Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Жилищно-коммунальное хозяйство потребляет ежегодно для нужд электроснабжения около 235 млрд. кВтч электроэнергии. Потребление электрической энергии электроприемниками жилищно-коммунального хозяйства распределяется следующим образом: жилые здания и общежития -50% , предприятия торговли и общественного питания -20% , школы и детские учреждения -15% , предприятия бытового обслуживания -10% , городской электрофицированный транспорт, наружное освещение, установки теплоснабжения, водоснабжение и канализация -5%.

Потребление электроэнергии жилыми, общественными зданиями и электроприемниками коммунального хозяйства имеет ряд особенностей. Это, прежде всего неравномерность потребления электроэнергии по часам суток (60% энергии расходуется между 18 и 22 часами) и сезонами года (летом электроэнергии потребляется на 15-20% меньше, чем зимой).

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Проектируемый объект представляет собой группу жилых и общественных зданий. Средняя температура воздуха зимой -19,1⁰ С, летом 16⁰ С.

Почва нормальная, песчано-глинистая. Влажность 7-9%, удельное сопротивление земли 100 Ом/м.

Питание распределительной сети микрорайона осуществляется по двум кабелям 10 кВ от районной подстанции, и проходящими через распределительный пункт РП, который служит для приема электроэнергии от районной подстанции и распределении ее среди городских потребительских ТП.

Для питания жилых домов, школы, детских садов предусматривается в качестве источников питания семь ТП: две типа К-42-400 и четыре типа К-42-630, с камерами КСО-366 в РУ 10 кВ и щитами одностороннего обслуживания ЩО-70 в РУ-0,4 кВ.

Ко 2 категории потребителей в проектируемом микрорайоне относятся два детских сада-яслей по 360 мест каждый, средняя школа на 900 мест, а также электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей, т.е. жилые дома с электроплитами, которые составляют 70% всей нагрузки микрорайона.

Жилые дома микрорайона пятиэтажные и девятиэтажные. В девятиэтажных домах установлены лифты пассажирские. Мощность лифтовой установки 4,5 кВт. Коэффициент мощности лифтовой установки 0,6. Необходимый коэффициент мощности для расчета электрических нагрузок, для квартир с электрическими плитами .

2. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Расчет нагрузок на вводе в здание

Расчётная активная нагрузка на вводе в общественное здание (магазин):

Р_р=Р_уд · F

Р_уд - удельная расчетная нагрузка, приходящаяся на 1м² площади торгового зала; единицу производимой продукции; рабочее место и т.д. (кВт).

F -площадь торгового зала; объем производимой продукции; количество рабочих мест и т.д.

Расчетная нагрузка на вводе в жилое здание:

(для 9-ти этажных домов)

-удельная нагрузка электроприёмников квартир (жилых домов), зависимая от числа квартир, присоединенных к линии или трансформаторной подстанции, и вида энергоносителя, используемого для приготовления пищи (кВт/кв)

-число квартир в жилом здании

Полная расчетная мощность на вводе в здание:

Жилые девятиэтажные дома микрорайона имеют лифтовые установки. Расчетная нагрузка лифтовых установок определяется:

-коэффициент спроса лифтовых установок при числе лифтов: 1 -=1; 2-3 -=0,8

Мощность лифтовой установки: Р_л=5 кВт. Установленная мощность электродвигателя лифта: Р_дв=0,2 кВт. Коэффициент мощности лифтовой установки .

Полная нагрузка жилого дома с лифтовой установкой:

Коэффициент мощности для квартир с электроплитами:

Реактивную мощность:

Расчётный ток:

Пример расчета:

Для девятиэтажных домов:



3-количество подъездов

Для пятиэтажных домов:

Для общественных зданий (Школа № 4):

Таблица 2.1.Расчет электрических нагрузок жилых домов.

№	№ строения	наименование здания	ко-во подъезд.	этажность	нагрузка квартир жилого дома	нагрузка лифтовых установок	расчётная мощность
1.					колво кв.	Руд. кВт	Ркв. кВт	Рл.номкВт	Рдв	Кс	Рл кВт	Рр кВт	Sр кВА	Qзд кВар
1.	38.	жилой дом	4	5	60	1,2	72					72,00	73,5	14,40
2.	39.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
3.	40.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
4.	41.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
5.	43.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
6.	44.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
7.	45.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
8.	46.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
9.	47.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
10.	47а	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
11.	48.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
12.	50.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
13.	51.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
14.	52.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
15.	53.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
16.	54.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
17.	55.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
18.	56.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
19.	57.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
20.	58.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
21.	60.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
22.	60а	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
23.	61.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
24.	62.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
25.	63.	жилой дом	3	9	90	1,5	135	5	0,2	0,8	15,5	150,50	163,75	27,00
26.	65.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
27.	66.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
28.	67.	жилой дом	4	5	60	2,1	126					126,00	128,57	25,20
29.	68.	жилой дом	4	5	60	1,2	72					72,00	73,5	14,40
30.	69.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
31.	70.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
32.	71.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
33.	72.	жилой дом	5	5	90	1,3	117					117,00	119,39	23,40
34.	74.	жилой дом	4	5	60	1,3	78					78,00	79,59	15,60
35.	75.	жилой дом	5	5	90	1,2	108					108,00	110,2	21,60
36.	76.	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
37.	77.	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
38.	78.	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
39.	79.	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
40.	80.	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
41.	81.	жилой дом	3	9	108	1,2	129,6	5	0,2	0,8	15,5	143,6	158,2	22,36
Итого									4146,7	4323,2	781,7

Расчет электрических нагрузок общественных зданий.

Таблица 3.2 общественные здания: школы, д\сады, административные здания.

№	№ строения	наименование здания	этажность	а	б	S мест	Руд кВт	tgф	cos ф	Рр кВт	Qзд кВар	Sзд кВА
42.	47.	административное здание (отделение сбербанка)	1	16	10	160	0,9	0,3	0,95	144	43,2	150,3
43.	42.	магазин	1	12	30	360	0,25	0,3	0,95	90	27	94
44.	63/1.	магазин	2	30	50	500	0,25	0,3	0,95	125	37,5	130,5
итого			359	107,7	374,8

№№	№ строения	наименование здания	этажность	количество мест	Руд кВт\место	cos ф	tgy	Рзд кВт	Qзд кВар	Sр кВА
45.	64	школа	3	500	0,25	0,95	0,38	125,00	47,50	131,6
46.	59	детский сад №58	2	360	0,46	0,97	0,25	165,60	41,40	170,70
47.	73	детский сад №62	2	360	0,46	0,97	0,25	165,60	41,40	170,70
итого		456,20	130,30	475,11

2.2 Построение диаграммы нагрузок

На основании полученных результатов строится картограмма нагрузок, на которой расчетные полные мощности потребителей показаны в виде кругов, площади которых эквивалентны величинам данных мощностей.

Радиус каждого круга определяется из выражения :

где m - масштаб, характеризующий отношение расчетной мощности данного потребителя к площади круга. Принимаем m = 10.

ТП5

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр. , кВт	R, см	X, мм	Y, мм
1	Жилой дом	72	15,1	65,4	140,7
2	Жилой дом	108	18,5	32,2	215,6
3	Жилой дом	108	18,5	121,3	193,6
4	Жилой дом	108	18,5	121,5	243,2
13	Жилой дом	78	15,8	207,1	232,7
14	Жилой дом	78	15,8	210,8	102,5
15	Жилой дом	108	18,5	150,2	130,9
16	Жилой дом	78	15,8	149,6	84,1
17	Жилой дом	78	15,8	264.6	95,3
18	Жилой дом	108	18,5	351,4	84,3
19	Жилой дом	108	18,5	308,2	130,9
46	Дет. сад № 58	165,6	23,0	316,7	206,7

ТП6

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр. , кВт	R, см	X, мм	Y, мм
5	Жилой дом	108	18,5	71,9	390,5
6	Жилой дом	78	15,8	111,1	319,6
7	Жилой дом	78	15,8	145,7	355,7
8	Жилой дом	78	15,8	145,5	392,7
9	Жилой дом	78	15,8	138,3	433,3
10	Жилой дом	143,6	21,4	175,7	444,2
11	Жилой дом	78	15,8	275,8	432,5
12	Жилой дом	78	15,8	197	309
42	Отделение сбербанка	144	21,4	175,7	444,2
43	Магазин	90	16,9	76	284,2
21	Жилой дом	108	18,5	322,5	289,6
23	Жилой дом	78	15,8	309,2	385,1
25	Жилой дом	150,5	21,9	343,2	430,6

ТП7

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр. , кВт	R, см	X, мм	Y, мм
20	Жилой дом	108	18,5	384,5	158,5
22	Жилой дом	108	18,5	384,1	239,1
24	Жилой дом	108	18,5	380,2	343
26	Жилой дом	108	18,5	439,8	235,2
27	Жилой дом	108	18,5	436,3	118,7
28	Жилой дом	126	20,0	521,7	85,1
29	Жилой дом	72	15,1	505,3	151,3
30	Жилой дом	78	15,8	509,6	201,9
31	Жилой дом	78	15,8	510,3	252,5
44	Магазин	125	19,9	403,2	418,6
45	Щкола	125	19,9	480,6	337,5

ТП8

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр. , кВт	R, см	X, мм	Y, мм
32	Жилой дом	78	15,8	584,2	245,9
33	Жилой дом	117	19,3	596,6	189,5
34	Жилой дом	78	15,8	620,8	66,4
35	Жилой дом	108	18,5	697,6	61,6
36	Жилой дом	143,6	21,4	709,6	102,1
37	Жилой дом	143,6	21,4	709,4	148,3
38	Жилой дом	143,6	21,4	680,4	219,1
39	Жилой дом	143,6	21,4	689,6	263,6
40	Жилой дом	143,6	21,4	748,8	208,3
41	Жилой дом	143,6	21,4	783	129,5
47	Детский сад№62	165,6	23,0	614	129,9

Найдем местонахождение подстанций. Выбор месторасположения ТП является важной экономической задачей. При нерациональном размещении ТП увеличивается капитальные затраты на строительство линий передач электрической энергии 0,38/0,22 кВ, увеличивается суммарная протяженность линий, а вместе с этим увеличиваются потери электроэнергии в электрических сетях.

На первом этапе находим расположение центров электрических нагрузок относительно осей координат X и Y, по формулам:

Найденные координаты центров электрических нагрузок для групп зданий сведены в таблицу

	ТП5	ТП2	ТП7	ТП8
X	195,8	197,5	446,5	682,6
Y	152,1	384,9	235,8	162,2

Т.к архитектурные постройки микрорайона не позволяют установить ТП в центре электрических нагрузок, то местоположение ТП смещено.

2.3 Расчетные нагрузки на шинах низкого напряжения трансформаторных подстанций

Нагрузка на трансформаторную подстанцию, а точнее на шины низкого напряжения в РУ-0,4 кВ складывается из нагрузок всех потребителей, подключенных к ним. Но определяя эту нагрузку необходимо использовать коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов потребителей, подключенных к шинам низкого напряжения.

где- наибольшая из расчетных нагрузок жилых и общественных зданий, подключенной к трансформаторной подстанции, кВт.

- коэффициенты несовпадения максимума нагрузки жилых и общественных зданий в наибольшей расчетной нагрузке. = 0,9

-расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку, т.е. (кВт).

ТП5

№дома по плану	Рр , кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
1	72	0,9	64,80	12,96	66,08	95,38
2	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
3	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
4	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
13	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
14	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
15	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
16	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
17	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
18	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
19	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
46	165,6	-	165,60	33,12	168,88	243,74
Наружное освещение	2	0,94	2,4	3,6
Итого	1096,40	219,82	1118,5	1614,4

ТП6

№дома по плану	Рр , кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
5	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
6	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
7	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
8	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
9	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
10	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
11	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
12	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
42	144	0,9	129,60	25,92	132,17	190,76
43	90	0,9	81,00	16,20	82,60	119,22
21	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
23	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
25	150,5	-	150,50	30,10	153,48	221,52
Наружное освещение	3,25	1,53	3,8	5,8
Итого	1179,39	236,76	1203,2	1736,9

ТП7

№дома по плану	Рр , кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
20	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
22	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
24	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
26	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
27	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
28	126	-	126,00	25,20	128,50	185,46
29	72	0,9	64,80	12,96	66,08	95,38
30	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
31	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
44	125	0,9	112,50	22,50	114,73	165,59
45	125	0,9	112,50	22,50	114,73	165,59
Наружное освещение	1,75	0,7	1,7	2,7
Итого	1043,95	209,14	1064,5	1536,7

ТП8

№дома по плану	Рр , кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
32	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
33	117	0,9	105,30	21,06	107,39	154,99
34	78	0,9	70,20	14,04	71,59	103,33
35	108	0,9	97,20	19,44	99,12	143,07
36	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
37	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
38	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
39	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
40	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
41	143,6	0,9	129,24	25,85	131,80	190,23
47	165,6	-	165,60	33,12	168,88	243,74
Наружное освещение	1,5	0,7	1,7	2,7
Итого	1285,44	257,49	1311,1	1892,5

Для удобства в дальнейших расчетах сведем суммарные нагрузки в отдельную таблицу.

	ТП5	ТП6	ТП7	ТП8
Р, кВт	1096,4	1179,4	1044	1285,4
Q, квар	219,8	236,8	209,1	257,5
S, кВА	1118,4	1203,2	1064,5	1311,1
I, А	1614,4	1736,9	1536,7	1892,5

Далее, для нахождения нагрузки на шинах РП и участках сети 10 кВ, суммируются мощности подстанций с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузки ТП.

где - коэффициент совмещения максимумов нагрузки ТП, в зависимости от количества трансформаторов. При 8 трансформаторах в микрорайоне =0,85

2.4 Выбор номинальной мощности трансформаторов на подстанциях

Число и мощность ТП, а также установленных на них трансформаторов оказывают существенное влияние на технико-экономические показатели системы электроснабжения в целом. От правильного выбора числа и мощности трансформаторов ТП, а также их размещения на территории города зависит эффективность функционирования системы в целом.

Основополагающим при выборе числа трансформаторов ТП является категория надежности и выбранной схемы электроснабжения подключенных потребителей. В частности, для питания потребителей первой категории и ответственных потребителей второй категории применяются двух трансформаторные подстанции в сочетании с двух лучевыми схемами питания. Каждый трансформатор при этом питается отдельной линией, подключенной к независимому источнику питания. В случае выхода из строя одного из трансформаторов другой, в соответствии с допустимой по ПУЭ аварийной перегрузкой, обеспечивает питание почти всех потребителей, подключенных к ТП. Перевод нагрузки с вышедшего из строя трансформатора на оставшийся в работе должен осуществляться автоматически.

Для питания потребителей второй и третьей категории в зависимости от суммарной нагрузки потребителей могут применятся как двух-, так и однотрансформаторные подстанции в сочетании с петлевыми схемами питания. Однотрансформаторные ТП могут быть также применены и для потребителей первой категории, если их мощность не превышает 15-20% мощности ТП. Резервирование этих потребителей осуществляется посредством перемычки от соседней ТП.

Устанавливаем по два трансформатора на всех подстанциях, номинальная мощность каждого из них определяется по условию:



В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку:

Пример расчета для ТП 5:

кВА.

Принимаем трансформатор ТМ 1000/10/0.4.

При отключении одного трансформатора, оставшийся в работе может пропустить мощность:

кВА 1118,4 кВА

т.е. 100 % всей потребляемой мощности.

Результаты аналогичных расчетов занесем в таблицу 2.4.2

Таблица 2.4.1. Паспортные данные силовых трансформаторов:

Тип тр-ра	Sном , кВА	Uном , кВ	Uк ,%	кВт	кВт	Ix %	Rтр Ом	Xтр Ом
		ВН	НН
ТМ1000/10	1000	10	0,4	5,5	11	2,45	1,4	0,61	6,06

Таблица 2.4.2. Выбор мощности трансформаторов.

ТП	колво	Sрасч, кВА	S.тр, кВА	марка	Kз
ТП5	2	1118,4	1000	ТМ1000/10	0,7
ТП6	2	1203,2	1000	ТМ1000/10	0,75
ТП7	2	1064,5	1000	ТМ1000/10	0,67
ТП8	2	1311,1	1000	ТМ1000/10	0,82

Расчет потерь мощности в трансформаторах:

Потери мощности в меди и стали:

ТП5

==63,5 кВА

ТП6

==69 кВА

ТП7

==60,2 кВА

ТП8

==76,7 кВА

Трансформаторная подстанция это электротехническое устройство, предназначенное для приема, изменения уровня напряжения и распределения энергии.

Оборудование ТП 10/0,4 кВ состоит из двух трансформаторов, распределительных устройств высокого и низкого напряжений. Наибольшее распространение в городских сетях получили закрытые ТП, отдельно стоящие.

В данном проекте ТП - отдельностоящие, комплектные, типа К-42-1000. В них устанавливаются камеры сборные, одностороннего обслуживания КСО-366.

На напряжение 10 кВ принята одинарная, секционированная на две секции секционным разъединителем система сборных шин, к которой может быть присоединено до четырех линий и два силовых трансформатора.

В РУ 10 кВ к установке приняты выключатели нагрузки ВНР_н-10.

Заземление каждой секции предусмотрено стационарными заземляющими ножами РВ-10.

На напряжение 0,4 кВ принята одинарная, секционированная на две секции рубильником, система сборных шин.

Питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов через автоматические выключатели.

В РУ-0,4 кВ в два ряда располагаются щиты ЩО-70 с односторонним обслуживанием. Максимально возможное количество отходящих линий щита, укомплектованного панелями ЩО-70 равно 10.

2.5 РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ

2.5.1 Светотехнический расчет

Светотехнический расчет ведется методом коэффициента использования светового потока. Исходными данными для расчета является нормируемая яркость покрытия.

L=0,4 кд/м² - для улиц и дорог местного значения при интенсивности 500 ед/ч и менее. Регламентируемая СНиПом 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение». Освещенность Е=6 Лк.

Ширина дороги: в микрорайоне два типа дорог, шириной 6 метров и 4 метра.

Высота установки светильника: применяются к установке опоры ОТЦ; вместе с кронштейном светильника высота светильника над поверхностью дороги равна 7,5м.

Коэффициент использования светильников выбирается исходя из соотношения ширины дороги к высоте установки.

Коэффициент запаса для ламп ДРЛ принимается равным 1,5

Для освещения улиц и дорог местного значения принимаем к установке на железобетонных опорах светильники типа РКУ 01-250 с лампами ДРЛ 250 Вт, с однорядной системой установки. Опоры выбираем ОТЦ, высотой 8м, при этом они углубляются в землю на 1,5 м и высота их над поверхностью земли равна 6,5м+1м (высота кронштейна для установки светильника) равна 7,5м

Находим световой поток необходимый для создания заданной яркости покрытия.

где - нормируемая яркость покрытия, кд/м³

- коэффициент запаса, 1,5 для ламп ДРЛ

- коэффициент использования

Для выбранных ламп Ф=12500 Лм. При ширине дороги В=6м, высота установки светильников h=7,5м, при B/h=0,8 =0,06

При однорядном расположении светильников площадь, которую может осветить одна лампа равна:

Шаг опор при освещении улиц и дорог местного значения при ширине 6м.

Принимаем равным 40 м.

Длина участка, на котором необходимо произвести монтаж искусственного освещения, равен 500 м.

Определим количество светильников, n=L/d

N=500/40=13 шт.

Р=13·250=3250 Вт

S=3250/0.85=3823 ВА

Q=3250·0.47=1527,5 вар

При ширине дорог и улиц В=4м

Высота установки светильников h=7,5м при B/h=0,5 =0,04

При однорядном расположении светильников площадь, которую может осветить одна лампа равна:

Шаг опор при освещении улиц и дорог местного значения при ширине 4 м.

Принимаем равным 50 м.

Длина участка, на котором необходимо произвести монтаж искусственного освещения, равен 1350 м.

Определим количество светильников, n=L/d

N=1350/50=28 шт.

Р=28·250=7000 Вт

S=7000/0.85=8235 ВА

Q=7000·0.47=3290 вар

Суммарная мощность наружного освещения

2.5.2 Электрический расчет освещения

Выбор сечения проводников осветительных сетей производится исходя из допустимой потери напряжения с последующей проверкой на нагрев.

Сеть наружного освещения выполнена четырехпроводной с заземленной нейтралью (380/220 В). Величина располагаемых (допустимых потерь напряжения в сети определяется из выражения:

- располагаемая потеря напряжения в сети

-номинальное напряжение при холостом ходе трансформатора

-напряжение наиболее удаленного осветительного прибора

( min U_л = 95% U_ном больше U_ном на 5%)

-потеря напряжения в трансформаторе, приведенная ко вторичному напряжению.

Потеря напряжения в зависит от мощности трансформатора, его загрузки, коэффициента мощности питаемых электроприемников и определяется с достаточным приближением по формуле:

- коэффициент загрузки трансформатора

- активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора.

- потери короткого замыкания, кВт

- номинальная мощность трансформатора

- напряжение короткого замыкания %

Для ТП 5 (ТМ-1000/10)

Далее находим сечение проводника по формуле:

Для неразветвленной сети

где М - момент нагрузки, кВт

- потери напряжения

С - коэффициент, значение которого зависит от материала проводника и системы питания. Для трехфазных сетей 380/220 В и алюминиевых проводов С=44.

M=PL

где Р - мощность линии

P=P_нлN

P_нл -номинальная мощность лампы.

N - количество светильников.

L - длина линии.

Для ТП 5 :

По условиям механической прочности на ВЛ следует применять провода сечением не менее 10 мм² (сталеалюминевые).

Принимаем

Для ТП 6 :

Принимаем

Для ТП 7 :

Принимаем

Для ТП 8 :

Принимаем

Проверка на нагрев:

I_доп = 84 А

I_доп = 84 А

I_доп = 84 А

I_доп = 84 А

2.6 Выбор схемы распределения сетей напряжением 10 кВ

Для электроснабжения районов города с потребителями, имеющими в основном электроприёмники второй и первой категории, на напряжение 10 кВ рекомендуется применять петлевую или двухлучевую схему с двух трансформаторными ТП. Для выбора схемы необходимо произвести сравнение вариантов и технико-экономический расчет.

Вариант 1.



Вариант 2

Для соединения принимаем бронированные кабели с бумажной изоляцией жил в алюминиевой оболочке с защитным покрытием, прокладываемые в земляной траншее на глубине 0,7 м и расстоянии между двумя кабелями 10 мм.

Расчёт нагрузки на участках сети выполняется следующим образом: для расчёта нагрузок применяется точка потокораздела за которую берётся секционный разъединитель ТП8 10кВ и рассматривается две полученные магистрали. напряжение сеть трансформаторный нагрузка

За аварийный режим принимается такой режим когда один из двух независимых источников (т.е. одна из шин РП) отключен.

Все расчёты сведены в таблицы 2.6.1 и 2.6.2

Таб. 2.6.1. Нагрузка на участках сети (Вариант1)

№ линии	РП-ТП5	ТП5-ТП6	РП-ТП8	ТП8-ТП7
Sр,кВа	2321,7	1203,3	2375,6	1064,5
Iр,А	110,6	57,3	113,1	50,7
Длина линий, м	70	150	395	120
Послеаварийный режим	РП-ТП5	ТП5-ТП6	ТП6-ТП7	ТП7-ТП8
Sр,кВа	4697,3	3578,8	2375,6	1311,1
Iр,А	223,7	170,4	113,1	62,4
Послеаварийный режим	РП-ТП8	ТП8-ТП7	ТП7-ТП6	ТП6-ТП5
Sр,кВа	4697,3	3386,2	2321,7	1118,4
Iр,А	223,7	161,2	110,6	53,3

Таб. 2.6.2. Нагрузка на участках сети (Вариант2)

№	РП-ТП5	ТП5-ТП6	ТП6-ТП7	ТП7-ТП8
Sр,кВа	4697,3	3578,8	2375,6	1311,1
Iр,А	223,7	170,4	113,1	62,4
Длина линий,м	70	150	212	120

2.7 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЕЙ

2.7.1 Выбор сечений кабелей напряжением 10кВ

а)Кабель выбираем по экономической плотности тока

S_эк=

j_эк=1,3 А/мм²экономическая плотность тока.

I_доп- определяется по сечению кабеля.

Выбранное сечение проверяем на нагрев:

I_{P п/а}<I_ДОП

Расчёты сведены в таблицу 2.7.1.

б) Выбранное сечение проверяют по допустимому отклонению напряжения.

Согласно ГОСТу 13109-97, регламентирующему качество электроэнергии , в сетях 10кВ допустимое отклонение U не более 5%

 ,

где - потери U в линии

L- длина линии

r₀,x₀ - удельное сопротивление для данной марки и сечения кабеля

U_ном- номинальное напряжение линии

При выборе сечения кабельной линии учитывают допустимые кратковременные перегрузки на время ликвидации аварии, при этом ударная перегрузка допускается во время максимумов нагрузки, продолжительностью не более 6 часов в сутки и не более 5 суток если в другие периоды времени суток нагрузка не превышает номинальной.

Выбор по условию механической прочности также не производится, т.к. минимальное стандартное сечение также удовлетворяет этому условию.

Кабель защищаемый плавким токоограничивающим предохранителем на термическую стойкость к токам короткого замыкания не проверяют, т.к. время срабатывания предохранителя мало и выделяемое тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры.

Расчёт кабельной линии питающей РП-ТП5

I_р=110,6 А

S_{эк рп-тп5}= мм²

Принимаем стандартное сечение S=95 мм²

I_доп=225 А

I_доп сравниваем с I_р послеаварийного режима при этом I_р принимаем с учётом послеаварийного ударного коэффициента (К_а=1,25), т. е. кабель в послеаварийном режиме должен выдерживать перегрузку на 25%.

I_р.п/а=223,7·1,25=279,6 А

I_р< I_доп

Выбираемое сечение не удовлетворяет условию нагрева.

Принимаем стандартное сечение S=150 мм²

I_доп=300 А

Проверка на допустимое отклонение напряжения:

%

что отвечает требованиям ГОСТ

Таблица 2.7.1. Вариант 1.

№	Sр,кВа	Iр,А	Sэк,мм2	Sст,мм2	Iдоп,А	Iр.п/а, А	Марка кабеля
РП-ТП5	2321,7	110,6	85,1	150	300	279,6	ААБ(3150)
ТП5-ТП6	1203,3	57,3	44,1	95	225	213	ААБ(395)
РП-ТП8	2375,6	113,1	87	150	300	279,6	ААБ(3150)
ТП8-ТП7	1064,5	50,7	39	95	225	201,5	ААБ(395)
ТП6-ТП7	2375,6	113,1	87	150	300	279,6	ААБ(3150)

Таблица 2.7.2 Вариант 2.

№	Sр,кВа	Iр,А	Sэк,мм2	Sст,мм2	Iдоп,А	Iр.п/а, А	Марка кабеля
РП-ТП5	4697,3	223,7	172	185	390	279,6	ААБ(3185)
ТП5-ТП6	3578,8	170,4	131,1	150	300	213	ААБ(3150)
ТП6-ТП7	2375,6	113,1	87	95	225	141,4	ААБ(395)
ТП7-ТП8	1311,1	62,4	48	50	155	78	ААБ(350)

ААБ(3150)-кабель трёхжильный , алюминиевый сечением 150 мм² , в алюминиевой оболочке , бронированный двумя стальными листами с наружным проводом.

Выбранные сечения проверяем по потерям напряжения.

Вариант1.

№линии	r	х	L, м	P	Q	ДU, %
РП-ТП5	0,194	0,079	70	4605,18	923,21	0,64
ТП5-ТП6	0,312	0,078	150	3508,78	703,39	1,64
ТП6-ТП7	0,194	0,079	220	2329,39	466,63	1,02
ТП7-ТП8	0,312	0,078	120	1285,44	257,49	0,48
итого						3,79

Суммарная потеря напряжения в послеаварийном режиме составляет 3,79 %, что удовлетворяет требованиям ГОСТа.

Вариант2.

№линии	r	X	L, км	P	Q	?U, %
РП-ТП5	0,162	0,073	70	4605,18	923,21	0,54
ТП5-ТП6	0,194	0,074	150	3508,78	703,39	1,05
ТП6-ТП7	0,312	0,078	220	2329,39	466,63	1,60
ТП7-ТП8	0,592	0,083	120	1285,44	257,49	0,89
итого						4,08

Суммарная потеря напряжения в послеаварийном режиме составляет 4,08 %, что удовлетворяет требованиям ГОСТа.

2.7.2 Выбор сечений кабелей 0,4 кВ

Сечения кабелей выбирают по нагреву в нормальном режиме:

I_р.нормI_доп

где I_ррасчётный ток линии, А;

Выбранные сечения проверяются на нагрев в послеаварийном режиме с учётом допустимой перегрузки на30 %:

I_р.п/ав1,3·I_доп

Выбор кабеля для линии Л4 ТП5:

I_р.норм=358 А

Выбираем два кабеля ААБ (4150) с I_доп=305А , тогда:

I_р.норм=358/2=179 А

I_р.п/ав=358 А

1,3·305=397 А I_р.п/ав=358 А

Таблица 2.7.1.Выбор сечений кабелей 0,4 кВ.

№ ТП	линия	Sр,кВа	Iр,А	Sст,мм2	Iдоп,А	Iр.п/ав, А	Марка кабеля
ТП5	Л1	217	314	185	345		ААБ (4185)
	Л2	217	314	185	345		ААБ (4185)
	Л3	217	314	185	345		ААБ (4185)
	Л4	208	301	185	345		ААБ (4185)
ТП6	Л1	217	314	185	345		ААБ (4185)
	Л2	183	264	120	270		ААБ(4120)
	Л3	236	341	185	345		ААБ (4185)
	Л4	236	341	185	345		ААБ (4185)
ТП7	Л1	303	109	2185	345	437	ААБ 2(4185)
	Л2	108	156	50	165		ААБ(450)
	Л3	127	184	70	200		ААБ(470)
	Л4	236	341	185	345		ААБ (4185)
ТП8	Л1	127	184	70	200		ААБ(470)
	Л2	217	314	185	345		ААБ (4185)
	Л3	236	341	185	345		ААБ (4185)
	Л4	248	179	2150	2305	358	ААБ2(4150)

2.8 Технико-экономическое сравнение вариантов

При рассмотрении вариантов критерием является минимум приведенных затрат (тыс.руб/год).

где - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125

К - единовременные вложения (тыс.руб) состоят из капитальных затрат на сооружение питающих линий К_л , установку высоковольтной аппаратуры К_ап и установку силовых трансформаторов К_т.

С_э -ежегодные эксплуатационные расходы (тыс.руб/год)

, - коэффициенты отчисления соответственно на амортизацию и текущий ремонт.

-стоимость потерь электроэнергии (тыс.руб/год).

Порядок выполнения расчетов

1.Определяем коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме

2.Определяем потери мощности в линии при действительной нагрузке:

3.Потери энергии в линии составляют

4.Стоимость потерь электроэнергии в линии равна

5.Капитальные вложения на сооружение линий определяем по УПС

- стоимость 1 км кабельной линии, проложенной в траншее.

6.Ежегодные амортизационные отчисления составляют

- коэффициент амортизационных отчислений

=0,043 для кабелей 10 кВ с алюминиевой оболочкой, проложенных в земле.

7.Ежегодные отчисления на обслуживание и текущий ремонт

8. Годовые эксплуатационные расходы составляют:

9.Приведенные затраты на линию

Пример расчета:

Для первого варианта

1.

2.

3

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Для остальных линий расчет аналогичен, результаты расчетов сведены в таблицу 2.8.1

Результаты расчетов для второго варианта сведены в таблицу 2.8.2

Суммарные характеристики расчетов кабельных линий по двум вариантам сведены в таблицу 2.8.3

36

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.8.1 Расчетные характеристики кабельных линий (по 1 варианту)
	Каталожные данные	Расчетные данные
S мм2				, кВт	кВтч/год	К, тыс.руб	руб/год	руб/год	руб/год	руб/год	З руб/год
150	0,194	0,07	0,369	1,352	6758,8	0,343	13,518	14,749	6,86	35,13	35,17
95	0,312	0,15	0,255	1,810	9050,5	0,600	18,101	25,800	12	55,90	55,98
150	0,194	0,22	0,377	4,344	21722,0	1,078	43,444	46,354	21,56	111,36	111,49
95	0,312	0,12	0,225	1,281	6406,5	0,480	12,813	20,640	9,6	43,05	43,11
150	0,194	0,395	0,377	7,800	39000,8	1,936	78,002	83,227	38,71	199,94	200,18

Таблица 2.8.2 Расчетные характеристики кабельных линий (по 2 варианту)
	Каталожные данные	Расчетные данные
S мм2				, кВт	кВтч/год	К, тыс.руб	руб/год	руб/год	руб/год	руб/год	З руб/год
185	0,162	0,07	0,574	2,968	14840,0	0,390	29,680	16,766	7,798	54,24	54,29
150	0,194	0,15	0,568	4,463	22313,9	0,735	44,628	31,605	14,7	90,93	91,02
95	0,312	0,22	0,503	5,240	26200,7	0,880	52,401	37,840	17,6	107,84	107,95
50	0,592	0,12	0,403	2,061	10306,5	0,379	20,613	16,306	7,584	44,50	44,55

Таблица 2.8.3 Суммарные расчетные характеристики кабельных линий по двум вариантам
№ Варианта	, кВт	кВтч/год	К, тыс.руб	руб/год	руб/год	руб/год	руб/год	З руб/год
1	16,588	82938,578	4,437	165,877	190,770	88,730	445,377	445,931
2	14,732	73661,144	2,384	147,322	102,516	47,682	297,521	297,819

Очевидно, что второй вариант наиболее приемлем по приведенным затратам, т.о., выбираем вариант электроснабжение по двухлучевой схеме.

36

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. Расчет токов короткого замыкания в сетях 10 кв

3.1 Определение параметров схемы замещения

Расчёт токов короткого замыкания ведём в именованных единицах.

Для определения токов КЗ нам необходимо знать сопротивление всех элементов сети, от источника питания до места КЗ.

Сопротивление КЛ:

R_кл= r_уд·l_кл

X_кл= x_уд·l_кл,

где R_кл ,X_кл - соответственно активное и реактивное сопротивления линий, Ом.

r_уд ,x_уд - удельное сопротивление линии , Ом/км

L - длина линии , км

Таблица 3.1. Сопротивление кабельных линий.

ЛИНИЯ	S,мм2	L,км	rуд ,Ом/км	xуд ,Ом/км	Rкл ,Ом	Xкл ,Ом
РП-ТП5	185	0,07	0,162	0,073	0,011	0,005
ТП5-ТП6	150	0,12	0,194	0,074	0,023	0,009
ТП6-ТП7	95	0,22	0,312	0,078	0,069	0,017
ТП7-ТП8	50	0,15	0,592	0,083	0,089	0,012

В сетях выше 1000 В при расчёте токов КЗ определяют периодическую и апериодическую составляющею этих токов в начальный момент времени КЗ и в момент времени отключения повреждённой цепи от источника питания

где I_по=начальное действующее значение периодической составляющей, кА

U_ном- номинальное напряжение сети , кВ

R_рез, X_рез - суммарные сопротивления всех элементов сети от источника питания до места КЗ, Ом

Для выбора и проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость необходимо рассчитать ударный ток:

,

где T_а=x/(·r)постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с;

k_у= ударный коэффициент.

Наибольшее действующее значение ударного тока:

При k_у1,3 более точной является формула:

Действующее значение периодической составляющей в момент времени t:

I_пт=I_по =const

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени отключения повреждённой цепи

i_ат=·I_по·

где i_ат - апериодическая составляющая тока, кА

t- время отключения повреждённой цепи от источника питания , с

t=t_рз+t_св

где t_рз - время срабатывания релейной защиты , с обычно принимается t_рз=0,01 с

t_св =0,105-собственное время отключения выключателя , с

Для того чтобы посчитать токи КЗ в точках необходимо знать сопротивление питающей системы. Известно , что на городской подстанции питающей микрорайон установлены выключатели ВМПЭ-10 на отходящих линиях.

Зная номинальный ток отключения этих выключателей можно приблизительно найти сопротивления системы питающей городскую подстанцию. Прибавив сопротивление кабелей 10 кВ, питающих микрорайон находится полное сопротивления от системы до шин РП. Протяжённость кабелей 2 км

Номинальный ток отключения выключателей

I_{ном.отк}=31,5 кА

Х_ос=U_срном/ I_{ном.отк}

где Uс_рном- среднее номинальное напряжение сети

Х_ос=10,5/31,5=0,33 Ом

Для кабелей 10 кВ сечением 240 мм²

R_кл=0,129·2=0,258 Ом

X_кл=0,075·2=0,15 Ом

Сопротивление системы

Хс=Хос+Хкл=0,33+0,15=0,48Ом

R_с=R_кл=0,258

Расчёт токов КЗ в точке К2:

R_рез2=R_кл1+R_с=0,011+0,258=0,269 Ом

Х_рез2=Х_кл1+Х_с=0,005+0,48=0,485 Ом

I_по=I_пт==13,38 кА

Мгновенное значение ударного тока К2:

i_у=1,97··13,38=37,28 кА

Наибольшее действующее значение ударного тока:

==18,64 кА

Результаты расчётов токов КЗ в других точках сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2.

Точка	Rрез,Ом	Хрез,Ом	Zрез,Ом	Iпо,кА	iу,кА	Iу дей
К1	0,258	0,480	0,545	11	30,85	18,84
К2	0,269	0,485	0,555	13,38	37,28	18,64
К3	0,293	0,494	0,574	12,93	36,03	18,02
К4	0,361	0,511	0,626	11,86	33,05	16,53
К5	0,450	0,524	0,690	10,75	29,96	14,98

3.2 Расчёт токов КЗ в сетях 0,4 кВ

Сопротивление элементов сети 10 кВ приводятся к стороне 0,4 кВ по следующей формуле

где Хн - сопротивление элемента, приведённое к стороне 0,4 кВ

Хв - сопротивление элемента на стороне 10 кВ

U_{ном н},U_{ном в} - номинальное напряжение на сторонах низкого и высокого напряжения, кВ

Сопротивления элементов. Таблица 3.3.

Обозначение	Rв,Ом	Хв,Ом	Rн,Ом	Хн,Ом
система	0,258	0,48	0,0004	0,0008
РПТП5	0,206	0,08	0,0003	0,0001
Т5	1,72	5,1	0,0028	0,0082
ТП5ТП6	0,258	0,08	0,0004	0,0001
Т6	0,96	4,37	0,0015	0,0070
ТП6ТП7	0,258	0,08	0,0004	0,0001
Т7	0,96	4,37	0,0015	0,0070
ТП7ТП8	258	0,08	0,4128	0,0001
Т8	1,72	5,1	0,0028	0,0082

При расчёте токов КЗ в сетях 0,4 кВ следует учесть активное сопротивление всех переходных контактов (на шинах ,вводах и выводах аппаратов и контакт вместе КЗ) . Эти сопротивления обозначены далее как R_доб принимается равным: 0,015- для распределительных щитов на ТП (Ом)

Расчёт токов КЗ в сетях 0,4 кВ ведётся по упрощённой методике. Ток КЗ в расчётной точке:

где Iк - ток в месте КЗ

R_рез, X_рез - суммарные сопротивления от источника питания до места КЗ, Ом

Расчёт токов КЗ в точке К6:

R_доб=0,015 Ом

R_рез=R_с+R_кл1+R_тп5+R_доб=0,0185 Ом

X_рез=Х_с+Х_кл1+Х_тп5=0,003 Ом

I_по=I_пт===12,3 кА

Наибольшее действующее значение ударного тока:

==18,94 кА

Мгновенное значение ударного тока КЗ:

i_у=1,82··12,3=31,82 кА

Результаты остальных расчётов сведены в таблицу 9.2.2.

Таблица 3.4.

Точка КЗ	Rрез ,Ом	Xрез ,Ом	Ik(3) ,кА	Iу дей	iу ,кА
К8	0,0185	0,003	12,3	18,94	31,82
К7	0,0204	0,016	8,9	15,05	24,73
К8	0,0224	0,023	7,2	12,22	20,06
К9	0,0256	0,032	5,7	9,611	15,76
К10	0,0173	0,008	12,2	20,1	33,18

Для проверки автоматических выключателей на срабатывание при токе однофазного КЗ ,необходимо найти этот ток:

=

где Uф - фазное напряжение сети

Zт⁽¹⁾ - полное сопротивление трансформатора однофазному КЗ

Z_п - полное сопротивление петли КЗ состоит из сопротивлений фазного и нулевого проводов

Zт⁽¹⁾/3 для ТМ 1000/10 - 0,032 Ом

Найдём ток однофазного короткого замыкания в конце линии Л1 (ААБ (4185)) ТП5(ТМ1000/10) для выбора автоматических выключателей на отходящих от этой ТП линий:

Z_п.ф.н=0,45 мОм/мдля кабеля ААБ (4185)

Zт⁽¹⁾/3=0,032 Ом

= А

Найдём ток однофазного к. з. на шинах НН ТП1 для выбора автоматических выключателей за трансформатором:

= А

Размещено на Allbest.ru