева 1 400 123 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

2.Полетаева 3 400 123 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

3.Полетаева 5 400 123 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

4.Полетаева 7 400 123 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

5.Полетаева7А 400 154 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 160 17,5 35 156

6.Попова 12 400 123 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

7.Магазин прод.товаров 400 48 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 50 17,5 25 156

Вводной ТП2 400 925 12 16,8 3 ВА88-43 400 1000 50 50 156

1.Попова 2 400 123 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

2.Попова 4 400 199 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 200 25 35 156

3.Попова 6 400 199 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 200 25 35 156

4.Попова 8 400 199 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 200 25 35 156

5.Попова 10 400 199 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 200 25 35 156

Вводной ТП1 400 925 12 16,8 3 ВА88-43 400 1000 50 50 156

1.Попова 11 400 143 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 160 17,5 35 156

2.Попова 13 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

3.Попова 15 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

4.Попова 17 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

5.Попова 19 400 116 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

6.Попова 21 400 116 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

7.Октября 26 400 143 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 160 17,5 35 156

8.Детсад 72 400 58 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 63 17,5 35 156

Вводной ТП3 400 925 12 16,8 3 ВА88-43 400 1000 50 50 156

1.Октября 18 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

2.Октября 20 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

3.Октября 22 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

4.Октября 24 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

5.Октября 28+Кафе «Ильмены» 400 166 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 200 25 35 156

6.Октября 30 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

7.Октября 34 400 143 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 143 17,5 35 156

8.Октября 36 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

9.Октября 38 400 87 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

10.Попова 25 400 87 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

11.м-н «Продмастер» 400 95 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

Вводной ТП5 400 925 12 16,8 3 ВА88-43 400 1000 50 50 156

1.Попова 1 400 143 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 160 17,5 35 156

2.Попова 3 400 116 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 125 17,5 35 156

3.Попова 5 400 116 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 125 17,5 35 156

4.Д/с 69 400 35 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 40 17,5 35 156

5.Д/С79 400 117 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 125 17,5 35 156

6.Менделеева 4 400 116 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 125 17,5 35 156

7.Менделеева 8 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

8.Менделева 10 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

9.Менделеева 12 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

10.Школа №9 400 127 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 160 17,5 35 156

Вводной ТП4 400 925 12 16,8 3 ВА88-45 400 1000 50 50 156

1.Менделеева 14 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

2.Менделеева 18 400 100 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

3.Октября 2 400 87 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

4.м-н «Семья» 400 36 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 40 17,5 35 156

5.Октября 6 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

6.Октября 8 400 121 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 125 17,5 35 156

7.Октября 10 400 90 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 100 17,5 35 156

8.ПТУ-89 400 301 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 315 17,5 35 156

9.Октября 12 400 73 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 80 17,5 35 156

10.Октября 12А 400 73 10,9 15,3 2,7 ВА88-33 400 80 17,5 35 156

11.ЮУрГУ 400 175 10,9 15,3 2,7 ВА88-35 400 200 17,5 35 156

Вводной ТП6 400 1156 12 16,8 3 ВА88-43 400 1250 50 50 156

11 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 25 приведены исходные данные для схемы электроснабжения. Здесь обозначено:Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и Qтi – реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности в нем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ. Расчет ведется для одной секции шин.

Сопротивление трансформатора определяем по формуле:

Rтрi = . (11.1)

Сопротивление кабельной линии определим по формуле:

Rл = Rу l, (11.2)

Таблица 25-Расчет сопротивлений КЛЭП и трансформаторов

Трансформаторная подстанция Sт.нi, Qli ΔQTi Rтрi Rлi

кВА кВар кВар Ом Ом

ТП — 1 630 133,5 19,9 1,9 0,01

ТП — 2 630 123,5 21,9 1,9 0,024

ТП — 3 630 91 19,6 1,9 0,058

ТП — 4 630 146 28,6 1,9 0,055

ТП — 5 630 132 27,6 1,9 0,039

ТП — 6 800 167,5 30,7 1,1 0,068

Итого 793,5 148,3

Определим удельную стоимость потерь активной мощности:

(11.3)

Определим расходы на генерацию реактивной мощности

— для низковольтных БК (0,4 кВ):

(11.4)

где Е- коэффициент отчислений;Кбкн — капиталовложения в батареи конденсаторов, руб;[12],ΔРбкн — потери активной мощности в НБК, кВт/руб;

— для высковольтных БК (10 кВ):

(11.5)

Определим эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП, подключенных к 1-ой секции шин ЦРП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП. Составим расчетную схему рисунок 10

Рисунок 10-Расчетная схема

Для радиальных линий :

Rэ1 = Rл + Rт (11.6)

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:

(11.7)

С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений ТП определяются по формулам:

Rэ1 = (11.8)

Rэ2 = (11.9)

Расчет сопротивлений ветвей схемы сводим в таблицу 26

Таблица 26-Расчет сопротивлений схемы замещения

Линия L,км Rкi,Ом/км Fнорм., мм2 Rкi,Ом Rтр-ра RЭi,Ом

ТП — 1 0,05 0,326 95 0,0163 1,9 1,9163

ТП — 2 0,12 0,206 150 0,02472 1,9 1,945

ТП — 3 0,18 0,326 95 0,05868 1,9 2,05

ТП — 4 0,27 0,206 150 0,05562 1,9 2

ТП — 5 0,12 0,326 95 0,03912 1,9 2,09

ТП — 6 0,21 0,326 95 0,06846 1,1 1,22

Определим мощности НБК:

, (11.10)

где

(11.11)

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 (11.12)

по полученной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки (ККУ) и определяем их суммарную мощность, ранее в разделе выбор трансформаторов приняли к установке разделе выбор трансформаторов приняли к установке НБК на ТП-6. Единичной мощность будет складываться из основной(принятой в разделе выбор трансформаторов) и дополнительной (расчитанной в данном разделе) мощности НБК. Выбор компенсирующих устройств сводим в таблицу 27.

Таблица 27-Выбор НБК

ТП Rэкв Q1,Мвар ∆Qт,Мвар Qc,Qco,Мвар Qк,квар Qк+Qc,квар Тип НБК Qст,квар

Р П

ТП -1 1,9163 0,133 0,0199 -0,07 0 0 0

ТП — 2 1,945 0,123 0,0219 -0,08 0 0 0

ТП — 3 2,05 0,091 0,0196 -0,1 0 0 0

ТП — 4 2 0,146 0,0286 -0,04 0 0 0

ТП -5 2,09 0,132 0,0276 -0,05 0 0 0

ТП -6 1,22 0,167 0,0307 -0,15 0 66,5 66,5 УК3-0,4-75У3 75

Суммарная 4,7 75

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к 1-ой СШ 10 кВ ЦРП, производим из условия баланса реактивных мощностей .

Определим экономически целесообразную мощность передаваемую энергосистемой

(11.13)

Выберем наименьшее из этих значений и найдем значение коэффициента мощности задаваемого энергосистемой предприятию

(11.14)

Проверим баланс реактивной мощности

Q0 = (11.15)

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:

(13.16)

Согласно [1] коэффициент реактивной мощности на шинах ЦРП-10кв равен 0,46 расчет компенсирующих устройств произведен, верно.

12 Анализ внедрения светодиодных светильников наружного освещения.

За последние несколько лет вопросы энергосбережения приобрели в России особую актуальность.Так как электрическое наружное освещение является одним из крупных потребителей электрической энергии, то крупномасштабное (в масштабах страны или хотя бы региона) внедрение энергосберегающих светодиодных светильников «ZERS» для освещения городов и сельских поселений позволит не только значительно сократить дефицит электроэнергии, но и серьезно экономить на продлении срока службы электросетей за счет того, что светодиодным светильникам достаточно тока не более 0,6А, тогда как светильникам с газоразрядными лампами требуется питающий ток 2,1-2,2А, а пусковой 4,5А. Значительность суммы средств, сэкономленных на продолжительности срока службы электросетей можно представить: по данным некоммерческого партнерства «Росгорсвет» — около 70% всех сетей находится в аварийном состоянии. К примеру, «в Сыктывкаре в настоящее время уровень освещенности улиц, дорог, и переулков на 50% не соответствует нормам. В наружном освещении города более 60% осветительной арматуы составляют светильники, срок эксплуатации которых превышен, а их оптические системы не отвечают современным требованиям. Более 30 км улиц и дорог Сыктывкара не имеют наружного освещения, около 100 домов не оборудованы освещением дворовых территорий» (цитата с «Город Сыктывкар – информационный портал» www.syktyvkar.ws). Так и статистические данные по городу Миассу произведенные лично мной и другими сотрудниками энергоснабжающей организации ЗАО «МиассЭнерго» в ведение которой находится большинство сетей уличного освещения города показывают что освещение поддерживается в допустимой норме только на центральных улицах 65% а дворовое освещение почти отсутствует примерно 15-20%. Положительными изменениями в этом вопросе является принятие программы «Светлый город» на 2007-2010 гг. Финансирование программы осуществляется за счет средств муниципального бюджета в сумме 211,77 млн. руб. В этом случае возможно значительно увеличить эффект от внедрения этой программы правильно выбрав осветительное оборудование на этапе внедрения и сэкономить будущие средства по эксплуатации и утилизации на годы вперед. Применение энергосберегающих светильников ZERS позволит сберечь и перенаправить на другие нужды высвободившиеся средства и мощности за счет экономии электроэнергии, мощностей; первоначальное строительство светоточек на улицах с трех и четырех полосным движением станет в полтора раза дешевле за счет возможности применения специальной оптики и установки опор с одной стороны дороги, отсутствие затрат на эксплуатацию и утилизацию на сроки в четыре раза превышающие жизненный цикл ламповых технологий. Давно известно: сбережение энергии всегда обходится и экономике, и экологии в разы дешевле, нежели экстенсивный путь — наращивание ее производства, строительство новых электростанций, для которых требуется добывать все больше топлива, строить шахты и т.д.

Согласно прогнозу Минпромэнерго на 2010 год, электростанции страны будут выдавать до 181,8 ГВт электроэнергии. В то же время реальный спрос на электроэнергию превысит предложение, составив 189,6 ГВт в «минимальном» сценарии и 203,7 ГВт в сценарии «постиндустриального перехода». При этом энергетики обещают угнаться за ростом потребностей в электроэнергии не раньше 2015-2020 годов. До этого же Россия будет испытывать энергетический голод. Особенно остро вопрос энергопотребления для освещения стоит при строительстве и вводе в эксплуатацию новых объектов. В целом, для поселения с численностью 100 000 человек требуется порядка 9 000 светоточек. При замене считающихся энергосберегающими светильников с натриевыми лампами на светодиодные получаем экономию электроэнергии до 3 ГВт в год, а это не только снижение затрат на подключение (плата за выделение мощности), но и возможность использования кабелей меньшего сечения и другие факторы:

1.Увеличение освещенности за счет увеличения количества светильников на существующих мощностях и кабельных трассах;

Т.к. 80% информации человек получает через органы зрения, зрительный комфорт напрямую зависит от степени освещенности. Качественная световая среда — создает зону безопасности и визуального комфорта. Каждому знакома смена чувства тревоги и напряжения на уверенность и чувство защищенности при выходе из неосвещенного переулка на освещенную улицу. Статистика однозначно свидетельствует, что в районах с хорошим уровнем освещенности число преступлений в темное время суток значительно ниже, чем в районах с уровнем освещенности ниже норм и тем более, где освещение вообще отсутствует.

2.Уменьшение сечения кабеля или мощностная разгрузка существующего;

На данный момент значительная часть электрических сетей России обветшала, и уменьшение нагрузки существенно увеличит их срок службы.

3.Отсутствие необходимости постройки дополнительной электрической подстанции, перераспределение существующей высвободившейся мощности на другие потребности (на сегодняшний момент, заявленный дефицит электроэнергии в России составляет около 50 млрд. кВт, что равняется примерно 5% годового прироста ВВП страны);

4.При отсутствии необходимости в высвободившейся энергии ГРЭС может снизить свою производительность в 2 и более раз, а сэкономленное таким образом сырье возможно экспортировать.

Светодиод — это полупроводниковый прибор, преобразующий электрический ток непосредственно в световое излучение. В светодиоде, в отличие от лампы накаливания или люми¬несцентной лампы, электрический ток преобразуется не¬посредственно в световое излучение, и это можно сделать почти без потерь. Светодиод излучает в узкой части спектра, его цвет чист, что особенно ценят дизайнеры, а ультрафиолетовое и инфракрасное излучения, как правило, отсутствуют. Светодиод механически прочен и исключительно надежен, его срок службы достигает 100 тысяч часов, что почти в 100 раз больше, чем у лампы накаливания, и в 5 — 10 раз больше, чем у газоразрядной. Наконец, светодиод — низко¬вольтный электроприбор, а стало быть, безопасный.

С 2006 года «Холдинговая компания «НОТИС» на базе собственной производственной компании «Церс-Технолоджи» выпускает экологически чистые энергосберегающие светильники на базе нанотехнологий с использованием сверх ярких светодиодов. Цитита из доклада одного из сотрудников холдинговой компании «Нотис»: «Наш светильник — это ряд оригинальных решений и изобретений. Мы горды, что такой продукт создан в России, причем без какой-либо серьезной поддержки извне. Мы оказались достаточно прозорливы, 3 года назад спрогнозировав революционное перевооружение рынка. Тогда была лишь тенденция того, что производители сигнальных светодиодов будут наращивать их мощность и менять их класс. Никто всерьез не помышлял о полноценном светодиодном освещении. Развитие рынка светодиодов опережает прогнозы аналитиков. Так создание сверхмощных светодиодов (LED) со световой отдачей 100лм/Вт (световая отдача наиболее эффективных на настоящий момент ртутных ламп высокого давления 80-105 лм/Вт) прогнозировалось (прогноз 2004г.) на 2010-2012 годы, но в этом году мы производим светильники с их использованием».

Рассмотрим основные отличия новой — светодиодной технологии освещения от ламповой:

Известно, что почти все лампы, традиционно используемые в уличных светильниках, дают излучение в радиусе 360о. Эти лампы расходуют 80% энергии на собственный нагрев. Светильники с такими лампами имеют рефлекторы для создания необходимой направленности излучения, где теряется порядка 35% светового потока, за счёт потерь света излучаемого в рефлектор.

Часто встречающееся последнее время техническое перевооружение светильников путём замены ламп ДРЛ на лампы ДНаТ или ДНаЗ при их аналогичной мощности и заявленной высокой экономичности, не приводит к реальной экономии электроэнергии. Так, при включении новой лампы ДНаТ или ДНаЗ освещённость увеличивается, превышая нормативную в 3-5 раз, что ведет к ослеплению водителей и пешеходов.

На практике зафиксировано значительное снижение светового потока ламп ДНаТ, ДНаЗ в процессе их эксплуатации. Снижение светового потока достигает 40-60% от показателей новой лампы. Причем наибольшая скорость спада светового потока наблюдается в первые 100-200 часов эксплуатации лампы, т.е. в течение первого месяца работы. Основываясь на данной особенности работы ламп ДНаТ, ДНаЗ, в различной литературе рекомендуют производить их замену еще до выхода их из строя через 4-6 месяцев (по данным различных источников). Т.о. реальный срок жизни этих ламп определен 4-6 месяцами.

Светодиодный светильник создает освещенность с более высокой контрастностью (в 400! раз выше чем у газоразрядных ламп), что улучшает качество освещения объекта.

Сегодня для освещения улиц и дорог наиболее широко используются лампы ДРЛ, ДНаТ, ДНаЗ, обладающие узким спектром излучения, который не обеспечивает приемлемой цветопередачи. Их свет имеет характерную желтую окраску, что является существенным недостатком ламп этого класса.

Многие исследования показали, что белый свет имеет преимущества перед другим освещением:

— улучшает ночное видение на от 40 до 100% относительно освещения другого спектра;

— улучшает цветовое восприятие (цветопередачу), что в свою очередь

— увеличивает контраст изображения и восприятия глубины пространства.

Практический опыт показал, что по мере старения некоторые натриевые лампы начинают «мигать», т.е. лампа включается, разогревается как обычно, потом вдруг гаснет и через минуту все повторяется. Если своевременно не поменять лампу, а реально это не всегда удается, приходится «любоваться» этим эффектом долгое время.

Указанные неблагоприятные факторы особенно начинают сказываться при минусовых температурах. И лампу, которая летом еще могла бы светить, в наиболее неудобный для проведения ремонтных работ период — зимой, необходимо менять на новую.

Отслужившую лампу необходимо отправить на утилизацию, что требует дополнительных денежных затрат. Утечка ртути или других газов из лампы при ее повреждении приведет к возникновению экологических проблем (негативное влияние на здоровье людей, загрязнение окружающей среды и т.п.). Так, любая ртутная лампа содержит до 100 мг сильнодействующего вещества — паров ртути. Предельно допустимая концентрация этих паров в населенном пункте равняется 0,0003 мг/м2. можно отметить, что эта опасная проблема остается, если возникает бой ламп при транспортировке и эксплуатации.

Напомню, ртуть это самый ядовитый тяжелый металл, она токсична в любой форме. При вдыхании ртутные пары адсорбируются в мозге и почках, а также вызывают разрушение легких и желудочно-кишечного тракта. Даже давние ртутные загрязнения опасны, поскольку ртуть может испаряться годами, нанося непоправимый вред здоровью человека.

Кстати, бытует неверное мнение о том, что современная лампа ДНаТ является экологически чистой, так как в ней используется натрий. В техническом описании подобной лампы, например SON-T Comfort Pro указано, что ее горелка содержит натриево-ртутную амальгаму и ксенон для зажигания разряда.

Светодиодные светильники являются экологически чистыми и не требуют специальных условий по обслуживанию и утилизации. Срок их службы значительно превышает существующие аналоги (срок непрерывной работы светильника не менее 80 тыс. часов, что эквивалентно 25 годам эксплуатации, при 10 часовой работе в день). При чем, это не срок когда светодиод выходит из строя, а примерно в это время снижение его светового потока достигнет 50%.

Имеются и другие экономические выгоды. Так, известно, что в ночное время, для дополнительной экономии электроэнергии, допускается снижение освещённости улиц в два раза (пункт 7.44 СНиП 23-05-95). Светодиодные светильники позволяют регулировать освещённость снижением питающего напряжения (традиционные светильники на газоразрядных лампах этого не допускают, при снижении напряжения они выключатся). Наличие переключателя потребляемой мощности на подстанции позволяет, без расширения номенклатуры светильников, получать различные нормы освещённости в соответствии со СНиП 23-05-95. Кроме того, при оценке экономии электроэнергии необходимо учитывать потери на проводах линий питания светильников. Потребляемый лампами ДРЛ и ДНаЗ ток составляет 2.1-2.2А, потребляемый ток светильника LZ составляет 0.6-0.9А в зависимости от режима работы. Таким образом, рассеиваемая на проводах питания мощность уменьшается в 4-9 раз.

Так же не требуется ввод новых мощностей, т.к. энергопотребление светодиодных светильников меньше, а срок полной окупаемости 90Вт светильника в среднем составляет 3-4 года рост цен на электроэнергию на 10-12% в среднем по России.

Произведем технико-экономическое сравнение светильников ZERS со светодиодами и светильников РКУ-250 с газоразрядными лампами.

Таблица 28-Основные технические характеристики светильников

Описание функциональности Светильник РКУ-15 с лампами ДРЛ-250 Светильник ZERS LZ28-WE120-ZD3084

Срок службы источника света 12000 часов 100000 часов

Экономия электроэнергии 0% 70%

КПД 65% 90%

Затраты на обслуживание Ежегодные Только мытьё

Пусковой ток 4,5А нет

Потребляемый ток 2,1-2,2А 0,68А

Мощность 250Вт 150Вт

Нагрузка на городские и муниципальные электросети Высокая низкая

Специальные условия утилизации источников света есть нет

Виброустойчивость процессе эксплуатации низкая высокая

Устойчивость к перепадам напряжения слабая Не чувствителен

Стабильность работы систем уличного освещения при низких температурах низкая высокая

Наличие стробоскопического эффекта у светильника есть нет

Экологическая безопасность светильника нет полная

Световой поток 12000лм 6000лм

Вес конструкции светильника 10кг+вес лампы 300гр Минимальный 8кг

Время выхода на рабочий режим освещения источника света 10-15минут период зажигание ламп Минимум 1с

Температурные режимы работы во время эксплуатации От -40 до +40 градусов(при низких t запуск затруднителен) От -60 до +50 градусов

Потери в ПРА 28Вт нет

Регулирование освещения нет 30-40%

Итак, подводя итог можно выделить основные преимущества светильников светильников ZERS и РКУ 15-250:

Преимущества уличных и промышленных светодиодных светильников «ZERS»:

1.Срок службы — до 80 тысяч часов, что эквивалентно 25 годам работы в режиме реального уличного городского освещения. стабильная работа в любых климатических условиях.

2.Экономия электроэнергии 30% по сравнению с уличными светильниками с лампой ДНаТ и 70% по сравнению с уличными светильниками с лампой ДРЛ

3.Cрок окупаемости 3-4 года

4.Экологическая безопасность и отсутствие необходимости утилизации.

5.Высокая механическая прочность, виброустойчивость и надежность. Устойчивость к перепадам напряжения.

6.Отсутствие вредного эффекта низкочастотных пульсаций (стробоскопического эффекта), свойственного люминесцентным и газоразрядным источникам света.

7.Потребляемый ток светодиодных уличных и промышленных светильников равен 0,4÷0,6А, тогда как у светильника с газоразрядной лампой потребляемый ток 2,2А, а пусковой 4,5А.

8.Светодиодные уличные и промышленные светильники (в отличие от светильников с газоразрядной лампой) обладают возможностью регулировки яркости за счет снижения питающего напряжения. СНиП 23-05-95 для экономии электроэнергии допускает в ночное время снижение уровня освещенности для уличного освещения на 30-50% (пункт 7.44). Применение уличных светодиодных светильников ZERS позволяет осуществлять данные рекомендации путем снижения, питающего напряжения. При этом не изменяется спектральный состав излучения и цветопередача.

9.Дополнительным немаловажным преимуществом уличных и промышленных светильников ZERS является мгновенное зажигание при подаче питающего напряжения и независимость работоспособности от низких температур окружающего воздуха.

Преимущества уличных светильников «РКУ-15-250»:

1.Простота конструкции обеспечивает быстрый доступ к элементам светильника;

2.Отражатель сохраняет светотехнические параметры в процессе эксплуатации;

3.Герметический оптический отсек обеспечивает полную защиту от влаги и пыли;

4.ПРА установлен на отдельной пластине и легко снимается для замены;

5.Защитное стекло антивандально и устойчиво к УФ-излучению;

6.Модификация со степенью защиты IP65, пыле-водозащищена.

Итак произведем оценку по светотехническим и электротехническим характеристикам.

12.1Светотехнический расчет

Согласно [15] среднюю горизонтальную освещенность на уровне покрытия непроезжих частей улиц, дорог и площадей, бульваров и скверов, пешеходных улиц и территорий микрорайонов в городских поселениях следует принимать согласно таблица 29.

Таблица 29 Нормы освещенности дорог и проездов

Освещаемые объекты Средняя горизонтальная освещенность, лк

1 2

1 Главные пешеходные улицы, непроезжие части площадей категорий А и Б и предзаводские площади

2 Пешеходные улицы:

в пределах общественных центров

на других территориях

3 Тротуары, отделенные от проезжей части на улицах категорий:

А и Б

В

4 Посадочные площадки общественного транспорта на улицах всех категорий

5 Пешеходные мостики

6 Пешеходные тоннели:

днем

вечером и ночью

7 Лестницы пешеходных тоннелей вечером и ночью

8 Пешеходные дорожки бульваров и скверов, примыкающих к улицам категорий (табл. 11):

А

Б

В

Улицы и дороги местного значения

500 и более

Менее 500

Одиночные

автомобили

Территории микрорайонов

9 Проезды:

основные

второстепенные, в том числе тротуары-подъезды

10 Хозяйственные площадки и площадки при мусоросборниках

11 Детские площадки в местах расположения оборудования для подвижных игр

10

6

4

4

2*

10

10

100

50

20

6

4

2

6

4

4

4

2

2

10

Среднюю горизонтальную освещен¬ность территорий общественных зданий следует принимать по таблице 30

Таблица 30- Нормы освещенности территорий общественных зданий

Освещаемые объекты Средняя горизонтальная освещенность, лк

Детские ясли-сады, общеобразовательные школы и школы-интернаты, учебные заведения

1 Групповые и физкультурные площадки

2 Площадки для подвижных игр зоны отдыха

3 Проезды и подходы к корпусам и площадкам

10

10

4

Произведем расчет согласно методике приведенной в [16]

Найдем световой поток источника света:

лм, (12.1)

где: Eн- средняя горизонтальная освещенность

Кз — коэффициент запаса

Нр- расчетная высота установки светильника

ε-условная относительная освещенность от ближайших светильников

кд (12.2)

где: Ja1000- сила света светильника в направлении расчетной точки

α-угол между вертикалью и направлением силы света в расчетную точку

Пояснение к расчету представлено на рисунке

Рисунок 12- График падения кривой силы света

Определяем суммарную освещенность в контрольной точке М,которая создается двумя светильниками 1 и 2 тогда εi =Σε\2.

Общая мощность освещения объекта:

(12.3)

где Руд -мощность светильника с учетом потерь ПРА.N-количество светильников.

Проектом предусматривается освещение улиц и фасадов домов микрорайона светильниками на железобетонных опорах, и на кронштейнах по фасадам зданий между вторым и третьими этажами.

Пример расчета наружного освещения проспекта Октября правой стороны и улицы Менделеева.

Для надежной работы осветительной установки и ее экономности большое значение имеет правильный выбор светильников. При выборе светильника, учитывала условия окружающей среды, в которой будет работать светильник, требуемое распределение светового потока в зависимости от назначения и экономичность самого светильника.

Кривая силы света светильника РКУ-15-250 и общий вид приведена на рисунке 13

Кривая силы света светильника ZERS и общий вид приведена на рисунке 14

Найдем световой поток для источников света с учетом того что освещенность для дорог местного значения Ен=6 лк.

Условная освещенность :

для РКУ

для ZERS

Найдем световой поток источников света :

лм для РКУ

лм для ZERS

Лампа ДРЛ-250 обладает световым потоком 12000лм.,Светодиоды обладают световым потоком 6000лм.Оба светильника будут обеспечивать среднюю освещенность покрытия дороги .Определяем, необходимое количество светильников длинна проспекта Октября и тротуара от улицы Менделеева до бульвара Полетаева 460м с учетом рекомендуемого расстояния между светильниками 30-40м, принимаем расстояние 35м двухстороннее расположение светильников для освещения тротуара:

(12.4)

где Lлинии,Lпролета- длина освещаемой улицы ,длина пролета

Улица Менделеева и тротуар:

Общая мощность от освещения объекта:

Проспект Октября и тротуар:

кВт для РКУ

кВт для ZERS

Улица Менделеева и тротуар:

кВт для РКУ

кВт для ZERS

Подключение наружного освещения микрорайона предусматривается от распределительных шкафов типа ВРУ-ВЗ. Щит уличного освещения УОЩН устанавливается в ТП РУ 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. А для питания козырькового освещения щит освещения устанавливается в ВРУ дома.

12.2 Электрический расчет осветительной сети

Рисунок14-Схема подключения осветительной сети

Расчет электрических осветительных сетей производится по минимуму проводникового материала приведенный [16].

В практике для расчета сечений осветительных сетей при условии наименьшего расхода проводникового материала используется формула:

(12.5)

где Мприв – приведенный момент мощности, кВт.м;С – коэффициент, зависящий от схемы питания и марки материала проводника, С=44 [7];ΔU – допустимая потеря напряжения в осветительной сети от щита освещения до наиболее удаленной лампы %. Согласно ПУЭ ΔU=2,5%

Определяется момент на участке О-1 по формуле:

МО-1=P*l*n (12.6)

где P – расчетная мощность лампы, кВт;l — расстояние между щитами, м;n – количество ламп, шт.

МО-1=0,278*5*44=61,16кВт.м;РКУ

МО-1=0,120*5*44=26,4кВт.м;ZERS

Момент на участке 1-2 определяется по формуле:

(12.7)

где l0 – расстояние до первой лампы, м;l1 – расстояние между лампами, м.Р- мощность светильника, кВт.n-количество светильников, шт

кВт.м;РКУ

кВт.м;ZERS

Момент на участке 1-3:

кВт.м;РКУ

кВт.м;ZERS

Мприв=М0-1+m1-2+m1-3=61,16+4318+1864=6243,16 кВТ.м;

Мприв=М0-1+m1-2+m1-3=26,4+1864+1074=2964,4 кВТ.м;

мм2 ;РКУ

мм2;ZERS

Принимаем кабель с ПВХ изоляцией в, полихлорвиниловом шланге, марки АВВГ 4х50 мм2, Sст=50 мм2; АВВГ 4х25 мм2, Sст=25 мм2

Определяются фактические потери напряжения на участке 0-1 по формуле:

%

%

Сечения на участке 1-2

РКУ

ZERS

участок 1-3:

РКУ

ZERS

Сеть уличного освещения выполняется воздушной линией, самонесущим изолированным проводом марки СИП-1А-35(16), Sст=25(16)мм2.

Найдем потерю напряжения в проводах осветительной сети участков 1-2 и 1-3 при условии, что потеря напряжения в осветительной сети питающейся от трансформатора 630 кВА равна 5,5%:

Участок 1-2:

%РКУ

%ZERS

ДUф0-1+ДUф1-2<ДU

2,5%+2,6%<5,2%

2,5%+2,5%<5,2%

Участок 1-3:

%РКУ

%ZERS

2,5%+2,1<5,2%

2,5%+1,45<5,2%

Проверка выбранных проводников на нагрев током нагрузки:

(12.8)

где Рр0 – расчетная мощность на данном участке, Вт;Uл – номинальное напряжение сети,В;Cos φ – коэффициент мощности средневзвешенный на шинах 0,4кВ.

Определяется ток на участке 0-1:

;РКУ

;ZERS

Iдоп=137А – для кабеля сечением Sст=50мм2 20,64А<137А

Iдоп=137А – для кабеля сечением Sст=25мм2 ,9A<93А

Определяется ток на участке 1-2:

;РКУ

;ZERS

Iдоп=115А – для СИП-1А сечением Sст=35мм2 ,12А<115А

Iдоп=70А – для СИП-1А сечением Sст=16мм2 ,5,27A<70А

Определяется ток на участке 1-3:

;РКУ

;ZERS

Iдоп=95А – для СИП-1А сечением Sст=25мм2 8,46А<95А

Iдоп=70А – для СИП-1А сечением Sст=16мм2 3,65А<70А

Проверка линий уличного освещения на потерю напряжения проводится для наиболее протяженных и загружаемых участков. Линии освещения территории общественных зданий выполняется двухпроводной воздушной линией, самонесущим изолированным проводом марки СИП-1А-16, сечением Sст=16мм2.От ТП линии освещения подключаются кабелем марки АВВГ проложенным в траншее от ТП до первой опоры освещения.Также кабелем АВВГ-П выполняются линии освещения по фасадам жилых зданий сечением жилы 4-16 мм2.Согласно [3] вводно-распределительное устройство дома рекомендуют располагать в среднем подъезде дома щит освещения будет установлен рядом с ВРУ, расстояние от ЩО до ВРУ приблизительно примем 1метр, а расстояние от ЩО до первого светильника примем 10 метров так как расстояние от пола до потолка в среднем для типовых квартир равно 2,5 метра, а светильник расположен между вторым и третьим этажом и разводка по подъезду. Расчет освещения для остальных объектов аналогичен.

Результаты расчета сведены в таблицу 1 Приложение Ж

12.3 Технико-Экономическое сравнение вариантов

Согласно [17] Оценка различных вариантов наружных ОУ производится по полным приведенным годовым затратам Со и удельной установленной мощности Наиболее экономичный вариант выявляется по минимуму приведенных годовых затрат на ОУ.

Удельная установленная мощность Ро определяется по формуле

Ро=(Рл+DРпра)m, (12.9)

где Рл+DРпра — мощность лампы в светильнике и потери в ПРА, Вт.

2. При определении приведенных годовых затрат учитываются приведенные годовые эксплуатационные расходы и соответствующие капитальные затраты, включающие стоимость оборудования и его монтажа.

Допускается в случае одинаковых капитальных затрат на сети, опоры, кронштейны или другое оборудование исключать эти составляющие из сравнительных расчетов.

Рекомендуется производить раздельный расчет приведенных эксплуатационных расходов и приведенных капитальных затрат.

3. Полные приведенные годовые затраты рекомендуется сопоставлять для равноценных по светотехническому эффекту установок, когда их средние значения яркости или освещенности отличаются не более чем на 10%.

4. Приведенные годовые затраты Q для наружных ОУ складываются из приведенной суммы эксплуатационных расходов на содержание установок Э и 15% стоимости приведенных капитальных затрат на приобретение оборудования и его монтаж К.

Q=Э+15K/100. (12.10)

5. Капитальные затраты складываются из стоимости светильников Kcв, ламп Кл, опор Коп, кронштейнов Ккр, монтажа светильников Кмонт 1 и опор кронштейнов Кмонт 2

К=[т(Ксв+Кмонт1+Кл)+(Коп+Кпр+Кмонт2)] (12.11)

Стоимость опор, кронштейнов учитывать не будем, также не будем учитывать стоимость монтажа светильников, так как оба светильника консольные тогда формула имеет следующий вид:

К=т•Ксв (12.12)

Стоимость электрической сети в сопоставительных расчетах для равноценных по исполнению или пропускной способности сетей, как правило, может не учитываться.

6. Приведенные годовые эксплуатационные расходы Э на содержание ОУ определяются по формуле

Э=Сэ+Сл+Coб+Сам, (12.13)

где Сэ; Сл; Соб; Сам — приведенная стоимость соответственно электроэнергии, заменяемых ламп и обслуживания за год, руб; Сам — приведенные амортизационные отчисления, руб.

Сэ; Сл; Соб; и Сам определяются по формулам:

Сэ=x*Ро*Т*Кэ; (12.14)

Сл=(Кл*Тт)/Тл (12.15)

Соб=(mСч) (12.16)

Сам=[mv1(Ксв+Кл+Кмонт1)+v2(Коп+Ккр+Кмонт2)] (12.17)

Амортизационные отчисления на монтаж опор, кронштейнов учитывать не будем, также не будем учитывать отчисления монтажа светильников так как оба светильника консольные, тогда формула имеет вид:

Сам=[m*0,1(Кл +Ксв)] (12.18)

где x — коэффициент, учитывающий потери мощности в сети, принимаемый равным 1,03; Т — число часов горения светильников в год равное 3500[17], ч; Кэ — стоимость 1 кВтч электроэнергии, руб.; Тл — срок службы ламп, ч; Сч — стоимость обслуживания одного светильника в год, включая стоимость чисток и замены ламп для ДРЛ-1,2 для светодиодов примем приблизительно равным 0,5 так как они не требуют обслуживания кроме чистки. (принимается по данным эксплуатационной организации); v1 — доля отчислений на амортизацию от стоимости светильников принимаемая равной приблизительно 0,1 согласно [17]; v2 — доля отчислений на амортизацию суммарной стоимости опор с кронштейнами, принимаемая для опор: металлических и железобетонных — 3,6%; деревянных из пропитанной древесины и на железобетонных пасынках — 5,7%; деревянных из непропитанной древесины — 8%.

Расчет сравнения по вариантам сводим в таблицу 32

Таблица 32.-Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант число свет. стоимость

т.р К т.р Сэ т.р Сл т.р Соб т.р Сам,т.р Э, т.р Q, т.р

РКУ 251 4 1004 303,9 145,9 301,2 100,4 404,8 555,4

ZERS 251 16,2 4066,2 119,6 51,9 125,5 451,8 571,6 1181,5

При сопоставление первоначальных затрат может быть принят вариант с большей величиной К, но с меньшими эксплуатационными расходами и рассматриваться как оптимальный если увеличение капитальных затрат окупается в срок не более 8,3 года [17]. В этом случае вариант применение светодиодов наиболее актуален, так как приведенные затраты для варианта со светильниками ZERS на 50% больше чем со светильниками РКУ.

13 Расчет карты селективности защит

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, выбирают с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток(нагрузки) , номинальный ток отключения, тоесть 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 ВВУ-СЭЩ 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 0,4 кВ 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 15:

Рисунок 15 –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 (13.1)

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 (13.2)

III с.з1=kIIотс. Iпер (13.3)

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 (13.4)

Рассчитаем токи срабатывания и уставки защиты кабельной линии 0,4 кВ от ТП2 до ВРУ дома Полетаева 5 ВА88-32 125 I р.ном=125А

Токовая отсечка без выдержки времени:

Так как выдержка времени защиты первой ступени не регулируется принимаем согласно время-токовой характеристике:

Токовая отсечка с выдержкой времени

(13.5)

Максимальная токовая защита

Рассчитаем токи срабатывания и уставки защиты низкой стороны трансформатора в ТП2автоматический выключатель ВА88-43-1000 I.ном=1000А

Ток срабатывания защиты первой ступени:

кА

Ток срабатывания защиты второй ступени:

А

Ток срабатывания защиты третьей ступени:

IIII с.з2=1,2•920•1,4=1545,6А

Для защиты трансформатора с высокой стороны принимаем защиту плавкими предохранителями типа ПКТ[20]

Выбираем параметры МТЗ при условии что согласно [2] допускается перегружать трансформатор на 40% в течении 6 часов не более 5суток

IIII с.з3=1,4• I ном. (13.6)

IIII с.з3 = 1,4•36,4=50А;

I ном.пр=50А

Выбираем параметры токовой отсечки

III с.з3=kIIотс. I(3)к.вн.max (13.7)

III с.з3=1,3•4=5,2

Токовая отсечка без выдержки времени

Принимаем к установке предохранитель ПКТ-103-10-50-31,5

III с.з3 >> I(3)к.вн.max

31,5>>5,2кА

Для защиты питающей линии применяем вакуумные выключатели и защиту на полупроводниковых реле РСТ

Токовая отсечка без выдержки времени, отстроенная от тока внешнего короткого замыкания

Ток срабатывания защиты:

III с.з3=kIIотс. I(3)к.вн.max (13.8)

III с.з3=1,2•4=4,8 кА

Ток срабатывания реле:

(13.9)

Выбираем реле РСТ 13-32, у которого =(30-120) А.

Сумма уставок:

(13.10)

Коэффициент чувствительности определяется :

(13.11)

Так как короткая питающая линия чувствительность отсечки обеспечиваться не будет.

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=30, ксх=1).

Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от максимального рабочего тока в линии:

А, (13.12)

где =1,1 – коэффициент отстройки; — коэффициент возврата.

При расчете защиты от перегруза коэффициент чувствительности не определяется.

Ток срабатывания реле:

А. (13.13)

Принимаем к установке реле РСТ 13-19, у которого ток срабатывания находится в пределах =(1,5-6) А.

Определим сумму уставок:

где =1,5 А – минимальный ток срабатывания выбранного реле.

14 Расчет сметы на электромонтажные работы

Для создания новых, расширения действующих, а также реконструкции и технического перевооружения предприятий необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов называются капиталовложениями. Они используются на строительно-монтажные работы, приобретение технологического оборудования и прочие нужды (транспорты расходы, инвентарь и т.д.).

К новому строительству относят возведение зданий, сооружений, предприятий, осуществляемое на новых площадках по утвержденному проекту.

К расширению действующего предприятия — строительство последующих очередей существующего предприятия, дополнительных производственных комплексов и производств. Расширение предприятия обычно приводит к увеличению его производственной мощности в более короткие сроки и при меньших затратах по сравнению с созданием аналогичных мощностей в результате нового строительства.

Реконструкция — это осуществляемое по единому проекту и полное или частичное переоборудование производства. К реконструкции относят строительство новых цехов и объектов взамен ликвидируемых, дальнейшая эксплуатация которых признана нецелесообразной. Реконструкция обеспечивает увеличение объема производства на базе новой, более современной техники и технологии, расширение ассортимента и повышение качества продукции, а также улучшение других технико-экономических показателей с меньшими затратами и в более короткие сроки, чем при строительстве новых или расширении действующих предприятий. Техническое перевооружение ведется без расширения имеющихся производственных площадей по проектам на отдельные работы и объекты. Задача технического перевооружения — повышение технического уровня отдельных участков производства, установок. При этом обычно требуются меньшие удельные капиталовложения и более короткие сроки по сравнению с расширением производства. Техническое перевооружение и реконструкция имеют также большое социальное значение, так как обновление техники позволяет улучшить условия труда.

Строительные и монтажные работы в нашей стране осуществ¬ляются двумя способами: подрядным и хозяйственным.

При подрядном способе работы ведутся специализированными хозрасчетными строительными организациями по договорам с заказчиками(предприятиями, организациями). Это создает условия для широкого внедрения механизации и автоматизации, передовой технологии и организации строительного производства, повышения производительности труда и квалификации кадров, снижения себестоимости и сроков выполнения строительно-монтажных работ.

При хозяйственном способе предприятие осуществляет строительно-монтажные работы своими силами. Для этого на период строительства создается собственная строительная организация. Средства на строительство или реконструкцию объектов извлекаются из хозяйственного оборота, не принося экономического эффекта до момента ввода их в эксплуатацию.

Стадии проектирования. Характеристика затрат:

Капитальное строительство каждого нового объекта носит практически индивидуальный характер и ведется в новых условиях на новой строительной площадке. Большое влияние на процесс строительства оказывают местные условия (геологические, топографические, климатические и др.), особенно это относится к гидроэлектростанциям. Поэтому для строительства каждого генери- рующего энергообъекта и ЛЭП составляется проект — техническая проектная документация в полном объеме. Исключение составляют объекты, выполняемые по типовым проектам для практически одинаковых объектов.

Проектирование энергообъектов ведется специальными проектными организациями — проектными институтами:

ВЛ и энергосистемы — Энергосетьпроектом;

районные тепловые электростанции — Теплоэнергопроектом

ТЭЦ — ВНИПИэнергопроектом;

атомные — частично Гидропроектом и частично специализированными организациями;

гидроэлектростанции — Гидропроектом; проекты организации работ, связанных со строительством, разрабатывает институт Opгэнергострой.

Происходящий в России процесс коренных изменений в экономической системе и ценовой политике определил необходимость внесения принципиальных изменений в систему ценообразования и сметного нормирования в строительстве.

В общем случае в стране для разработки документации на строительство зданий и сооружений был установлен следующий порядок:

Предпроектная документация: схема развития и размещения отраслей народного хозяйства и отраслей промышленности (далее схемы); технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительство крупных и сложных предприятий и сооружений; технико-экономические расчеты (ТЭР) по технически сложным зданиям и сооружениям;

Проектная документация: рабочий проект для технически сложных

объектов, возводимых преимущественно по типовым и повторно применяемым проектам; проект и рабочая документация для крупных и сложных предприятий и сооружений.

Для крупных объектов новая стадийность выглядит таким образом:

1. предроектная стадия — обоснование инвестиций;

2. проект — технико-экономическое обоснование и рабочая документация.

Основание инвестиций предусматривает:

• народно-хозяйственную необходимость;

• номенклатуру продукции и потребителей;

• место строительства, условия эксплуатации;

• сырьевые источники;

• соответствие мировому уровню;

• энергоснабжение;

• социальную сферу;

• эколологию;

• укрупненную оценку сметной стоимости объекта;

• проект бизнес-плана.

Технический проект (проектное задание) состоит из следующих основных частей:

• технико-экономическая;

• техлогическая;

• строительная;

• генеральный план;

• организация строительства;

• сметно-финансовая.

Рабочая документация включает в себя чертежи и уточненную сметную стоимость.

Руководящие материалы для проектирования:

1.Строительные нормы и правила (СНиП), состоящие из четырех частей:

часть 1 — нормативные данные о параметрах и областях приме нения материалов, изделий, конструкций и оборудования дли строительства;

часть 2 — нормы строительного проектирования;

часть 3 нормативные данные по организации и технологии строительного производства;

часть 4 сметные нормы по всем видам строительно-монтажных работ

2.Нормы технологического проектирования (раздельно для тепловых гидро и атомных электростанций, электрических и тепловых и других объектов). В нормах содержатся рекомендации по наиболее важным вопросам проектирования энергетических объектов сучетом особенностей технологического оборудования.

3.Стандарты на технологическое оборудование и строительные материалы.

4.Типовые проекты организации эксплуатации.

Кроме того, при проектировании учитываются требования ПТЭЭП, и правила устройства электротехнических установок (ПУЭУ),санитарные нормы и правила, правила устройств безопасной эксплуатации грузоподъемных машин и сосудов, работающих под давлением, противопожарные правила и другие нормативные документы.

Все проекты до их утверждения проходят отраслевую экспертизу, в которой принимают участие представители эксплуатационных, строительных и монтажных организаций. Стоимость строительства определяется его сметой.

Смета или сметно-финансовый 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 строительно-монтажных 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 строительно-монтажными организациями и предприятиями — поставщиками оборудования. Смета включает в себя общие и част¬ные технико-экономические показатели строительства. Она явля¬ется документом, необходимым для организации учета, контроля и анализа хозяйственной деятельности строительных и монтажных организаций, а также деятельности организаций-застройщи¬ков. Смета в значительной мере характеризует технико-экономи¬ческий уровень проектных решений.

Сметы бывают объектные (для отдельных видов работ и за¬трат) и сводные:

В сводных сметах определяется общая стоимость строительства по техническому или технорабочему проекту. Она включает в себя затраты на строительные работы, оборудова¬ние, монтажные и прочие работы, которые определяются в со¬ответствии с данными проекта по составу оборудования и объе¬му работ на основе цен на оборудование, норм и расценок на строительные и монтажные работы, тарифов на перевозку гру¬зов, накладных расходов и плановых накоплений. Смета состоит из 12 глав. В сметах энергетических объектов гл. 4 и 11, как прави¬ло, отсутствуют.

В состав главы. 1 входят затраты по освоению территории строи¬тельства, по вырубке просек для линий передач, по планировке территории, разбивке центров опор и другого оборудования.

В главе 2 учтены затраты на объекты основного производственно¬го назначения: на строительство линий передач, переходов, на установку силовых трансформаторов и синхронных компенсато¬ров на подстанциях, на открытые и закрытые распределительные устройства, на защиту, автоматику и телемеханику.

В главе 3 отражается сметная стоимость трансформаторных мас¬терских, пунктов обслуживания электрических линий, компрессорных, складов масла .

В главе 5 сгруппированы затраты на дороги и сооружения связи.

В гл. 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 премиально-прогрессивной системой оплаты труда, на перебазирование механизированных колонн. В остальных главах отражены затраты и содержание дирекции и проектно-изыскательские 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 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.

Для учета частных особенностей производства, а также местных условий, при которых осуществляются работы, примем различные коэффициенты и поправки. Кроме того, в объектные

сметы включаются начисления, состоящие из накладных расхо¬дов, необходимых для организации и управления строительством, и плановых накоплений (прибыли).Наряду с уточненным определением капиталовложений по свод¬ным сметам для технико-экономического обоснования строитель¬ства электрических сетей на стадии перспективного проектирова¬ния, когда отсутствуют проектные проработки, требуются при-ближенные, но достаточно обоснованные методы оценки капиталовложений.

Для определения сметной стоимости используются сметные нормативы — сметные нормы на строительные работы (часть 4 СНиП) прейскуранты на оборудование; ценники на монтаж оборудования; единичные расценки — нормативы, характеризую¬щую стоимость единицы строительных работ и включающие стоимость материалов, заработную плату рабочих, затраты на эксплуатацию используемых механизмов, нормы накладных расходов.

Стоимость типовых строительных работ определяется по единичным

районным расценкам (ЕРЕР), в которые вносятся поправки ,вытекающие из конкретных условий строительства (они отражены в ЕРЕР поправочными коэффициентами). ЕРЕР не учтены затраты на транспорт материалов, которые зависят от расстояния между карьером и строительной площадкой. Для учета затрат на транспорт материалов к ЕРЕР также вносятся поправки. Если для какого-либо вида работ расценки отсутствуют, то создаются индивидуальные расценки. Для расчетов на предварительной стадии проектирования применяют

укрупненные показатели стоимости (УПС). УПС — это осредненные стоимости укрупненных единиц объемов работ или отдельных конструкций, позволяющих получить сметную стоимость всех работ без калькуляции стоимости всех строительных процессов. В УПС на строительные работы в качестве удельных измерителей принимаются 1 м3 здания, 1 м2 площади, 1 м3 железобетона,

наружных трубопроводов, 1 м туннеля; По оборудованию в УПС измерителями являются: агрегат, турбина, трансформатор,генератор, комплект . В УПС указываются базисные цены, тоесть стоимость изделий без стоимости транспорта и заготовительных операций, местная расценка Пм определяется на основании базисной Пб с учетом ряда поправок. Виды поправок, их значения и учет рассматриваются в соответствующих разделах по ТЭС, ГЭС и электросетевым предприятиям,

Стоимость группы однотипных работ, Kст, определяется по формуле:

Кст = Пм. У, (14.1)

У- объем работ в единицах, для которых определена Пм .Сметную стоимость, Ксмет, можно подразделить на составляющие.

Ксмет= Коб + Ксмр + Кпр + Д, (14.2)

где Коб— сметная стоимость оборудования; Ксмр — стоимость строительно-монтажных работ; Кпр — прочие расходы; Д — доход строительной организации.

В стоимость оборудования, Коб, включается оптовая цена, Цо, и транспортные расходы, Цтр.

Коб = Цо + Цтр. (14.3)

Стоимость СМР, Ксмр, может быть определена по формуле

Кс.м.р = Им.з + Изп + Иэ.с.м + Инакл + Ипр, (14.4)

где Имз — материальные затраты (55 %), определяемые на основании СНиП, ценников; Изп — затраты на зарплату строительных рабочих (15 %); Иэсм — затраты на эксплуатацию строительных машин (10%); Инакл — накладные расходы (около 16%); Ипр — прочие расходы.

В свою очередь, накладные расходы, Инакл, складываются составляющих

Инакл=Иадм+Иобсл.+Ит.б+Иж.к+Инп.р+Ипр. (14.5)

где Иадм административные расходы, включающие расходы, заработную плату административно-управленческого персона, амортизацию и ремонт административных зданий, канцелярские другие расходы; Иобсл — расходы по обслуживающим производствам; Итб — расходы по охране труда и технике безопасности, Ижк — расходы по жилищно-коммунальному хозяйству; Инп-непроизводственные расходы; Ипр — прочие накладные расходы

Если из общей сметной стоимости вычесть возвратные суммы получится первоначальная стоимость основных средств (производственных и непроизводственных), т.е. капитальные вложения в строительный комплекс.

Капитальные вложения в строительный комплекс, К, связаные со сметными затратами следующим соотношением:

(14.6)

где Кс.м— сметные капиталовложения; Квозврi — возвратные суммы, представляющие собой затраты в смежные объекты, жилищное строительство, подлежащие возмещению из местного бюджета (10 — 20% сметных затрат); Кбуд — капитальные затраты будут и периодов; Кпред — затраты на предыдущие строительству работы. (геологоразведочные, проектные); Sоб.ср — минимально необходимый размер оборотных средств для сдачи объекта в эксплуатацию. 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 диплом ном проекте ранее проводилось технико-экономическое обоснование принятых проектных решений и на основании принятых решений составим сметы на строительно-монтажные работы. Таблица 1 Приложение К

Общепроизводственные на¬кладные расходы — это расходы на обслуживание и управле¬ние производством.

В состав общепроизводственных накладных издержек включаются:

• расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

• цеховые расходы на управление.

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 производ¬ственным подразделениям, а не по видам продукции, как это происходит с основными прямыми расходами. Обе эти груп¬пы — расходы комплексные, косвенно распределяемые между отдельными видами продукции и между законченной продук¬цией и незавершенным производством.

Планирование этих расходов осуществляется путем разработ¬ки на соответствующие цели годовых, квартальных смет с рас¬пределением на каждый месяц по каждой производственной еди¬нице, цеху в отдельности. Контроль за этими затратами осущест¬вляется в соответствии со сметными размерами издержек.

Общехозяйственные накладные расходы, или накладные расходы непроизводственного назначения, связаны с функцией руководства, управления, которые осуществляются в рамках предприятия, компании, фирмы в целом. В состав этих рас¬ходов включается несколько групп: административно-управ¬ленческие, общехозяйственные, налоги, обязательные платежи, отчисления и пр.

В их состав включают издержки на:

• содержание работников аппарата управления предпри¬ятием, заработную плату, отчисления на социальные нужды, материально-техническое и транспортное обслуживание их деятельности, затраты на командировки;

• содержание и обслуживание технических средств управле¬ния (вычислительных центров, узлов связи, средств сигнализа¬ции), освещение, отопление и т.п.;

• оплату консультационных, информационных и аудиторс¬ких услуг, оплату услуг банка (в том числе проценты по кредитам банка и проценты по кредитам поставщика за приобретенные товарно-материальные ценности);

• подготовку и переподготовку кадров, расходы по набору рабочей силы;

• текущие затраты, связанные с содержанием фондов приро¬доохранного назначения, очистных сооружений, на уничтожение экологически опасных отходов и платежи за предельно до¬пустимые выбросы загрязняющих веществ в природную среду;

• износ (амортизацию) основных средств, МБП и немате¬риальных активов;

• ремонт зданий, сооружений и инвентаря общепроизвод¬ственного назначения и расходы, связанные с содержанием помещений, предоставляемых бесплатно для организации об¬щественного питания;

• платежи по обязательному страхованию имущества пред¬приятия и отдельных категорий работников, налоги, сборы, платежи и другие обязательные отчисления, производимые в соответствии с установленным законодательством порядком.

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 за ее исполнением.

Различают следующие виды себестоимости: цеховая, производственная и полная.

Цеховая себестоимость представляет собой затраты цеха, связанные с производством продукции.

Производственная себестоимость помимо затрат цехов включает общепроизводственные и общехозяйственные рас¬ходы.

Полная себестоимость отражает все затраты на производст¬во и реализацию продукции, слагается из производственной себестоимости и внепроизводственных расходов (расходы на тару и упаковку, транспортировку продукции, прочие рас¬ходы).

Различают индивидуальную и среднеотраслевую себесто¬имость.

Индивидуальная себестоимость обусловливается конкрет¬ными условиями, в которых действует то или другое пред¬приятие.

Среднеотраслевая себестоимость определяется как средне¬взвешенная величина и характеризует средние затраты на единицу продукции по отрасли, поэтому она находится ближе к общественно необходимым затратам труда.

Рентабельность услуги рассчитывается по формуле:

(14.7)

где сметная прибыль; себестоимость услуги, равна сумме прямых затрат и накладных расходов.

15 Охрана труда и техника безопасности

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

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

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

— применение малых напряжений;

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

— защитное разделение сетей;

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

— защита от перехода напряжения с высшей стороны на низшую;

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

— контроль изоляции;

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

— компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

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

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

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

В здании ЗРУ необходимо наличие следующих электрозащитных средств:

а) указатель напряжения – 1 шт.;

б) диэлектрические перчатки – 2 пары;

в) диэлектрические галоши – 2 пары;

г) диэлектрические коврики – 2 шт.;

д) защитные очки – 2 пары;

е) противогаз – 2 шт.;

ж) изолирующие штанги – 1 шт.

— обеспечение недоступности токоведущих частей;

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

— зануление;

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

— технические и организационные мероприятия при допуске к ремонту электроустановок;

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

Технические мероприятия:

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

Организационные мероприятия:

. Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

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

Помещения и электрооборудованием укомплектованы противопожарным оборудованием и приспособлениями:

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

б) ящики с песком – 2 комплекта;

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

— заземление.

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

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

Расчет искусственного заземлителя ЦРП 10 кВ с двумя трансформаторами 10/0,4 кВ. Устанавливаем необходимое по [2] сопротивление R3≤4 Ом. Определяем расчетные удельные сопротивления грунта с учетом повышающих коэффициентов, которые учитывают высыхание почвы летоми промерзание ее зимой. Удельное сопротивление грунта с составляет 100 Ом/м.

Сопротивление одиночного вертикального электрода

(15.1)

где Rуд – удельное электрическое сопротивление грунта Ом/м;kс– коэффициент сезонности заземлителей.Кв=1,3;l-длинна заземлителя-3м;b-ширина полосы-0,05;t-глубина заложения заземлителя

Суммарное сопротивление 16 электродов:

Сопротивление по растеканию тока горизонтальной полосы:

(15.2)

где Rуд – удельное электрическое сопротивление грунта Ом/м;kс–коэффициент сезонности заземлителей.Кс=2,3;l-длинна полосы-50м;b-ширина полосы-0,04;t-глубина заложения -0,5

Полное сопротивление заземляющего устройства

Сопротивление заземляющего контура удовлетворяет требованиям [2]

16 Заключение

В дипломном проекте произведён расчет электроснабжения микрорайона «Ж» северной части города Миасса. В ходе проектирования было выбрано питающее напряжение 10 кВ и ,был произведен выбор числа и местоположения шести двухтрансформаторных подстанций с единичной мощностью от 630 до 800 кВА. Было выбрано основное силовое оборудование на напряжения 10 кВ и 0,4 кВ. В частности, на РП-10 кВ были приняты к установке ячейки КСО-СЭЩ, укомплектованные вакуумными выключателями ВВУ-СЭЩ производства завода Самара электрощит. На ТП установлены панели распределительных щитов серии ЩРО-СЭЩ 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 внедрения энергоэкономичных светильников на светодиодах для освещения проезжей части улиц и дворовых площадок и территорий общественных зданий. В разделе экономики было произведено сравнение вариантов схем внешнего и внутреннего электроснабжения и по принятым вариантам составлены сметы на электромонтажные работы. В разделе релейной защиты был выполнен расчет карты селективности защит одного из участков сети. Рассмотрены вопросы безопасности работ в электроустановках. Проект выполнен согласно ПУЭ и других действующих правил и нормативов, использовалось только современное оборудование и кабельно-проводниковая продукция.

17 Библиографический список :

1. Инструкция по проектированию городских электрических сетей.-РД34.20.185.94 ,1999г-31с.

2. Правила устройства электроустановок., седьмое издание , сибирское университетское издательство; 2007г.510с.

3. Проектирование и монтаж элетроустановок жилых и общественных зданий.- СП-31-110-2003 г,138c.

4. Козлов В.А., Билик Н.И. Справочник по проектированию систем энергоснабжения городов.- Л.: Энергия, 1984 г.- 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., ПетровО.А.. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное по¬собие 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: Изд-во 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.(Э-580, 2004г.)

12. Прайс лист 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 28249-93 Методы расчета токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.,1993г.,56с

15 СНиП 23-05-95 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 II-4-79).,1979г. 138с

18. Кожевников А.А Экономика и управление в энергетике- М.: Академия, 2003 г.- 450 с.

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.