Электроснабжение жилого района города, дипломный проект

ЧЕРТЁЖ№7 ЭКОНОМИКА.dwg

ПРИСОЕДИНЕННАЯ МОЩНОСТЬ
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ НАГРУЗКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПЕРЕДАННАЯ ПОТРЕБИТЕЛЯМ
КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ В
ПОТРЕБЛЯЕМУЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
-ПЛАТА ЗА ПОТРЕБЛЯЕМУЮ
-ГОДОВЫЕ ЭКСПЛУТАЦИОННЫЕ
НА 1 кВ*А ПРИСОЕДИНЕННОЙ
СЕБЕСТОИМОСТЬ 1кВт*ч
ПОТРЕБЛЯЕМОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
УДЕЛЬНАЯ ЧИСЛЕННОСТЬ
НА 1 тыс. кВ*А ПРИСОЕДИНЕННОЙ
СИСТЕМУ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЖИЛОГО РАЙОНА ГОРОДА
СХЕМУ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ЗАТРАТЫ НА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
КОЛИЧЕСТВО ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО
УДЕЛЬНЫЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯ
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ТЭП электроснабжения жилого
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА

ЧЕРТЁЖ№3 ВНУТР ЭЛ.СНАБ. 0,4 кВ УСОВЕРШЕНСТВ.dwg

СХЕМА ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
К РУ НН ГПП 11010 кВ
НА ПРИМЕРЕ ЛИНИИ ГПП - ТП35 - ТП33 - ТП32 - ТП30 - ТП29
СХЕМА ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ 0
кВ ЖИЛОГО РАЙОНА ГОРОДА
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА
кВ ЖИЛОГО РАЙОНА ГОРОДА"

ЧЕРТЕЖ№1 КАРТА ГОРОДА вар 2.dwg

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кабельная линия 0.4 кВ
Продовольственный магазин
Промтоварный магазин
Универсальный магазин
Общеобразовательная школа
Детское дошкольное учреждение
Магазин автозапчастей
Кабельная линия 10 кВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА
Примечание: - в нумерации домов приводится запись: 1-цифра
этажность здания 2-цифра
количество подъездов 3-цифра
номер здания по порядку - в маркировке общественно-комунальных зданий: 1-цифра
категория здания 2-цифра
номер здания по порядку в своей категории

ЧЕРТЕЖ№5 ТП10-0,4 УСОВЕРШЕНСТВ.dwg

ПЛАН-РАЗРЕЗ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ 100.4 кВ ТИПА ТМ 63010
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ПЛАН-РАЗРЕЗ ТП 100.4 кВ
Трансформатор ТМ-630 100.4 кВ
Конструкция для крепления кабеля
Щит уличного освещения
Щит распредельтельный
Ящик трансформаторный понижающий 22036 В
Щит управления подогревом
Место для дополнительной ячейки 10 кВ
Камера фидерной линии 10 кВ
Камера вводная 10 кВ
Камера трансформаторная 10 кВ
Кабель силовой ААБлУ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА
Линейный разъединитель РВЗ-10400 IУ3
Выключатель нагрузки ВНР-10400-10з
Заземлитель и заземляющие устройство

Диплом.doc

1 Общая характеристика городских сетей.6
2 Задачи дипломного проекта.6
3 Характеристика жилого района города и исходные данные по дипломному проектированию.6
4 Обоснование системы напряжения.14
ГЛАВА 2. Расчёт электрических нагрузок.15
1 Расчёт электрических нагрузок жилых домов общественно-коммунальных предприятий и уличного освещения.15
2 Выбор числа трансформаторных подстанций и мощности трансформаторов на ТП.24
3 Схемы построения питающих сетей 10 кВ.30
4 Выбор схемы и параметров сети 04 кВ.40
5 Расчёт режимов сетей 04 кВ и 10 кВ.52
5.1 Расчёт режимов сетей 04 кВ.52
5.2 Расчёт режимов сети 10 кВ.57
6 Расчёт токов короткого замыкания в электроустановках напряжением выше 1000 В.61
7 Расчёт токов короткого замыкания в электроустановках напряжением до 1000 В.67
8 Выбор электрооборудования.69
8.1 Выбор электрооборудования напряжением до 1000 В.70
Выбор автоматических выключателей.70
Выбор вводного выключателя.71
Выбор секционного выключателя.72
Выбор рубильников.72
Выбор предохранителей при напряжении до 1000 В.73
Выбор трансформаторов тока.74
8.2 Выбор электрооборудования напряжением выше 1000 В.76
Выбор выключателя нагрузки.77
Выбор предохранителей.78
Выбор разъединителей.78
8.3 Конструкция трансформаторных подстанций 1004 кВ типа ТМ-63010 кВ.79
9 Регулирование напряжения в городских сетях.81
ГЛАВА 3. Релейная защита и автоматика сетей жилого района города .86
1 Защита электрических сетей и трансформаторов.86
2 Цифровая интегрированная защита и автоматика распределительных сетей.90
ГЛАВА 4. Способы электроснабжения двухфазных нагрузок от сети 380220В .97
2. Постановка задачи98
3. Силовой трансформатор.99
ГЛАВА 5. Организационно-экономическая часть проекта электроснабжения жилого района города.108
1 Сравнительный анализ результатов расчётов по выбору вариантов схемы электроснабжения напряжением 10 кВ.108
2 Укрупнённый расчёт сметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения жилого района города.112
3 Управление энергохозяйством организация эксплуатации и ремонта электрооборудования и сетей.114
4 Расчёт численности основной и дополнительной зарплаты ремонтного и эксплутационного персонала.116
5 Расчёт сметы годовых затрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения жилого района города и определение себестоимости 1 кВт*ч потребляемой электроэнергии.119
6 Технико-экономические показатели электроснабжения жилого района города и мероприятия по экономии электроэнергии.121
Глава 6.Безопасность и экологичность проектных решении.123
1 Объект анализа.123
2 Анализ потенциальной опасности объекта для персонала и окружающей среды.123
2.1 Анализ потенциальной опасности и вредных воздействий на ГПП.123
2.2 Анализ производственных воздействий ГПП на окружающую среду.125
3 Вероятность возникновения чрезвычайных ситуаций.125
3.1 Анализ вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций на ГПП.125
3.2Мероприятия и средства по обеспечению безопасности труда на ГПП при проведении работ по эксплуатации и ремонту оборудования.127
3.3 Мероприятия и средства по защите окружающей среды от воздействия оборудования ГПП.129
3.5 Мероприятия и средства по обеспечению безопасности в аварийных ситуациях.129
3.6. Электробезопасность системы электрообогрева нефтепровода с использованием "скин-эффекта" при питании от ТП1034 кВ131
3.7 Расчёт грозоупорности линии 110 кВ.133
3.8 Инструкция по поведению персонала в чрезвычайных ситуациях.135
Приложение к заданию по дипломному проектированию.138
Список использованной литературы140
1 Общая характеристика городских сетей.
Индустриализация и развитие народного хозяйства предопределили рост городов. Рост городов происходит за счет естественного увеличения населения преобразование сельских поселений в городские за счет оттока населения в города из сельской местности связанного со значительным ростом промышленного производства в городах. Всё это способствовало увеличению жилищного строительства. Города являются крупными потребителями электрической энергии так как в них проживает более 60 % населения страны и располагается большое количество промышленных предприятий. Происходит увеличение расхода электроэнергии на бытовые нужды населения что требует строительства жилья и соответственно проектирования и строительства распределительных электрических сетей.
Распределительные сети являются важным элементом электроснабжения жилых домов общественно коммунальных учреждений мелких средних а иногда и крупных промышленных потребителей. Через городские сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой в стране электрической электроэнергии.
Развитие распределительных сетей связано не только с увеличением числа жителей и развитием промышленности но и с беспрерывным проникновением электричества во все сферы жизнедеятельности городского населения. С увеличением электропотребления ужесточаются требования к надежности электроснабжения качеству электроэнергии что ведет к удорожанию распределительных сетей.
В зависимости от размера города для питания потребителей расположенных на его территории должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения. Для крупных городов имеющих современные и рационально выполненные электрические сети характерны совместное использование сетей различного назначения и напряжения. Различают электроснабжающие сети напряжением 35-110 кВ связанные с сетями 220-330 кВт энергосистемы а для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением 6-10 кВ и сеть общего пользования напряжением 04 кВ.
2 Задачи дипломного проекта.
Качественная и экономичная работа электрических сетей во многом определяются на стадии их проектирования. В дипломном проекте рассматриваются вопросы проектирования электроснабжения района города.
В основной части дипломного проекта производится расчет электрических нагрузок потребителей района. На основании полученных данных производится выбор напряжения распределительной сети количество трансформаторных подстанций (ТП) мощности трансформаторов на ТП электрических схем сети выбор электрооборудования рассчитываются режимы сетей потери мощности и энергии сети рассматриваются вопросы по релейной защите и автоматике. Производится расчет технико-экономических показателей рассматриваются вопросы безопасности и экологии проектных решений. Проектирование ведется с учетом требований и указаний нормативной литературы.
3 Характеристика жилого района города и исходные данные по дипломному проектированию.
Исходным материалом для проектирования нового жилого района служит план района города с экспликацией планируемых к строительству жилых домов и общественных зданий (рисунок 1.3.1).
Планируемым источником электроснабжения района является подстанция 11010 кВ с двумя трансформаторами мощностью 25 МВ*А которая находится на расстоянии 05 км к западу от проектируемого жилого района. Этажность жилых домов от 5 этажей до 12 этажей. Приготовление пищи в зданиях до 10 этажей (включительно) осуществляется на плитах на природном газе выше – на электрических плитах.
В проектируемом жилом районе имеются кроме жилых домов продуктовые промтоварные универсальные магазины общественные предприятия и объекты коммунального хозяйства. Количественные характеристики жилых домов продуктовых промтоварных и универсальных магазинов общественных предприятии и объектов коммунального хозяйства приведены в таблицах 1.3.1 и 1.3.2.
Таблица 1.3.1. Краткая количественная характеристика жилых домов.
Количество подъездов в доме
Количество квартир в доме
Количество однотипных домов
Количество лифтов в доме
Категория надежности
Итого 5 этажных зданий:
Итого 9 этажных зданий:
Итого 12 этажных зданий:
Таблица 1.3.2. Краткая количественная характеристика общественно-коммунальных предприятий.
Общеобразовательная школа
Детское дошкольное учреждение
Продовольственный магазин
Промтоварный магазин
Универсальный магазин
Магазин авто запчасти
Таблица 1.3.3. Подробная характеристика жилых домов.
Количество квартир на этаже
Количество пассажирских лифтов
Количество грузовых лифтов
Таблица 1.3.4. Подробная характеристика общественно-коммунальных предприятий.
Группа зданий – номер в группе
Категория надёжности
Аптека с приготовлением лекарств
4 Обоснование системы напряжения.
Порядок построения электроснабжающих сетей выбор параметров их отдельных элементов конструктивного выполнения и т. д. имеет специфические особенности. Как правило характеристики рассматриваемых сетей зависит от местных условий. По мере увеличения размеров городов начинают выявляться определённые закономерности связанные с выбором сетей 35 – 110 кВ и выше что позволяет рассматривать эту часть системы электроснабжения городов как самостоятельную область электрических сетей.
Вторая часть системы электроснабжения предназначена для распределения энергии непосредственно среди потребителей или отдельных групп потребителей. Границы этой части обозначаются более определённо: они начинаются на сборных шинах 6 – 10 кВ источников питания и заканчиваются на вводах к потребителю. В состав второй части входят распределительные сети 6 – 10 кВ и сети напряжением до 1000 В а также распределительные пункты и трансформаторные подстанции.
Напряжение энергоснабжающих сетей определяются местными условиями городов: характеристиками источников питания их размещением на территории города плотностью и величиной нагрузки и т. д.[1].
Согласно Строительных Норм (СН) городская электрическая сеть напряжением выше 1000 В до 20 кВ должна проектироваться трёхфазной с изолированной нейтралью; для сетей общего пользования указывается что в новых городах и районах новой сплошной застройки существующих городов распределительные сети должны выполняться трёхфазными пяти- проводными с глухо-заземленной нейтралью при напряжении 380220 В по системе TN – S или TN – C – S [ПУЭ п. 7-1-13].
В настоящее время для распределительной сети по ГОСТ 721 – 77* [ СТ СЭВ 779 – 77] возможно применение напряжений 6 кВ 10 кВ 20 кВ. Преимущественное распространение в распределительных сетях имеет напряжение 10 кВ сети 6 кВ – это в основном сети промышленных предприятий при наличии на предприятиях значительной нагрузки электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Электрические сети 20 кВ в Российской Федерации не применяются по причине отсутствия электрооборудования и кабелей на это напряжение.
Для электроснабжения потребителей проектируем распределительную сеть на напряжение 10 кВ. По этим распределительным сетям распределяется около 40% всей вырабатываемой электроэнергии правильное проектирование системы распределения энергии обеспечивает высокую надёжность электроснабжения и уменьшает потери в распределительных сетях. Принятие для распределительной сети напряжение 10 кВ более рационально рассматривая вопрос перспективы развития города т. к. пропускная способность линии 10 кВ выше чем у линий 6 кВ.
ГЛАВА 2. Расчёт электрических нагрузок.
1 Расчёт электрических нагрузок жилых домов общественно-коммунальных предприятий и уличного освещения.
Важнейшей предпосылкой рационального выбора системы электроснабжения является правильное определение расчётных нагрузок в зависимости от которых устанавливаются параметры всех элементов системы.
Расчёт нагрузок производится начиная от низших ступеней к высшим ступеням системы рассматривая поочередно отдельные узлы электрических сетей. Проведенные исследования выявили общие закономерности формирования нагрузки различных групп потребителей и на этой основе позволили разработать соответствующие методы расчёта. Эти исследования показали что нагрузка является величиной вероятностной и зависит от многих случайных факторов определяемых особенностями технологического процесса производства организацией трудового и бытового режима населения и т. д. По этой причине способы определения расчётных нагрузок базируются на экспериментальном определении нагрузки действующих электроприёмников с последующей обработкой результатов измерений методами математической статистики и теории вероятностей.
Наибольшей точностью обладают в настоящее время методы определения расчётных нагрузок конкретных потребителей. Методы используют расчётные коэффициенты определяемые характером электропотребления электроприёмников или групп электроприёмников (потребителей). К важнейшим из них относятся:
- Коэффициент спроса активной мощности – отношение активной расчетной мощности к номинальной установленной мощности электроприёмников[1]:
- Коэффициент максимума мощности – отношение расчетной мощности к средней[1]:
- Коэффициент совмещения (одновремённости) максимума нагрузки электроприёмников – отношение расчётного максимума суммарной нагрузки электроприёмников к сумме расчётных нагрузок электроприёмников[1]:
Существуют различные методы расчёта электрических нагрузок базирующиеся на методе расчёта нагрузок конкретных потребителей[1]:
по удельной мощности на квартиру;
по удельной мощности на жилой дом;
по коэффициенту спроса (для силовых электроприёмников);
по удельной мощности на единицу торговой площади;
по удельной мощности на одно рабочее место;
по удельной мощности на одно посещение в смену;
При расчёте нагрузки жилых домов используется нагрузка одного потребителя в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов. Значения нагрузок являются приведёнными т. е. определёнными с учётом коэффициента одновремённости в зависимости от числа квартир. Поэтому расчётная электрическая нагрузка любого элемента системы электроснабжения жилых домов в зависимости от числа квартир питаемых от этих элементов равна:
Ркв=ркв.уд.*n(кВт) (2.1.4)
Ркв - расчётная нагрузка рассматриваемого элемента сети (квартиры) кВт;
ркв.уд. - удельная нагрузка соответствующая числу квартир кВт квартира;
- число квартир присоединённых к элементу сети.
Значение ркв.уд. определяется по данным таблицы 2.1.1
Таблица 2.1.1 Удельная расчётная нагрузка жилых домов кВтквартиру[4]
Квартиры оборудованные плитой на природном газе
Квартиры оборудованные электрической плитой мощность до 85 кВт
Силовая нагрузка общедомовых электроприёмников включая лифты определяется для каждого жилого здания в отдельности с учётом соответствующих коэффициентов спроса и мощности. В результате расчётная нагрузка приведённая к вводу жилого дома который не имеет встроенных учреждений определяется как сумма нагрузок квартир и силовых общедомовых электроприёмников[2]:
- нагрузка жилого дома приведённая к его вводу; кВт;
- силовая нагрузка общедомовых установок кВт;
9- коэффициент учитывающий участие силовых установок в максимуме нагрузки квартир.
Расчётная нагрузка лифтовых установок жилого дома определяется:
Кс - коэффициент спроса определяемый по таблице 2.1.2;
- установленная мощность электродвигателей j-го лифта (определяем по таблице 2.1.3);
- число лифтовых установок в жилом доме.
Таблица 2.1.2 Коэффициенты спроса лифтовых установок Кс [4 таблица 2.8].
Число лифтовых установок
Таблица 2.1.3 Установленная мощность электродвигателей лифтовых установок.
Число лифтов в одной секции
Номинальная мощность двигателей (кВт)
Реактивная мощность лифтовой установки определяется по формуле 2.1.7:
- расчётная реактивная нагрузка лифтовых установок кВАр.
Количество лифтов: в 9 этажных домах – 1 лифт; в 12этажных домах – 2 лифта (первый – пассажирский второй – грузовой лифт) [4].
Силовая нагрузка складывается из:
- силовая нагрузка лифтовых установок кВт;
- нагрузка двигателей кВт.
Для выбора параметров электрических сетей жилых домов нужно знать полную нагрузку[4]:
Коэффициенты мощности для квартир с электроплитами для квартир с плитами на газе хозяйственных насосов вентиляторов и санитарно-технических устройств лифтов определенны в таблице 2.1.4[4].
Таблица 2.1.4 Расчётные коэффициенты мощности[4].
Расчётные коэффициенты мощности
Квартиры с плитами на природном газе
Квартиры с электроплитами
Пример расчёта жилого дома с электрическими плитами:
Для дома №3-1-7: 12 этажей 1 подъезд 96 квартир 2 лифта электрические плиты.
Из таблицы 2.1.1 находим ркв.уд. (кВтквартиру) для числа квартир не указанных в таблице путём интерполирования:
ркв.уд.=1.56 кВтквартира.
Расчетная нагрузка квартир по формуле 2.1.4:
= 1.56*96=14976 кВт;
=*tgj (кВАр) tgj - из таблицы 2.1.4;
=14976*0.2=29952 кВАр;
Расчетная нагрузка лифтов:
(кВт) где =0.9 - из таблицы 2.1.2;
=0.9*(7+11)=16.2 кВт;
=* tgj где tgj=1.17 - из таблицы 2.1.4;
=16.2*1.17=18954 кВАр;
Расчетная нагрузка жилого дома (расчёт производим по формуле 2.1.9):
=14976+0.9*16.2=16434 кВт;
=29952+0.9*18954=47011 кВАр;
Пример расчёта жилого дома с газовыми плитами:
Для дома №2-10-1: 9 этажей 10 подъездов 360 квартиры 10 лифтов газовые плиты.
ркв.уд.=0.722 кВтквартира.
Ркв=0.722*360=25992 кВт;
= Ркв *tgj(кВАр) где tgj=0.29 - из таблицы 2.1.4;
=25992*0.29=75377 кВАр;
(кВт) где Кс=0.5 - из таблицы 2.1.2;
=* tgj где tgj=117 - из таблицы 2.1.4;
=1.17*350=4095 кВАр;
= Ркв +0.9*Рл (кВт);
=25992+0.9*350=29142 кВт;
=75377+0.9*4095=112232 кВ*А;
Далее расчёты аналогичны результаты расчётов сводим в таблицу 2.1.5 (для жилых многоквартирных домов).
Таблица 2.1.5 Расчётная нагрузка жилых многоквартирных домов.
Количество пассажир. лифтов в доме
Кол-во грузовых лифтов в доме
В микрорайоне имеются дома к которым пристроены общественно-коммунальные предприятия.
Расчётная нагрузка на вводе в такой жилой дом находится по следующей формуле [2]:
- расчётная нагрузка учреждения пристроенного к жилому дому кВт;
- коэффициент участия максимума нагрузки пристроенного предприятия;
- расчётная нагрузка жилого дома (по таблице 2.1.5) кВт.
При расчёте нагрузки общественно-коммунальных предприятий будем исходить из удельной нагрузки на единицу измерения для данного предприятия и количества этих единиц тогда расчетная нагрузка общественно-коммунального предприятия определяется по формуле[4]:
- активная удельная расчетная нагрузка для данного предприятия по таблице 2.1.6 кВт;
- значение показателя по таблице 1.3.2.
Таблица 2.1.6 Удельная расчетная нагрузка коэффициенты мощности общественно-коммунальных зданий и предприятий и коэффициент участия максимума нагрузки предприятия.
кВт кв. м. торг. зала
кВт кв. м. торг. зала
Магазин авто запчастей
кВт кв.м. торг. зала
Пример расчёта общественно-коммунального предприятия:
Для пристроенного к дому № 2-10-1 промтоварного магазина №19-1 площадью 100 м2:
Для всего здания №13-6.
При наличии в жилом доме встроенного предприятия или учреждения расчетная нагрузка на вводе в жилой дом определяется по формуле 2.1.11[2]:
142 кВт из таблицы 2.1.5а;
= 0.8 – согласно[6] для предприятий торговли;
142+0.8*14=30262 кВт;
2232+0.8*602=117048 кВАр;
Расчёты остальных жилых зданий с пристроенными общественно-коммунальными предприятиями и учреждениями аналогичны. Результаты расчёта заносим в таблицу 2.1.7.
Таблица 2.1.7 Расчётные нагрузки жилых зданий с пристроенными общественно-коммунальными предприятиями и учреждениями.
Магазин автозапчастей
Пример расчёта общественно-коммунального предприятия отдельно стоящего:
Аптека с приготовлением лекарств (№5-2) площадью 60 м2:
Рапт.5-2=0.1*60=6 кВт;
Q апт.5-2=6*0.395=2.37 кВАр;
Расчёты остальных общественно-коммунальных предприятий и учреждений аналогичны. Результаты расчёта заносим в таблицу 2.1.8.
Таблица 2.1.8 Расчётные нагрузки отдельно стоящих коммунально-общественных предприятий и учреждений.
Группа зданий — номер в группе
Расчетная нагрузка сетей наружного освещения города определяется как сумма мощностей осветительных установок с учетом коэффициента спроса равного 1. При этом мощность устанавливается на основании светотехнического расчета с учетом характера освещаемой территории города действующих норм освещенности этих территорий типа и параметров используемых светильников. В результате светотехнического расчета устанавливается удельная мощность освещения относимая к 1м2 освещаемой поверхности рассматриваемой территории.
Как правило при расчетах параметров установок наружного освещения современной застройки города используется типовые решения в зависимости от характера рассматриваемой городской территории. При этом для различных вариантов осветительных установок указываются их электрические параметры: удельная установленная мощность освещения (на 1м2 освещаемой территории и 1км длины установки).
Расчетная нагрузка освещения района определяется ориентировочно исходя из 45 Втм2 погонной длины городских проездов и 0.13 Втм2 площади внутриквартальных территорий [6].
Длина городских проездов – 12750 м. Площадь микрорайона –3325000 м2. Для освещения городских проездов выбираем лампы ДРИ (дуговая ртутная лампа высокого давления с ионами) т. к. они обладают высокой освещённостью наиболее просты в эксплуатации и относительно дешевые по сравнению с другими лампами.
Коэффициент мощности ламп ДРИ: cosj=0.57; tgj=1.44 [6].
Расчётная нагрузка освещения городских проездов [4]:
=0.045*12750=57375 кВт;
=* tgj=57375*1.44=8262 кВАр;
Расчётная нагрузка внутриквартальных территорий [4]:
где:=0.00013 кВт м2;
tgj=1.44 [4 таблица 2-16];
=0.00013*3325000=43225 кВт;
=43225*1.44=62244 кВАр;
Полученные результаты расчётов освещения района сведены в таблицу 2.1.10.
Таблица 2.1.10 Расчётные нагрузки освещения.
Потребители нагрузки освещения
Внутриквартальное освещение
Суммарная мощность освещения
Все расчётные нагрузки электроприёмников района сведены в таблицу 2.1.11.
Таблица 2.1.11 Расчётные нагрузки электроприёмников района.
Состав электроприёмников
Электроприёмники жилых зданий с пристроенными комунальными предприятиями
Электроприёмники отдельностоящих общественно-комунальных предприятий и учреждений
Суммарная расчётная нагрузка
Из таблицы 2.1.11 видно что основная часть электроприёмников – жилые дома которые потребляют больше всего электроэнергии. В целом район является достаточно крупным потребителем электроэнергии.
Расчётная нагрузка района:
Sрасч = S'расч *Кодновр(кВт) (2.1.16)
Кодновр -коэффициент совмещения (одновремённости).
Sрасч =0.9*30730001=2757001 кВ*А;
2 Выбор числа трансформаторных подстанций и мощности трансформаторов на ТП.
Выбор числа и мощности ТП необходимо производить по технико-экономическим расчетам сети 04 кВ и 10 кВ учитывая плотность нагрузки (s) в районе и категорию электроприемников по надежности электроснабжения [1].
Плотность нагрузки отнесенная к шинам 04 кВ ТП определяется:
Sрайона- суммарная мощность электроприемников по таблице 2.1.11 (МВА);
Fрайона- кв.км. площадь района.
Примечание: согласно РД 34.20.185-94 (п. 4.4.2. 4.4.3.)
В районах малоэтажной застройки (до 6 этажей) мощность трансформаторов ТП в зависимости от плотности нагрузки на шинах 04 кВ рекомендуется принимать:
Плотность нагрузки Мощность трансформаторов ТП
свыше 20 до 50 1х400
свыше 50 до 80 1х630
В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки 8 МВткм2 и более оптимальная нагрузка РП должна составлять: при напряжении 10 кВ - 12 МВт; при напряжении 6 кВ - 8 МВт.
Оптимальная мощность двухтрансформаторных ТП в этих районах - 2х630 кB×А.
Для рассчитываемого района с плотностью нагрузки s =924 МВ*А км2. оптимальная мощность трансформаторной подстанции (ТП) составляет 105 МВА т.е. можно выбрать 2*630 кВ*А.
Из таблицы 1.3.1 и 1.3.4 видно что в районе преобладают электроприемники 2 категории надежности электроснабжения. К этой группе относятся жилые дома с электроплитами жилые дома высотой 6 этажей и выше детские учреждения медицинские учреждения аптека магазин с торговой площадью от 250 до 2000 кв.м. школы библиотеки с фондом от 100 тысяч до 1000 тысяч единиц хранения диспетчерские пункты жилых районов. Для таких электроприемников перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей допустимое время перерыва электроснабжения определяется как необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Электроприемники 2 категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания [1].
К 3 категории относятся электроприемники не подходящие под определения 1 и 2 категорий.
Допускается питание электроприемников 2 категории от одного трансформатора при наличии централизованного резерва от второго независимого источника питания на низком напряжении трансформатора [1].
Большие материальные затраты на резервирование по низкой стороне трансформаторов ТП отсутствие в городе централизованного резерва а также наличие электроприемников 1 категории (охранная и пожарная сигнализация в отделениях банка) дает основание утверждать что применение одно-трансформаторных подстанций неэффективно [3].
На основании выше изложенного принимаем двух трансформаторные подстанции.
При выборе мощности трансформаторов на ТП должна учитываться допустимая перегрузка трансформаторов в после аварийном режиме которая составляет 140% номинальной мощности в течение 5 дней по 6 часов в сутки если в нормальном режиме трансформаторы загружены не более чем на 85-90% их номинальной мощности. Для потребителей жилых зданий компенсация реактивной мощности не предусматривается [3] поэтому для определения числа ТП воспользуемся формулой [7]:
- оптимальное число ТП шт.;
- нагрузка района (кВ*А);
- оптимальная мощность ТП (кВ*А);
Кз - коэффициент загрузки трансформаторов Кз=[0.5 - 0.7]- для электроприемников 2 категории надёжности.
Принимаем 35 ТП с учетом по возможности равномерности их загрузки.
Разбиваем район на участки.
Расчётная электрическая нагрузка линий 0.38 кВ и ТП №1 определяется по [1]:
- наибольшая из питаемых нагрузок;
- расчётные нагрузки остальных электроприёмников по таблицам 2.1.7 и 2.1.8;
- коэффициент участия i-го потребителя в максимуме нагрузки[4] (2.1.6).
Рр1=302620+09*106272+09*106272+09*106272+09*106272+08*42000
Qр1=117048+09*44124+09*44124+09*44124+09*44124+08*18060=290344 кВАр
Коэффициент загрузки трансформаторов составляет [7]:
- максимальная нагрузка ТП (кВ*А);
- номинальная мощность трансформаторов (кВ*А).
В нормальном режиме:
В послеаварийном режиме:
Таким образом в нормальном режиме каждый трансформатор на ТП №1 загружен на 62% своей номинальной мощности а в послеаварийном режиме – на 23% перегружен что удовлетворяет требованиям [3].
Для остальных ТП расчёты аналогичны. Результаты расчётов заносим в таблицу 2.2.1.
Таблица 2.2.1 Расчетная нагрузка районных ТП.
Объекты относящиеся к ТП
Количество и мощность трансформаторов N*(кВ*А)
Из таблицы видно что трансформаторы ТП в нормальном режиме загружены в пределах 50 - 70% от номинальной мощности а в послеаварийном режиме перегрузка не превышает 140% что удовлетворяет требованиям ПУЭ для электроприёмников 2 категории надёжности.
Зная нагрузки и местоположение зданий подключаемых к той или иной ТП определяем местоположение ТП в кварталах.
Для каждой группы электроприёмников находим центр электрических нагрузок[8]:
- расчётная мощность
- проекция i–ой мощности на ось XY соответственно (мм).
Центр электрических нагрузок отдельного здания располагается в геометрическом центре тяжести фигуры изображающей здание на плане.
Пример расчета центра электрических нагрузок для ТП№1.
Данные расчёта представим в виде таблицы 2.2.2.
Примечание: При выборе места расположения ТП необходимо учитывать требования СНиП 2.07.01 – 89 и ПУЭ. В жилых и общественных зданиях сооружение встроенных и пристроенных ТП не допускается. Расстояние от ТП до окон жилых и общественных зданий принимается не менее 10 метров а до зданий лечебно-профилактических общеобразовательных и детских дошкольных учреждений не менее 15 метров[1][3].
С учётом выше изложенного располагаем ТП по возможности ближе к центру электрических нагрузок.
Таблица 2.2.2 Определение ЦЭН для ТП№1.
кВ*А – из таблиц 2.1.5а 2.1.5б 2.1.7 2.1.8.
Результаты остальных расчётов заносим в таблицу 2.2.3.
Таблица 2.2.3 ЦЭН для ТП района расчетные нагрузки районных ТП
Центры электрических нагрузок указанны на рисунке 2.2.1.
3 Схемы построения питающих сетей 10 кВ.
Питающие сети 10 кВ используются в системах электроснабжения крупных промышленных и коммунальных предприятий а также для питания городской распределительной сети общего пользования.
Питающие сети 10 кВ сооружаются по схемам с автоматическим резервированием вводов в РП. В виду незначительного расстояния от питающей район подстанции электроснабжение района осуществляем без распределительного пункта (РП) т.е. питание районных ТП происходит непосредственно от центрального пункта (ЦП) для типовой застройки города.
Питание распределительной сети может осуществляться по схемам[1]:
радиальная не резервируемая сеть;
петлевые и полузамкнутые сети;
двухлучевая схема с двухсторонним питанием;
комбинированные схемы.
Дадим краткую характеристику выше перечисленным схемам:
Радиальные не резервируемые сети относятся к схемам с односторонним питанием потребителей и отсутствием в сети резервных элементов. Работа этой сети характеризуется только нормальным режимом. При повреждении любого из элементов происходит его отключение и подача электрической энергии потребителям прекращается на время необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента. Полное отсутствие резервных элементов в радиальной схеме предопределяет низкую стоимость сооружения сети но сеть является весьма дорогой в процессе эксплуатации. Радиальная не резервируемая сеть находит применение только в системах электроснабжения приёмников 3 категории надёжности[1].
по мере роста требований к надёжности электроснабжения потребителей в сетях стали предусматривать резервные элементы. Наиболее естественным подходом к этому вопросу стал переход к двухстороннему питанию ТП и потребителей электроэнергии. В результате была разработана так называемая петлевая схема построения распределительных сетей. Схема предусматривает возможность двухстороннего питания ТП по сети 6-10 кВ и вводов присоединяемых к петлевым линиям напряжением 0.38 кВ. Полузамкнутые петлевые сети находят применение в системах электроснабжения электроприёмников 2 и 3 категории надёжности обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП. Эта сеть удовлетворяет требованиям предъявленным к электроснабжению основной массы городских потребителей электроэнергии т. е. электроприёмникам 2 категории надёжности электроснабжения. Петлевые схемы просты и наглядны[1].
Двухлучевая схема с двухсторонним питанием применяется для электроснабжения электроприёмников 1 категории надёжности. Двухстороннее питание используется при условии подключения взаиморезервирующих линии 10 кВ к разным независимым источникам питания. При этом на шинах 0.38 кВ двух трансформаторных ТП и непосредственно у потребителей (при наличии электроприёмников 1 категории надёжности) должно быть предусмотрено АВР [1][4].
многолучевые и комбинированные сети используются при реконструкции или для развития городских распределительных электрических сетей [ВСН-97-83].
Для электроснабжения района города рекомендуется двухлучевая схема с двух трансформаторными ТП т. к. имеются электроприёмники 1 категории надёжности электроснабжения.
Для технико-экономического сравнения рассмотрим два варианта схем электроснабжения:
Двухлучевую схему с двух трансформаторными ТП (рисунок 2.3.1);
Петлевую схему (рисунок 2.3.2).
Питание в обоих случаях осуществляется от РУ-10 кВ питающей подстанции 11010 кВ.
В виду незначительного расстояния от подстанции (05 км.) до района электроснабжение осуществляется без РП [ВСН-97-85][6].
Двухлучевая схема сети электроснабжения района (рисунок 2.3.1).
Рисунок 2.3.1 Двухлучевая схема сети электроснабжения района.
Построение сети 0.38 кВ выполняется в зависимости от категории электроприёмников потребителя: по концевой схеме для электроприёмников 3 категории надёжности (в) и по петлевой схеме для электроприёмников 2 категории надёжности (а или б) [1].
Петлевая схема электроснабжения района (рисунок 2.3.2)
Распределительные сети 0.38 кВ питающие электроприёмники 2 категории надёжности (а и б) выполняются петлевыми. Для электроприёмников 3 категории надёжности (в) предусматриваются концевые вводы.
Петлевые сети 0.38 кВ содержат специальное распределительное устройство – так называемый соединительный пункт (С1 С2 и т. д.) конструкция которого предусматривает возможность установки предохранителей на подходящих к нему линиях [1].
Рисунок 2.3.2 Петлевая схема электроснабжения района.
Электрические сети городов предназначенные для передачи и распределения энергии выполняются преимущественно с использованием подземных кабельных линий. С помощью кабелей может быть осуществлено пересечение уличных магистралей значительным числом электрических кабелей любого напряжения а также возможна прокладка этих линий вдоль магистралей. Для сооружения таких кабельных линий требуется небольшая территория. При этом удовлетворяются необходимые градостроительные и экологические требования.
Согласно ВСН-97-83 в районе жилой застройки с четырёхэтажными и выше домами электрические распределительные сети напряжением до 20 кВ рекомендуется выполнять кабельными.
Определим токи в кабельных линиях в проектируемом районе по формуле:
Sp расчётная нагрузка электроприёмников из таблицы 2.2.1 кВ*А;
n - количество кабельных линий на магистраль шт.
Для одного участка имеет место быть:
Согласно [1 таблица 1.5] годовое число часов использования максимума нагрузки Тм составляет 3000 часов для жилых домов с газовыми плитами и 3500 часов для жилых домов с электроплитами.
По [3 таблица 1.3.36] находим экономическую плотность тока Jэкон для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при Тм=30005000 часов Jэкон=1.4 Амм2.
Экономическое сечение Fэкон находим по формуле [8]:
Jэкон =1.4 А мм2 - экономическая плотность тока;
Ip - расчётный ток кабельной линии по формуле 2.3.1.
По полученному нестандартному сечению кабельной линии выбираем стандартное ближайшее сечение F согласно[4].
Выбранное стандартное сечение проверяем в нормальном и послеаварийном режимах работы по условиям:
-допустимого нагрева;
-допустимой потере напряжения;
-по термической устойчивости токам коротких трехфазных замыканий (КЗ).
Допустимая нагрузка на кабель в условиях нормального режима определяется как[10]:
R1*R2*R3*Iном≥Iр (2.3.6)
R1 - поправочный коэффициент на число кабелей лежащих рядом в траншее;
R2 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;
R3 - коэффициент загрузки кабельной линии;
Iном - номинальный ток для кабеля данного сечения и определённых характеристик (табличное значение по ПУЭ) [3][11].
Допустимая нагрузка на кабель в условиях послеаварийного режима определяется как [10]:
Iр авар=2*Iр(А) (2.3.7)
5*Iдоп≥Iр авар(А) (2.3.8)
5– допустимая (на период ликвидации аварийного режима) перегрузка для кабелей 10 кВ с бумажной изоляцией [1].
Проверяем кабель по допустимой потере напряжения в условиях нормального режима из условия:
L- длина кабельной линии км;
Iр - расчётный ток для кабельной линии А;
Проверяем кабель по допустимой потере напряжения в условиях после аварийного режима из условия:
Проверка кабельной линии на термическую стойкость произведена после расчёта тока короткого замыкания (см. раздел 2.6 и 2.7).
Для кабельной линии РУ-10 кВ – ТП№22.
Выбираем кабель марки ААБлУ для прокладки по территории города:
РТП22 ТП21 ТП 17 ТП16 ТП14= 663569+696152+647169+647169+632780+651442=3291112 кВт;
QТП22 ТП21 ТП 17 ТП16 ТП14= 241171+266189+226667+222904+211054+=1167985 квар;
Проверка кабеля по допустимым токам в условиях нормального режима:
R1*R2*R3*Iном≥Iр (А);
R1=09 при 2 кабелях проложенных в одной траншее расстояние в свету – 100мм;
R2=10 при температуре среды tср=+15°С расчётная температура земли tзем=+15°С [3 таблица 1.3.3];
R3=0.62 – коэффициент загрузки кабельной линии для электроприемников 2 категории;
9*1.0*0.62*205≥11439 А;
439≥960 А удовлетворяет.
Проверка кабеля по допустимым токам в условиях послеаварийного режима:
5*Iном≥Iр авар А получаем:
63≥1920 А удовлетворяет.
Проверка кабеля по допустимой потере напряжения в нормальном режиме:
=0326 Омкм; =0.078 Омкм;
Проверка кабеля по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме:
%≤10% удовлетворяет.
Остальные расчёты аналогичны результаты расчётов заносим в таблицы 2.3.1 – для первого варианта и в таблицу 2.3.2 – для второго варианта.
Таблица 2.3.1 Электрическая сеть 10 кВ проектируемого района города – двухлучевая схема.
Sтп04 кВ*А с учетом потерь
Количество параллельных кабелей
Таблица 2.3.2 Электрическая сеть 10 кВ проектируемого района города – петлевая схема.
Iмагистр П.А.Р. (при повр верхнего участка) А
Iмагистр П.А.Р. (при повр нижнего участка) А
U п.а.р.. (при повр верхнего участка)
U п.а.р.. (при повр нижнего участка)
Перемычка ТП15 - ТП23
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП20
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП27
Перемычка ТП14 - ТП1
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП22
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП28
Перемычка ТП29 - ТП31
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП35
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП37
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП8
Итого в ПАв. Реж ГПП-ТП13
4 Выбор схемы и параметров сети 04 кВ.
При построении схемы сети 04 кВ следует обратить внимание на требуемый уровень надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии. К первой категории надёжности в проектируемом районе относятся: электродвигатели и другие электроприёмники противопожарных устройств системы пожарной и охранной сигнализации в общеобразовательных школах детских дошкольных учреждениях поликлинике[6]. В схемах электроснабжения района для приёмников 1 категории предусматривается необходимость устройства АВР непосредственно на вводе[6]. Ко 2 категории относятся: жилые дома в 6 этажей и выше административно-общественные здания ЦТП поликлиника магазины с торговыми залами общей площадью более 220 кв.м.
Все остальные электроприёмники относятся к 3 категории[1].
На напряжении 10 кВ выбрана двухлучевая схема электроснабжения с двух трансформаторными ТП поэтому разумно принять для сети 04 кВ двухлучевую схему с односторонним питанием от разных секций одной ТП[1].
Эта схема обеспечивает достаточный уровень надёжности сочетание ее с двухлучевой схемой на напряжение 10 кВ даёт наиболее экономичные результаты в построении схем (рисунок 2.4.1).
Рисунок 2.4.1 Двухлучевая схема 04 кВ.
Сети 04 кВ могут выполняться по радиальной магистральной и смешанной схемам.
По радиальной схеме от ТП отходят питающие линии без разветвлений к отдельным электроприемникам.
При магистральной схеме к одной питающей линии с учетом удобной транспортировки присоединяются несколько распределительных пунктов.
В проектируемом районе наиболее рационально применить смешанную схему т.к. группы потребителей могут запитываться по магистральной схеме а отдельные потребители также как банк – по радиальной.
Система внутреннего электроснабжения коммунально-бытовых потребителей в зависимости от характера потребителей их электрической нагрузки ответственности электроприемников может быть достаточно сложной.
Как правило местом разграничения городской электрической сети и внутренней сети потребителя является вводно-распределительное устройство (ВРУ). Оно предназначается также для защиты городской сети от возможных повреждений во внутренней сети потребителя и распределение электроэнергии между группами внутренних сетей электроустановок.
ВРУ выполняются в виде одной или двух-трех специфических панелей схемное и конструктивное решение которых имеет целевое назначение предназначенное для группы конкретных потребителей например ВРУ для жилых домов детских учреждений и т.п.
Схемы вводной части ВРУ применительно к рассмотренным принципам построения городских сетей и категорий электроприемников указаны на рисунке 2.4.2 [1].
Рисунок 2.4.2 Схема вводного распределительного устройства (ВРУ).
Схема электроснабжения электроприёмников 1 категории надёжности (потребитель а) в данном случае содержит дублирование всех элементов сетей включая вводы 038 кВ к электроприёмникам. Схема предусматривает две не связанные между собой системы электроснабжения. При повреждении любого элемента одной из систем питание электроприёмников 1 категории срабатывает устройство АВР переключаясь на вторую (резервную) систему. При этом устройство АВР должно быть установлено непосредственно на вводах 038 кВ электроприёмника (потребитель а). Устройство АВР 038 кВ в ТП указанное на рисунке 2.4.1 позволяет автоматизировать питание всех потребителей (а.б.в) присоединённых к данному ТП на случай повреждения трансформаторов и вышестоящих элементов.
Вводная часть ВРУ включает коммутационный аппарат и предохранители. Наиболее сложная схема а (рисунок 2.4.2) применяется в системах электроснабжения относительно крупных потребителей с электроприёмниками 1 категории надёжности.
Схемы выполнения второй части ВРУ предназначенной для распределения электроэнергии среди электроприёмников определяются электроустановками потребителей. Как правило электрические сети 038 кВ выполняются по радиальной схеме. При этом предусматриваются самостоятельные сети для силовых установок и приемников освещения.
К силовым установкам относятся лифты вентиляция технологическое оборудование потребителей пожарные насосы и т.п.
Различают питающие и распределительные (групповые) сети. Под питающей сетью понимают совокупность питающих линий от вводного устройства до силовых распределительных пунктов (щитов) в осветительных сетях. Распределительной или групповой сетью называется совокупность линий от силовых пунктов или групповых щитков до электроприёмников. Вертикальный участок линий между этажами зданий называется стояком.
Невзирая на простоту и наглядность радиального принципа построения электрических схем электрические сети потребителей получаются разветвлёнными большим числом разнообразных распределительных устройств и защитных аппаратов. На рисунке 2.4.3 показаны основные элементы внутренней сети 0.38 кВ жилого дома с электроприёмниками 1 категории. В данном случае электроснабжение дома предусматривается по двум вводам. Для их взаимного резервирования устанавливается переключатель (1) для защиты сети – предохранители (2).
Рисунок 2.4.3 Схема распределительной сети жилого дома.
Электроприёмники 1 категории питаются от секции №1 ВРУ которая присоединяется непосредственно к вводам. Силовые электроприёмники 5 присоединяются к секции №2 связанной с силовым вводом №2(В2).
Осветительная нагрузка дома питается от вводов №1(В1) при этом к секции №3 присоединяются междуэтажные квартирные стояки 7 а также нагрузки пристроенных к дому помещений 8. Секция №4 используется для общедомовой осветительной нагрузки 9 (линии наружного освещения здания линии освещения лестничных клеток линии освещения технического подполья и т.п.). К стоякам на этаже присоединяются этажные и квартирные щитки 10. Каждая группа электроприёмников имеет самостоятельные счётчики энергии 11 так как расчёты за электроэнергию производятся по разным тарифам.
В качестве коммутационной и защитной аппаратуры в схеме применены автоматы. В равной мере используются рубильники и плавкие предохранители. Каждое ВРУ снабжается устройством для подавления радиопомех при необходимости устройством автоматического управления освещением лестниц[1].
На вводе в здание в подвальном помещении установлено вводное распределительное устройство (ВРУ). Здание относится к электроприёмникам 2 категории. Питание осуществляется от ТП с двумя трансформаторами мощностью Sном.тр=630 кВ*А каждый.
На данном этапе проектирования необходимо выбрать сечения сети 04 кВ. Основным требованием является допустимая потеря напряжения.
- в нормальном режиме:
- в послеаварийном режиме:
Sр- номинальная расчётная мощность жилых домов и общественных зданий кВ*А (по таблицам 2.1.5а 2.1.5б 2.1.7 2.1.8);
n- количество питающих кабелей;
Uн - номинальное напряжение сети кВ.
Допустимый ток кабеля[1]:
Iдоп=R1*R2*R3*Iн.д(А) (2.4.3)
R1-коэффициент загрузки кабельной линии: в нормальном режиме R1=0.57; в послеаварийном режиме R1=1.15 для электроприёмников 2 категории надёжности[1].
R2-поправочный коэффициент на ток для кабелей в зависимости от температуры окружающей среды R2=1.0;
R3- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей лежащих рядом в земле R3=0.9 – для двух кабелей R3=0.8 – для четырех кабелей лежащих в земле расстояние в свету 100 мм[10 таблица П 3.3];
Iн.д – номинально допустимая токовая нагрузка кабеля при расчётных условиях прокладки согласно[3].
Пример расчёта выбора сечения сети 04 кВ.
Зданий №2-10-1 от ТП№1:
Для сечений кабелей с учётом формулы 2.4.1 составим таблицу 2.4.1 допустимых токов.
Таблица 2.4.1 Расчётные допустимые значения токов для четырёхжильных кабелей
напряжением до 1000 В прокладываемых в земле.
Iн.д. А для трехжильного кабеля с ПВХ изоляцией проложенного в земле
Iдоп н..р А для трехжильного кабеля с ПВХ изоляцией проложенного в земле
Iдоп п.авар.р А для трехжильного кабеля с ПВХ изоляцией проложенного в земле
Сравнивая расчётные значения токов с расчётными допустимыми значениями тока в нормальном и послеаварийном режимах по таблице 2.4.1 выбираем сечение токопроводящей жилы кабеля S=150 кв.мм.
Выбираем кабель марки 2*(ААШвУ – 3*150+1*50) в соответствии с рекомендациями[4]. Выбор схемы коммутационного оборудования и защитной аппаратуры внутри здания не производим так как ВРУ осуществлён типовым проектом.
Проверяем выбранное сечение по потере напряжения.
Для жилых домов наибольшие допустимые потери напряжения составляют не более 3.5% в нормальном режиме и не более 7% в послеаварийном режиме[1].
Pp Qp- активная и реактивная расчётная мощность из таблиц 2.1.5а 2.1.5б 2.1.7 2.1.8 кВт квар;
rк.л. xк.л. - активное и индуктивное сопротивление кабельной линии Ом:
n - число работающих кабелей.
По формулам 2.4.5 и2.4.6 находим:
Потери напряжения на линии составляют по формуле 2.4.4:
Условие выполняется.
Далее расчёты аналогичны результаты расчётов для сети 04 кВ приведены в таблице 2.4.2.
Таблица 2.4.2 Расчёты по кабельным линиям 04 кВ района.
Направление кабеля Номер здания-ТП
Категория электроприемников
Количество кабельных линий по категории
Количество паралельных линий
Примечание: для прокладки кабельных линий используем кабель ААШвУ – с алюминиевой жилой в алюминиевой оболочке с наружным покровом из вулканизированного поливинилхлоридного шланга усиленный[1].
При прокладке кабельных линий необходимо учитывать требования СНиП 2.07.01-89 в которых нормируется расстояния от силовых кабелей до:
-фундаментов зданий не менее 0.6 метра;
-бортового камня улицы дороги не менее 1.5 метра;
-фундаментов опор ЛЭП до 1 кВ наружного освещения не менее 0.5 метра.
С учётом этих требований прокладываем кабельные линии как показано на рисунке 2.4.4. Проверка КЛ 04 кВ по термической стойкости не производится согласно[3]. Из таблицы 2.4.2 видно что основным критерием при выборе сечения кабельных линий является допустимая потеря напряжения. Это требует значительного увеличения сечения токопроводящей жилы.
5 Расчёт режимов сетей 04 кВ и 10 кВ.
Целью электрического расчёта режимов сетей 04 кВ и10 кВ является определение потоков мощности напряжений на шинах ТП и ЦП потерь активной и реактивной мощности. Зная эти параметры можно производить оценку экономичности работы сети определить качество напряжения и разработать те или иные мероприятия по улучшению этих сетей.
5.1 Расчёт режимов сетей 04 кВ.
Расчёт режимов производим по методике изложенной в литературе[10].
Известны мощности нагрузок зданий:
Известны сопротивления участков линий:
Zк.л.=rк.л.+j*xк.л. (Ом).
Потери мощности в линии определяются по выражению[10]:
Рк Qк- активные и реактивные мощности нагрузки в конце линии;
rк.л. xк.л - сопротивления кабельной линии.
Приведём схему замещения для расчёта режимов сети 04 кВ на рисунке 2.5.1.
Рисунок 2.5.1 Схема замещения для расчёта режима сети 04 кВ.
Пример расчёта для участка сети 04 кВ ТП№3 – здание№1-6-11 – здание№8-1.
Sзд №1-6-11=10008+j*29023 кВ*А;
Sзд №8-1=125+j*605 кВ*А;
Zк.л. ТП - зд №1-6-11=003129+j*000574 Ом;
Zк.л. зд №1-6-11 - зд №8-1=03126+j*0006 Ом;
Величину в расчётах не учитываем так как она очень мала из-за маленьких расстояний между зданиями (порядка 10-510-6).
Мощность в конце линии между зданиями №1-6-11 и №8-1:
Sкк.л. зд №1-6-11 - зд №8-1=Sзд №8-1=125+j*605 кВ*А.
Потери мощности в линии между зданиями №1-6-11 и №8-1:
Мощность в начале линии между зданиями №1-6-11 и №8-1:
+= 125+j*605+042+j*001=1292+j*606 кВ*А.
Мощность в конце линии ТП№3 – здание №1-6-11:
+=1292+j*606+10008+j*29023==11300+ j*3508 кВ*А.
Потери мощности в линии ТП№3 – здание №1-6-11:
Мощность поступающая с шин ТП№3 к зданиям №1-6-11 и №8-1:
=+=11300+j*3508+303+j*056= =11603+j*3564 кВ*А.
Далее все расчёты аналогичны результаты расчётов заносим в таблицу 2.5.1.
Таблица 2.5.1 Результаты расчёта потерь мощности и потоков мощности в сети 04 кВ.
Итоговые результаты расчетов потерь мощности городской сети 04 кВ и мощности передаваемой с шин 04 кВ каждой ТП приведены в таблице 2.5.2.
Таблица 2.5.2 Итоговые результаты расчётов потерь мощности и потоков мощности передаваемой в сеть 04 кВ с шин 04 кВ каждой ТП.
5.2 Расчёт режимов сети 10 кВ.
На основании выводов сделанных в § 5.1. дальнейший расчет ведем для двух лучевой схемы.
Для расчёта режимов сети 10 кВ используем расчётные данные нагрузок ТП на шинах 04 кВ по таблице 2.5.2.
Расчётная нагрузка ТП определяется по формуле:
SрТП=S04+SТр+Sхх+j*Qci+j*Qcj (кВ*А) (2.5.2)
S04-расчётная нагрузка сети 04 кВ передаваемая с шин ТП 04 кВ кВ*А;
SТр-потери в трансформаторе ТП кВ*А;
Sхх-потери холостого хода трансформатора ТП кВ*А
Qci Qcj -зарядная мощность генерируемая линиями соседних участков i и j квар.
Расчеты проводим аналогично расчётам режимов сети 04 кВ.
Обобщённая схема замещения для расчёта режимов сети 10 кВ представлена на рисунке 2.5.2.
Рисунок 2.5.2 Обобщённая схема замещения для расчёта режимов сети 10 кВ.
Справочные данные кабелей 10кВ приведены в таблице 2.5.3
Таблица 2.5.3 Справочные данные кабелей 10кВ [ПУЭ 11 таблица 7.28].
Ток А для трехжильного кабеля с бумажной изоляцией проложенного в земле
Iдоп н.р А для трехжильного кабеля с бумажной изоляцией проложенного в земле
Iдоп п.ав.р А для трехжильного кабеля с бумажной изоляцией проложенного в земле
Параметры кабельных линий сводим в таблицу 2.5.4.
Таблица 2.5.4 Параметры кабельных линий двухлучевой схемы.
На ТП №(137) установлены трансформаторы ТМ – 63010 таблица 2.2.1. Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.5.5[11 таблица 3.5].
Таблица 2.5.5 Параметры трансформаторов установленных на ТП.
Марка трансформатора
Напряжение обмотки кВ
Находим потери мощности в трансформаторе по формуле[10]:
n- количество трансформаторов на ТП;
ΔРкз - потери короткого замыкания кВт;
uкз - напряжение короткого замыкания %;
S04 - нагрузка передаваемая с шин 04 кВ ТП по таблице 2.5.2.
Потери мощности холостого хода [10]:
ΔPxx ΔQxx - активные и реактивные потери холостого хода по таблице 2.5.4.
Полные потери мощности в трансформаторах ТП определяются по формуле [10]:
ΔSпол.Тр =ΔSТр+ΔSxx(кВ*А). (2.5.5)
Приведем пример для трансформатора на ТП-1
Потери мощности холостого хода для двухтрансформаторной ТП мощностью 630 кВ*А:
ΔSxx =2*(1.4+j*18.9)=2.8+j*37.8 кВ*А.
Потери мощности для трансформаторов составляют:
=698+j*3184+28+j*378=978+j*6964 кВ*А;
Расчётные нагрузки ТП
SрТП-1=792780+j*317863+978+j*6964-j*14175=80256+j*38609 кВ*А;
Остальные расчеты аналогичны результаты сведем в таблицу 2.5.6
Таблица 2.5.6 Результаты расчёта потерь мощности в трансформаторах и расчетные нагрузки ТП.
(-Qc нач2)+(-Qc конц2) кВАр
Потери мощности в линиях 10 кВ определяем по формуле 2.5.1.
Расчёт режимов сети10 кВ аналогичен расчёту режимов для сети 04 кВ но в данном расчёте учитываем значения Qc кабельных линий. Расчётные значения потерь мощности и мощностей в начале участков линий представим в таблице 2.5.7.
Таблица 2.5.7 Результаты расчёта режимов сети 10 кВ.
Sначала=DS+Sконца-Qc нач
Итоговые результаты по расчету сети 10 кВ представим в таблице 2.5.8 (расчет выполнен на основании данных таблиц 2.5.2 2.5.6 и 2.5.7)
Таблица 2.5.8 Итоговые результаты по расчету сети 10 кВ
Потери мощности в сети 04кВ
Итоговая мощность приведенная к ТП на стороне 04 кВ
Суммарные потери в трансформаторах 630кВ*А
Суммарные потери в сети 10кВ
Итоговая мощность приведенная к ГПП на стороне 10 кВ
6 Расчёт токов короткого замыкания в электроустановках напряжением выше 1000 В.
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий (КЗ) в системе вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
При возникновении КЗ происходит увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значениями в нормальном режиме работы. В свою очередь это вызывает снижение напряжения в системе которое особенно велико вблизи места КЗ.
Расчёт КЗ с учётов действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов системы электроснабжения весьма сложен. Вместе с тем для решения большинства задач встречающихся на практике можно ввести допущения упрощающие расчёты и не вносящие существенных погрешностей. К таким допущениям относятся следующие[12]:
-принимается что фазы ЭДС всех генераторов не изменяются (отсутствие качания генераторов) в течение всего процесса;
-не учитывается насыщение магнитных систем что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети;
-пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов;
-не учитывают кроме специальных случаев емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю.
-считают что трёхфазная система является симметричной; влияние нагрузки на ток КЗ учитывается приближённо; при вычислении тока КЗ обычно пренебрегают активным сопротивлением цепи если отношение xr более трёх. Однако активное сопротивление необходимо учитывать при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Указанные допущения наряду с упрощением расчётов приводят к некоторому преувеличению токов КЗ (погрешность практических методов расчёта не превышает 10% что принято считать допустимым) [12].
Для расчёта токов КЗ составляем расчётную схему системы электроснабжения (рисунок 2.6.1) и на её основе составляем схему замещения (рисунок 2.6.2).
Под расчётной схемой понимают упрощённую однолинейную схему системы электроснабжения с указанием всех элементов и их параметров которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчётов.
Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую по исходным данным расчётной схеме но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими связями и все элементы системы электроснабжения представлены своими сопротивлениями.
Расчёт токов КЗ выполняется в именованных или относительных единицах. При расчётах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). При расчёте в относительных единицах все величины сравниваются с базовыми значениями в качестве которых принимают базовую мощность Sб и базовое напряжение Uб.
Проведем расчет токов короткого замыкания в точках К-1— шины 110кВ ГПП К-2— шины 10кВ ГПП К-3— шины 10кВ ТП-37 (т.к. она расположена наиболее близко к ГПП а значит ток КЗ наибольший) К-4— шины 04кВ ТП-37
Рисунок 2.6.1 Расчётная схема системы электроснабжения.
SТр ном 11010=25 МВ*А.
xТр ном 11010=55.9 Ом.
rТр ном 11010=254 Ом.
Рисунок 2.6.2 Схема замещения системы электроснабжения.
Расчёт выполняем в относительных единицах.
Предварительно необходимо привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. Базовые условия необходимо выбирать учитывая удобство проведения расчётов [12].
За базовую мощность принимаем значение Sб=1000 МВ*А.
За базовое напряжение удобно принимать соответствующее среднее напряжение вместо действительного напряжения на шинах с целью упрощения расчётов.
Определим значения базовых токов соответствующих своим базовым напряжениям по формуле:
Ток КЗ в рассматриваемой точке определяется по формуле:
IБ- базовый ток ступени для рассматриваемой точки КЗ;
Zсум*- полное приведённое сопротивление от источника питания до точки КЗ.
Для выбора и проверки электрооборудования необходимо знать возможное наибольшее мгновенное значение тока КЗ которое называют ударным током КЗ и определяют по формуле:
- значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ в начальный момент времени (если рассматривать систему бесконечной мощности то =I ).
kуд- ударный коэффициент зависящий от постоянной времени цепи к.з. Та определяемый по формуле:
Коэффициент Та определяется по формуле:
rрез*- результирующее активное сопротивление до точки КЗ;
v- частота на которой работает система =50 Гц.
Есистемы=1 – ЭДС системы электроснабжения.
SКЗ=4500 МВ*А – мощность КЗ энергосистемы.
Определим базовые токи энергосистемы по формуле 2.6.1:
Определим сопротивления элементов энергосистемы:
Определим ток КЗ в точке К1:
Значения Та и kуд определяем по [12 таблица 3-8] для системы связанной с шинами где рассматривается КЗ воздушными линиями напряжением 110 – 220 кВ:
Определяем ток КЗ в точке К2:
Значения Та и kуд определяем по [12 таблица 3-8] для системы связанной со сборными шинами 6 – 10 кВ через трансформаторы мощностью до80 МВ*А в единице:
Определим ток КЗ в точке К3:
Значения Та и kуд определяем по формулам 2.6.4 и 2.6.5:
Проверка сечения кабельной линии по термической стойкости производится по формуле:
С – расчётный коэффициент [12 таблица 3-13];
tоткл - время отключения КЗ определяется по формуле:
tоткл=tр.з.+tоткл.выкл.(с) (2.6.8)
tр.з. - время действия основной релейной защиты данной цепи с учётом действия АПВ с;
tоткл.выкл. - полное время отключения выключателя с.
Проводник сечением F термически устойчив если выполняется условие F³Fтерм.
При проверке кабелей 6 – 10 кВ городских сетей на термическую стойкость затухание тока КЗ как правило не учитывается и tоткл принимается равным действительному которое слагается из времени срабатывания релейной защиты линии и собственного времени отключения отключающего аппарата.
Для кабельной линии 10 кВ.
Проверка кабелей на нагрев токами КЗ должна производиться для одиночных кабелей одной строительной длины исходя из КЗ в начале кабеля (в нашем случае для напряжения 10 кВ– это точка К2)[3 п.1.4.17].
Значение расчётного коэффициента С для кабеля с алюминиевыми сплошными жилами и бумажной изоляцией при номинальном напряжении кабеля 10 кВ[12 таблица 3-13]:
Тогда получаем минимальное нестандартное сечение проводника отвечающего требованию его термической стойкости при коротком замыкании:
Минимальное стандартное сечение проводника удовлетворяющего требованию его термической стойкости:
При выборе сечений кабельных линии необходимо учитывать то что чем более однородна распределительная сеть города тем меньше потерь мощности и напряжения в данной распределительной сети. Расчёт кабельных сетей 04 кВ по термическому действию токов КЗ на распределительную сеть 04 кВ не проводится из-за маленьких длин кабельных линий сети 04 кВ в данной сети основной проверкой является проверка сети по допустимой потере напряжения [3][12].
7 Расчёт токов короткого замыкания в электроустановках напряжением до 1000 В.
Основные положения методики определения токов КЗ в сетях напряжением выше 1000 В справедливы и для определения токов КЗ в сетях до 1000 В. Однако расчёт токов КЗ в сетях до 1000 В имеет ряд особенностей [7].
Согласно [3] при расчёте токов КЗ в электроустановках до 1000 В необходимо в качестве расчётных сопротивлений принимать индуктивные и активные сопротивления всех элементов цепи включая активные сопротивления переходных контактов цепи. В случае питания электрических сетей до 1000 В от понижающих трансформаторов при расчёте токов КЗ следует исходить из условия что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно номинальному напряжению.
Активное сопротивление линий индуктивное сопротивление трансформаторов тока катушек автоматических выключателей контакторов оказывают значительно влияние на токи КЗ. Если не учитывать все эти факторы как это делается при расчёте токов КЗ в сетях выше 1000 В то это может привести к значительной (большой) ошибке что повлечёт за собой неправильный выбор сечений проводников и кабелей а также параметров электрической аппаратуры. Поэтому как было сказано выше при расчёте токов КЗ в электроустановках до 1000 В учитываем все сопротивления короткозамкнутой сети.
Расчёт токов КЗ в электроустановках до 1000 В выполняется в именованных единицах. Сопротивления элементов системы электроснабжения высших напряжений приводятся к базовому напряжению короткозамкнутой сети.
Схема замещения для случая трёхфазного КЗ аналогична схеме замещения показанной на рисунке 2.6.2. Расчёт токов КЗ производим для точки К4.
При расчётах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Такое приведение необходимо если между источником и точкой КЗ имеется одна или несколько ступеней трансформации.
За базовое напряжение удобно принимать среднее напряжение той ступени на которой имеет место КЗ. Приведение сопротивления выраженного в омах к выбранному напряжению производится по следующей формуле (в общем виде):
x'=( n1*n2* *nk )2*x(Ом) (2.7.1)
n1n2 nk - коэффициент трансформации трансформаторов через которые сопротивление х связано со ступенью базового напряжения;
х – индуктивное сопротивление данного элемента Ом заданное при Uср ступени на который включён данный элемент;
x’ - индуктивное сопротивление Ом приведённое к принятому базовому напряжению Uб.
Так как для каждой электрической ступени принято определённое среднее напряжение то коэффициенты трансформации используемые для приведения сопротивлений представляют собой отношение средних напряжений двух ступеней. В связи с этим промежуточные коэффициенты сокращаются и пересчёт сопротивлений можно вести по следующей формуле:
В нашем случае имеем:
Сопротивление системы:
Сопротивление трансформатора 11010 кВ (из рисунка 2.6.1):
хТр.11010=559*=0.000677 Ом;
rТр.11010=254*=0.000031 Ом.
Сопротивление кабельной линии:
Сопротивление трансформатора 1004 кВ (по таблице 2.5.4):
Суммарное активное сопротивление кроме сопротивлений элементов энергосистемы высшего напряжения и трансформатора подстанции должно учитывать переходное сопротивление контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление которое на шинах подстанции составляет 15 Ом.
Суммарное сопротивление всех элементов приведённое к базовому напряжению:
r =0000031+0000616656+0003392+0024=002803966 Ом;
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в месте КЗ (точка К4) определяется по формуле [11]:
- номинальное напряжение ступени где рассматривается КЗ кВ;
z - полное сопротивление короткозамкнутой сети Ом.
Определим Та (по формуле 2.6.5):
Определим (по формуле 2.6.4):
Ударный ток КЗ в точке К4 (по формуле 2.6.3):
=141*7324*1368=1417 кА.
Все результаты по расчетам токов КЗ представим в таблице 2.7.1.
Таблица 2.7.1 Результаты расчётов токов КЗ для расчётных точек.
Примечание: для точек К1 К2 К3 расчёт токов КЗ был проведён в относительных единицах соответственно значения x r z выражаются в относительных единицах для точки К4 расчёт токов КЗ был проведён в именованных единицах соответственно значения x r z выражаются в именованных единицах эти сопротивления приведены к базовому напряжению Uб.
8 Выбор электрооборудования.
Одной из основных задач при проектировании систем электроснабжения является задача выбора электрооборудования. Выбираемое электрооборудование должно исправно и надёжно работать во всех продолжительных режимах. Продолжительный режим работы электротехнического устройства – это режим продолжающийся на менее чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды. Он имеет место когда энергосистема или электроустановка находятся в одном из следующих режимов: нормальный ремонтный послеаварийный [12].
При нормальном режиме значения параметров энергосистемы или электроустановки не выходят за пределы допустимые при заданных условиях эксплуатации. В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки без вынужденных отключений и без перегрузок. Ток нагрузки в этом режиме может меняться в зависимости от графика нагрузки. Для выбора аппаратов и токоведущих частей следует принимать наибольший ток нормального режима.
Ремонтный режим – это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка. При выборе аппаратов и токоведущих частей необходимо учитывать это повышение нагрузки до Iрем.макс.
Послеаварийный режим – это режим в котором часть электрооборудования вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов током Iпавмакс.
Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжёлый когда в рассматриваемом элементе проходит наибольший ток Iмакс. При проектировании исходим из предположения что Iрем.макс=Iпавмакс.
Таким образом расчётными токами продолжительного режима являются:
Iнорм - наибольший ток нормального режима;
Iмакс - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.
8.1 Выбор электрооборудования напряжением до 1000 В.
В электроустановках до 1000 В основной выбор электрооборудования производится на ТП 1004 кВ. Принимаем к установке КТП 1004 кВ с номинальной мощностью устанавливаемых трансформаторов 630 кВ*А типом силового трансформатора ТМ. Электрооборудование жилых и общественных зданий выполняется по типовым проектам.
Вначале необходимо выбрать типы шкафов на стороне 04 кВ:
В ТП 1004 кВ в РУ 04 кВ принимаем к установке следующие типы шкафов:
-вводной типа ШВН-1;
-линейный типа ШЛН-1;
-секционный типа ШСН-1.
Ошиновка панелей данных шкафов устойчива при ударных токах КЗ до 50 кА. Панели открыты сверху и сзади и предназначены для установки в помещениях с температурой воздуха от -40°С до +40°С и относительной влажностью до 80%. Панели допускают одностороннее и двухстороннее обслуживание. Основные технические данные шкафов приведены [11 таблица 9-11]. В комплект шкафов входят вводной выключатель секционный выключатель рубильники трансформаторы тока предохранители.
Для примера проведем выбор оборудования для ТП-27 как наиболее загруженной:
Выбор автоматических выключателей.
Автоматические выключатели с естественным воздушным охлаждением предназначены для отключения токов КЗ перегрузок недопустимых снижениях напряжения для оперативных включений и отключений электрических цепей на напряжение до 1000 В.
Автоматические выключатели рассчитаны для работы в продолжительном режиме и предназначены для эксплуатации в следующих условиях:
-установка на высоте не более 1000 м над уровнем моря;
-температура окружающей среды изменяется в пределах от -40°С (без выпадения росы и инея) до +40°С;
-относительная влажность не более 90% при 20°С и не более 50% при 40°С;
-окружающая среда – невзрывоопасная не содержит токопроводящую пыль в количестве нарушающем работу выключателя и агрессивные газы и пары в концентрации разрушающих металлы и изоляцию;
-место установки автоматического выключателя защищено от попадания воды масла эмульсий и т.п.;
-отсутствие непосредственного воздействия солнечной и радиоактивной радиации;
-отсутствие резких толчков (ударов) и сильной тряски;
-вибрация мест крепления с частотой до 100 Гц при ускорении не более 0.7 g.
Выбор автоматов производится [12]:
- по напряжению установки:
- по роду тока и его назначению:
- по конструктивному исполнению;
- по предельно отключаемому току:
- по электродинамической стойкости:
Выбор вводного выключателя.
Выбор параметров вводного выключателя определяется расчетными значениями токов в нормальном режиме послеаварийном режиме а также токов КЗ.
Выбираем в качестве вводного выключателя автоматический выключатель трёхполюсный серии Э «Электрон» для сетей переменного тока напряжением до 660В типа ЭО16В с параметрами:
Производим проверку по выше приведённым положениям по выбору автоматов:
Как видно из проверки автоматический выключатель ЭО16В удовлетворяет всем требованиям по выбору автоматических выключателей.
Выбор секционного выключателя.
Выбор параметров секционного выключателя определяется расчётными значениями токов в послеаварийном режиме. В нормальном режиме секционный выключатель отключен в случае пропадания напряжения на одной из секций производится его включение устройством АВР. По секционному выключателю в послеаварийном режиме протекает ток равный Iмах2.
Выбираем в качестве секционного выключателя автоматический выключатель серии «Электрон» типа ЭО6В с параметрами:
Как видно из проверки автоматический выключатель ЭО6В удовлетворяет всем требованиям по выбору автоматических выключателей.
Неавтоматическая коммутационная аппаратура имеет значительный удельный вес в электрооборудовании напряжением до1000 В. Наибольшее применение в распределительных сетях низкого напряжения находят рубильники.
Рубильником называется неавтоматический выключатель с ручным приводом на два положения (включено выключено). Рубильник предназначенный для поочерёдного подключения к двум различным цепям называется переключателем.
Рубильники предназначены для не частых неавтоматических включений и отключений силовых электрических цепей переменного и постоянного тока в устройствах распределения электроэнергии в том числе и в комплектных устройствах [8].
Выбор рубильников производится [12]:
- по термической стойкости:
В качестве примера приведём пример выбор рубильника для установки в начале кабельной линии ТП-27 – здание №2-3-106.
Расчётные условия для выбора рубильника следующие:
ВК=73242*1=5364 кА2*с (термическая стойкость определяется при tтерм=1 с).
Принимаем к установке рубильник типа РПБ34 с параметрами
Производим проверку по выше приведённым положениям по выбору рубильников:
Как видно из проверки рубильник РПБ34 удовлетворяет всем требованиям по выбору рубильников.
Выбор предохранителей при напряжении до 1000 В.
Предохранителем называется аппарат предназначенный для автоматического однократного отключения электрической цепи при коротком замыкании или перегрузке. Отключение цепи предохранителем осуществляется путём расплавления плавкой вставки которая нагревается проходящим через неё током защищаемой цепи. После отключения плавкая вставка (предохранитель) заменяется вручную [12].
Выбор предохранителей производится [12]:
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения:
Предохранители устанавливаются в электрическую цепь после рубильника на отходящих кабельных линиях.
В качестве примера приведём пример выбор предохранителя для установки в начале кабельной линии ТП-27 – здание №2-3-106.
Расчётные условия для выбора предохранителя следующие:
Принимаем к установке предохранитель ПН2 с параметрами:
Iоткл. предохр=40 кА.
Производим проверку по выше приведённым положениям по выбору предохранителя:
1583 А 400 А – в нормальном режиме;
3166 А 400 А – в после аварийном режиме;
Как видно из проверки предохранитель ПН2 удовлетворяет всем требованиям по выбору предохранителей.
Выбор трансформаторов тока.
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения [12]. Он устанавливается на стороне НН понизительного двухобмоточного трансформатора.
Трансформаторы тока выбираются:
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 вторичной нагрузке:
- вторичная нагрузка трансформатора тока;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
В качестве примера приведём пример выбор трансформатора тока для установки в ТП-27 после вводного автоматического выключателя .
Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по [12 таблица 4-9]. На стороне НН понизительного двухобмоточного трансформатора устанавливаются:
-амперметр типа Э – 335;
-счётчик активной энергии типа САЗ – И 670;
-счётчик реактивной энергии типа СР4 – И 676.
Намечаем к установке трансформатор тока типа ТНШЛ-066 с параметрами:
=0.8 Ом (при классе точности 0.5).
Расчётные данные для выбора трансформатора тока:
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов[11]:
r2=rприб+rпров+rконт(Ом) (2.8.1)
rприб - сопротивление приборов Ом;
rпров - сопротивление проводов Ом;
rконт - сопротивление контактов Ом.
Сопротивление приборов определяется по выражению:
Sприб- мощность потребляемая приборами В*А;
I2 - вторичный номинальный ток прибора А.
Сопротивление контактов принимается 0.05 Ом при двух-трёх приборах и 0.1 Ом при большем числе приборов.
Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:
F - сечение соединительных проводов мм2.
По условиям прочности сечение не должно быть меньше 2.5 мм2 для алюминиевых жил и 1.5 мм2 для медных жил[12];
Lрасч - расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформаторов тока м.
Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной 10 м тогда при включении приборов в полную звезду Lрасч=30 м;
- удельное сопротивление материала провода Ом* мм2м.
Принимаем медные провода с =0.0175 Ом* мм2м.
Вторичная нагрузка трансформатора тока представлена в таблице 2.8.1.
Таблица 2.8.1 Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Загрузка фаз вторичной обмотки трансформатора тока равномерна. Sприб=6 В*А. I2=5 А.
z2=0.24+0.05+0.35=0.64 Ом.
Производим проверку по выше приведённым положениям по выбору трансформаторов тока:
Как видно из проверки трансформатор тока удовлетворяет ТНШЛ-066 всем требованиям по выбору трансформаторов тока.
8.2 Выбор электрооборудования напряжением выше 1000 В.
Выбор электрооборудования на ТП 1004 кВ в РУ 10 кВ обуславливается мощностью устанавливаемых на ТП трансформаторов. Необходимо помнить что при номинальной мощности силовых трансформаторов более 630 кВ*А на вводе разъединитель не ставится а ставится блок предохранитель – выключатель нагрузки. Разъединители устанавливаются в соседних шкафах.
На стороне ВН устанавливаем шкафы КСО-386.
Ошиновка панелей данных шкафов устойчива при ударных токах КЗ до 50 кА. Панели открыты сверху и сзади и предназначены для установки в помещениях с температурой воздуха от -40°С до +40°С и относительной влажностью до 80%. Панели допускают одностороннее обслуживание. Основные технические данные шкафов приведены [11 таблица 9-11].
Выбор выключателя нагрузки.
Выключатель нагрузки представляет собой трёхполюсный коммутационный аппарат переменного тока для напряжения свыше 1000 В рассчитанный на отключение рабочих токов порядка номинального и снабжённый приводом для неавтоматического или автоматического управления. Выключатели нагрузки не предназначены для отключения токов КЗ но включающая их способность соответствует электродинамической стойкости при КЗ.
Выключатели нагрузки применяются в присоединениях силовых трансформаторов на стороне высшего напряжения вместо силовых выключателей если это возможно по условиям работы электроустановки. Поскольку они не рассчитаны на отключение тока КЗ функции автоматического отключения трансформатора в случае КЗ возлагаются на плавкие предохранители.
Выбор выключателей нагрузки производится:
- по длительному току:
Расчётные условия для выбора выключателя нагрузки:
Принимаем к установке выключатель нагрузки ВНР-10400-10з с параметрами:
Производим проверку по выше приведённым положениям по выбору выключателя нагрузки:
Uном =10000 В 12000 В;
Iном = 364 А 400 А – в нормальном режиме;
Iмакс=728 А 400 А – в послеаварийном режиме;
Вк=801 кА2*с 100 кА2*с.
Как видно из проверки выключатель нагрузки ВНР-10400-10з удовлетворяет всем требованиям по выбору выключателей нагрузки.
Выбор предохранителей.
Выбор предохранителей на 10 кВ осуществляем аналогично выбору предохранителей на 0.4 кВ.
Выбор предохранителя при напряжении выше 1000 В для защиты трансформатора 630 кВ*А
Принимаем к установке предохранитель ПКТ103-10-80-20 с параметрами:
Uном=10000 В 12000 В;
Iном =364 А 80 А – в нормальном режиме;
Iмакс =728 А 80 А – в послеаварийном режиме;
Как видно из проверки предохранитель ПКТ103-10-80-20 удовлетворяет всем требованиям по выбору предохранителей.
Выбор разъединителей.
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток [12].
При ремонтах разъединитель создаёт видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами выведенными в ремонт [12].
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки [12]так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга которая может привести к междуфазному короткому замыканию и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Однако для упрощения схем электроустановок допускается использовать разъединители для производства следующих операций [12]:
- отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;
- отключения и включения зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);
- отключения и включения нагрузочного тока до 15 А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже;
- разъединителями разрешается отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных кабельных линий.
Выбор разъединителей производится [12]:
Iнорм Iном Iмакс Iном.
- по конструкции роду установки;
Пример выбора разъединителя для ТП с установленными трансформаторами 2*630 кВ*А
Расчётные условия по выбору разъединителя:
Принимаем к установке разъединитель РВЗ-10400 IУ3 с параметрами:
Производим проверку по выше приведённым положениям по выбору разъединителя:
Iнорм=48.25 А 400 А;
Вк=801 кА2*с 1024 кА2*с.
Как видно из проверки разъединитель РВЗ-10400 I удовлетворяет всем требованиям по выбору разъединителей.
8.3 Конструкция трансформаторных подстанций 1004 кВ типа ТМ-63010 кВ.
Трансформаторная подстанция предназначена для электроснабжения групп зданий жилищно-коммунальной и общественной застройки города. По надежности обеспечения электроэнергией подстанция удовлетворяет требованиям электроприемников первой и второй категории. ТП служит для электроснабжения потребителей с амплитудными значениями сквозного тока короткого замыкания до 15 кА и проходной мощности 11000 кВ*А при 10 кВ.
Трансформаторная подстанция размещается в отдельном здании рассчитана на установку двух трансформаторов мощностью 630 кВ*А и устройство до четырех кабельных вводов 10 кВ с использованием камер комплектного распределительного устройства серии КСО-386.
В соответствии с заключением главного санитарно-эпидемиологического управления разрыв между жилой застройкой и ТП с точки зрения шумов создаваемых трансформаторами составляет не менее 20 метров.
На напряжении 10 кВ принята одинарная секционированная на две секции двумя разъединителями система сборных шин к которой может быть присоединено до четырех линий и два силовых трансформатора мощностью 630 кВ*А. В РУ-10 кВ в силовых цепях к установке приняты выключатели нагрузки ВНР-10400-10з.
Заземление каждой секции сборных шин предусматривается стационарными заземляющими ножами разъединителей шинного моста ШМР. Автоматика защита и измерения на отходящих шинах отсутствуют.
На напряжении 04 кВ принята одинарная секционированная автоматическая на две секции система сборных шин. Питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов подключенных к щиту 04 кВ через автоматы. Максимально возможное количество отходящих линий по заполнению щита укомплектованного панелями ЩО-70 в случае установки панели уличного освещения равно 18. Присоединение линий к шинам предусматривается через рубильники и предохранители. Сечение сборных шин 04 кВ принимается исходя из мощности силового трансформатора 630 кВ*А с учетом перегрузки до 40% с проверкой на динамическую и термическую устойчивость при трехфазном коротком замыкании.
В ТП предусматривается установка следующих измерительных приборов:
- вольтметров на секциях шин 04 кВ;
- амперметров на сторонах 04 кВ силовых трансформаторов;
- амперметров на отходящих шинах 04 кВ.
Автоматика в ТП предусматривается в следующем объеме:
- автоматическое отключение выключателя нагрузки ВНР-10400-10з при перегорании плавких вставок предохранителей 10 кВ на отходящих линиях и в цепях силовых трансформаторов (для схем с АВР на шинах 04 кВ). Питание отключающих катушек выключателей нагрузки принято от оперативных цепей секционного автомата 04кВ;
- АВР на шинах 04 кВ осуществляется включением секционного автомата при исчезновении напряжения на одной из секций шин 04 кВ или отключении одного из силовых трансформаторов.
Предусматривается восстановление схемы при появлении напряжения на обеих секциях.
Вентиляция помещений трансформаторной подстанции естественная через жалюзи.
Питание сети электроосвещения и обогрева ТП принято от групповых щитков которые через переключатель могут быть подключены к одному из вводов 04 кВ силовых трансформаторов. Защита групповых щитков осуществляется через плавкие предохранители установленные на внутренней боковой стенке панели вводов. В трансформаторной подстанции предусматривается рабочее освещение на напряжении 220В и ремонтное освещение на напряжение 36В через понижающий трансформатор 22036В.
Для камер КСО-386 в РУ-10кВ предусматривается технологический обогрев с помощью электропечей. Включение печей автоматическое при температуре внутри помещения ниже 20°С.
Здание трансформаторной подстанции одноэтажное внутри которого в отдельных помещениях располагаются: РУ-10 кВ силовые трансформаторы мощностью 630 кВ*А и щит 04кВ. Соединение трансформаторов со щитом 04 кВ и РУ-10кВ осуществляется плоскими шинами или кабелями. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется камерами одностороннего обслуживания КСО-386. Камеры в РУ-10 кВ устанавливаются в два ряда. Щит 04 кВ комплектуется распределительными панелями ЩО-70 устанавливаемыми так же в два ряда. В помещении щита 04 кВ предусматривается установка панели уличного освещения. В этом же помещении располагаются групповые щитки электроосвещения обогрева трансформатор ремонтного освещения 22036В.
Вводы линий 10 кВ и 04 кВ кабельные. Крепление оборудования и конструкций осуществляется дюбелями болтами и электросваркой к закладным деталям в стенах и полу предусмотренных в строительной части.
Заземляющее устройство ТП принято общим для напряжения 10 и 04 кВ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть работоспособно в любое время года. Заземляющее устройство ТП выполнено в виде замкнутого контура вокруг здания ТП. Искусственное заземляющее устройство выполняется глубинными заземлителями которые связываются с магистралью заземления в двух местах. Схема электрических соединений оборудования и план-разрез ТП 1004 кВ типа ТМ-63010 представлены на рисунках 2.8.1 и 2.8.2.
9 Регулирование напряжения в городских сетях.
Напряжение – важнейший показатель режима электроэнергетической системы. Напряжение на зажимах потребителей электрической энергии и скорость ее изменения определяют качество электроэнергии. Допустимые отклонения напряжения от номинального значения а так же его колебания на зажимах электроприемников приведены в ГОСТ-13109-87.
Необходимость поддержания напряжений в различных точках сети в достаточно узких пределах требует его регулирования. Для этой цели применяются специальные устройства обеспечивающие поддержание уровня напряжения в требуемых пределах. К этим устройствам в первую очередь можно отнести генераторы электростанций трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой изменением коэффициента трансформации (РПН) линейные регуляторы источники реактивной мощности (конденсаторные батареи синхронные компенсаторы) статические вентильные источники реактивной мощности. Среди перечисленных способов регулирования напряжения наиболее важным является регулирование изменением коэффициента трансформации под нагрузкой.
Напряжение на шинах первичного и вторичного напряжения районной подстанции отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе и кроме того напряжение изменяется в соответствии с коэффициентом трансформации. В режиме наименьших нагрузок повышают коэффициент трансформации (КТ) уменьшая напряжение на шинах вторичного напряжения и приближая его к номинальному напряжению (Uном). В режиме наибольших нагрузок уменьшают коэффициент трансформации увеличивая тем самым вторичное напряжение до 105*Uном. При таком регулировании в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах подстанции повышается а в режиме наименьших нагрузок – понижается. Такое регулирование называется встречным.
Регулировочные ответвления трансформаторов выполняются как правило на стороне высшего напряжения. При этом переключающее устройство у трансформаторов с РПН располагается в нейтрали обмоток высшего напряжения что снижает массу и стоимость трансформатора. Рассмотрим трансформаторы с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения то есть с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ) так как при проектировании электроснабжения нового жилого района города в дипломном проекте использованы трансформаторы типа ТМ-630 100.4 кВ с ПБВ. В настоящее время такие трансформаторы изготавливают в основном четырьмя дополнительными ответвлениями использование которых позволяет изменять коэффициент трансформации на +5; +2.5; 0; -2.5; -5% от номинального значения. Диапазон регулирования трансформаторов 10 кВ равен 1022.5%. Регулирование напряжения без возбуждения используется как сезонное 2-3 раза в год. Более частые переключения очень дороги так как требуют отключения трансформаторов от сети усложняют эксплуатацию и требуют увеличения обслуживающего персонала. Кроме того трансформаторы с ПБВ не позволяют осуществить встречное регулирование напряжения так как коэффициенты трансформации трансформаторов длительное время остаются неизменными.
Если известно напряжение сети (Uс) потери напряжения в трансформаторе при данной нагрузке (ΔUТ) напряжение холостого хода (Uхх) вторичной обмотки трансформатора и Uжел (желаемое напряжение) на шинах низшего напряжения то расчетные напряжения ответвления можно найти по формуле:
Uс - напряжение сети кВ;
ΔUТ - потери напряжения в трансформаторе при данной нагрузке кВ;
Uхх - напряжение холостого хода трансформатора кВ;
Uжел - желаемое напряжение на шинах 0.4 кВ кВ.
Далее по полученному Uотв выбираем стандартное и проверяем величину действительного напряжения (Uдейств) на стороне низшего напряжения по формуле:
Uстанд - стандартное значение напряжения ответвления кВ.
Для режима наибольших нагрузок берем напряжение на шинах ГПП выше номинального на 5% то есть UГПП=105 кВ.
Рассмотрим участок линии от ГПП до ТП-27.
Напряжение на шинах 10 кВ ТП-27 находим по формуле:
- продольная составляющая потери напряжения кВ;
- поперечная составляющая потери напряжения кВ.
Значения и находим по формулам:
Приведённое напряжение находим по формулам 2.9.3 2.9.4 2.9.5 с учётом расчётной нагрузки ТП-27 и полученного при расчётах выше напряжения .
Находим расчётное напряжение по формуле:
Выбираем отпайку «0»: =100 кВ.
Находим действительное напряжение на шинах 0.4 кВ ТП№11 по формуле:
Таким образом применение трансформатора с ПБВ позволяет поддерживать требуемое напряжение на шинах низшего напряжения городских подстанций.
Расчеты для остальных участков городской сети аналогичны и сведены в таблицу 2.9.1 (для нормального режима работы линии) и 2.9.2 (для после аварийного режима при повреждении одной из питающих линий).
Таблица 2.9.1 Расчет действительных напряжений на низкой стороне трансформаторных подстанций города в нормальном режиме.
Расчётная нагрузка ТП кВ*А
Таблица 2.9.1 Расчет действительных напряжений на низкой стороне трансформаторных подстанций города в послеаварийном режиме.
ГЛАВА 3. Релейная защита и автоматика сетей жилого района города .
1 Защита электрических сетей и трансформаторов.
Для защиты элементов сети 0.38 кВ применяем плавкие предохранители. Относительно проектируемой сети будем ориентироваться на установку плавких предохранителей типа ПН-2 в распределительных шинах низкого напряжения и на вводах в здания. Магистральные линии внутренних сетей жилых зданий защищаются автоматическими выключателями (по типовым проектам зданий). Для обеспечения селективного действия всех ступеней защиты проанализируем значения токов коротких замыканий для наиболее электрически удалённого здания №18-5 (продовольственный магазин) в следующих точках рисунка 3.1.1:
Во внутренней сети здания №18-5 (продовольственный магазин) – точка К1;
Во внешней сети низкого напряжения – точки К2 К3;
На вводе трансформатора – точка К4;
В распределительных сетях и в РУ 10 кВ ПС 11010 кВ – точки К5-К9.
Рисунок 3.1.1 Схема для анализа токов короткого замыкания
На основании характеристик защиты аппаратов строится зависимость времени действия средств защиты от электрической удаленности КЗ от шин РУ 10 кВ ГПП 11010 кВ. Должна соблюдаться полная избирательность отключения всех КЗ.
Рассмотрим электрическую цепь РУ 10 кВ ГПП 11010 кВ — ТП-35 — ТП-33 — ТП-32 — -ТП-30 — ТП-29- ввод в здание №18-5 (продовольственный магазин).
Точки короткого замыкания выбраны с учетом следующих соображений:
К1 – для выбора номинала плавких вставок F5 F6 и проверки их на селективность отключения токов КЗ;
К2 – для выбора плавких вставок F3 F4 и проверки их на селективность работы с другими предохранителями;
К3 – для выбора автоматических выключателей QF1 QF2
К4 – для выбора предохранителей F1 и
К5-К9 – для выбора уставок релейной защиты на выключателях;
К10 – для проверки Q1 - Q3 на динамическую стойкость токам КЗ и проверки линии на термическую стойкость.
Схема замещения для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 3.1.2.
Рисунок 3.1.2 Схема замещения для расчётов токов КЗ.
Целью расчёта токов КЗ является выбор параметров защиты сетей и параметров высоковольтной аппаратуры. На данном этапе необходимо определить:
I”=IПО - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ;
I - действующее значение установившегося тока КЗ (для проверки аппаратуры на термическую стойкость).
При условии неизменности ЭДС источника а также при задании IКЗ энергосистемы можно полагать что I”=I=IКЗ. Расчет производим согласно главы №2 параграфов 2.6 и 2.7.
При расчётах токов короткого замыкания воспользуемся результатами расчетов полученными в главе №2 параграфа 2.6 в котором уже рассчитаны токи КЗ для точек К10 и К9. Воспользуемся также значениями известных сопротивлений кабельных линии по таблицам 2.5.5 и 2.5.1. При расчётах токов КЗ в точках К1 К2 К3 расчёт ведёт в именованных единицах; в остальных точках расчёт производится в относительных единицах. При расчёте токов КЗ в сети 0.4 кВ необходимо учитывать все сопротивления как активные так и индуктивные.
Принимаем базовые напряжения:
Получаем следующие данные для расчётов токов КЗ для точек К1 К2 К3 (в именованных единицах приведённых к базовому напряжению UБ3=0.4 кВ):
хтр1=0000677 Ом; rтр1=0000031 Ом;
хл2=0000165984 Ом; rл2=0000693728 Ом;
хл4=000003584 Ом; rл4=0000198464 Ом;
хл6=000003072 Ом; rл6=0000170112 Ом;
хл8=000004736 Ом; rл8=0000262272 Ом;
хл10=000002432 Ом; rл10=0000134688 Ом;
хтр2=00136 Ом; rтр2=0003392 Ом;
х12=000014 Ом; r12=0000010192 Ом;
Токи КЗ определяем по формуле 2.7.3.
Получаем значение тока КЗ в точках К1:
Получаем значение тока КЗ в точке К2 К3:
При расчёте токов КЗ в остальных точках переходим к относительным единицам.
Получаем следующие данные для расчётов токов КЗ для остальных точек (в относительных единицах):
хл2=393270067 Ом; rл2=094095292 Ом;
хл4=112508001 Ом; rл4=020317472 Ом;
хл6=09643543 Ом; rл6=017414976 Ом;
хл8=148680358 Ом; rл8=026848088 Ом;
хл10=076353785 Ом; rл10=013786856 Ом;
Токи КЗ определяем по формуле 2.6.2.
Значения токов сведем в таблицу 3.1.1
Табл. 3.1.1 Результат расчетов токов короткого замыкания на линии 10 кВ ГПП—ТП-29
Значение тока в точке КЗ кА
Примечание: значение токов в точке К10 возьмём из главы №2 параграфа 2.6.
На стороне 10 кВ для защиты трансформатора применяются предохранители типа ПКТ103-10-80-20. Выбор предохранителей производится в главе №2 параграфах 2.8.1 и 2.8.2.
Выбранные типы предохранителей проверяются по условиям селективности при КЗ.
Котс - коэффициент отстройки равен 1.1 – 1.25 учитывающий разброс величины срабатывания и возможную погрешность в расчете токов КЗ.
Ток плавкой вставки предохранителей F1 и F2 на ТП №29 определяется по формуле:
Принимаем ток плавкой вставки предохранителей =80 А и =80 А.
Номинальный ток отключения предохранителя ПКТ103-10-80-20 Iоткл =20 кА что больше IКЗ=429 кА [5].
Время отключения тока короткого замыкания равного IКЗ =4.29 кА составляет при кратности:
При КЗ в точке К3 (=7134 кА) ток через предохранители F1 и F2 составит [5]:
При такой величине тока КЗ предохранитель ПКТ103-10-80-20 с плавкой вставкой на 80 А сработает через tоткл =7 с [5].
На стороне 0.4 кВ ТП за трансформатором устанавливаются автоматические выключатели QF1 и QF2 типа «Электрон» (ЭО16В). Выбор уставок тока срабатывания автоматических выключателей описан в главе №2 параграфе 2.8.1.
Ток уставки электромагнитного расцепителя (без выдержки времени - отсечка) принимаем по формуле [5]:
Для автоматических выключателей ЭО16В Iмакс откл=45 кА что > =7134 кА.
Принимаем ближайшую большую величину уставки равную 1600 А кратность Iр составляет:
Время отключения автоматического выключателя при кратности тока 4 составляет: 0.06-0.09 с (отсечка); 0.25 – с выдержкой времени электромагнитного расцепителя [5].
Таким образом условия трехкратного запаса по времени для обеспечения селективности двух защит (F1 F2 и QF1 QF2) выполняются: 7 с у F1 и F2 и 0.25 с для QF1 и QF2.
На отходящих линиях 0.4 кВ ТП и для защиты питающих сетей жилых зданий используются предохранители типа ПН-2.
Для предохранителей F3 и F4 возможный минимальный ток - это ток в точке К1 =7118 кА.
Произведём проверку по надёжности срабатывания:
Номинальный ток плавких вставок F5 F6 определяется как:
Принимаем: Iвст.ном=150 А.
Надежность срабатывания защиты в соответствии с [5] обеспечивается если минимальный ток КЗ (ток в конце защищаемого участка сети) не менее чем в 3 раза превосходит номинальный ток плавкой вставки ближайшего предохранителя или ток уставки электромагнитного расцепителя автоматического выключателя.
Ток плавкой вставки предохранителей F3 и F4:
Для сохранения селективности ринимаем: =400 А.
При возникновении КЗ на выводах предохранителей F3 и F4 кратность составляет:
При этом время отключения предохранителей F3 и F4 tоткл =0.01 секунды. Селективность работы F3 F4 и QF1 QF2 обеспечена так как 025006=41.
Время отключения предохранителей F5 и F6 tоткл =0.01 секунды при КЗ в точке К1.
Время отключения предохранителей F3 и F4 tоткл =0.08 секунды при КЗ в точке К1.
Таким образом при КЗ в точке К1 через время tоткл=0.01 секунды произойдет расплавление плавкой вставки предохранителя F6. Если КЗ по каким-либо причинам не было отключено (попадание посторонних предметов или неквалифицированные действия обслуживающего персонала) предохранителем F6 то через время tоткл =0.08 секунды после начала КЗ произойдёт расплавление плавкой вставки предохранителя F4 и так далее до выключателя Q2 на ПС 11010 кВ.
На ГПП защита трансформатора шин 10кВ и отходящих линий а также схема АВР выполнена на базе цифровой интегрированной защиты НТЦ «Механотроника» действующая в случае повреждения на шинах 10 кВ на отключение вводного масляного выключателя в случае повреждения фидерной линии 10кВ на отключение фидерного масляного выключателя в случае пропадания напряжения на одном из вводов на переключение а также в случае повреждения в трансформаторе передает телеотключающий импульс на районную подстанцию и в бестоковую паузу производит отключение отделителя.
2 Цифровая интегрированная защита и автоматика распределительных сетей.
В последнее время происходит интенсивное развитие микропроцессорной техники которая всё более широко внедряется в энергетике. Рассмотрим цифровую интегрированную защиту и автоматику в распределительных сетях города.
Комплексные цифровые автоматические устройства на микропроцессорной элементной базе интегрированной защиты и противоаварийной автоматики предназначенные для распределительных сетей напряжением 6-35 кВ разрабатываются научно-производственной фирмой (НПФ) «Радиус» НИИ «Зенит» (г. Зеленоград) и научно-техническим центром (НТЦ) «Механотроника» (г. Санкт-Петербург). Они характеризуются высокими показателями технического совершенства и обладают широкими информационными и сервисными функциями свойственными техническим средствам обработки информации цифровой вычислительной техникой.
НТЦ «Механотроника» - первое российское предприятие по разработке и производству микропроцессорных устройств релейной защиты управления и противоаварийной автоматики для электрических сетей от 04 до 35 кВ.
Высококвалифицированные специалисты НТЦ «Механотроника» имеют многолетний опыт разработки и выпуска цифровых устройств управления и автоматики для промышленности. Разрабатываемая продукция выпускается заводами «ЛЭМЗ» и «Электронмаш» которые имеют современное европейское технологическое оборудование по производству цифровой техники для промышленности и энергетики.
Разработки цифровых устройств РЗА проводятся НТЦ «Механотроника» по заданиям РАО «ЕЭС России» РАО «Газпром» предприятий МинАтома железных дорог в них принимают участие специалисты ведущих российских предприятий и энергосистем.
В разработках реализуются как традиционные решения принятые в отечественной электроэнергетике так и новые требования не имеющие мировых аналогов.
Проектными организациям проводятся работы по привязке цифровых РЗА НТЦ «Механотроника» к ячейкам КРУ и КТП московского и самарского заводов «Электрощит» минского электротехнического завода и других предприятий выпускающих распределительные устройства.
Цифровые РЗА НТЦ «Механотроника» не уступают многим зарубежным аналогам по техническим и эксплуатационным характеристикам при этом их стоимость существенно ниже.
Серийный выпуск и промышленная эксплуатация изделий начаты в 1996 году. Первыми потребителями цифровых РЗА НТЦ «Механотроника» являются: «Ленэнерго» «Колэнерго» «Камчатэнерго» «Лентрансгаз» ЛАЭС «Воронежэнергоавтоматика» «Комиэнерго» Октябрьская Ж.Д. ЛенМетрополитен.
Микропроцессорные устройства защиты и автоматики НПЦ «МЕХАНОТРОНИКА».
МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ БЛОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ БМРЗ
В МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ БЛОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЗАЛОЖЕНЫ СЛЕДУЮЩИЕ ФУНКЦИИ
направленной трехступенчатой максимальной токовой защиты
защиты с комбинированным пуском по напряжению
направленной защиты от однофазных замыканий на землю
защиты от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера
индивидуальной защиты минимального напряжения
логической защиты шин
определение направления мощности
определение места повреждения
резервирование отказов выключателя
двукратное автоматическое повторное включение
автоматическое включение резерва с восстановлением
схемы нормального режима
выполнение команд от внешних защит
автоматическое осциллографирование аварий
БМРЗ предназначен для защиты и управления вводных и секционных выключателей воздушных и кабельных линий электропередачи трансформаторов до 63 МВА электродвигателей 6-10 кВ мощностью до 4 МВт пунктов секционирования и сетевого автоматического включения резерва.
БМРЗ - цифровое устройство не уступающее мировым стандартам построено на самой современной элементной базе осуществляет весь комплекс защит присоединения и обеспечивая простоту и надежность в эксплуатации не требует специального технического обслуживания.
Таблица 3.2.1. Основные характеристики блока микропроцессорной релейной
Максимальная токовая защита
с контролем двух или трех фазных токов. Трехступенчатая с ускорением независимыми времятоковыми характеристиками всех ступеней. Для третьей ступени может быть выбрана любая из четырех зависимых времятоковых характеристик: двух российских и двух международных. Пуск МТЗ с контролем по напряжению и направлению мощности. Два набора уставок с переключением по внешней команде или автоматически при изменении направления мощности.
· Диапазон уставок: по току:
независимых ступеней 1.5 -100 А
зависимой ступени 0.5 - 50 А
по времени 0 - 100 с
· Дискретность уставок:
Защита от однофазных замыканий на землю
одноступенчатая с независимой характеристикой с двумя выдержками времени и может выполняться с контролем: тока и (или) напряжения нулевой последовательности направленная или ненаправленная. Два набора уставок переключаемых одновременно с уставками МТЗ.
по напряжению 5 - 100 В
по току 0.003 - 0.3 А 0.03 - 3.0 А
(выбор при заказе) 0.3 - 30 А 1.5 - 100 А
по времени 0 - 100 с
по току (по диапазонам) 0.001 А 0.01 А 0.1 А
Защита от несимметрии нагрузки и от обрыва фазы питающего фидера
реализована по контролю тока обратной последовательности.
по току I2 0.2 - 10.0 А
по времени 5.0 - 50 с
Защита минимального напряжения
выполняется с контролем двух или трех напряжений и действует на отключение и(или) сигнализацию. ЗМН может блокироваться внешним сигналом или при пуске МТЗ.
по напряжению 20 - 80 В
по времени 0.1 -100 с
Направление мощности
определяется по величине фазового угла между током и напряжением отдельно для двух пар сигналов IaUbc и IcUab.
· Погрешность определения углов
на краях диапазонов ± 5 °
· Диаграмма направленности задается программно.
Автоматическое повторное включение
пускается по факту срабатывания МТЗ при самопроизвольном отключении выключателя и (по выбору) при срабатывании ОЗЗ на отключение. Имеется возможность программной блокировки одного или обоих циклов а также при срабатывании первой ступени МТЗ и при наличии сигнала 3Uo после первого цикла АПВ.
· Диапазон выдержек времени 0.1 -100 с
· Дискретность выдержек времени 0.1 с
Автоматическое включение резерва
выполняется взаимными действиями БМРЗ-СВ и двух БМРЗ-ВВ либо двух БМРЗ-ВВ. При восстановлении рабочего напряжения на отключенном вводе обеспечивается автоматическое восстановление схемы нормального режима. Схема соединений БМРЗ-ВВ и БМРЗ-СВ для АВР а также алгоритмы АВР могут согласовываться при заказе.
Встроенный интеллектуальный пульт
с буквенно-цифровым дисплеем (2 строки по 32 знака) клавиатурой и световыми индикаторами позволяет: вводить выводить и изменять параметры настройки управлять выключателем контролировать состояние выключателя текущие параметры сети и параметры аварийных событий пуски и срабатывания защит а также проводить тестирование БМРЗ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ БМРЗ
Гибкая аппаратно-программная архитектура БМРЗ позволяет адаптировать устройство к индивидуальным требованиям каждого заказчика.
На базе БМРЗ легко создаются любые сетки вторичных схем. БМРЗ может управлять одним или несколькими коммутационными аппаратами (выключателями) со стандартными схемами управления а также выключателями типа ВВ-ТЭЛ. Обеспечивается контроль положения исправности и ресурса выключателя.
Связь БМРЗ c АСУ позволяет дистанционно вести настройку БМРЗ измерения управление и контроль присоединения.
Во время работы блок осуществляет автоматическую самодиагностику и выдает сигнал при обнаружении неисправности. Расширенная проверка работоспособности блока может быть произведена оператором в режиме “Тест”.
Память блока после снятия питающего напряжения обеспечивает хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы. Хранение параметров девяти последних аварийных событий информации об общем количестве а также о времени пусков и срабатываний защит количестве отключений выключателя и циклов АПВ обеспечивается без питания в течение 200 часов.
Смена конфигурации защит блокировок и уставок осуществляется с санкционированным доступом с пульта блока или дистанционно.
При срабатывании защиты автоматически фиксируется осциллограмма действующих значений 5 аналоговых сигналов и временная диаграмма 8 дискретных сигналов. Длина осциллограммы 9 с предыстория - 1 с дискретность - 10 мс.
Имеется возможность организации технического учета электроэнергии в комплекте со счетчиком с телеметрическим выходом.
· Местное и дистанционное управление выключателем
· Блокировка многократных включений
· Логическая защита шин
· Выполнение команд от внешних защит: АЧРЧАПВ
дифференциальных защит трансформатора и шин дуговой защиты
· Автоматическое и дистанционное переключение двух программ уставок.
Измерения и контроль
· Максиметр фазного тока
· Активная и реактивная составляющие тока прямой последовательности
· Линейные или фазные напряжения
· Активная и реактивная мощность
· Ток и напряжение нулевой последовательности
· Ток и напряжение обратной последовательности
· Счетчик аварийных отключений
· Суммарный ток отключений по фазам
· Счетчик пусков и срабатываний каждой защиты
· Счетчик успешных и неуспешных циклов АПВ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТОК-НАПРЯЖЕНИЕ ПИТ.
Преобразователи выполняют функции гальванической развязки и масштабирующего преобразования переменного тока в переменное напряжение. Основное назначение - работа в точной измерительной аппаратуре вместо измерительных трансформаторов тока.
Схема преобразователя содержит трансформатор тока и активный преобразователь ток-напряжение а также схему тестирования. Конструктивно преобразователи выполнены в виде печатной платы с элементами помещенной в пластиковый корпус. Подключение преобразователей осуществляется пайкой к контактным площадкам печатной платы. Входы сильноточных модификаций преобразователей (см. табл. 1) выполнены изолированным проводом сечением 25 мм2.
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЕ - НАПРЯЖЕНИЕ ПИН.
Преобразователи выполняют функции гальванической развязки и масштабирующего преобразования переменного напряжения в переменное напряжение. Основное назначение - работа в точной измерительной аппаратуре вместо измерительных трансформаторов напряжения.
Схема преобразователя содержит трансформатор тока и активный преобразователь ток-напряжение а также схему тестирования (опционно). Конструктивно преобразователи выполнены в виде печатной платы с элементами помещенной в пластиковый корпус. Подключение преобразователей осуществляется пайкой к контактным площадкам печатной платы.
БЛОК ПИТАНИЯ КОМБИНИРОВАННЫЙ БПК-2
Блок питания комбинированный БПК-2 предназначен для питания аппаратуры релейной защиты и автоматики выпрямленным оперативным током на подстанциях без аккумуляторных батарей.
БПК-2 обеспечивает заряд блока конденсаторов для управления катушкой отключения выключателя.
БПК-2 получает питание от одного или двух трансформаторов напряжения (или трансформаторов собственных нужд) а также от трансформаторов тока защищаемого присоединения.
Питание оперативным выпрямленным током устройств релейной защиты линий (6-10)кВ в том числе микропроцессорных.
Заряд накопительной электрической емкости выпрямленным током ограниченной величины до номинального значения напряжения =400 В. Сигнализация снижения напряжения заряда замыканием контактов сигнального реле.
Обеспечение надежной работы при изменении входного напряжения от 50% до 120% от его номинального значения без использования питания от трансформаторов тока. При снижении входного напряжения ниже 50% от его номинального значения - обеспечение надежной работы с использованием питания от трансформаторов тока в диапазоне входного тока от 7А до 150А.
БЛОК МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ СИГНАЛИЗАЦИИ БМЦС
Назначение и область применения
БМЦС предназначен для применения в системах центральной сигнализации электрических подстанций оборудованных цифровыми или электромеханическими устройствами РЗА в различных отраслях ТЭК и промышленности.
БМЦС позволяет собрать обработать наглядно отобразить и оперативно передать информацию о состоянии объекта а также быстро и удобно изменить конфигурацию системы сигнализации.
Прием и отображение аварийной сигнализации с обеспечением повторности действия;
Прием и отображение предупредительной сигнализации в том числе с центральной выдержкой времени с обеспечением повторности действия;
Прием и отображение сигналов от отдельных датчиков;
Передача информации об изменении состояния сигнальных контактов;
Выдача сигналов обобщенной сигнализации: “Авария”“Предупредительный”“Звонок”“Сирена”“Отказ БМЦС”;
Непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностика) в течение всего времени работы;
Технические возможности
Прием и индикация 32 входных сигналов в том числе прием групповых сигналов от шинок ШЗА ШЗП1 ШЗП2 ВШ (аналог реле импульсной сигнализации).
Прием как импульсных так и длительных сигналов.
Регистрация событий.
Встроенное звуковое сигнальное устройство.
Местное и дистанционное квитирование сигналов.
Программная регулировка выдержки времени на пуск каждого входа.
Местный и дистанционный ввод уставок и конфигурации.
Санкционированный доступ к изменению уставок и конфигурации.
Режим ручного тестирования.
Связь по двум стандартным последовательным каналам связи RS 232 и RS 485.
Включение в АСУ в качестве подсистемы нижнего уровня.
БМЦС запоминает не менее 100 событий. В регистре фиксируются тип событий и астрономическое время их наступления. Разрешающая способность по времени не более 10 мс. В каждом канале предусмотрен счетчик событий увеличивающийся на единицу при каждом событии.
При отсутствии оперативного тока длительность хранения набора уставок а также программируемой конфигурации в памяти блока - неограничена аварийной информации - не менее 200 часов. При наличии оперативного тока длительность хранения информации не ограничена.
Блок может размещаться на дверце релейного шкафа или панели и удобен при установке и монтаже. Габаритные размеры не более : 230*205*250 мм. Вес блока не более 5 кг.
Разработка выполнена по техническому заданию и при участии ЦСРЗА “Ленэнерго” и СУ “ЛенОЭГ” согласованному РАО “ЕЭС России” и РАО “Газпром”.
Блоками БМРЗ оснащаются ячейки КРУ Московского и Самарского заводов «Электрощит». БМРЗ используются на распределительных подстанциях тяговых подстанциях железных дорог компрессорных станциях РАО «Газпром» тепловых и атомных электростанциях на промышленных предприятиях метрополитене и других объектах.
Производственные мощности НТЦ “Механотроника” совместно с заводами “ЛЭМЗ” и “Электронмаш” позволяют выпускать до 5 тысяч устройств в год.
Использование цифровой интегрированной защиты и автоматики распределительных сетей позволяет увеличить качество контроля процессов протекающих в системах электроснабжения повысить уровень надёжности электроснабжения всех потребителей электроэнергии особенно наиболее ответственных потребителей вести контроль и своевременно реагировать на изменение параметров качества электроэнергии поддерживая эти показатели в рамках ГОСТ 13109-97 уменьшить время ликвидации повреждений за счёт более быстрого обнаружения места повреждения и т.д.
ГЛАВА 4. Способы электроснабжения двухфазных нагрузок от сети 380220В .
Несимметрия трехфазной системы напряжений
Нормируемые показатели:
коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
Причины выхода показателей за пределы норм состоят в использовании различных несимметричных или однофазных ЭП таких как:
дуговые сталеплавильные печи;
тяговые нагрузки железных дорог на переменном токе;
электросварочные агрегаты;
осветительные установки;
однофазная коммунально-бытовая нагрузка.
Влияние на работу различных ЭП
Несимметричные токи нагрузки протекающие по элементам системы электроснабжения вызывают в них несимметричные падения напряжения. Вследствие этого на выводах ЭП появляется несимметричная система напряжений. Отклонения напряжения у ЭП перегруженной фазы могут превысить допустимые значения. Кроме ухудшения режима напряжения у ЭП при несимметричном режиме существенно ухудшаются условия работы как самих ЭП так и всех элементов сети что ведет к снижению надежности работы электрооборудования и системы электроснабжения в целом.
Качественно отличается действие несимметричного режима от симметричного у таких распространенных трехфазных ЭП как асинхронные двигатели (АД). Сопротивление обратной последовательности АД примерно в 5 раз меньше сопротивления прямой последовательности. Поэтому даже небольшая несимметрия напряжений вызывает значительные токи обратной последовательности что ведет к дополнительному нагреву статора и ротора. Все это в итоге приводит к ускоренному старению изоляции и уменьшению располагаемой мощности двигателя.
При несимметрии напряжений сети в синхронных машинах наряду с возникновением дополнительных потерь активной мощности и нагревом статора и ротора могут возникнуть опасные вибрации в результате появления знакопеременных вращающих моментов и тангенциальных сил пульсирующих с двойной частотой сети.
В случае наличия токов обратной и нулевой последовательности увеличиваются суммарные токи в отдельных элементах сети что приводит к увеличению суммарных потерь мощности (энергии) и может быть недопустимо с точки зрения нагрева.
Отметим что значительные токи нулевой последовательности протекающие через нулевой проводник недостаточного сечения могут вызвать его сильный нагрев. Зафиксирован ряд случаев возникновения пожаров в зданиях из-за перегрева нулевых проводников сечение которых составляло 25 или 50 % фазного провода.
При постоянном протекании токов нулевой последовательности через заземлители последние высушиваются а их сопротивление увеличивается. Это отрицательно воздействует на работу систем релейной защиты что может привести к очень тяжелым последствиям. Несимметрия напряжений значительно ухудшает режимы работы многофазных вентильных выпрямителей из-за значительного увеличения пульсации выпрямленного напряжения ухудшаются условия работы систем импульсно-фазового управления тиристорных преобразователей.
Конденсаторные установки при несимметрии напряжений неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам что делает невозможным полное использование их установленной мощности. Кроме того конденсаторные установки в этом случае усиливают уже существующую несимметрию так как выдача реактивной мощности в сеть в фазе с наименьшим напряжением будет меньше чем в остальных фазах.
Ответственность и меры компенсации
В ГОСТе указывается что ответственность за нарушение норм по показателям коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности и коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности лежит на потребителях с несимметричной нагрузкой.
Снижение несимметрии напряжения достигается либо уменьшением сопротивления сети токам обратной и нулевой последовательности либо снижением уровней этих токов. Учитывая что сопротивления внешней сети одинаковы для токов прямой и обратной последовательности снизить эти сопротивления возможно лишь путем подключения мощной однофазной нагрузки через отдельный трансформатор на шины с большой Sкз. Снижение систематической несимметрии в сетях низкого напряжения осуществляется рациональным распределением однофазных нагрузок между фазами с таким расчетом чтобы сопротивления этих нагрузок были равны между собой.
Если несимметрия напряжения не может быть снижена путем схемных решений то применяют симметрирующие устройства (СУ). В качестве таких устройств применяют несимметрично включенные конденсаторные батареи (рис. 4).
Для снижения несимметрии которая является результатом случайных процессов применяются автоматические СУ которые состоят из конденсаторов и реакторов собранных в параллельные группы и подключаемых в зависимости от изменения тока или напряжения обратной последовательности. Разработан ряд СУ на базе трансформаторов например трансформаторов с вращающимся магнитным полем представляющих собой несимметричную нагрузку или позволяющих осуществлять пофазное регулирование напряжения.
Рассмотрим возможность электроснабжения двухфазной нагрузки от трехфазного газогенератора с применением специально разработанного трансформатора на примере электрической системы обогрева промыслового нефтепровода системы «Тепломаг» причем суммарная двухфазная нагрузка сравнима с генерируемой мощностью самого генератора
Наиболее экономичный режим работы синхронного генератора достигается при симметричной его нагрузке. В этом случае имеет место чисто круговое вращающееся магнитное поле в магнитной системе генератора и как следствие постоянство момента на валу и равномерность вращения газодизельной электростанции.
Условием симметричной работы трехфазного генератора является равенство чисел витков Wax Wby Wcz действующих значений токов laxlbylcz и напряжений UaxUbyUcz всех его фаз а также фазовый сдвиг между ними во времени на13 периода т.е.:
Ua Uby=Uфехр(-120°); Ucz= Uфехр120°; (3.1)
Icz = Iфехр120°; (3.2)
Wax = Wby = Wcz (3.3)
Несоблюдение условий симметрии приводит к снижению полезной мощности и к.п.д. генератора возникновению значительных дополнительных потерь энергии внутри него а также появлению механических вибраций шума и т.п.
2. Постановка задачи
Для электроснабжения двухфазной нагрузки общей мощностью около 550кВ*А необходима разработка специального трансформатора позволяющего привести двухфазную симметричную нагрузку к трехфазной системе электроснабжения
3. Силовой трансформатор.
В настоящем проекте в качестве первичного источника электропитания используется трехфазный синхронный генератор с линейным напряжением 380 В частотой 50 Гц и мощностью 630 кВ*А.
Основным конечным потребителем электроэнергии являются две независимые тепловыделяющие ИР-линии с рабочим напряжением 2x34 кВ мощностью 275 кВ*А каждая и 550 кВ*А суммарно.
Следовательно силовой трансформатор должен осуществлять преобразование числа фаз с трех на две и линейным напряжением с 380 В на 34 кВ. При этом полученная в результате преобразования система двухфазных напряжений и токов для обеспечения экономичного режима работы всей энергосистемы должна быть симметричной.
Условия симметричного режима работы трехфазной обмотки трансформатора одинаковы с условиями (3.1) - (3.3) для трехфазного генератора.
Условиями симметрии двухфазной системы напряжений Uα и U и токов lα и I является равенство их действующих значений и фазовый сдвиг между ними во времени на 14 периода а также равенство намагничивающих сил обмоток т.е.:
Fα = lαWα = jF =jlW (3.5)
Указанное выше преобразование напряжений и токов может быть реализовано с помощью трехфазного трансформатора с первичной обмоткой низшего напряжения (НН) соединенной треугольником или звездой с изолированной нейтралью и вторичной обмоткой высшего напряжения (ВН) соединенной в звезду с одной изолированной фазой и изолированной нейтралью.
Электрическая схема внутренних и внешних соединений обмоток трансформатора-преобразователя трехфазной системы напряжений и токов в двухфазную приведена на рис.4.3.1.
Примерная векторная диаграмма напряжений такого трансформатора-преобразователя приведена на рис..4.3.3.
Рис.4.3.1. Электрическая схема соединений обмоток трансформатора-преобразователя трёхфазной системы напряжений и токов в двухфазную при соединении обмотки НН звездой с изолированной нейтралью.
Рис.4.3.2. Векторная диаграмма напряжений и токов силового трансформатора
Из векторной диаграммы рис.4.3.2 и условий симметрии (3.4 - 3.5) вытекают дополнительные требования обеспечения симметрии двухфазных напряжений и токов. Поскольку напряжения во вторичной обмотке ВН при равенстве чисел витков всех фаз связаны соотношением
Uα = UAB = UAX – UBY = √3UAXexp30° = √3UBYexp150° = j√3U =j√3UCZ то ток I в фазе согласно (3.5) должен быть больше тока lα в фазе α в √3 раза.
С другой стороны при требовании равенства сопротивлений нагрузки Zα=Z и соответственно токов фаз lα = I условие (3.5) может быть выполнено за счет неодинакового числа витков обмоток ВН. Для этого число витков в обмотке WCZ должно быть в √3 раз больше чем в обмотке WAX = WBY либо числа витков обмоток WAX = WBY должны быть в √32 раза меньше числа витков обмотки WCZ.
В тоже время для симметрирования токов в первичной обмотке трансформатора требуется на стороне ВН данного трансформатора ввести дополнительные обмотки W’AX=W’BY по числу витков равные √32WCZ при соотношении обмоток ВН: WAX=WBY=WCZ и включенные последовательно с обмоткой WCZ тогда ток протекающий по нагрузке:
lα =√32*IAX=√32*IBY . . (3.6)
I=ICZ+√32*I’AX+√32*I’BY . . (3.7)
напряжение приложенное к нагрузке:
Uα =√3*UAX=√3*UBY . (3.8)
U=UCZ+√32*U’AX+√32*U’BY. . .. (3.9)
На основании (3.6 и 3.7) получаем ток в первичной обмотке:
la*КТ=√32*IAX+√32*I’AX .(3.10)
lb*КТ=√32*IBY+√32*I’BY .. ..(3.11)
Ic*КТ=ICZ . ..(3.12)
Для проверки практической реализуемости силового трансформатора-преобразователя трехфазной системы напряжений и токов в двухфазную были проведены экспериментальные исследования на маломощной модели серийного трехфазного трансформатора типа ТСЗИ-25 380-22036В мощностью 25 кВ*А с обмоткой ВН 380220 В и обмоткой НН 36 В (Трансформатор сухой защищенный инструментальный). В одной из фаз вторичной обмотки НН число витков было увеличено в √3 раз. Трансформатор соединялся по схеме рис.4.3.1. Некоторые результаты испытаний приведены в таблице 4.3.1.
Таблица 4.3.1. Результаты испытаний макетного трансформатора типа ТСЗИ-25 380-22036В
На основании результатов проведенных исследований сделана разработка и изготовлен силовой трансформатор-преобразователь трехфазных напряжений и токов с параметрами промышленной частоты в двухфазную соответствующую требованиям электропитания тепловыделяющих линий системы обогрева транспортной трубы нефтепровода. Трансформатор-преобразователь выполнен на базе серийного трансформатора ТСА-400М 5-93.
С целью обеспечения возможности ступенчатого регулирования напряжения и мощности обогрева транспортной трубы нефтепровода в обмотках трансформатора-преобразователя выполнены ответвления. Параметры ступеней напряжения и мощности трансформатора-преобразователя приведены в таблице.
Таблица 4.3.2. Параметры ступеней напряжения и мощности трансформатора-преобразователя
Схема соединений обмоток ВН
Схема соединений обмоток НН
Таблица 4.3.3. Обмоточные данные силового трансформатора ТСА-400М 5-93
Номинальное линейное напряжение
на стороне первичной обмотки (НН) 380 В
Номинальный фазный ток
на стороне первичной обмотки (НН) .. 476 А
на стороне вторичной обмотки (ВН) 83 А
На рис.4.3.3. приведена электрическая схема переключения ступеней мощности изготовленного силового трансформатора ТСА-40015-93.
Топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя соответствующая рис.4.3.1 приведена на рис.4.3.4.
При построении диаграммы принято что
- начальная фаза напряжения на фазе "а-х" обмотки НН равна нулю;
- последовательность чередования фаз - стандартная прямая А-В-С-А- ;
- напряжение фазы "А-Х" обмотки ВН в противофазе с напряжением фазы "а-х" обмотки НН;
- начало координат для топографической диаграммы соответствует нулевому потенциалу;
- общее число витков и напряжение фазы "C-Z " обмотки ВН в √3 раз больше чисел витков и соответственно напряжений фаз "B-Y" и "А-Х".
На рис.4.3.5 приведена топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя совместно с тепловыделяющими линиями соответствующая рис.4.3.1.
Поскольку обратные провода тепловыделяющих линий соединены между собой с точкой соединения концов "В" и "Z" фаз обмотки ВН и заземлены и следовательно имеют одинаковый нулевой электрический потенциал то векторы напряжений UAB и UCZ перенесены своими концами "В" и "Z" в начало координат. При этом величина вектора напряжения UCZ = √ЗUAX = √3UBY.
Рис. 4.3.3. Электрическая схема переключения ступеней мощности силового трансформатора ТСА-40015-93
Рис.4.3.4. Топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя соответствующие рис.4.3.1.
Рис.4.3.5. Топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя совместно с тепловыделяющими линиями соответствующие рис.4.3.1.
Благодаря обеспечению условий симметричного режима работы системы электропитания как на стороне трехфазного НН так и на стороне двухфазного ВН достигается высокая эффективность работы всей системы в целом. Экспериментально была подтверждена структурная схема силового электропитания системы электрообогрева транспортной трубы нефтепровода состоящая из серийного трехфазного синхронного генератора напряжением 380 В частотой 50 Гц и мощностью 630 кВ*А силового трансформатора-преобразователя трехфазных напряжений и токов с параметрами промышленной частоты в двухфазную соответствующую требованиям электропитания тепловыделяющих линий системы обогрева транспортной трубы нефтепровода выполненного на базе стандартного трехфазного трансформатора типаТСА-40015-93 путем изменения обмоточных параметров и схемы включения.
Данный принцип преобразования симметричной трехфазной системы напряжений в двухфазную с симметричной нагрузкой может быть применен на любом напряжении с соответствующим пересчетом и с сохранением отношением числа витков и схемы соединений обмотки.
ГЛАВА 5. Организационно-экономическая часть проекта электроснабжения жилого района города.
1 Сравнительный анализ результатов расчётов по выбору вариантов схемы электроснабжения напряжением 10 кВ.
Для сравнения выбраны два варианта схем электроснабжения жилого района города – это двухлучевая и петлевая схемы электроснабжения. Схемы приведены на рисунках 2.3.1 и 2.3.2.
Технико-экономические расчеты (ТЭР) в данных системах электроснабжения жилого района города выполняем согласно [1] [8].
Выбор системы электроснабжения жилого района города определяется по минимуму приведённых затрат [1].
Критерий минимума приведённых затрат определяется по следующей формуле [1]:
(тыс. руб.год) (5.1.1)
ЕН=0.12 – нормативный коэффициент эффективности для объектов энергетики 1год;
К - суммарные капиталовложения на сооружение сети тыс. руб.;
PA РК.Р.иЭ -нормы отчислений % на амортизацию капитальный ремонт и обслуживание (эксплуатацию) сети электроснабжения которые определяются [1 таблица 2.1] и составляют:
-для кабельных линий:
-для электрического оборудования и распределительных устройств:
ЗП- затраты на возмещение потерь электроэнергии тыс. руб.год определяются по формуле [1]:
ЗП =ЭП * C’1кВт*ч *10 3(тыс. руб.год) (5.1.2)
C’1кВт*ч- стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии и составляет C’1кВт*ч =082 руб.1 кВт*ч [1];
ЭП- потери электроэнергии в распределительной сети кВт*чгод определяются по формуле [1]:
n – количество кабельных линий шт.;
Ip - расчётный ток в кабеле А;
r0- удельное сопротивление кабельной линии Омкм;
L - длина кабельной линии км;
- годовое число использования максимума нагрузки часов и составляет =2000 часов;
У - среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии тыс. руб.год.
При ТЭР в данном случае можно пренебречь следующими величинами:
суммарные капиталовложения в ТП не учитываем так как схемы их не измены в обоих рассматриваемых вариантах;
потерями электроэнергии холостого хода трансформатора т.к. количество трансформаторов одинаково в обоих вариантах;
потерями на корону т.к. в кабельных линиях корона отсутствует;
ущербом из предположения что при одинаковом напряжении количестве ТП для обоих вариантов он одинаковый.
Расчёты для обоих вариантов приведём в табличной форме.
Произведём расчет по затратам на возмещение потерь электроэнергии для обоих вариантов в таблицах 5.1.1 и 5.1.2 согласно данным главы №2 параграфа 2.3 таблиц 2.3.1 2.3.2 и формулам 5.1.2 и 5.1.3.
Таблица 5.1.1 Расчёт затрат на возмещение потерь электроэнергии для первого варианта (двухлучевой схемы сети электроснабжения).
Итого по лучевой схеме эл.снабжения города:
Таблица 5.1.2 Расчёт затрат на возмещение потерь электроэнергии для второго варианта (петлевой схемы сети электроснабжения).
Итого по петлевой схеме эл.снабжения города:
Из таблиц видно что по затратам на потери электроэнергии в кабельных линиях наиболее экономичным является второй вариант схемы 10 кВ электроснабжения жилого района города (петлевая схема).
Произведём расчёт по суммарным капиталовложениям в системы электроснабжения жилого района города согласно данным по длинам кабельных линий их количеству количеству выключателей на ПС 11010 кВ.
Расчёт для обоих вариантов проведём в таблицах 5.1.3 и 5.1.4.
На ПС 11010 кВ устанавливаются ячейки КРУ с выключателями ВК-10-630-20 на каждую отходящую линию. Тип ячеек КМ-1-20.
Таблица 5.1.3 Расчёт суммарных капиталовложений для первого варианта.
Тип электрооборудования или КЛ
Стоимость единицы тыс. руб.
Полная стоимость тыс. руб.
ВК-10-630-20 (КМ-1-20)
Примечание: в стоимость по кабельным линиям включается приобретение кабеля установка кабельных металлоконструкций прокладка кабеля в траншеях заделка концов кабелей и монтаж муфт; в стоимость по выключателям установленным на ПС 11010 кВ включается стоимость оборудования монтажных и строительных работ ячеек КРУ(если требуется).
Таблица 5.1.4 Расчёт суммарных капиталовложений для второго варианта.
Примечание: в стоимость по кабельным линиям включается приобретение кабеля установка кабельных металлоконструкций прокладка кабеля в траншеях заделка концов кабелей и монтаж муфт; в стоимость по выключателям установленным на ПС 11010 кВ включается стоимость оборудования монтажных и строительных работ ячеек КРУ (если требуется).
Произведём расчёт приведенных затрат по обоим вариантам пользуясь полученными раннее данными. Результаты расчётов сводим в таблицу 5.1.5.
Таблица 5.1.5 Итоговые результаты ТЭР по выбору варианта схемы электроснабжения.
Вывод: принимаем к дальнейшему проектированию первый вариант сети электроснабжения жилого района города – двухлучевую схему.
2 Укрупнённый расчёт сметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения жилого района города.
Смета включается в план капитального строительства жилого района города и является основой финансирования капитальных затрат системы электроснабжения.
Смета составляется на основании спецификации на электрооборудование и материалы системы электроснабжения и их стоимости.
Смета включает стоимость приобретения оборудования электроконструкций материалов монтажных и строительных работ.
Смета-спецификация представлена по форме 1.
на приобретение и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения жилого района города.
Сметная стоимость: тыс. рублей.
Оборудование: тыс. рублей.
Монтажные работы и материалы: тыс. рублей.
Строительные работы: тыс. рублей.
Источник и позиция откуда взята стоимость
Виды оборудования элементы сети и работы
Сметная стоимость тыс. рублей
Оборудования эл. конструкций и материалов
Кабель ААБлУ-10 (3*95 мм2)
Кабель ААБлУ-10 (3*70 мм2)
Кабель ААШвУ-1кВ( 25*10 мм2)
Кабель ААШвУ-1кВ 3*16+1*10 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*25+1*16 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*35+1*16 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*50+1*25 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*70+1*35 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*95+1*35 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*120+1*50 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*150+1*70 мм2
Кабель ААШвУ-1кВ 3*185+1*95 мм2
Примечание: 11*: Л.11 таблицы 34; 911; 53; 54; 55.
Накладные расходы:181%
Плановые накопления:8%
Итого с плановыми накоплениями:
3 Управление энергохозяйством организация эксплуатации и ремонта электрооборудования и сетей.
Основная задача энергетического хозяйства городских электрических сетей занимающихся эксплуатацией сетей электроснабжения жилого района города состоит в обеспечении бесперебойного снабжения энергией города и надежной и экономичной работой электрооборудования и сетей.
Основные особенности в области организации управления и планирования:
организация системы электроснабжения с расчетом не только на выработку необходимого количества электроэнергии для потребителей но и на покрытие плановой величины максимума его нагрузки. Для этого создаются необходимые резервы мощности;
необходимость обеспечения надежной работы всех элементов электроснабжения предопределяет организацию профилактических ремонтов и испытаний электрооборудования и проведение различных противоаварийных мероприятий;
эксплутационное обслуживание оборудования которое регулирует параметры процессов.
Основные функции управления ПЭО выполняемые административно-управленческим персоналом и отделами:
технико-экономическое планирование;
бухгалтерский учет и отчетность;
финансовая деятельность;
материально техническое снабжение;
капитальное строительство;
организация труда и зарплаты;
комплектование и подготовка кадров;
гражданская оборона;
общее делопроизводство и хозяйственное обслуживание.
Функции выполняемые производственно-техническими службами:
подготовка общесистемных материалов;
работа по новой технике; рационализация изобретательство техническая информация;
оперативное управление расчет режимов перспективное развитие эксплуатация и ремонт энергетического оборудования подстанций высоковольтных сетей распределительных сетей сельская электрификация;
грозозащита и испытание вв оборудования эксплуатация и ремонт средств РЗ и А средств диспетчерской и телемеханического управления; эксплуатация и проверка средств измерения;
транспортное обслуживание; обеспечение надежности и ТБ; эксплуатация и ремонт зданий и сооружений; проектно конструкторские разработки НОТ внедрение АСУ.
Организационная структура управления энергохозяйством электрических сетей зависит от потребляемой электрической энергии от вида и количества энергоносителей состава и количества энергетического оборудования. Различают пять категорий структуры управления энергохозяйством исходя из суммы условных единиц (балов) которые определяются в зависимости от годового потребления электрической энергии тепла и воды.
Расчет суммы условных единиц (балов) в зависимости от годового потребления электрической энергии тепла и воды.
Годовое потребление тепла (Qгод) может быть определено по формуле [16]:
Wгод- годовое потребление электроэнергии тыс. кВт*ч;
КЭ.Т. - электротепловой коэффициент тыс. кВт*чГкал.
Получаем при 2000 часах годового потребления электроэнергии для городских распределительных сетей (РГПП=2893664 кВт*ч из табл. 2.5.7):
Wгод =2893664*2000=578733 (тыс. кВт*ч).
Электротепловой коэффициент КЭ.Т.=0.8 тыс. кВт*чГкал.
Количество потребляемой воды (Д) определяется по формуле [16]:
Общее количество потребляемой воды за год равно [16]:
d%- доля потребления воды в общем водопотреблении %.
Доля потребления воды в общем водопотреблении d%=10 %.
Д=085*723416=614904 м3год;
Полученные данные сведем в таблицу 5.3.1
Таблица 5.3.1 Расчет суммы условных единиц (балов) энергетического хозяйства предприятия электрических сетей.
Количество условных единиц (балов)
Таким образом сумма балов (условных единиц) равна 6 и организационная структура управления энергохозяйством жилого района города относится к IV категории. Как правило подразделение (участок) обслуживающее жилой район города относится к городским сетям обслуживающих городское энергохозяйство.
Структурная схема управления предприятия городских электрических сетей представлена на рисунке 5.3.1.
Рисунок 5.3.1 Структурная схема управления предприятия электрических сетей.
4 Расчёт численности основной и дополнительной зарплаты ремонтного и эксплутационного персонала.
Различают явочный и списочный состав работников. Списочный состав включает всех рабочих по обслуживанию электрохозяйства которых необходимо иметь в штате предприятия. Явочный называется состав рабочих который необходим для выполнения всех работ при данном режиме работы и планируемом уровне производительности труда.
Численность ремонтного персонала и эксплутационного осуществляющего техническое обслуживание определяется на основании годовых трудозатрат на ремонт и техническое обслуживание оборудования и сетей системы электроснабжения жилого района города.
Годовые трудозатраты на ремонт и техническое обслуживание определяются из следующих выражений [16]:
- годовые трудозатраты соответственно на капитальный ремонт на текущий ремонт и на техническое обслуживание;
- количество единиц однотипного оборудования;
- продолжительность ремонтного цикла лет;
- продолжительность межремонтного периода мес.;
- норма трудозатрат на капитальный ремонт единицы оборудования;
- норма трудозатрат на текущий ремонт единицы оборудования;
- коэффициент учитывающий сменность работы оборудования. Для сетей оборудования трансформаторных подстанций и распределительных устройств данный коэффициент принимается равным - 1;
- количество смен работы оборудования;
- коэффициент сложности технического обслуживания (принимается равным 0.1).
Расчет годовых трудозатрат на ремонт и техническое обслуживание выполним по форме 2 в нижеследующей таблице 5.4.1
Таблица 5.4.1 Определение годовых трудозатрат на ремонт и техническое обслуживание электрооборудования и сетей по схеме проектируемого электроснабжения жилого района города (форма №2).
Нормы трудозатрат на ремонт чел. ч
Годовые трудозатраты на ремонт чел. ч
КЛ ААБлУ сечением (70-95)мм2-10кВ
КЛ ААШвУ сечением (35)мм2-0.4кВ
Тоже сечением (50-70)мм2-0.4кВ
Тоже сечением (95-120)мм2-0.4кВ
Тоже сечением (150-185)мм2-0.4кВ
Масляные выключатели и приводы
Выключатели нагрузки и приводы
Силовые трансформаторы
Трансформаторы тока до 10 кВ
Трансформаторы тока до 1000 В
Выключатель автоматический
Разъединители и приводы
Шинопроводы (на 3 м)
Сети заземления (на 100м)
Заземляющее устройство (на 1 контур наружное)
Релейная защита и автоматика с вторичными сетями на одну питающую линии
Численность рабочих выполняющих ремонт и техническое обслуживание электрооборудования и сетей определяется по следующему выражению [16]:
ЧС - списочная численность рабочих чел.;
V - годовые трудозатраты на ремонт и техническое обслуживание чел. ч;
ТИ - номинальный фонд рабочего времени (принимается равным 2100 часов)
kИ - коэффициент использования рабочего времени (принимается 0.87-0.9).
Годовые трудозатраты на ремонт и техническое обслуживание электротехнического оборудования и сетей определяются по формуле [16]:
V=VК+VТ+VТО. (5.4.5)
V=48214+46401+330140=424755.
Тогда численность рабочих выполняющих ремонт и техническое обслуживание электрооборудования и сетей равна по формуле 5.4.4:
Основная и дополнительная заработная плата включает тарифный фонд и доплаты до часового дневного и годового фондов заработной платы.
Тарифная заработная плата определяется по формуле [16]:
ЗПТ =СТ *V*10-2(руб.год) (5.4.6)
СТ - часовая тарифная ставка руб.ч принимается для IV квалифицированного разряда при нормированном задании равная 95 руб.ч.
ЗПТ=95*424755=40352 тыс. руб.год.
Доплаты до часового включают премии и доплаты за работу в ночные часы. Величину доплат до часового фонда можно принять в размере 40% тарифной заработной платы.
Доплаты до дневного фонда предусматриваются для ремонтников за работу в праздничные дни величину доплат можно принять 2% тарифной платы всех рабочих.
Доплаты до годового фонда заработной платы которые предусматриваются за отпуска выполнение гособязанностей и др. можно принять в размере 8% от фонда заработной платы.
Таким образом годовой фонд заработной платы будет равен [16]:
dЧ dД dГ - доплаты соответственно до часового дневного и годового фондов заработной платы %.
5 Расчёт сметы годовых затрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения жилого района города и определение себестоимости 1 кВт*ч потребляемой электроэнергии.
Смета составляется по укрупнённым элементам и статьям затрат к которым относятся:
основная и дополнительная заработная плата рабочих электроучастка выполняющих ремонт и техническое обслуживание электрооборудования и сетей;
начисления на социальное страхование от заработной платы данной группы рабочих;
стоимость материалов и запасных частей для технического обслуживания и ремонта;
амортизационные отчисления от стоимости основных фондов системы электроснабжения;
Основная и дополнительная заработная плата рабочих определена в предыдущем параграфе и составляет:
Начисления на единое социальное налог принимаются в размере 36% от основной и дополнительной заработной платы и составляет:
6*61884=22278 тыс. руб.
Стоимость материалов и запасных частей принимается:
- для технического обслуживания 600 руб. на 100 чел. ч трудозатрат по техническому обслуживанию оборудования и сетей и составляет:
=1981 тыс. руб.; (5.5.1)
- для текущего ремонта 750 руб. на 100 чел. ч трудозатрат по текущему ремонту и составляет:
=348 тыс. руб.; (5.5.2)
- для капитального ремонта 2250 руб. на 100 чел. ч трудозатрат по капитальному ремонту и составляет:
=1085 тыс. руб. (5.5.3)
Амортизационные отчисления рассчитываются по нормам амортизации приведённым в приложении IV [16] и стоимости основных фондов системы электроснабжения.
Расчёт амортизационных отчислений приведён в таблице 5.5.1.
Таблица 5.5.1 Расчёт амортизационных отчислений по схеме электроснабжения.
Амортизационные отчисления тыс. руб.
Кабельные линии до 10кВ с алюминиевой оболочкой проложенные в земле.
Электрическое оборудование и распределительные устройства.
Здания (строения) с железобетонными и металлическими каркасами
ВСЕГО АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ:
Примечание: стоимость основных фондов принимается равной сметной стоимости на приобретение оборудования и сетей монтажных и строительных работ рассчитанной в форме I второго параграфа настоящей главы.
Прочие расходы принимаются в размере 30% от основной и дополнительной зарплаты рабочих выполняющих ремонт и техническое обслуживание и составляют:
СПроч=03*ЗПГ=0.3*61884=18565 тыс. руб. (5.5.4)
Результаты расчётов сметы годовых затрат приведены в таблице 5.5.2.
Таблица 5.5.2 Смета годовых затрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения жилого района города.
Элемент и статья затрат
Основная и дополнительная заработная плата
Единый социальный налог
Материалы и запасные части
Амортизационные отчисления
Себестоимость 1 кВт*ч потребляемой электроэнергии определяется путём деления годовых затрат на электроснабжение включающих стоимость электроэнергии и годовые затраты на обслуживание системы электроснабжения на количество электроэнергии переданной потребителям которое определяется путём вычитания из получаемой от энергосистемы электроэнергии её потерь и расхода на собственные нужды по формуле [16]:
ЗГ- величина годовых затрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения жилого района города включающих стоимость электроэнергии и годовые затраты на обслуживание системы электроснабжения и определяемые по формуле [16]:
ЗГ =СЭЭ +ЗС(руб.) (5.5.6)
СЭЭ - стоимость электроэнергии руб.;
ЗС - затраты на обслуживание системы электроснабжения руб..
WГ- количество электроэнергии переданной потребителям и определяется по формуле [16]:
WГ =WГод -WПот(кВт*ч) (5.5.7)
WГод - количество электроэнергии переданной от энергосистемы кВт*ч;
WПот - потери электроэнергии при передаче кВт*ч.
Проектируемый жилой район города снабжается от энергосистемы города. Тарифы на электроэнергию берем действующие на 1.06.03 в Калужском регионе. Плата за электроэнергию для бытовых потребителей и общественных предприятий производится по показаниям электросчетчиков по одноставочному тарифу без учета надбавок и скидок.
Калькуляция себестоимости 1 кВт*ч выполнена в таблице 5.5.3.
Таблица 5.5.3 Калькуляция себестоимости 1 кВт*ч потребляемой электроэнергии.
Показатели и статьи расхода
Количество электроэнергии получаемой от энергосистемы.
Максимальная нагрузка в том числе:
- бытовой потребитель;
- общественные предприятия.
Потери электроэнергии.
Количество электроэнергии переданной потребителям.
Коэффициент мощности расчетный.
Тарифная ставка за 1кВт*ч потребляемой электроэнергии:
Плата за потребляемую электрическую энергию:
Годовые эксплутационные затраты на обслуживание системы электроснабжения.
Всего годовые затраты на электроснабжение.
Себестоимость 1кВт*ч потребляемой электроэнергии.
6 Технико-экономические показатели электроснабжения жилого района города и мероприятия по экономии электроэнергии.
Технико-экономические показатели электроснабжения жилого района города представлены в таблице 5.6.1.
Таблица 5.6.1 Технико-экономические показатели электроснабжения жилого района города.
Присоединенная мощность трансформаторов.
Максимальная электрическая нагрузка.
Время использования максимума электрической нагрузки.
Годовое потребление электрической нагрузки.
Потери электроэнергии во внутрирайонных электрических сетях.
Электроэнергия переданная потребителям.
Капитальные затраты в схему электроснабжения.
Годовые затраты на потребляемую электроэнергию в том числе:
- плата за потребляемую электрическую энергию;
- эксплутационные затраты.
Численность обслуживающего персонала.
Удельные капиталовложения на 1кВ*А присоединенной мощности.
Удельная численность персонала обслуживающего систему электроснабжения на 1 тыс. кВ*А присоединенной мощности
Мероприятия по экономии электроэнергии в системе электроснабжения жилого района города.
Мероприятия по экономии электроэнергии должны предусматриваться как на стадии проектирования так и при эксплуатации энергохозяйства и отражать следующие направления [16]:
Энергетическое которое включает выбор на стадии проектирования схемы электроснабжения электрооборудования и сетей таких решений которые бы обеспечивали экономию и снижение потерь электроэнергии во всех звеньях энергетического процесса (передача преобразование распределение и потребление электроэнергии). Применение энергосберегающего оборудования и устройств модернизацию и реконструкцию схем электроснабжения оборудования и сетей улучшению их технического состояния.
Технологическое. Применение энергосберегающей техники и технологий в производственных процессах.
Выбор экономичных режимов работы электрооборудования и сетей (ограничение холостого хода увеличение загрузки электропотребляющего оборудования экономическая загрузка трансформаторов).
Общегородское направление с целью экономии электроэнергии в распределительных сетях жилого района города.
Организационное направление ставящее своей задачей достижение экономии энергии путём совершенствования учёта контроля и нормирования расхода электроэнергии организация мероприятий по экономии электроэнергии.
Глава 6.Безопасность и экологичность проектных решении.
Разработка раздела дипломного проекта: «Безопасность и экологичность проектных решений» проведена на основании рекомендаций изложенных в [17].
В качестве объекта анализа выбрана главная понизительная подстанция (ГПП) 11010 кВ питающая район города. На ГПП расположены: коммутационная аппаратура 110 кВ два трансформатора по 25 МВ*А ОРУ 110кВ ЗРУ 10 кВ.
Город расположен на юго-западе России в зоне умеренного климата ГПП находится на расстоянии 500м от жилой застройки города
2 Анализ потенциальной опасности объекта для персонала и окружающей среды.
2.1 Анализ потенциальной опасности и вредных воздействий на ГПП.
При эксплуатации оборудования на ГПП могут иметь место опасные и вредные производственные факторы анализ которых приведен в таблице 6.2.1.
Таблица 6.2.1 Опасные и вредные производственные факторы.
Факторы и место их действия.
Фактическое значение фактора. Последствия воздействия.
Нормируемое значение фактора.
Повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может пройти через тело человека
0 кВ 10 кВ 0.4 кВ переменного тока и 110 В постоянного тока. Общие и местные электротравмы электрический ожог механические травмы.
ГОСТ 12.1.038-82 (1996).
Максимальное значение силы тока и время его протекания по телу человека
U=400 B I=500 мА t=0.1 c
Электрическая дуга. ОРУ. КРУ. РЩ.
Возможность возникновения открытой дуги: при коротком замыкании. Ожог. Пожар.
Отсутствие открытой дуги. Нормированные расстояния между токоведущими частями.
ГОСТ 12.2.007.9-93 (МЭК 510-1-84)
ГОСТ 12.1.004-85 ПУЭ.
В электроустановках до 1000В
Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений от временных ограждений м
Расстояния от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении от стропов грузозахватных приспособлений и грузов м
В остальных электроустановках
Подвижные части производственного оборудования. Вентиляторы обдува трансформаторов приводы выключателей и отделителей.
Скорость движения достигает больших значений. Механические травмы.
Пониженная и повышенная температура влажность подвижность воздуха. ОРУ КРУ – 10 кВ аккумуляторная кабельные помещения.
Температура –30° +50° С. Относительная влажность 100%. Скорость движения воздуха от 0 до 3 мс и более. Перегрев или переохлаждение организма заболевание дыхательных путей переутомление.
В открытых установках не нормируется.
В холодное время года: в помещении диспетчера температура - 18-20 0С влажность - 60-40% скорость движения воздуха 02 мс
В теплое время года: в помещении диспетчера температура – 20-22 0С влажность - 60-40% скорость движения воздуха 02 мс
Недостаточная освещенность рабочей зоны. КРУ – 10 кВ аккумуляторная.
Различные значения освещенности утомляемость органов зрения травматизм.
=30лк - в РУ на щите.
=2лк - в аккумуляторной.
Повышенная загазованность рабочей зоны. Помещение аккумуляторной.
Концентрация газов и паров в воздухе рабочей зоны превышает допустимые нормы. Отравления и профессиональные заболевания.
ПДК (мгм) – серная кислота – 1.
ГОСТ 12.1.005-88 (1991).
Повышенный уровень шума на рабочем месте. Охлаждение трансформаторов
Уровень звука (децибел) на постоянных рабочих местах – трансформаторы с охлаждением – 88. Заболевание органов слуха нервной системы и др.
ПДУ (децибел) на постоянных рабочих местах и зонах –78.
ГОСТ 12.1.003-83 (1991).
Взрывопожароопасные концентрации горючих газов паров жидкостей. Аккумуляторная маслянные трансформаторы.
Горючие газы – водород. Горючие жидкости – масло трансформаторное. Взрыв. Пожар.
Кондиционный нижний предел воспламенения (НКВП) % об: водород – 4.09.
Температура вспышки (Твсп) масло трансформаторное - 140°С.
ГОСТ 12.1.004-91 (1999).
Таблица 6.2.2 Классификация зданий и сооружений
Наименование помещения
Категория по взрыво пожароопасности ОНТП 24-86
Степень огнестойкости здания СниП 2.01.02-85
Класс взрыво или пожароопасной зон ПУЭ гл7.3 7.4
Класс помещения по окружающей среде ПУЭ 1.1.4 2.1.12
Класс помещения по опасности поражения электрическим током ПУЭ 1.1.13
Группа производственных процессов по санитарной характеристике СниП 2.09.04-87
Санитарный класс производства ширина санитарно-защитной зоны СН 245-71
С повышенной опасностью
С химически активной средой
2.2 Анализ производственных воздействий ГПП на окружающую среду.
Загрязнение атмосферы.
Возможное загрязнение атмосферы диоксидом серы происходит от аккумуляторной в процессе заряда аккумуляторов. Концентрация паров незначительна но из-за больших объемов вентиляционного воздуха валовые количества вредных веществ поступающих в атмосферу могут быть значительными. Из-за небольшой высоты выброса рассредоточенности и плохой очистки возможно загрязнение территории ГПП
Загрязнение водоемов.
На ГПП сосредоточенно большое количество трансформаторного масла. При эксплуатации ГПП трансформаторное масло может попасть со сточными водами в водоемы. Это может произойти при нарушении технологии проведения ремонтных и профилактических работ. Указанные загрязнения попадают в водоемы вместе с поверхностным стоком в результате выпадения атмосферных осадков и таяния снегов. Кроме того атмосферные осадки сорбируют загрязнения из атмосферы которые также попадают в водоемы.
Возможны загрязнения почвы отходами электромонтажных работ и нефтепродуктами (бензин растворители смазки) а также хлорированными дефенилами (пропитка изоляции конденсаторных батарей) ртутью (вышедшие из строя газоразрядные лампы и некоторые приборы содержат ртуть). Хлорированные дефенилы сохраняются в почве и на дне водоемов в течение 10-30 лет создавая длительный отравляющий эффект. Особенно опасна ртуть т.к. она обладает кумулятивным эффектом
Энергетические загрязнеия.
Оборудование ГПП ЛЭП являются источниками энергетического загрязнения окружающей среды:
- электрическое поле промышленной частоты;
- гул трансформаторов.
3 Вероятность возникновения чрезвычайных ситуаций.
3.1 Анализ вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций на ГПП.
Наиболее вероятно возникновение чрезвычайных ситуаций в результате взрывов пожаров поражений молнией. Опасность взрывов и пожаров создают факторы 2 4 6 13 14 приведённые в таблице 6.1.1.
ГПП расположена в районе по следующим климатическим условиям:
толщина стенки гололеда – 10 мм (2 район);
скоростной расчетный напор ветра – 40 нм на высоте 15 метров;
низшая годовая температура воздуха - 40°С;
температура воздуха при гололедно-изморозевом образовании - 5°С;
число грозовых часов в году – 58 ч.;
среднегодовое число ударов молнии в 1 км2 поверхности – 6;
нормативная глубина промерзания почвы – 143 см.;
климат района относится к умеренному.
Наличие вышеприведенных климатических условий может привести к следующим повреждениям на подстанции:
А) Обрыв проводов троса схлёстывание проводов в результате действия сильного ветра или обледенения. Вероятность возникновения данного повреждения в схеме электроснабжения составляет Р1=0.045 1км*год.
Б) Повреждение оборудования при прямых попаданиях молнии в результате атмосферных перенапряжений. Вероятность возникновения данного повреждения в схеме электроснабжения составляет Р1=0.002 1элемент*год.
Данные повреждения могут привести к возникновению пожара на подстанции и повреждению оборудования.
Взрывоопасным является помещение аккумуляторной (зона класса В-1а). При зарядке аккумуляторов и неисправной вентиляции может создаваться взрывоопасная концентрация водорода (4-75%).
Особо опасны в пожарном отношении кабельные линии изоляция которых является горючим материалом. Возникающие в кабельных помещениях пожары быстр распространяются в другие помещения сопровождаясь повышенной температурой до 600-800°С и большим выделением дыма.
Источником взрывов и пожаров могут быть неисправности или аварии электрооборудования (трансформаторов выключателей) из-за внутренних повреждений и неправильных оперативных переключений в результате возможен выброс горящего трансформаторного масла и распространение пожара на большую площадь.
При дуговых замыканиях на землю в сети 10кВ могут возникнуть внутренние перенапряжения что может привести к повреждению оборудования.
Определение периода за который можно ожидать выхода из строя ПС 11010 кВ [2].
Для этого необходимо определить ожидаемое число повреждений в год которые будут приводить к отключению ПС 11010 кВ. К ним относятся:
повреждения питающей линии 110 кВ;
повреждение оборудования на ПС 11010 кВ при прямых попаданиях молнии;
отказ релейной защиты при КЗ на ПС 11010 кВ.
Ожидаемое число повреждений питающей линии 110 кВ в год при которых должны работать защитные устройства на ПС 11010 кВ равно:
Число ударов молнии в 100км ВЛ 110кВ:
nуд=67*100*6hср*10-3=1206
где hср – средняя высота подвеса провода=30м
Годовое число ударов молнии в линию длинной l=10 км при числе грозовых часов в год Dг=58 часов.
nгод = nуд*l100*Dг100=120*10100*58100=6 ударов в год.
Число отключений линии на 100 км со 100грозовыми часами в год
nоткл=4*hср*Рпер*n=10100*58100*4*30*004507=0189
где n – вероятность возникновения устойчивой дуги =07
Ожидаемое число повреждений оборудования на ПС 11010 кВ при прямом попадании молнии составляет:
Ожидаемое число отказов РЗ нм ПС 11010 кВ при КЗ составляет:
Получаем ожидаемое число повреждений:
П=ПП+ПМ+ПРЗ=0189+0002+004=0231.
Таким образом период за который в среднем можно ожидать одного перерыва питания ПС 11010 кВ равен:
3.2Мероприятия и средства по обеспечению безопасности труда на ГПП при проведении работ по эксплуатации и ремонту оборудования.
3.2.1Защита от прикосновения к токоведущим частям. (ПУЭ гл. 4.1;4.2).
Проектом предусмотрено ограничение территории ОРУ – 220 кВ внешним забором высотой 2м. предусмотрено ограждение токоведущих частей смешанными ограждениями высотой 2м. (для ОРУ) и высотой 19м. Для ЗРУ с размером ячейки сети 2020 мм. Ограждения запираются на замок. Конструкция шкафов КРУ – 2-10-20 обеспечивает защиту обслуживающего персонала от случайного прикосновения к токоведущим и подвижным частям (степень защиты I Р-20). Все токоведущие части после выведения выдвижного элемента в ремонтное положение закрываются автоматически шторами имеющими устройство для запирания на замок. При проектировании ОРУ ЗРУ ТП РЩ соблюдены изоляционные расстояния предписанные ПУЭ гл. 41; 42.
3.2.2Защита от прикосновения к металлическим нетоковедущим частям оказавшимся под напряжением. (ПУЭ гл. 1.7).
Проектом предусмотрено защитное заземление для электроустановок 110 кВ с эффективно заземленной нейтрально и 10 кВ с изолированной нейтралью. Зануление – для установок 04 кВ с глухо заземленной нейтрально. Выравнивание потенциала путем устройства контуров заземления ОРУ ЗРУ ТП и других зданий.
3.2.3Контроль изоляции (ПУЭ 16; 12).
В сети напряжением 10 кВ с изолированной нейтралью предусмотрен непрерывный контроль изоляции с действием на сигнал с последующим контролем асимметрии напряжения. Для этого используются вторичные обмотки трансформатора напряжения НТМИ 10 соединение в разомкнутый треугольник (см. лист №2 – СЭС).
3.2.4Применение малого напряжения (ПУЭ гл. 1.7.30; 1.7.33; 1.7.44 ПТБ и ПТЭ гл. Б-38).
В помещениях с повышенной опасностью и особо опасных предусмотрена сеть малого напряжения 36В питаемая от понижающих трансформатора. Эта сеть используется для питания светильников местного освещения и ручных электросветильников.
Для особо опасных помещений предусмотрена установка понижающих трансформаторов 22012 В
3.2.5Электрическое разделение сети.
(ПУЭ 1.7.31; 1.7.32; 1.7.44 ПТЭ и ПТБ гл. Б38).
Для питания электроинструментов предусмотрены трансформаторы с вторичным напряжением:
0В – для инструмента класса I;
В – для инструментов класса III.
3.2.6Комплектование РУ защитными средствами (ПТЭ и ПТБ приложение Б-11).
На РУ выше 1000В предусмотрены:
указатели напряжения 220 кВ
изолирующие клещи10 кВ
диэлектрические перчатки выше 1000В
временные ограждения
предупредительные плакаты
комплекты переносных заземлений – 220кВ
диэлектрические подставки
На РУ до 1000В предусмотрены:
указатель напряжения
монтерский инструмент
диэлектрические боты
диэлектрические коврики
комплекты переносных заземлений
3.2.7Защита от электрической дуги.
(Гост 12.2.007.0-75; 12.2.007.3-75; 12.2.007.4-75. ПУЭ гл. 4.2).
Выключатели и приводы снабжены указателями выключателя а также сигнализацией положения. Приводы разъединителей снабжены механическими указателями положения главных и заземляющих ножей с подписями о включении и отключении.
Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашены а красный цвет рукоятки других приводов в цвет оборудования.
Предусмотрена оперативная блокировка выключателей и разъединителей не допускающая одновременного включения главной цепи заземления.
В шкафах КРУ 2-10-20 предусмотрена блокировка не допускающая перемещений выдвижного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножах заземляющего разъединителя; включение выключателя при положении выдвижного элемента в промежутке между контрольным и рабочим положением; вкатывание и выкатывание выдвижного элемента с разъединителями или разъединяющими контактами под нагрузкой.
3.2.8Защита от механических травм подвижными частями оборудования.
(ГОСТ 12.2.007.0-75; ПУЭ гл. 5.3)
Детали приводов коммутационных аппаратов закрыты кожухами.
Оболочки закрывают опасную зону и снимаются только при помощи инструмента. При открывании и закрывании дверей и люков оболочки исключается возможность прикосновения к движущимся частям проводов. Вращающиеся части электродвигателей и части соединяющие электродвигатели с механизмами (муфты шкивы) ограждены от случайных прикосновений.
Выбранные электродвигатели имеют степень защиты в зависимости от условий окружающей среды помещений:
-для помещений с нормальной средой 1Р20;
-для открытых установок 1Р44;
-для помещений сырых или особо сырых 1Р43.
3.2.9Микроклимат производственных помещений.
Санитарно-гигиенические условия работы в энергоустановках ГПП определяются условиями микроклимата в помещениях наличием пыли или её отсутствием газов шума вибрации.
Для создания нормальных условий труда на производстве согласно СН-245-74 предусматривается комплекс санитарно-гигиенических мероприятий. Объем и площадь производственных помещений приходящихся на одного рабочего 15м3. 45м2.
На ГПП предусмотрен постоянный дежурный персонал в помещении персонала поддерживается определенная температура при помощи нагревательных приборов:
-а) летом 20-250С с влажностью 40-60% и скоростью движения воздуха до 05 мс;
-б) зимой 17-190С с влажностью воздуха от 40-60% и скоростью движения воздуха не более 03 мс.
В помещениях ТП предусмотрена вентиляция которая осуществляется через специальные внутренние металлические решетки. Вентиляция осуществляется за счет разницы внутренней и внешней температуры.
3.2.10Освещение ГПП.
Согласно СН и П II 4-79 в электроустановках освещенность обеспечивается не менее 200 лк при комбинированном и 150 лк при общей освещенности. Для наружного освещения предусматриваются прожекторы ПЭС – 45. Для проведения работ при ликвидации аварии и для эвакуации людей предусмотрено аварийное освещение.
Наименьшая освещенность рабочих поверхностей при аварийном освещении не менее 2 лк. Питание осуществляется (аварийного освещения ГПП) от трансформаторов СН и от аккумуляторных батарей. Аварийное освещение выполнено лампами накаливания 60 Вт.
3.3 Мероприятия и средства по защите окружающей среды от воздействия оборудования ГПП.
Организационные мероприятия:
1Составление экологического паспорта ГПП в соответствии с требованиями [ГОСТ 170.0.04-90].
2 Определение ширины санитарно-защитной зоны.
3 Своевременное проведение ремонтов и технического обслуживания оборудования.
4 Ежедневный осмотр оборудования.
5 Контроль за режимами работы.
Технические мероприятия.
Предусматриваются маслоприемники расположенные под трансформаторами. Для предотвращения попадания масла в почву выполняется гидроизоляция. Предусмотрена очистка поверхностного стока перед сбросом его в ливневую канализацию. Очистные сооружения содержат: песколовку нефтеловушку и фильтр с загрузкой котельным шлаком.
3.5 Мероприятия и средства по обеспечению безопасности в аварийных ситуациях.
Для защиты всего оборудования установленного на ГПП используются комплекты релейной защиты.
Защита от прямых ударов молний осуществляется с помощью заземленных вертикальных стержневых молниеотводов высотой 19 м в количестве 4 штук. Для защиты трансформаторов от грозовых волн набегающей с линий применены вентильные разрядники. Защита от коммутационных перенапряжений также осуществляется разрядниками.
Для предотвращения образования горючей смеси и взрывоопасной среды предусмотрено:
Оборудование аккумуляторной вентиляцией;
Устройство маслоприемников под масло напольным оборудованием.
Для предотвращения образования в горючей среде источников зажигания предусмотрено:
выбор оборудования по условиям к.3. (см. раздел 5).
выбор проводов и кабелей в соответствии с требованиями ПУЭ;
выбор электрооборудования в соответствии с классом взрыво и пожароопасных зон;
защита электрических сетей от токов к.3. и перегрузок;
релейная защита трансформаторов от внутренних повреждений: дифференциальная газовая;
молниезащита зданий сооружений ГПП;
защита от статического электричества.
Проектом предусмотрена противопожарная защита
- обеспечение необходимой степени огнестойкости здания и сооружений и пределов огнестойкости стен дверей перекрытий. Маслоприёмники под силовыми трансформаторами установленными в ОРУ рассчитаны на 100 % объема масла.
Защитное устройство предупреждающее о повреждении бака трансформатора при внезапном повышении внутреннего давления более 5кпа устройство обеспечивает выброс масла вниз. Зона выброса не захватывает места расположения оборудования обслуживаемого при эксплуатации. Противопожарный водопровод в ОРУ питается от внешней сети водоснабжения.
Стационарное устройство автоматического пожаротушения в ОРУ. В помещениях устанавливаются датчики реагирующие на появление дыма и повышенной температуры. Для того применяются автоматические пожарные извещатели АТИМ-3 АТИМ-1 тепловые извещатели дифференциального типа СДПУ-1. В помещения ГПП и предусмотрены пожарные краны огнетушители ящики с песком и противопожарный инвентарь (лопаты ведра багры). Для тушения пожара предусмотрены огнетушители ОУ-5 ОУ-8.
На специальных щитах предусмотрены следующие противопожарные средства:
3.6. Электробезопасность системы электрообогрева нефтепровода с использованием "скин-эффекта" при питании от ТП1034 кВ
Нефтепровод протяженностью 16 км обогревается системой с использованием "скин-эффекта" с приложенным напряжением 35кВ
3.6.1 Расчёт сопротивления растеканию тока с нефтепровода
Стальные толстостенные трубы системы электрообогрева нефтепровода имеют с последним металлическую связь. Стальная труба нефтепровода через каждые 300 м имеет металлическую связь с опорами нефтепровода. В конструкцию опор входят четыре армированные железобетонные сваи. Средняя длинна сваи в грунте 85 м. Бетон в грунте имеет тоже удельное сопротивление что и грунт. Опору с четырьмя сваями в грунте можно рассматривать как заземлитель с сопротивлением растекания с него тока в землю равным сопротивлению растеканию одной трубы в грунте длинной 85 м и диаметром равным диагонали прямоугольника со сторонами 14 м т.е. расстоянию между опорами (d=2м).
Сопротивление растеканию опоры определяется по выражению.
d - диаметр заземлителя -2м.
Количество опор по длине нефтепровода 16 км равно:
Определяем продольное сопротивление нефтепровода:
где: j - удельное сопротивление стали -;
S- сечение трубопровода мм2.
где: Dвнешн - внешний диаметр нефтепровода - 530 мм;
Deyymp - внутренний диаметр нефтепровода мм
где: а - толщина стенки мм
Dвнymp=530-16=514 мм
S =(5302-5142) = 13119(мм)
Продольное сопротивление трубопровода значительно меньше сопротивления растеканию опоры. На длине 03 км Rmp.npoв=0002 Ом a Ronop=53 Ом. Поэтому сопротивление растеканию трубопровода можно рассматривать как параллельное соединение всех опор имеющих металлическую связь с трубопроводом.
где: Ron - сопротивление растеканию одной опоры - 53 Ом
поп - количество опор имеющих металлическую связь с землёй на длине 16 км- 53
Нефтепровод является естественным заземлителем и подстанции 3510 кВ. Трансформатор ЭОМНИ находится на ПС 3510 кВ вторичная обмотка трансформатора ЭОМНИ - 420010 должна быть связана с контуром заземлителя подстанции заземлённый конец вторичной обмотки трансформатора ЭОМНИ соединён со средней частью нефтепровода и стальными трубами электрообогревателей. Если учесть сопротивление растеканию с технологического оборудования по концам трубопровода который имеет с ними металлическую связь то сопротивление растеканию ожидается ещё более низкое. Это мнение может быть подтверждено измерениями в натуральных условиях. Общее сопротивление растеканию заземлителя ПС 3510 кВ с учётом искусственного заземлителя ПС R3 ПС=10 Ом и естественного заземлителя каким является нефтепровод Кн. пр.=1 Ом равно:
Если трансформатор ЭОМНИ расположен не на подстанции ПС 3510 и питание его осуществляется воздушной линией с изолированной нейтралью то нефтепровод в этом случае не является естественным заземлителем для подстанции ПС 3510 кВ а является заземлителем для ПС 103 кВ.
Наиболее желательной схемой электроснабжения электрообогревателя является схема при которой наименьшее растекание между системой электрообогрева длинна проводов минимальная а первичная обмотка трансформатора питается от ПС 3510 кВ по ВЛ10кВ с изолированной нейтралью.
Если трансформатор 103 кВ будет расположен не на ПС 3510 кВ то ПС 103 кВ должна иметь заземлитель равный 10 Ом. В этом случае вторичная обмотка трансформатора ЭОМНИ должна быть связана с контуром ПС 103 кВ стальными трубами электроподогрева и самим нефтепроводом.
3.6.2. Электробезопасность системы электрообогрева нефтепровода.
3.6.2.1. Электробезопасность системы электрообогрева при расположении однофазного трансформатора ЭОМНИ 103 кВ на территории ПС 3510 кВ.
Заземлитель ПС 3510 кВ выполнен с сопротивлением R3=10 Ом. При = 1000(Ом*м) сопротивление растеканию одного электрода длинной 5 м равно:
где: d - диаметр электрода - 002 м.
rЭ1 - сопротивление заземления одного электрода Ом.
Количество электродов определяется из выражения:
где: rЭ- сопротивление заземлителя - 10 Ом;
п - количество электродов;
- коэффициент использования заземлителя при расстоянии между электродами 6м - 08.
Для заземлителя ПС забиваются в грунт 30 электродов с расстоянием друг от друга -6м. При соединении этих электродов друг с другом создаётся выравнивающая потенциал сетка с ячейкой 6x6 м. Контур заземления представляет собой прямоугольник 24x25 м2 площадью S=600 м2.
Нефтепровод проходит от ПС 3510 кВ на расстоянии 100 м.
Рассмотрим при каком повреждении в системе электроснабжения обогрева трубопровода возникают напряжения прикосновения на территории ПС 3510 кВ. Напряжения прикосновения возникают в том случае если через заземлитель ПС пройдёт
ток О.К.З. В этом случае на контуре появляется потенциал равный φ=IО.К.З.Rпс. Такой аварийной ситуацией может служить обрыв всех нулевых проводов от ПС до труб электрообогревателя что практически маловероятно. Из шести нулевых проводников если остался хоть один неповреждённый ток в заземлитель подстанции ПС 3510 не поступает и потенциал на заземлителе не поднимается.
3.6.2.2. Электробезопасность системы электрообогрева при расположении однофазного трансформатора ЭОМНИ 103 кВ за территорией ПС 3510 кВ вблизи от нефтепровода.
В этом случае в месте расположения трансформатора ЭОМНИ 103 кВ необходимо выполнить заземлитель аналогичный заземлителю ПС 3510 кВ сопротивлением 10 Ом и связать его через нулевые провода электроснабжения обогревателя с трубопроводом. При этом площадь заземлителя можно значительно уменьшить за счёт использования электродов большей длинны чем 5 м.
Электроснабжение трансформатора ЭОМНИ 103 кВ должно выполняться воздушной линией 10 кВ с изолированной нейтралью. В этом случае металлическая связь трансформатора и нефтепровода с контуром заземлителя ПС 3510 кВ полностью отсутствует и при всех возможных повреждениях в сети 3 кВ опасные электрические потенциалы на заземлителе ПС 3510 кВ и связанных с ним корпусах оборудования не возникает.
Наиболее предпочтительным в этом случае является второй вариант схемы электроснабжения.
3.7 Расчёт грозоупорности линии 110 кВ.
Линия электропередачи 110 кВ с тросом на металлических опорах длина линии 10км длинна пролетов –300 м.
Удельное число отключений в год линии защищенной тросом
где hср – средняя высота подвеса троса;
Ра – вероятность прорыва молнии через тросовую защиту;
n1– вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу при ударе молнии в опору с тросами
n2- вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу при ударе молнии в середину пролета линий с тросами
Рпер1 – вероятность перекрытия изоляции при ударе в опору линии с тросами
Рпер2 - вероятность перекрытия изоляции при ударе в пролет линии с тросами
Рпер3 - вероятность перекрытия изоляции при ударе в провод линии с тросами
Исходя из условий надежности эл.снаб. допустимое число отключений линии принимают равным
Nоткл доп=Nдоп(1-АПВ)=1(1-08)=5
Где Nдоп – допустимое число перерывов электроснабжения при наличии резервирования = 10
АПВ – коэффициент успешности АПВ для линии 110кВ принимается равный08
Вероятность перекрытия изоляции равна вероятности токов молнии превышающих защитный уровень линии Iз кА
Для линии с тросами при ударе в опору:
Iз1=U50(Rи+hоп)=600(10+03)=60кА
где =030 для линии с одним тросом
Rи – импульсное сопротивление опоры
Рассчитаем скорость нарастания фронта молнии и вероятность возникновения данного фронта при котором происходит перекрытие гирлянды изоляторов
αф=3000*Sl=6300*3000=60 кАмкс
где S- количество изоляторов в гирлянде для линии 110 кВ
l – длинна пролета м
Рассчитаем вероятность перекрытия изоляции опор при ударе молнии в трос в середине пролета
Наименьшая амплитуда тока молнии при которой происходит перекрытие:
I4=(U50-Uраб)Rз.и.=(600-110)10=49кА
Расчитаем вероятность прорыва молнии через трос
LgPα=α0√hоп90)-4=30√3290-4= -21
Вероятность перехода импульсного перекрытия воздушного промежутка «трос провод» в силовую дугу
n2=15(Еср-4)*10-2=15(1058 - 4)*10-2= 0099
Где Еср=UфS=110(√3*6)=1058
Число годовых отключений линии
Nоткл=nоткл= =153 откл годNоткл доп=5 отклгод
Следовательно грозоупорность линии защищенной тросом по всей линии обеспечена.
3.8 Инструкция по поведению персонала в чрезвычайных ситуациях.
Данная инструкция составлена в соответствии с ГОСТами по безопасности в чрезвычайных (аварийных) ситуациях [ГОСТ Р 22.х.хх-хх].
Инструкция о действиях оперативного и ремонтного персонала (рабочих и ИТР) цеха электроснабжения в чрезвычайной (аварийной) ситуации в системе электроснабжения районной ПС 11010 кВ.
Данная инструкция устанавливает следующий порядок действий в аварийной или чрезвычайной ситуации:
Мастер смены по обслуживанию электрооборудования или лицо его заменяющее получив сведения об аварии (чрезвычайной ситуации) в системе электроснабжения районной ПС 11010 кВ далее ПС включает сирену оповещения для персонала цеха.
Заместитель начальника цеха по автоматике старший мастер ОДС (оперативно-диспетчерской службы) старшие мастера и мастера ремонтных участков цеха услышав сигнал немедленно прибывают в помещение оперативного персонала для выяснения места и обстоятельств аварии (чрезвычайной ситуации).
Мастер смены докладывает об аварии (чрезвычайной ситуации) старшему мастеру ОДС и заместителю начальника цеха по РЗАиТ. Старший мастер ОДС принимает на себя руководство по ликвидации аварии (чрезвычайной ситуации) и направляет оперативный персонал на ПС для восстановления схемы электроснабжения.
Заместитель начальника цеха по силовому электрооборудованию остается на своем месте и получает информацию от лица которое принимает на себя руководство по ликвидации аварии (чрезвычайной ситуации) контролирует ход локализации аварийной (чрезвычайной) ситуации и ставит в известность отдел главного энергетика и диспетчера ПС. При необходимости заместитель начальника цеха по силовому электрооборудованию принимает на себя руководство по ликвидации аварии. В случае отсутствия в данный момент на месте - сообщает о месте своего нахождения по телефону.
Под руководством старшего мастера ОДС ведутся все записи оперативных переговоров и оперативных переключений в оперативном журнале в хронологическом порядке. Все переговоры ведутся с записью на магнитофон. Переговоры с ОДС электроснабжающих сетей ведет старший мастер ОДС или мастер смены.
Мастер смены если он направлен на место аварии поддерживает связь со старшим мастером ОДС и дежурными электромонтерами на объектах охваченных аварийной (чрезвычайной) ситуацией.
Дежурный персонал смены не занятый на выполнении операций по восстановлению схемы электроснабжения выполняет указания старшего мастера ОДС.
По звуковому сигналу аварийной (чрезвычайной) обстановки в системе электроснабжения все водители автомашин находящиеся в данный момент в пределах цеха немедленно прибывают в помещение оперативного персонала в распоряжение старшего мастера ОДС.
9. Старшие мастера и мастера по ремонту электрооборудования участка на котором произошла авария (чрезвычайная ситуация) при необходимости могут быть направлены старшим мастером ОДС на место аварии и определяют ее характер и меры по ликвидации аварии. О своих планах докладывают старшему мастеру ОДС заместителю начальника цеха по силовому электрооборудованию заместителю начальника цеха по автоматике и независимо от времени организуют ремонтный персонал на работу по ликвидации аварии (чрезвычайной ситуации) и к восстановлению электрооборудования.
При наличии оперативно-ремонтного персонала и старшего мастера участка т.е. лиц имеющих право вести оперативные переключения согласно утвержденного списка на объектах электроснабжения на котором произошла авария (чрезвычайная ситуация) восстановление электроснабжения потребителей от резервных источников локализация и ликвидация аварии (чрезвычайной ситуации) производится этими лицами под руководством старшего мастера участка с предварительным согласованием со старшим мастером ОДС.
В зависимости от объема работ по ликвидации последствий аварии по указанию зам. начальника цеха по силовому электрооборудованию заместителя начальника цеха по РЗАиТ может быть привлечен персонал других ремонтных участков или по согласованию с главным энергетиком персонал электроремонтного цеха и централизованного энергоремонтного цеха.
Начальник цеха электроснабжения поддерживает связь с заместителями начальника цеха и контролирует принятые решения и мероприятия направленные на восстановление нормальной схемы электроснабжения потребителей и ликвидацию последствий аварии (чрезвычайной ситуации).
На главных ПС при сложных переключениях по ликвидации аварии (чрезвычайной ситуации) и восстановлении электроснабжения связанных действиями оперативного персонала с цепями и устройствами защиты и автоматики обязательно присутствие мастера по ремонту соответствующего участка до окончания восстановления нормальной схемы электроснабжения потребителей.
В вечернее и ночное время в выходные и праздничные дни ликвидацию аварии (чрезвычайной ситуации) производит состав соответствующей смены под руководством мастера смены по обслуживанию электрооборудования с учетом категории надёжности и ответственности отключенных потребителей. При невозможности ликвидации производственной неполадки (аварии чрезвычайной ситуации) составом смены мастер смены обязан вызвать в ЦЭС соответствующую ремонтную бригаду (специалистов МЧС) с уведомлением диспетчера ПС. Мастер смены обязан доложить о случившемся диспетчеру ПС администрации цеха и в случае длительного простоя ответственных потребителей или серьезных последствий аварии (чрезвычайной ситуации) главному энергетику ПС.
При полном обесточении ПС или отдельной группы ПС и при последующей подаче напряжения восстановление нормальной схемы электроснабжения потребителей производить в последовательности учитывающей категорию надёжности электроснабжения и ответственность потребителей:
Водоприемники и водооборотные системы насосные станции и станции перекачки компрессорные станции сжатого воздуха городские сети связи с ТЭС группы промышленных потребителей имеющих в своих составах потребителей 1-ой категории надёжности потребители на ПС.
Потребители второй категории надёжности.
Прочие потребители 3-ей категории надёжности.
Все переключения по восстановлению электроснабжения и ликвидации аварии (чрезвычайной ситуации) и производство работ по ликвидации последствий аварии (чрезвычайной ситуации) производятся согласно требований «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».
Звуковой сигнал аварийной ситуации в системе электроснабжения снимается оперативным персоналом после прибытия в диспетчерский зал ИТР цеха.
Световой сигнал снимается оперативным персоналом после ликвидации последствий аварии и восстановления нормальной схемы электроснабжения всех потребителей.
Начальник производственного отдела:
Приложение к заданию по дипломному проектированию.
Характеристика потребителей электроэнергии.
Наименование краткая характеристика
Жилой дом: 5 этажей 3 подъезда 60 квартиры
Жилой дом: 5 этажей 4 подъезда 80 квартиры
Жилой дом: 5 этажей 6 подъезда 120 квартиры
Жилой дом: 5 этажей 8 подъезда 160 квартиры
Жилой дом: 9 этажей 3 подъезда 108 квартиры
Жилой дом: 9 этажей 4 подъезда 144 квартиры
Жилой дом: 9 этажей 6 подъезда 216 квартиры
Жилой дом: 9 этажей 8 подъезда 288 квартиры
Жилой дом: 9 этажей 10 подъезда 360 квартиры
Жилой дом: 12 этажей 1 подъезд 96 квартиры
Поликлиника 200 посещений в смену
Поликлиника 400 посещений в смену
Аптека с приготовлением лекарств 30 м2
Аптека с приготовлением лекарств 45 м2
Аптека с приготовлением лекарств 50 м2
Аптека с приготовлением лекарств 60 м2
Парикмахерская 20 рабочих мест
Парикмахерская 15 рабочих мест
Ателье 10 рабочих мест
Ателье 15 рабочих мест
Ателье 20 рабочих мест
Почта 15 рабочих мест
Почта 20 рабочих мест
Почта 25 рабочих мест
Дворец спорта 800 мест
Отделение банка 100 м2
Отделение банка 50 м2
Химчистка прачечная 100 м2
Химчистка прачечная 200 м2
Общеобразовательная школа 800 учащихся
Детское дошкольное учреждение 350 мест
Продовольственный магазин 150 м2
Продовольственный магазин 250 м2
Продовольственный магазин 300 м2
Продовольственный магазин 350 м2
Продовольственный магазин 400 м2
Промтоварный магазин 100 м2
Промтоварный магазин 150 м2
Промтоварный магазин 250 м2
Промтоварный магазин 300 м2
Промтоварный магазин 350 м2
Универсальный магазин 150 м2
Универсальный магазин 300 м2
Универсальный магазин 600 м2
Магазин авто запчасти 100 м2
Итого коммунально-бытовых объектов:
Краткая характеристика внешнего электроснабжения. Источником электроснабжения служит подстанция 11010 кВт с двумя трансформаторами мощностью по 25 МВ*А которая находится на расстоянии 05 км к западу от проектируемого жилого района.
Список использованной литературы
Козлов В.А. Городские распределительные электрические сети. – Л.: «Энергоиздат» 1982.
Козлов В.А. Электроснабжение городов. - Л.: «Энергоатомиздат» Ленинградское отделение 1988. – с изменениями и дополнениями.
Тулчин И.К. Нудлер Г.И. Электрические сети и электроснабжение жилых и общественных зданий. – М.: «Энергоатомиздат» 1990.
Акимкин А. Ф. Антипов К. М. Инструкция по проектированию городских электрических сетей.
Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. – М.: «Энергоатомиздат» 1986.
Федоров А.А. Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: «Энергия» 1979.
Электротехнический справочник: в 3 томах. Раздел 46 Электроснабжение городов и населённых пунктов раздел 56 Электрическое освещение (под общей редакцией профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (главный редактор) и другие) 7-е изд. испр. и доп. – М.: «Энергоатомиздат» 1988.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: «Энергоатомиздат» 1989.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: «Энергоатомиздат» 1989.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: «Энергия» 1987.
.Базуткин В.В. и др. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. – М.: «Энергоатомиздат» 1996.
РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» с изменениями и дополнениями утвержденные Приказом Минтопэнерго РФ от 29.06.99 № 213
СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»
Стольников В.Н. Методические указания по организационно-экономической части дипломного проекта. – М.: Изд. «МГОУ» 1988.
Павлов С.П. Наумов В.В. Качалов А. Г. Безопасность и экологичность проектных решений. Методические указания по дипломному проектированию. – М.: Изд. «МГОУ» 1997.
Правила эксплуатации электроустановок потребителей (5-е издание с дополнениями и изменениями) – М.: «Энергосервис» 2000.
Андреев В.А. Релейная защита автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. – М.: «Высшая школа» 1985.
Дарьялов А.Ф. Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электрических систем. – М.: Изд. «МЭИ» 2000.
Овчаренко Н.И. Релейная защита и автоматика комплектных распределительных устройств. В книге Комплектные электротехнические устройства. Справочник в трех томах. Том 1 – КРУ. Часть 2. – М.: «Информэлектро» 1999.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: «Энергоатомиздат» 1985.
Электронная библиотека нормативных документов по строительству. Декабрь 2002г.

ЧЕРТЕЖ№6 СПЕЦ-ВОПРОС УСОВЕРШЕНСТВ.dwg

Тепловыделяющая линия 3
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
Векторная диаграмма напряжений и токов силового трансформатора
Топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя
Топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя совместно с тепловыделяющими линиями
Тепловыделяющая линия
Электрическая схема соединений обмоток трансформатора-преобразователя трехфазной системы напряжений и токов в двухфазную:
при соединении обмотки НН звездой с изолированной нейтралью.
ВАХ трансформатора-преобразователя
Трансформатор-преобразователь трехфазной сети в двухфазную

ЧЕРТЁЖ№2 ВНЕШ ЭЛ.СНАБ 110-10кВ.dwg

СХЕМА ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЖИЛОГО РАЙОНА ГОРОДА
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Внешнее электроснабжение
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА

ЧЕРТЁЖ№4 СХЕМА ТП-35.dwg

Вводная КЛ 10 кВ(ААБлУ(3*240))
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО РАЙОНА
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА ТП 100.4 кВ
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Вводная КЛ 10 кВ(ААБлУ(3*95))
Кабельные линии уличного освещения
Спецификация электрооборудования ТП 100.4 кВ типа ТМ-63010
Отходящая КЛ 10 кВ(ААБлУ(3*70))
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*120+1*50)
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*185+1*95)
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*50+1*25)
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*150+1*70)
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*2
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*35+1*16)
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА ТП типа
ТМ-63010 кВ (на примере ПТ N35)
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ 3*10+1*6)
КЛ 0.4 кВ (ААШвУ-3*95+1*50)