Электроснабжение населённого пункта с расчетом нагрузок и схемами

напряг.dwg

Аппарат отходящий линии
для трансформаторов 6 кВ 37 (45) mA - 12.5 мкФ
для трансформаторов 10 кВ 25 (30) mA - 12.5 мкФ
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ ПРИ УСЛОВИИ
М Т У Информ + "треугольник и молния
МЕСТНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Экспликация потребителей
Для компенсации реактивной составляющей мощности к высоковольтным
трансформаторам со стороны низшего напряжения параллельно присоединяются
Смоленская-Сенная пл. д 29
для трансформаторов 10 кВ 50 (60) mA - 25 мкФ
для трансформаторов 15 кВ 37 (45) mA - 30 мкФ
И ДЛЯ ДАННЫХ НОМИНАЛОВ КОНДЕНСАТОРОВ!!!
Схема расположения групп потребителей
Схема электрическая принципиальная
ПРИ УСЛОВИИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ!!!
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ
Главная схема эл. соединений
к защите от замыкания на землю
В скобках для nМТЗ Q6
Кафедра эл. снабжения и ЭМ
3 Расчет дифференциального отключающего тока УЗО и токов утечки.nСуммарная величина тока утечки с учетом присоединяемых стационарных и переносных электроприемников в нормальном режиме не должна превосходить 13 номинального тока УЗО по фазе. Iут = 04 * Ib + 001 * L = 85мАnIут3 Iут_н где Iут - ток утечки цепи mAnIут_н - номинальный ток утечки УЗО mAnIb - рабочий ток цепи АnL - длина фазного провода м
Выбираем дифференциальный автомат С25А30мА.
4 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Выбираем питающий кабель ВВГнг 3х25. Кабель от ГЩ прокладывать в существующем коробе наверх до подвесного потолка над потолком в металлической трубе диаметром 20мм с креплением скобами до уровня расположения шкафа управления 1 (ШУ1) на крыше здания. Далее сквозь крышу в металлической трубе с загибом вниз для предотвращения попадания влаги внутрь здания. Снаружи здания кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ d16 с креплением к элементам конструкции хомутами. Ввод кабеля в шкафы управления осуществлять при помощи кабельных зажимов с контргайкой (DKC 53000) через монтажные отверстия диаметром 28 мм. Кабель прокладывать с действующими ПУЭ.
5 Потери напряжения составляют 28% что соответствует требованиям допустимых норм.
6 Для обеспечения безопасного обслуживания электроустановки в ШУ1 устанавливается рубильник.
7 Питание потребителей осуществлять кабелем NYM 2х15. Кабель должен быть закреплен.
7 Для программирования подачи питания к электростановке в ГЩ устанавливается одноканальный электромеханический суточный таймер управляющий подачей питания на катушку контактора.
8 Все соединения цепей управления выполнять проводом ПВ3 15.
9 Защитное зануление всех токопроводящих нетоковедущих частей ЭУ обязательно. В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Зануление трансформаторов и дросселей выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25. Защитное зануление основания конструкции и световых коробов выполнять проводом ПВ3 4. Необходимо обеспечить непрерывность проводника PE на всем протяжении. Все соединения PE проводника должны соответствовать 2 классу по ГОСТ 10434-82.
Расчетная мощность Рр
Труба ПВХ диаметром 50 мм (DKC)
3 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Питание электроустановки осуществлять кабелем ВВГнг 3х15. Кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ диаметром 16мм с креплением держателями с защелками и хомутами. От ГЩ кабель прокладывать по стене далее над подвесным потолком сквозь стену наружу здания и по потолку до светового короба (см. схему прокладки кабельных линий). Проход сквозь стену следует выполнять через изолированную трубу с герметизацией выходных отверстий негорючими материалами. Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28 мм. Кабель прокладывать в соответсвтии с действующими ПУЭ.
1 Рекламная установка запитывается от группового щита (ГЩ) расположенного в помещении электрощитовой на первом этаже здания.
Питание потребителей осуществлять проводом ПВ3 15. Для разводки проводов внутри светового короба устанавливается клеммник.
В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Защитное зануление ЭМПРА выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25.
Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28мм.

Мой посёлок.dwg

Карта населённого пункта

Лена.doc

Московский государственный агроинженерный уневерситет
Кафедра Электроснабжения
Электроснабжение населённого пункта
Определение расчетных нагрузок ------------------------------------------
1.1 Расчетная нагрузка жилых домов (вечерний режим) ----------------------
1.2 Расчетная нагрузка жилых домов (дневной режим) --------------
1.3 Полная дневная и вечерняя электрические нагрузки на вводе
жилого дома -----------------4
1.4 Расчет реактивной нагрузки на вводе в жилой дом ( вечерняя
дневная)----------------------4
1.5 Расчетная нагрузка для производственных зданий-----------------
1.7 Определение суммарной расчетной нагрузки на К Б здания-------
2.1 Расчетная нагрузка уличного освещения--------------------------
2.2 Определение суммарной расчетной нагрузки в населенном
пункте----------------------------7
Выбор количества и мощности и местоположения подстанций 1004-----------
Электрический расчет сети 10 кВ -----------------------------------------
1 Составление таблицы отклонений напряжений------------------------
2 Определения сечения проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 10
кВ---------------------10
2.1 Расчёт нагрузок на участках ВЛ 10 кВ------------------
2.2 Выбор марки и сечения проводов----------------------------
2.3 Расчёт потери напряжения ВЛ 10кВ--------------------------
Электрический расчет сети 038 кВ----------------------------------------
1.1 Расчёт нагрузок на участках ВЛ 038 кВ (ТП1)-------------------
2.1 Выбор марки и сечения проводов (ТП1)---------------------------
3.1 Расчёт потери напряжения ВЛ 038 кВ (ТП1)----------------------
1.2 Расчёт нагрузок на участках ВЛ 038 кВ( ТП2)-------------------
Определение потерь мощности и энергии в сетях 038кВ---------------------
Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 1004 кВ----------------
Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронного двигателя--
Расчет токов КЗ----------------------------------------------------------
Выбор защитной аппаратуры------------------------------------------------
1 Выбор автоматов на подстанциях 1004 кВ и проверка
чувствительности автоматов при однофазных К. З.---------------------------
2 Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов------
Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчет заземления на
ПС 1004 кВ----------------------------------------------------------------
Мероприятия по обеспечению нормативных уровней надёжности
электроснабжения потребителей-----------------------------------------------
Определение технико – экономических показателей передачи
электроэнергии по сети 038 кВ----------------------------------------------
Заключение--------------------------------------------------------------
Список литературы--------------------------------------------------------
Расчетные нагрузки производственных и коммунально-бытовых потребителей
№ № на плане РусМаксимальная расчётная нагрузка на вводе
Масштаб карты населенного пункта (метров в 1 см) 70
Уровни напряжения на шинах 10 кВ: +4
- при нагрузке 100% -1
Кол-во грозовых часов в год 25
Район климатических условий по ветру 1
Район климатических условий по гололёду 1
Наличие в жилом доме:
– водонагревателей +
Населённый пункт городского типа +
Значения полной мощности определялись по формуле:
Коэффициент мощности вычислялся по формуле:
Определение электрических нагрузок в населенном пункте
Определение электрических нагрузок групп домов
Всего в посёлке 32 дома. Из них 8 это 8 квартирные; 16 это 12-ти
квартирные; 8 это 14-ти квартирные. Определим расчётные нагрузки в
дневном и вечернем режиме для каждого дома исходя из того что для 1
квартирного дома расчётная мощность в вечернем режиме равна 4 кВтдом.
Потребитель Коэффициент одновременности при
Жилые дома с нагрузкой на 039 0.32 0.29
P1в=Р0в(n(K0=75(8(039=234 кВтдом
где n – число квартир
К0 – коэффициент одновременности
Р1д=Р1в(Кдн=234(06=1404 кВтдом
где Кдн =06 – коэффициент дневного максимума
P2в=Р0в(n(K0=75(12(032=288 кВтдом
Р2д=Р2в(Кдн=288(06=1728 кВтдом
P3в=Р0в(n(K0=75(14(029=3045 кВтдом
Р3д=Р3в(Кдн=3075(06=1845 кВтдом
2. Суммарная расчётная нагрузка населённого пункта
Для предварительного выбора количества и мощности трансформаторных
ТП1004 кВ необходимо определить суммарную нагрузку населённого пункта.
Раздельно для режимов дневной и вечерней нагрузки рассчитываем расчётные
нагрузки для 4-х групп потребителей: жилые дома коммунальные и культурно-
административные потребители производственные потребители и наружное
освещение. Для вычисления расчётной нагрузки группы потребителей
используем коэффициенты одновременности а для определения суммарной
нагрузки - таблицы суммирования нагрузок.
2.1. Расчётная нагрузка жилых домов
Коэффициент одновременности [pic] тогда
Рж(д=(Р1д(n1+P2д(n2 +
Р3д(n3)(К0=(1404(8+1728*16+1845*8)(023=123372 кВт
Sж(д=Р(дcos(д=123372 0.92=1341 кВ(А
Рж(B=(Р1B(n1+P2B(n2 + Р3B(n3)(К0=(234(8+288*16+3045*8)(023=205068
Sж(B=Р(Bcos(B=205068 0.96=21361кВ(А
2.2. Расчётная нагрузка коммунальных и культурно-административных
Всего 4 потребителей:
Коэффициент одновременности [pic]
2.3. Расчётная нагрузка производственных потребителей
Всего потребителей 10:
2.4. Расчётная нагрузка наружного освещения
В соответствии с дополнительными исходными данными масштаб карты
населённого пункта – 75 метров в 1 см.
Нагрузка задается на 1м длины улицы.
Дороги с асфальтовым покрытием.
L1=765м – направление С-Ю ширина=15м Ро = 8 Вт м.
L21=300м – направление (верхняя) ширина=30м Ро = 11 Вт м.
L22=255м – направление (нижняя) ширина=30м Ро = 11 Вт м.
Рул = Ро (L1 + L2 +L3)кВт
Рул = 6765+11300+11255 = 10695 кВт
Sул овещ = Рул cos = 10695 093 = 115 кВА.
2.5. Суммарная расчётная нагрузка потребителей
[pic]- учитываем только для вечернего режима
Так как расчётная мощность вечером больше чем днём то все остальные
расчёты выполняем для режима вечерней нагрузки
Выбор количества и мощности и местоположения подстанций 1004.
Основными параметрами всех элементов системы электроснабжения
необходимо выбрать по критерию минимума приведённых затрат. Однако для
выбора оптимального количества и местоположения подстанций (ПС) 1004 кВ в
небольших населённых пунктах достаточно надёжных аналитических методов
расчёта нет. Поэтому количество ПС 1004 кВ обычно определяют с учётом
опыта и интуиции инженера – проектировщика. В небольших населённых пунктах
количество ПС как правило составляет от одной до четырех причём
стремятся по возможности питание производственных потребителей осуществлять
от отдельных ПС или от отдельных ВЛ 038кВ.
Для данного населённого пункта намечаем сооружение двух ПС. Соответственно
на 1110 кВА для производственных потребителей и 210 кВА для остальных.
Для ориентировочного определения местоположения ПС определяем
координаты «центра тяжести» расчётных нагрузок:
Исходные данные для определения координат Xp и Yp всех подстанций
Исходные данные для определения координат подстанций
№ потребителя SкВА Xсм Yсм
Si=45467 SiYi =508358
Si=51905 SiYi =308364
Электрический расчет сети 10 кВ
1 Составление таблицы отклонений напряжений
Для оценки качества напряжения у потребителей составляется таблица
отклонений напряжения из которой определяется допустимая потеря напряжения
в линиях 038 кВ. Согласно ГОСТ 13109-97 отклонения напряжения у с.-х.
потребителей не должны превышать ± 5% в нормальном (рабочем) режиме.
С помощью таблицы отклонений напряжения осуществляют выбор оптимальных
надбавок на трансформаторах ТП 10(35)04 кВ и рассчитывают допустимые
потери напряжения в линиях 10 и 038 кВ.
При этом рассматривают граничные условия справедливо считая что если в
них возможно обеспечить требуемые уровни напряжения у потребителей то и
для потребителей остальных ТП линий это удастся сделать.
Таблица составляется для ближайшего (к шинам центра питания) и удаленного
ТП 10(35)04 кВ причем рассматриваются уровни напряжений как у
ближайшего так и удаленного потребителей этих ТП в двух режимах:
минимальной и максимальной нагрузки. В с.-х. районах минимальная
электрическая нагрузка по статистическим данным составляет 25 % от
На первом этапе расчета в табл. 2 заносятся известные показатели:
- уровни напряжения на шинах 10 кВ равные в нашем случае +4 % в максимум
нагрузки и 0 % - в минимум;
- допустимые отклонения напряжений у удаленных потребителей в режиме
максимума нагрузки равные -5 %;
- потери напряжения в трансформаторах ТП равные -4 % при 100%-й нагрузке
и -1 % при 25%-й нагрузке
- потери напряжения в ВЛ 10 кВ для ближайшего ТП равные нулю;
- потери напряжения в В Л 038 кВ для ближайших потребителей в режиме
минимума нагрузки равные нулю.
Элемент Удалённая ПС при нагрузке Ближняя ПС при нагрузке
Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель
удал.ближ. удал. ближ. удал.ближ. удал.ближ.
Шины 10 кВ +4 +4 0 0 +4 +4 0 0
ВЛ 10 кВ -625-625 -15625-156250 0 0 0
Надбавка +75 +75 +75 +75 +5 +5 +5 +5
Потери -4 -4 -1 -1 -4 -4 -1 -1
ВЛ 038 кВ -6250 -156250 -10 0 -25 0
Потребитель-5 +125 +375 +494 -5 +5 +15 +4
Подбирая надбавки добились максимально допустимых потерь напряжения :
2 Определения сечения проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 10 кВ
Расчёт ведём для режима вечерних нагрузок так как нагрузка при нём выше.
Результаты расчёта заносим в таблицу 6.
2.1 Расчёт нагрузок на участках ВЛ 10 кВ:
S8-9=S9-ТП76+S9-ТП75=360+76=436кВА;
S7-8=S8-9+S8-ТП74=436+1069=5429 кВА;
S6-7=S7-8+S7-ТП73=5429+36075=90365 кВА;
S5-6=S6-7+S6-ТП72=90365+106=100965 кВА;
S10-11=S11-ТП70+S11-ТП71=140+67=207 кВА;
S5-10=S10-11+S10-ТП69=207+30=237 кВА;
S4-5=S5-6+S5-10=100965+1836=119325 кВА;
S3-4=S4-5+S4-ТП67=119325+147=134025 кВА;
S2-3=S3-4+S3-ТП66=134025+685=140875 кВА;
S1-2=S2-3+S2-ТП65=140875+73=148175 кВА;
S0-1=S1-2+S1-ТП64=148175+76=155775 кВА.
2.2 Выбор марки и сечения проводов:
) Рассчитываем эквивалентную мощность магистрали по формуле:
где [pic] - электрическая нагрузка i-го магистрального участка кВА
) рассчитываем эквивалентный магистральный ток по формуле:
) определяем экономическое сечение магистрали ВЛ 10 по формуле:
где [pic] - экономическая плотность тока:
Принимаем ближайшее стандартное значение провода на магистрали
(предварительно) – АС120;
) определяем экономические сечения отпайки ВЛ 10кВ по формуле;
где [pic] - расчётная электрическая нагрузка i-го участка отпайки кВА
предварительно выбираем провод АС50
2.3 Расчёт потери напряжения ВЛ 10кВ
Рассчитываем потери напряжения на всех участках в процентах:
r0 и х0 - удельные активное и индуктивное сопротивления проводов Омкм;
[pic] - коэффициент мощности.
Значения r0 и х0 взяты из приложения 15.
Для участка 7-ТП73 потеря напряжения составит:
Аналогично рассчитываем для остальных участков результаты расчётов сводим
В результате расчёта на потери напряжения выбираем для магистрали
провод А240 для отпаек провод А95.
Потери напряжения не превышают максимально допустимых 625% (см. табл.5).
№ Участок SвкВа Lкм F [pic]
0-1 155775 25 А240 104 104
1-ТП64 102 06 А95 003 107
1-2 148175 23 А240 091 195
2-ТП65 98 03 А95 001 196
2-3 140875 23 А240 086 281
3-ТП66 92 1 А95 004 285
3-4 134025 23 А240 082 363
4-ТП67 190 1 А95 009 372
4-5 119325 23 А240 073 436
5-6 100965 16 А240 043 479
6-ТП72 140 135 А95 009 488
6-7 90365 21 А240 051 530
7-ТП73 455 1 А95 021 551
7-8 5429 21 А240 030 560
8-ТП74 141 12 А95 008 568
8-9 436 21 А240 024 585
9-ТП75 102 3 А95 014 599
9-ТП76 360 21 А95 035 619
5-10 237 26 А240 016 453
10-ТП69 42 06 А95 001 454
10-11 207 12 А240 007 459
11-ТП70 140 23 А95 015 474
11-ТП71 90 1 А95 004 463
Электрический расчет сети 038 кВ
Наглядно приводится расчёт ТП1-Фидер 1. Аналогично проводим расчёт для
остальных кабельных линий этой подстанции и КЛ ТП2.
1. Расчёт нагрузок на участках ВЛ 038 кВ:
S5-6=Ко(S6-П6+S6-П6)=07(12+12)=168 кВА
S4-5= 07(12+12+12)=252 кВА
S3-4=S4-5+S4-П1=252+1521=4041 кВА
S2-3=S3-4+S3-П5=4041+18=4221 кВА
S1-2=S2-3+S2-П10=28+60=88 кВА
S0-1=S1-2+S1-П10=88+41=129 кВА.
2. Выбор марки и сечения проводов:
2.1.Расчёт эквивалентной мощности.
Рассчитываем эквивалентную мощность магистрали по формуле:
[pic]где [pic] - электрическая нагрузка i-го магистрального участка кВА
2.2.Расчёт эквивалентного магистрального тока.
Рассчитываем эквивалентный магистральный ток по формуле: [pic]
2.3. Определение экономического сечения кабеля.
Определяем экономическое сечение магистрали ВЛ 038 кВ по формуле:
Принимаем ближайшее стандартное значение кабеля на магистрали – А185;
3. Расчёт потери напряжения ВЛ 038 кВ
Рассчитываем потери напряжения на всех участках в процентах и вольтах:
r0 и х0 - удельные акт. и индуктивное сопротивления проводов Омкм (см.
Для Линии 1 участка 0-1:
Аналогично проводим расчёт для остальных кабельных линий.
Результаты расчетов по ТП-1сведены в таблицу 8 по ТП-2 в таблицу 9.
Согласно данным таблицы 5полученные значения не выходят за допустимые
По результатам расчёта ВЛ отходящих от ПС 1004 выбраны номинальные
мощности трансформаторов на ПС.
Расчётные мощности ВЛ отходящих от ПС1 соответственно равны 129кВА
0кВа 1кВА 126кВА 92кВА.Тогда суммарная расчётная мощность равна:
SрасчПС=140+912+06+888+552=32612 кВА. Принимаем ТМ 400.
Расчётные мощности ВЛ отходящих от ПС2 соответственно равны 1489кВА
72кВА 14338кВА 991кВА. Тогда суммарная расчётная мощность равна
без учёта последней из выше указанных мощностей линий:
SрасчПС=1672+1072+1024=3768 Принимаем трансформатор ТМ 400. Учитывая
последнюю из указанных мощностей линий принимаем также ещё один тр-р ТМ100
Определение потерь мощности и энергии в сетях 038кВ.
Потери мощности для разветвленных сетей:
В дальнейших расчётах принимаем [p
Для линий выполненных проводами одного сечения при известном
эквивалентном токе потери мощности можно вычислить по формуле:
[pic]общая длина всей линии.
Потери энергии ΔW кВт(ч в каждой линии определяют по формуле:
( - время максимальных потерь которое можно вычислить по приближённой
(=(016(Кз +084(Кз2)Т где
Кз – коэффициент заполнения сезонного графика нагрузки;
Т – число часов для которого вычисляются потери Т=8760ч.
Формулу можно переписать следующим образом:
[pic] Характер нагрузка
Коммунально-бытовая Производственная Смешанная
Тmax [pic] Тmax [pic] Тmax [pic]
>500 2100 980 2300 1100 3000 1570
Ргол=S0-1(cos(=129(085=10965 кВт Ргол=S0-1(cos(=140(08=112 кВт
(Р%=07(608=4256 (Р%=07(016=0112
[pic] кВт [pic] кВт
(W=(Р((=467(1430=66781 кВт(ч (W=(Р((=0125(1040=130 кВт(ч
Ргол=S0-1(cos(=1(08=08 кВт Ргол=S0-1(cos(=126(085=1071 кВт
(Р%=07(005=0035 (Р%=07(138=0966
(W=(Р((=000028 (480=01344кВт(ч (W=(Р((=104 (1430=14872кВт(ч
Ргол=S0-1(cos(=92(085=782 кВт
(W=(Р((=0057 (480=2736кВт(ч
Ргол=S0-1(cos(=1489(085=126565 кВт Ргол=S0-1(cos(=1672(085=14212 кВт
(Р%=07(269=1883 (Р%=07(316=2212
(W=(Р((=238(1430=34034 кВт(ч (W=(Р((=314(1430=44902 кВт(ч
Ргол=S0-1(cos(=14338(085=12187 кВт Ргол=S0-1(cos(=991(09=8919 кВт
(Р%=07(567=3969 (Р%=07(522=3654
(W=(Р((=484 (1430=69212кВт(ч (W=(Р((=326 (810=26406кВт(ч
Значения годового потребления W вычисляем по формуле:
В среднем по населённому пункту потери электроэнергии в ВЛ 038 кВ
[pic] от полезно потреблённой электроэнергии.
Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 1004 кВ
Годовые потери в трансформаторе с номинальной мощностью Sном определяют
где Px и Pк - соответственно потери холостого хода и КЗ в
трансформаторе при номинальной нагрузке и номинальном напряжении кВт.
Smax - расчётная нагрузка трансформатора кВА
– годовое число часов потерь: [pic]
Для ПС №1 тр-ра 1 Sрасч=32612 кВА; Sном=400 кВА; P Pк=3500 Вт
Для ПС №2 тр-ра 1 Sрасч=3768 кВА; Sном=400 кВА; P Pк=3500 Вт
тр-ра 2 Sрасч=991 кВА; Sном=100 кВА; P Pк=1970 Вт
Таким образом суммарные годовые потери в ВЛ 038 кВ и трансформаторах
что составляет 277% от общего электропотребления.
Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронного двигателя.
Согласно ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Требования к качеству
электрической энергии в электрических сетях общего назначения» провалом
напряжения называют внезапное значительное понижение напряжения за которым
следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему
уровня через промежуток времени от нескольких периодов до нескольких
десятков секунд. Глубиной провала напряжения называют разность между
номинальным значением напряжения и его минимальным действующим значением в
течении провала (в % от номинального значения напряжения).
В сельских электрических сетях провалы напряжения наиболее часто
возникают при пуске короткозамкнутых асинхронных двигателей мощность
которых соизмерима с мощностью трансформатора. При недопустимом снижении
напряжения пуск двигателя может оказаться безуспешным так как вращающийся
момент двигателя в том числе и пусковой пропорционален квадрату
действующего значения напряжения. Кроме того может произойти
«Опрокидывание» т.е. останов работающих двигателей.
ГОСТ 13109-97 пока не нормирует глубину провала напряжения и его
длительность однако в практике сельской электрификации принято что при
пуске двигателя понижение напряжения на его зажимах может составлять до 30
% номинального напряжения. Напряжение на зажимах работающих двигателей при
пуске не должно снижаться более чем на 20 % от номинального напряжения.
Глубину провала напряжения определяют на зажимах пускаемого двигателя
используют следующую формулу:[pic]100% где Zc=ZТ+ZЛ – полное
ZТ и ZЛ – соответственно полные сопротивления трансформатора и линии
Zэ.п. – полное сопротивление двигателя при пуске.
Расчёт выполнен для двигателя 4А112М2 мощностью Pн=13кВ КПД=88%
[pic]. Двигатель установлен на объекте №9 – холодильнике для хранения
фруктов. Объект питается от четвёртого фидера ПС №1. Линия кабельная с
сечением жил 4×А150 длина линии 0217 км.
Сопротивление трансформатора: [pic]
uк% - напряжение КЗ (45%)
Сопротивление ВЛ 038 кВ:
Zл=Zo(L=0206(0217=0045 Ом
Сопротивление двигателя при пуске:
Глубина провала напряжения:
Для пускаемого двигателя допустимо.
Сельские электрические сети напряжением 380 В выполняются с
глухозаземленной нейтралью. Поэтому в них возможны трех- двух- и
однофазные короткие замыкания.
Наименьшее значение тока будет при коротком замыкании в наиболее
удаленной точке воздушной линии которую выбирают в качестве расчетной.
Расчет производится для трансформатора ТМ- 400 ; Uв = 10 кВ; Uн = 04
(Рх.х = 950Вт; (Рк.з = 3500 кВт; Uк.з = 45%.
UБ = 105 Uн = 105 кВ.
. Определяем 3-х фазный ток К.З в начале отходящей линии 038 кВ
приведенной к стороне высшего U (10 кВ).
I(3) к = [p [pic] [pic]
где Sн - номинальная мощность трансформатора кВ*А
Uк.з – напряжение короткого замыкания %.
следовательно I(3) к = [pic]48876 А.
Определяем 3-х фазный ток К.З на шинах трансформатора
где UБ – базовое напряжение для линии 04 кВ
I(3) к = [pic]80188 А.
. Определяем однофазный ток КЗ наиболее удаленной точки сети
I(1) к = UФ (Zт 3 + Zпетли) А
где: Zт – полное сопротивление трансформатора тока замыкания на
корпус приведенное к напряжению 400 В Ом.
UФ = Uн 105 = 230 В.
Zпетли – сопротивление петли «фазный провод- нулевой провод»
Zпетли = Z150L = L[pic] Ом
xоп - удельное внешнее индуктивное сопротивление петли фаза-ноль для
проводов принимают равным 06 Омкм;
rоф rон - удельные активные сопротивления фазного и нулевого
I(1) к = 230 (03123 +037 ) = 4852А.
I(1) к = 230 (03123 +0014 ) =194915А.
I(1) к = 230 (03123 +015) = 9055A
I(1) к = 230 (03123 + 013) =9829 A
I(1) к = 230 (03123 + 053) = 3628A
I(1) к = 230 (01953 + 026) =7077 А.
I(1) к = 230 (01953 +04) =4946 А.
I(1) к = 230 (01953 +042) =4742 А.
I(1) к = 230 (07793 +022) =4795 А.
Выбор защитной аппаратуры
1 Выбор автоматов на подстанциях 1004 кВ и проверка чувствительности
автоматов при однофазных К. З.
На всех ВЛ 038 кВ отходящих от ПС 1004 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели (автоматы). Они предназначены для
отключения ВЛ при аварийных и ненормальных режимах а также для нечастых
включений и отключений ВЛ (от 2 до 6 часов). Сведенья об автоматах
устанавливаемых в данном населенном пункте сведены в таблицу.
Проверка условий выбора автоматов по чувствительности
Автоматы выбирают исходя из следующих условий:
Номинальное напряжение автомата Uа.н.≥Uс
Номинальный ток теплового расцепления Iт.р.н.≥КнIнаг где Кн –
коэффициент надёжности в пределах 11 – 13
Предельно допустимый ток отключения автомата Iа.пр.≥[pic] где
[pic] - максимальное значение тока при трёхфазном К. З.
Основные данные автоматов устанавливаемых на отходящих линиях 038 кВ
представлены в таблице 14
---Sрасч=140кВА (Iрасч=2127 ---Sрасч=1672кВА
[pic]=234 ×2127=497718 А [pic]=234 ×25403=59443 А
Условие соблюдается Условие соблюдается
---Sрасч=1кВА (Iрасч=15 А) ---Sрасч=14338кВА
[pic]=234 ×15=351 А (Iрасч=2178 А)
Условие соблюдается [pic]=234 ×2178=509652 А
Условие соблюдается
---Sрасч=126кВА (Iрасч=1914 ---Sрасч=991кВА
[pic]=234 ×1914=447876 А [pic]=234 ×1506=352404 А
---Sрасч=92кВА (Iрасч=134
[pic]=234 ×134=31356 А
Электромагнитный расцепитель автомата осуществляет
мгновенную максимальную токовую отсечку. Для обеспечения селективной
работы отсечки её ток срабатывания
где Iнar- расчетный ток нагрузки.
Sном=129 кВА (Iном=19599 А) Sном=1489 кВА (Iном=2262
×19599=244982500 IС.0. = 125
Условие соблюдается. ×2262=282752500
Условие соблюдается.
Sном=140 кВА (Iном=2127 А) Sном=1672 кВА (Iном=25403
×2127=2658752500 IС.0. = 125
Условие соблюдается. ×25403=317542500
Sном=1 кВА (Iном=15 А) Sном=14338 кВА (Iном=2178
IС.0. = 125 ×15=1875630 А)
Условие соблюдается. IС.0. = 125
Sном=126 кВА (Iном=1914 А) Sном=991 кВА (Iном=1506 А)
IС.0. = 125 IС.0. = 125
×1914=239252500 ×1506=188251000
Условие соблюдается. Условие соблюдается.
Sном=92 кВА (Iном=134 А)
IС.0. = 125 ×134=1675630
Коэффициент чувствительности отсечки (электромагнитного
где [pic]- ток двухфазного к.з. в месте установки автомата.
Ток за трансформатором 129 кВА
Ток за трансформатором 140 кВА
Ток за трансформатором 1 кВА
Ток за трансформатором 126 кВА
Ток за трансформатором 92 кВА
Ток за трансформатором 1489 кВА
Ток за трансформатором 1672 кВА
Ток за трансформатором 14338 кВА
Ток за трансформатором 991 кВА
Во всех случаях Кч.о.>11
Коэффициент чувствительности теплового расцепителя:
где [pic]- ток однофазного к.з. в наиболее удалённой точке защищаемого
263 значит чувствительность защиты при замыкании на корпус не
обеспечивается. Повышение чувствительности защиты может быть достигнуто
несколькими способами из них наиболее эффектно применение трансформаторов
со схемой соединения «звезда – зигзаг с нулём».
Для трансформаторов со схемой соединения «звезда – зигзаг с нулём» можно
считать что полное сопротивление трансформатора токам нулевой
последовательности ZТ равно полному сопротивлению трансформатора токам
прямой последовательности.
Линия 2 Линия 3 Линия 4
23 значит чувствительность защиты при замыкании на корпус не
обеспечивается. Используем схему соединения «звезда – зигзаг с нулём».
853 значит чувствительность защиты при замыкании на корпус не
Коэффициент чувствительности теплового расцепителя меньше трёх для всех
автоматов условие выполняется.
2. Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов ПС
04 кВ и проверка селективности их защиты на ступенях 10 и 038 кВ
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей ПКТ устанавливаемых
на стороне 10 кВ выбираем из условия отстройки от бросков намагничивающего
Для трансформаторов 1004 кВ с Sн=250 кВА номинальный ток плавкой
вставки составляет 40 А.
Проверяем выбранную вставку на селективность при отключении автоматов
на стороне 038 кВ. Селективность будет обеспечена если время плавления
где Кn=09 – коэффициент приведения каталожного времени плавления
вставки ко времени её разогрева.
tc.з.=003 с – полное время срабатывания автомата с учётом разброса
его характеристики .
Δt=05 c – ступень селективности.
Ток при трёхфазном к. з. за автоматом для трансформатора с Sн=250кВА
на стороне 10 кВ ток составляет (см. раздел 8):
По амперсекундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ:
для плавкой вставки с [pic] при токе 3055А время плавления составляет 05
с. Таким образом для трансформатора 250 кВА селективность защиты будет
Плавкая вставка должна быть проверена по условию:
где [pic] - допустимое время протекания тока к. з. в трансформаторе по
условию термической стойкости . Таким образом выбранные плавкие вставки
обеспечивают безопасность трансформаторов при к. з.
Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчет заземления на ПС
Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ
8 заземляются крюки или штыри фазных проводов а также нулевой провод.
Сопротивления этих заземляющих устройств – не более 30 Ом а расстояния
между ними не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40
(что имеет место для рассматриваемого населенного пункта). Кроме того
заземляющие устройства выполняются:
- на опорах с ответвлениями к вводам в помещения в которых может быть
сосредоточено большое количество людей (школа ясли и т.п.) или
которые представляют большую хозяйственную ценность.
- на конечных опорах линий имеющих ответвления к вводам.
Для перечисленных выше заземляющих устройств используются заземляющие
устройства повторных заземлении нулевого провода. Повторные заземления
нулевого провода необходимы для уменьшения напряжения на зануленных частях
при замыкании на них за точкой обрыва.
Количество повторных заземлений на отходящих ВЛ 038кВ
№ПС №ВЛ Объекты где КоличествоОбщее
устанавливаются повторных сопративлени
повторные заземленийе заземлений
Расчет заземления на ПС 1004 кВ
Заземляющие устройство (ЗУ) ПС 10 04 кВ одновременно используется
при напряжении ниже и выше 1000 В. Поэтому согласно ПУЭ сопротивление ЗУ
не должно быть не более
где I – расчетный ток замыкания на землю А.
Ток I определяется по формуле
где Uн = 10 кВ – номинальное напряжение;
LB = 230 км - длина воздушной линии 10 кВ отходящей от ПС 3510
I = 10 230 350 = 66 А .
R = 125 66 = 189 Ом.
Выполним расчет заземления ПС 1004 с тремя отходящими линиями.
При учете повторных заземлений обеспечивается величина сопротивления ЗУ
R4 Ом. Однако в непосредственной близости от нейтрали трансформатора
должен находиться заземлитель с сопротивлением не более 30 Ом ( при
удельном сопротивлении грунта ( = 100 Омм). Так как 30 Ом > 189 Ом (189
Ом – предельная величина сопротивления ЗУ по величине тока замыкания на
землю) то на ПС необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением R = 18.9 Ом.
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из
горизонтально проложенной на глубине 08 м круглой стали диаметром 10 мм и
*40*4 мм длиной l = 5 м отстоящих друг от друга на одинаковом расстоянии
а = l = 5 м. Рассчитываемое мной село находится в третьей
климатической зоне удельное сопротивление земли ( = 60 Ом*м.
Расчетное значение удельного сопротивления грунта находим по формуле
где К – коэффициент сезона равный Кв = 15 для вертикальных заземлителей
Кг = 22 – для горизонтальных заземлителей на глубине 08
Тогда расчетное значение удельного сопротивления грунта составит
(р = 15 60 = 90 Омм.- для вертикальных стержней.
(р = 22 60 = 132 Омм.- для горизонтальных стержней.
Сопротивление одного стержня из угловой стали верхний конец которого
находиться на глубине до t = 08 м находим по формуле
Ориентировочное число вертикальных стержней без учета их взаимного
n = Rв R = 10 18.9 = 0.5
Однако со стороны входа на ПС для выравнивания потенциала должна
располагаться 2 вертикальных стержня причем пройти на территорию ПС можно
как с одной стороны так и с другой. Поэтому принимаем n = 4.
При n = 4 и аl = 55=1 коэффициент использования вертикальных стержней
в замкнутом контуре nв.к = 05. Тогда результирующие сопротивление всех
вертикальных стержней с учетом их взаимного экранирования
Rв.э = [pic] = 42 Ом.
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной
Коэффициент использования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре
с 4 вертикальными стержнями при аl= 55=1составляет n г.к = 045.
Rг.э. = [pic]= 313 Ом
Результирующее сопротивление всего ЗУ
Rв.э. = [pic]= 37 Ом
что соответствует условию R189 Ом.
электроснабжения потребителей
Надёжность электроснабжения – способность электрической системы в
любой момент времени снабжать электроэнергией присоединённые к ней
потребители. Нарушения надёжности электроснабжения то есть перерывы
электроснабжения в зависимости от типа потребителей приводят к нарушению
технологического процесса на с.–х. предприятиях и в конечном счёте к
потерям с.–х. продукции а также к нарушениям жизненного уклада населения и
к моральному и материальному ущербам. Поэтому обеспечению надёжности
электроснабжения уделяется большое внимание.
По требованиям к надёжности электроснабжения с.-х. потребители и их
электроприёмники разделяются на три категории. В нашем населённом пункте
потребителей первой категории нет но есть потребители второй категории. У
этих потребителей в свою очередь имеются электроприёмники второй
категории не допускающие перерыва длительностью более 05 ч. Для этих
электроприёмников допускается частота отказов электроснабжения не более
Для остальных электроприёмников и потребителей второй категории
допустимая частота отказов с длительностью перерыва не более 4 ч составляет
отказа в год а с длительностью перерыва от 4 до 10 ч – 01отказа в год
для потребителей с расчётной нагрузкой 120 кВт и более 02 отказа в год при
расчётной нагрузке менее 120 кВт.
«Правила устройства электроустановок»рекомендуют обеспечивать
электроприёмники второй категории электроэнергией от двух независимых
взаимно резервирующих источников питания. Вторым независимым источником в
нашем случае служит ВЛ 10 кВ отходящая от ПС «Горная» 3510 кВ и
проходящая на расстоянии 05 км от ПС №1. Схема присоединения ПС №1 к двум
ВЛ показана на рисунке.
[pic] Кроме того для резервного питания электроприёмников второй
категории не допускается перерывов в энергоснабжении длительностью более
ч независимо от наличия резервного питания по электрической сети
должен устанавливаться автономный источник резервного электропитания. Таким
источником обычно является дизельная электростанция (ДЭС) или резервный
источник питания с питанием от трактора (РИПТ).
Тип и мощность резервного источника выбираем учитывая суммарную
резервную мощность объектов. В качестве автономного источника выбираем
дизельную станцию ДЭС-100 с номинальной мощностью 100 кВт по типовому
здания ДЭС в ценах 1990 г 8 тыс руб. а электроагрегата и оборудования –
Определение технико – экономических показателей передачи электроэнергии
При выполнении расчета приняты следующие исходные положения:
Капитальные затраты на элементы сетей принимались в ценах 1990 г.
Такой же принимается оплата одной условной единицы 28 руб.год в ценах 1990
Стоимость ПС 1004 кВ принята для комплекта трансформаторных ПС с
номинальной мощностью одного трансформатора до 160 кВА.
1 Определение приведенных затрат
Приведенные затраты представляют собой сумму годовых текущих затрат
и капитальных затрат приведенных к одинаковой размерности при помощи
нормативного коэффициента Ен равного Ен = 01
З = Ен (К + (И тыс руб.
где (К- сумма капиталовложений тыс.руб.
(И - суммарные издержки тыс.руб.
а) Суммарные капиталовложения
(К = Ктр + Квл *l тыс.руб.
где Ктр = 145 тыс.руб. –стоимость трансформаторной подстанции тыс.руб.
Квл = 52 тыс.руб. стоимость строительства линии
(К = 145 +(52*04)*4=769 тыс.руб.
б) Суммарные издержки
(И = Иам+И(W +Ипроч+Изп+Икап рем тыс.руб.
где Иам = Рам* (К – издержки на амортизацию
Рам = Рвост + Ркап рем = 57 – общая норма амортизационных отчислений %
Иам = 57*769=438 тыс.руб.
И(W = (*(W – издержки на потерю электрической энергии
(- стоимость 1 кВтчас эл энергии
W- годовое потребление эл энергии
W= Рmax*Tmax кВт.час
где Рmax = Smax *cos(
cos( = 083 –трансформатортор со смешанной нагрузкой.
Рmax = 1306083 =1084 кВт
Tmax = 3200 ч.год - число часов использования максимальной нагрузки
W=10843200=3468800 кВт.чгод
(W= 3468800007=242816 кВт.чгод
И(W = 035*242816 = 85 тыс.рубгод.
Иобсл = Изп+Икап рем - затраты на обслуживание тыс.руб или
nусл ед = 32 норма условных единиц для 1 ТР
( = 28 –оплата одной условной единицы руб.год
Иобсл = 2832 =896 руб.год = 0089 тыс рубгод.
(И = 438+85+0089 = 1289 тыс руб.
Считаем приведенные затраты
З = Ен * (К + (И тыс руб
З = 01*769+1289 = 1297 тыс руб.
Себестоимость передачи энергии
Сээ =12893468 = 00372 рубкВт.ч.
Тогда удельные приведенные затраты на передачу электроэнергии через ПС
04 кВ и ВЛ 038 кВ равны:
З =Сээ + Ен (К W = 00372+ 017693468 = 00374 ркВт.ч
Согласно выполненным расчетам максимальная расчетная нагрузка
потребителей составляет 54858 кВА. Электроснабжение села предполагается
осуществить от двух трансформаторных подстанций 1004 кВ общей мощностью
0 кВА .Годовое потребление электроэнергии 3468 тыс. КВтч. Себесто-
имость передачи электроэнергии по сети 038 кВ (в ценах 1990 г) составляет
372 рубкВтч приведенные затраты – 00374 рубкВтч.
Электроснабжение сельского хозяйства И.А.Будзко Т.Б. Лещинская В.И.
Сукманов.-М.:КОЛОС 2000
Левин М.С. Лещинская Т.Б. Белов С.И. Электроснабжение населённого
пункта. Методические рекомендации по курсовому и дипломному

электрика.dwg

Аппарат отходящий линии
для трансформаторов 6 кВ 37 (45) mA - 12.5 мкФ
для трансформаторов 10 кВ 25 (30) mA - 12.5 мкФ
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ ПРИ УСЛОВИИ
М Т У Информ + "треугольник и молния
МЕСТНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Экспликация потребителей
Для компенсации реактивной составляющей мощности к высоковольтным
трансформаторам со стороны низшего напряжения параллельно присоединяются
Смоленская-Сенная пл. д 29
для трансформаторов 10 кВ 50 (60) mA - 25 мкФ
для трансформаторов 15 кВ 37 (45) mA - 30 мкФ
И ДЛЯ ДАННЫХ НОМИНАЛОВ КОНДЕНСАТОРОВ!!!
Схема расположения групп потребителей
Схема электрическая принципиальная
ПРИ УСЛОВИИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ!!!
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ
Главная схема эл. соединений
к защите от замыкания на землю
В скобках для nМТЗ Q6
Кафедра эл. снабжения и ЭМ
Схема электрическая принципиальная КТП - 1001004 - 90У1
3 Расчет дифференциального отключающего тока УЗО и токов утечки.nСуммарная величина тока утечки с учетом присоединяемых стационарных и переносных электроприемников в нормальном режиме не должна превосходить 13 номинального тока УЗО по фазе. Iут = 04 * Ib + 001 * L = 85мАnIут3 Iут_н где Iут - ток утечки цепи mAnIут_н - номинальный ток утечки УЗО mAnIb - рабочий ток цепи АnL - длина фазного провода м
Выбираем дифференциальный автомат С25А30мА.
4 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Выбираем питающий кабель ВВГнг 3х25. Кабель от ГЩ прокладывать в существующем коробе наверх до подвесного потолка над потолком в металлической трубе диаметром 20мм с креплением скобами до уровня расположения шкафа управления 1 (ШУ1) на крыше здания. Далее сквозь крышу в металлической трубе с загибом вниз для предотвращения попадания влаги внутрь здания. Снаружи здания кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ d16 с креплением к элементам конструкции хомутами. Ввод кабеля в шкафы управления осуществлять при помощи кабельных зажимов с контргайкой (DKC 53000) через монтажные отверстия диаметром 28 мм. Кабель прокладывать с действующими ПУЭ.
5 Потери напряжения составляют 28% что соответствует требованиям допустимых норм.
6 Для обеспечения безопасного обслуживания электроустановки в ШУ1 устанавливается рубильник.
7 Питание потребителей осуществлять кабелем NYM 2х15. Кабель должен быть закреплен.
7 Для программирования подачи питания к электростановке в ГЩ устанавливается одноканальный электромеханический суточный таймер управляющий подачей питания на катушку контактора.
8 Все соединения цепей управления выполнять проводом ПВ3 15.
9 Защитное зануление всех токопроводящих нетоковедущих частей ЭУ обязательно. В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Зануление трансформаторов и дросселей выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25. Защитное зануление основания конструкции и световых коробов выполнять проводом ПВ3 4. Необходимо обеспечить непрерывность проводника PE на всем протяжении. Все соединения PE проводника должны соответствовать 2 классу по ГОСТ 10434-82.
Расчетная мощность Рр
Труба ПВХ диаметром 50 мм (DKC)
3 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Питание электроустановки осуществлять кабелем ВВГнг 3х15. Кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ диаметром 16мм с креплением держателями с защелками и хомутами. От ГЩ кабель прокладывать по стене далее над подвесным потолком сквозь стену наружу здания и по потолку до светового короба (см. схему прокладки кабельных линий). Проход сквозь стену следует выполнять через изолированную трубу с герметизацией выходных отверстий негорючими материалами. Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28 мм. Кабель прокладывать в соответсвтии с действующими ПУЭ.
1 Рекламная установка запитывается от группового щита (ГЩ) расположенного в помещении электрощитовой на первом этаже здания.
Питание потребителей осуществлять проводом ПВ3 15. Для разводки проводов внутри светового короба устанавливается клеммник.
В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Защитное зануление ЭМПРА выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25.
Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28мм.