Энергоснабжение нового района "Альфа" в г.Кишинев

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Описание энергоснабжаемого квартала

Рассматривается квартал города Кишинев, находящегося между улицами Алба Юлия и Мушатинелор, сектора Буюканы, общей площадью 59800 м².

Определим необходимые климатические параметры, характеризующие заданный квартал.

Рассматриваемый в проекте квартал относится к III климатической зоне. Наиболее высокая температура воздуха плюс 39? С, наиболее низкая температура минус 32? С. Годовое количество осадков 475 мм. Снежный покров неустойчивый.

Электроснабжение данного квартала запроектировано от разных секций шин ЦРП «Альфа».

По степени надежности электроснабжения, проектируемые жилые и общественные (встроенные офисы и автомобильные стоянки, и боксы) здания относятся к II категории, лифты, электроприемники противопожарных устройств и охранной сигнализации и аварийное освещение к I категории.

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок

Расчеты электрических нагрузок производились с использованием математической модели, случайных процессов формирования расчетной нагрузки.

Оценка вероятностных моментов нагрузки (математическое ожидание и дисперсия) выполнялась на базе методов имитационного моделирования.

Оценка наличия конкретных типов электробытовых приборов и машин в настоящее время и на перспективу производилась на основании:

статистического анализа и экспертных оценок вероятностных параметров и режимов работы приборов;

анализа данных по структуре застройки (плотности, этажности, оснащения предприятиями сферы обслуживания) и параметров средней квартиры (площади, вида пищеприготовлении и др.).

Для оценки нагрузки квартиры с заданной вероятностью использовались результаты эмпирических и теоретических исследований законов распределения колебаний нагрузок.

Расчетная нагрузка линии питания (ТП) при совместном питании гражданских сооружений (помещений) разного назначения определяется по формуле:

; (1.1)

где - наибольшая из нагрузок зданий (помещений), которые питаются линией (ТП), кВт;

- расчетная нагрузка другого сооружения, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку чем, те которые питаются линией (ТП), кВт;

- коэффициент, учитывающий долю электрических нагрузок сооружения (помещения) общественного назначения и жилых зданий в наибольшей расчетной нагрузке, принятые по табл.1., приложения А.

Предварительные ориентировочные расчеты электрических нагрузок сооружений (помещений) общественного назначения допускается выполнять по укрупненным удельным электрическим нагрузкам.

Расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

; (1.2)

где - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, принимаемая в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартиру;

- количество квартир.

В расчетную силовую нагрузку жилого дома - входит расчетная нагрузка лифтовых установок, которая определяется по формуле:

; (1.3)

где - коэффициент спроса, определяемый в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;

- установленная мощность электродвигателя лифта, кВт;

- количество лифтовых установок.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) - , кВт, определяется по формуле:

; (1.4)

где - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников;

- расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.

Приведем экспликацию зданий показанных на генеральном плане (см. лист 1 в графической части проекта):

Таблица 1.1. Экспликация зданий и сооружений.

N/N	Номер на генплане	Описание	Этажность	Кол-во квартир	Кол-во лифтов	, кВт;	кВт.
1	Перспектива	2 жилых дома	2 по 9	2 по 160	2 по 3	9	312
2	9 А	Жилой дом со встроенными офисами	9	50	1	9	81
3	9 Б, В, Г	Жилой дом	9	162	3	9	156
4	6 А, Б	Жилой дом со встроенной автостоянкой	10	80	2	9	110
5	8 А, Б	Жилой дом со встроенными офисами	10	80	2	9	120
6	8 В	Жилой дом	10	40	2	9	79
7	2 А, Б	Жилой дом со встроенными офисами и автостоянкой	6	66	3	9	107
8	3 А	Жилой дом	9	42	2	9	73
9	3 Б, В	Жилой дом	9	54	2	9	83
10	4 А, Б, В	Жилой дом со встроенными офисами и автостоянкой	10	130	4	9	154
11	7 А, Б, В	Жилой дом со встроенными офисами и автостоянкой	10	144	4	9	176
12	5 А, Б	Жилой дом со встроенными офисами	10	80	2	9	125
13	10 А, 1C,D	Жилой дом со встроенной двухуровневой автостоянкой	15	71	2	11	165

Приведем пример расчета - для жилого дома «10» со встроенными офисами и автостоянкой:

· Находим расчетную мощность квартир по (1.2):

;

где - определяемая интерполяцией по табл.6.1 [1] удельная мощность квартиры;

- количество квартир в жилом доме;

- добавочный коэффициент, учитывающий кондиционирование и возрастающую энерговооруженность потребителей.

· Находим расчетную мощность встроенных офисов:

; (1.5)

где - удельная мощность для зданий и помещений учреждений управления с кондиционированием воздуха;

- общая площадь офисов.

· Находим расчетную мощность встроенной автостоянки:

; (1.6)

где - количество парковочных мест;

- удельная мощность парковочного места.

· Находим расчетную нагрузку лифтовых установок по (1.3):

;

где - коэффициент спроса, определяемый в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;

- установленная мощность электродвигателя лифта;

- количество лифтовых установок.

В качестве силовой нагрузки принимаем расчетную нагрузку лифтовых установок - соответственно имеем:

.

· Находим расчетную электрическую нагрузку жилой части дома по (1.4):

;

где - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников.

Наибольшей из нагрузок здания является нагрузка жилой части дома - соответственно имеем:

.

· Определим расчетную нагрузку питающей линии по (1.1):

.

где - наибольшая из нагрузок зданий (помещений), которые питаются линией (ТП), кВт;

- расчетная нагрузка другого сооружения, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку чем, те которые питаются линией (ТП), кВт;

- коэффициент, учитывающий долю электрических нагрузок сооружения (помещения) общественного назначения и жилых зданий в наибольшей расчетной нагрузке, принятые по табл.1., приложения А.

1.2.1 Расчет картограммы нагрузок

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане квартала окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Окружность должна состоять из секторов, обозначающих соотношение нагрузки силовой 0,4 кВ и осветительной.

При построении картограммы нагрузок, центры окружностей совмещают с центрами тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные жилые здания и объекты соцкультбыта с сосредоточенными нагрузками. Картограмма даёт представление о распределении нагрузок по территории квартала.

; (1.7)

где - масштаб, кВт/мм²;

- радиус окружности, площадь которой в выбранном масштабе соответствует суммарной расчетной нагрузке .

Осветительная нагрузка показывается сектором с углом:

; (1.8)

где - доля осветительной нагрузки в общей расчетной нагрузке, составляющая 22 % для домов с плитами на пригодном газе и 18 % для домов с электроплитами, соответственно имеем:

- для домов 1?12;

- для дома 14 (с электроплитами).

- для перспективы.

Расчет для остальных объектов проведен аналогично, результаты сведены в табл.1.2:

Таблица 1.2. Данные для построения картограммы нагрузок.

N/N	Номер на генплане	кВт.	кВт/мм2	мм.
1	Перспектива	312	0,025	63,1
2	9 А	81		32,1
3	9 Б, В, Г	156		44,6
4	6 А, Б	110		37,4
5	8 А, Б	120		39,1
6	8 В	79		31,7
7	2 А, Б	107		36,9
8	3 А	73		30,5
9	3 Б, В	83		32,5
10	4 А, Б, В	154		44,3
11	7 А, Б, В	176		47,4
12	5 А, Б	125		39,8
13	10 А, 1C,D	165		45,8

1.2.2 Расчет центра электрических нагрузок. Общие понятия

При проектировании электроснабжения группы электроприемников или установок бывает целесообразно заменить эту группу одним эквивалентным электроприемником, расположенным в некоторой условной точке площади, занимаемой этой группой. Такую точку называют центром электрических нагрузок (ЦЭН); понятие о ней использовалось уже в начале 1880-х годов при сооружении первых осветительных электрических сетей. Под центром нагрузок понимают теоретически наивыгоднейшую точку размещения источника питания (электростанции, подстанции и т. п.) или сетевого распределительного пункта питания рассредоточенных потребителей электроэнергии.

Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели:

минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;

обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;

минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведенных годовых затрат.

Координаты центра определяем по формулам:

и ; (1.9)

где и - координаты i-го потребителя группы;

- мощность i-го потребителя группы.

Составим таблицу с координатами всех объектов на генплане.

Таблица 1.3. Координаты объектов на генплане.

N/N	Номер на генплане			кВт.
1	Перспектива	- 7	2	312
2	9 А	2,62	6,2	81
3	9 Б, В, Г	5,88	7,02	156
4	6 А, Б	8,92	4,17	110
5	8 А, Б	4,42	4,39	120
6	8 В	4,17	2,29	79
7	2 А, Б	18,55	3,45	107
8	3 А	18,32	6,23	73
9	3 Б, В	20,43	6,13	83
10	4 А, Б, В	13,55	3,49	154
11	7 А, Б, В	11,26	6,98	176
12	5 А, Б	15,64	6,55	125
13	10 А, 1C,D	21,06	4,06	165

Определим центр электрических нагрузок, с учетом того, что нагрузка всего микрорайона сядет на одну ТП, по (1.9).

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

Согласно проектным нормативам предусматривается, что протяженность кабеля от ТП к зданиям не должна превышать 400 м.

В городской жилой застройке между зданиями размещаются детские и спортивные площадки, не всегда удается расположить подстанцию в центре электрических нагрузок.

Рекомендуется смещать ЦЭН к источнику питания.

В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) оптимальная мощность двухтрансформаторных ТП - 2x630 кВА. Пункт 4.4.3. [2]

Таким образом, проектируемый квартал необходимо мысленно разделить на 2 части, для каждой из которой необходимо определить свой ЦЭН, и мощность трансформаторов ТП, по формулам (1.9).



Учтя архитектурные особенности расположения зданий, место расположение ТП №2 смещаем в точку с координатами и .

1.2.3 Выбор величины питающего напряжения

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

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

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

1.2.4 Выбор трансформаторов и ячеек на ТП

Согласно ПУЭ, жилые дома с электроплитами за исключением одно - восьмиквартирных домов, жилые дома высотой 6 этажей и выше с газовыми плитами или плитами на твердом топливе и здания учреждений высотой до 16 этажей с количеством работающих от 50 до 2000 человек необходимо обеспечить II категорией надежности электроснабжения.

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

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

; (1.10)

где - суммарная активная мощность, кВт;

- средневзвешенное значение коэффициента мощности; (1.11)

- расчетная мощность однотипных электроприемников;

- коэффициент мощности однотипных электроприемников;

- определяется по формуле:

; (1.12)

где - расчетная нагрузка всех квартир питаемых ТП, кВт;

- расчетная нагрузка встроенных помещений, кроме квартир, имеющих наибольшую нагрузку , кВт;

- коэффициент, учитывающий долю электрических нагрузок встроенных помещений в наибольшей расчетной нагрузке , принятые по табл.1., приложения А.

Приведем таблицу с данными о подключенной нагрузке к шинам 0,4 кВ ТП:

Таблица 1.4. Данные о подключенной нагрузке к шинам 0,4 кВ.

N/N	Наименование	ТП№1	ТП№2
		Кол-во	, кВт	Кол-во	, кВт
1	Квартиры с плитами на природном газе	732 шт.	575,3	516 шт.	414,2	0,92
2	Квартиры с электрическими плитами	-	-	71 шт.	134,3	0,98
3	Лифтовые установки	16 шт.	63,4	17х9 кВт 2х11 кВт	65,8 19,8	0,65
4	Парковочные места в автостоянках	175 мест	38,5	145	31,9	0,87
5	Рабочая площадь офисов	1950 м2	105,3	3150 м2	170,1	0,85
6	Наружное освещение	-	7	-	7	0,9
7	Насосная станция	-	20	-	-	0,8
8	Котельная	-	-	-	12	0,8

· Приведем пример расчета , на примере ТП№2:

Находим расчетную мощность квартир подключенных к шинам 0,4 кВ ТП (1.2):

;

;

где и - определяемая интерполяцией по табл.6.1 [1] удельная мощность квартиры, соответственно с газовыми и электрическими плитами;

- количество квартир в жилом доме;

- добавочный коэффициент, учитывающий кондиционирование и возрастающую энерговооруженность потребителей.

· Находим расчетную мощность встроенных офисов подключенных к шинам 0,4 кВ ТП, по (1.5):

;

где - удельная мощность для зданий и помещений учреждений управления с кондиционированием воздуха;

- общая площадь офисов подключенных к шинам 0,4 кВ ТП.

· Находим расчетную мощность подключенных к шинам 0,4 кВ ТП автостоянок, по (1.6):

;

где - количество парковочных мест;

- удельная мощность парковочного места.

· Находим расчетную нагрузку лифтовых установок подключенных к шинам 0,4 кВ ТП, по (1.3):

;

;

где и - коэффициенты спроса, определяемые в зависимости от количества лифтовых установок, их мощности и этажности зданий по табл.6.4 [1];

- установленная мощность электродвигателя лифта;

- количество лифтовых установок.

· Определим суммарную расчетную нагрузку, по (1.12):



где - наибольшая из нагрузок зданий (помещений), которые питаются линией (ТП), кВт;

- расчетная нагрузка другого сооружения, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку чем, те которые питаются линией (ТП), кВт;

- коэффициент несовпадения максимумов, учитывающий долю электрических нагрузок сооружения (помещения) общественного назначения и жилых зданий в наибольшей расчетной нагрузке , принятые по табл.1., приложения А.

· Определим средневзвешенный коэффициент мощности, по (1.11):

.

Соответственно .

Таким образом, расчетная мощность одного трансформатора определяется по формуле:

; (1.13)

где - принимаемый коэффициент загрузки трансформатора.

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора и выбирается тип трансформатора:

по каталогу ОАО «Укрэлектроаппарат» г. Хмельницкий.

Выбранные трансформаторы повторяются по действительному коэффициенту загрузки:

. (1.14)

Выбор трансформаторов на ТП№1 произведен аналогично и соответственно имеем:

· Расчет нагрузок ТП по секциям в рабочем режиме.

К первой секции ТП№1 подключены 482 квартиры и 7 лифтовых установок, таким образом, имеем:

откуда, по (1.14):

;

Результаты остальных расчетов выполнены соответственно и внесены в табл.1.5.

Таблица 1.5. Расчет нагрузок по секциям и коэффициенты загрузки трансформаторов.

N/N	ТП	Секция шин	, кВт	, кВА	, кВА	Трансформатор	Коэфф. загрузки
1	№1	Секция I	373	420	630	Т1	0,666
2		Секция II	372	415	630	Т2	0,658
3	№2	Секция I	388	436	630	Т3	0,692
4		Секция II	382	439	630	Т4	0,696

· Выбор электрических схем соединения 10 кВ и 0,4 кВ.

На напряжении 10 кВ и 0,4 кВ принята одинарная, секционированная на 2 секции система сборных шин. В РУ-10 кВ установлены камеры КСО-393. Оборудование камер рассчитано на электродинамическую устойчивость 41 кА, ток термической устойчивости для промежутка 1 сек. - 16 кА. Данное комплектное распределительное устройство 10 кВ, состоит из 6 камер, в комплекте с шинным мостом и разъединителями, «Укрэлектроаппарат» г. Хмельницкий.

Щит низкого напряжения комплектуется из панелей ЩО -94 У3.

Конструктивное исполнение подстанции допускается выполнить с дальнейшей возможностью установки в ней трансформаторов до 1000 кВА.

Силовые трансформаторы, РУ-10 кВ и щит Н/Н размещаются в отдельных помещениях. Соединение трансформаторов со щитом 0,4 кВ выполняется плоскими шинами, с РУ-10 кВ - кабелем. Выводы линий 10 кВ и 0,4 кВ предусмотрены кабельные.

Вентиляция помещений принята естественной.

Приток воздуха в помещения ТП осуществляется через нижние жалюзийные решетки, отвод воздуха - через верхние жалюзийные решетки. Для улучшения циркуляции воздуха в камерах трансформаторов устанавливаются диафрагмы.

Расчет заземления, а так же мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике представлены в разделе «Охрана труда безопасность жизнедеятельности».

1.2.5 Выбор схем распределительных сетей

· Выбор схемы 10 кВ.

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

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

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

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

Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучший вариант.

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

Представлен вариант распределительных сетей, выполненный по радиальной или магистральной схеме, рисунок 1.1., так как данный вариант является наиболее простым и не дорогим.

Характерной особенностью этих схем является одностороннее электроснабжение потребителей.

При аварии на любом участке линии Л1 и Л2 или на шинах 10 кВ подстанции, автоматически отключится головной масляный выключатель В1 или В2 и вне подстанции прекращают подачу электроэнергии потребителям на время ремонта. Такие схемы применяются для потребителей III категории, так как в этих схемах отсутствуют резервное питание и осуществляется минимальная надежность электроснабжения.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.1. Схемы радиальной и магистральной распределительных сетей.

Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме, рисунок 1.2. Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителей.

Такие схемы применяются для потребителей I категории, при автоматическом переключении, и для II категории - при ручном.

Рис. 1.2. Кольцевая схема электроснабжения.



Рис. 1.3. Магистральная схема электроснабжения.

Для повышения надежности электроснабжения магистральная сеть выполняется с двумя источниками питания (от разных секций шин РП), рисунок 1.3.

В дипломном проекте в связи с протяженностью квартала и наличия электропотребителей первой категории, применим двойную сквозную, магистральную схему электроснабжения, рисунок 1.3.

Электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м.

· Выбор схемы электроснабжения 0,4 кВ.

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения.



Рис. 1.4. Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ.

Рис. 1.5. Кольцевая схема электроснабжения 0,4 кВ.

Для питания электроприемников II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями, рисунок 1.4 и кольцевую схему, питающую 2-3 здания, рисунок 1.5. В кольцевой схеме, в случае выхода из строя одной питающей линии, питание здания осуществляется по резервной линии.

В связи с протяженностью квартала и густой сетью других коммуникаций в данном проекте используем двойную радиальную схему электроснабжения.

1.2.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов энергосистемы, состоящей из многих электрических станций и подстанций, весьма сложен. Вместе с тем для решения большинства задач, встречающихся на практике, можно ввести допущения, упрощающие расчеты и не вносящие существенных погрешностей.

К таким допущениям относятся следующие:

принимается, что фазы ЭДС всех генераторов не изменяются (отсутствие качания генераторов) в течение всего процесса КЗ;

не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, кроме специальных случаев, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;

считают, что трехфазная система является симметричной; влияние нагрузки на ток КЗ учитывают приближенно;

при вычислении тока КЗ обычно пренебрегают активным сопротивлением цепи в сетях напряжением выше 1 кВ, и пренебрегают индуктивным сопротивлением в сетях напряжением до 1 кВ.

Указанные допущения наряду с упрощением расчетов приводят к некоторому преувеличению токов КЗ (погрешность практических методов расчета не превышает 10%, что принято считать допустимым).

· Расчет токов КЗ в сети 10 кВ.

Рис. 1.6. Расчетная схема сети 10 кВ.

Заменим элементы расчетной схемы, эквивалентными им сопротивлениями.

;

.

Выбираем базисные условия:

;

;

; (1.15)

. (1.16)

Определим сопротивление системы:

; (1.17)

где полное сопротивление системы, данное в задании на проектирование.

Определим сопротивления линий Л1 и Л2:

; (1.18)

.

где - удельное сопротивление трехжильного кабеля 10 кВ, стр.105 [7].

Определим сопротивление трансформаторов Т1 и Т2:

, (1.19)

где - напряжение короткого замыкания по каталогу ОАО «Укрэлектроаппарат» г. Хмельницкий.

Определим сопротивление нагрузки Н1 и Н2:

. (1.20)

Составим эквивалентную схему замещения.



Рис. 1.7. Эквивалентная схема замещения.

Упростим данную схему:

;

;

;

; (1.21)

.

Таким образом, имеем упрощенную схему замещения.



Рис. 1.8. Двулучевая схема замещения.

Приведем к однолучевой схеме:

;

;

.

Рис. 1.9. Однолучевая схема замещения.

Таким образом, начальное значение периодической составляющей тока КЗ (сверхпереходной ток):

; (1.22)

, (1.23)

где - сумма сопротивлений прямой и обратной последовательностей;

- коэффициент пропорциональности учитывающий несимметрию КЗ.

Токи КЗ в точках К2 и К3, найдены соответственно:

; (1.24)

; (1.25)

; (1.26)

. (1.27)

· Расчет токов короткого замыкания в сетях до 1 кВ.

В сетях с глухим заземлением нейтрали должно быть обеспечено надежное отключение защитным аппаратом однофазного короткого замыкания. Такое отключение обеспечивается при условии выполнения соотношения где:

- минимально допустимая кратность тока КЗ по отношению номинального тока защитного аппарата;

- номинальный ток защитного аппарата;

- наименьшая величина тока однофазного короткого замыкания.

Приведем расчетную схему.



Рис. 1.10. Расчетная схема токов короткого замыкания.

Наименьшая величина тока однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

; (1.28)

где - фазное напряжение сети;

- полное сопротивление петли фаза-нуль линии до наиболее удаленной точки сети, причем, если , то ток К.З. считают, начиная с питающего трансформатора;

- полное сопротивление силового трансформатора.

Приведем пример расчета для точки К-17, на шинах КЯ-12 здания «10А»:

трансформатора ТМ-630 принимаем равным , табл. 12-26 [8], находим активное и индуктивное сопротивление участка Н-13, табл. 12-7 [8], для алюминиевых жил, сечением 185 мм²:

 (1.29)

сечение алюминиевой оболочки кабеля ? 95 мм², для которого соответственно находим активное и индуктивное сопротивление;

(1.30)

проверяем выбранный аппарат защиты:

,

по кривым зависимости кратности тока КЗ от времени срабатывания защитного аппарата, находим , что соответствует требованиям ПУЭ-2002, п.1.7.79.

Расчет остальных точек КЗ аналогичен, результаты внесены в табл. 1.6.

Таблица 1.6. Расчет токов КЗ и выбор аппарата защиты.

1.2.7 Выбор сечения кабельных линий

· Выбор и проверка сечения кабелей 10 кВ.

Выбор высоковольтных кабелей проводится по следующим критериям:

по допустимому нагреву;

по экономической плотности тока;

по термической устойчивости к току 3-фазного К.З.

Определяющим для выбора сечения является действующее значение тока К.З

Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева, с учетом не только нормальных режимов, но и послеаварийных режимов, а так же режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т.д. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети.

Согласно данным геологических изысканий грунтов на площадке строительства коррозионная активность грунтов по отношению к алюминию и стали - средняя.

В соответствии с ЕТУ (Единые технические условия) на прокладку кабеля, рекомендуются кабели марки ААБ2л - кабель с алюминиевой оболочкой, с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной маслоканифольной и не стекающей массами изоляцией, для прокладки в земле со средней коррозионной активностью и наличием блуждающих токов.

Рассмотрим аварийный режим, обрыв В-2:

где - суммарная, полная расчетная мощность кабеля, кВА;

- коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов, при числе трансформаторов равном 4, для жилых застроек, таблица 2.4.1. [2].

 (1.31)

где - номинальное напряжение сети, кВ.

В соответствии с [6] сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях 10 кВ при прокладке их в земляных траншеях, следует принимать не менее 35 мм².

Допустимый длительный ток с учетом поправочного коэффициента , на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, соответственно равен:

; (1.32)

где - допустимая токовая нагрузка кабеля ААБ2л 3х35, при прокладке в земле, данные взяты из каталога «Южкабель» г. Харьков.

Сечение проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение определяется из соотношения:

; (1.33)

где I_р - расчетный ток в час максимума энергосистемы, в нормальном режиме, А;

- нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², для заданных условий работы, выбираемое по табл. 1.3.36. [4].

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного значения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.

При годовом числе часов использования максимума электрической нагрузки для смешанной нагрузки состоящей из жилых домов, не оборудованных стационарными электроплитами, и встроенных административных зданий с кондиционированием равной по табл. 1. [5]. Экономическая плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией и с алюминиевыми жилами по табл. 1.3.36 [4].

В нормальном режиме как видно из табл. 1.5, наиболее загружен высоковольтный кабель В-1:

где - суммарная, полная расчетная мощность кабеля В-1, кВА;

- коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов, при числе трансформаторов равном 2, для жилых застроек, таблица 2.4.1. [2].

Из (1.31), в нормальном режиме получим:

где - номинальное напряжение сети, кВ.

Таким образом, по (1.33) имеем:

;

Соответственно принимаем ближайшее большее стандартное значение кабеля: ААБ2л 3х35.

При КЗ тепловыделение в аппаратах и проводниках значительно превышает нормальное. Температура проводников и частей аппаратов быстро увеличивается и в течение долей секунды обычно уже выходит за пределы, установленные для длительной работы. Нагревание прекращается вместе с автоматическим отключением поврежденной цепи, после чего происходит медленное остывание.

При чрезмерном повышении температуры частей аппаратов и проводников, даже кратковременном, возможны размягчение и плавление металла, выжигание изоляции, разрушение контактов и другие повреждения. Тепловое действие тока КЗ особенно опасно для элементов системы с малым рабочим током, которые могут быть полностью разрушены. Для надежной работы электрической системы необходимо исключить эти повреждения, что достигается соответствующим выбором сечений проводников и времени автоматического отключения цепей при КЗ. В тех случаях, когда уменьшение времени отключения цепи невозможно, а увеличение площади сечений проводников экономически нецелесообразно, принимают меры к ограничению тока КЗ.

Критерием термической стойкости аппарата и проводника является их конечная температура при КЗ, которая должна быть меньше допустимой.

Время срабатывания релейной защиты отстроено от времени срабатывания предохранителя на стороне 0,4 кВ трансформатора, при однофазном КЗ, а так же от уставок по времени релейной защиты, рассчитанной в пункте 1.10, данной работы, и собственного времени срабатывания защитного аппарата:

(1.34)

(1.35)

Расчет сечения кабеля по условиям термической устойчивости к токам КЗ выполняется по формуле:

; (1.36)

где - коэффициент, определяемый в зависимости от предельно-допустимой температуры нагрева при КЗ для кабеля с бумажной изоляцией и жилами из алюминия, стр. 136 [7];

- действующее значение тока КЗ, по (1.22), время которого не будет превышать .

Таким образом, из (1.36) получим:

.

Соответственно принимаем кабель с ближайшим большим стандартным сечением ААБ2л 3х120.

· Выбор сечений кабелей на 0,4 кВ.

Сечения проводов и кабелей выбираются в соответствии с 1.3 ПУЭ, по условию нагрева длительным расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах и проверяются по потере напряжения, соответствию току выбранного аппарата защиты, условиям окружающей среды, пункт 11.6 [1].

Приведем выбор кабеля Н-1.

Н-1 и Н-2 проложены в земле на участке от ТП№1 до кабельного ящика КЯ-1, с расчетной нагрузкой в рабочем режиме и нагрузкой в аварийном режиме.

(1.37)

где - номинальное напряжение, кВ;

- средневзвешенный коэффициент мощности.

Коэффициент прокладки при прокладке 4 кабелей в траншее, при расстоянии в свету между ними равном 100 мм, таблица 1.3.26 [4].

Таким образом, длительный допустимый ток равен:

где - каталожный длительный допустимый ток кабеля .

Момент нагрузки равен:

; (1.38)

где L - длина участка равна 80 м.

Соответственно потеря напряжения , таблица 12.11 [8], для трансформатора 630 кВА.

Время срабатывания при 1-фазном КЗ посчитано в разделе 1.8, данной дипломной работы (см. табл. 1.6).

Таким образом, выбираем кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке бронированный, для прокладки в земле со средней коррозионной активностью и наличием блуждающих токов ААБ2л -4 х120, стр. 241 [14].

Выбор остальных кабелей выполнен аналогично, данные сведены в таблицу 2, приложения «Б».

1.2.8 Релейная защита элементов сети электроснабжения

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей. Если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал;

реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора).

В зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);

обеспечивают требуемую селективность и чувствительность;

не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение - АПВ, автоматическое включение резерва - АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если защита действует в качестве резервной защиты.

Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

· Защита кабельных линий 10 кВ.

Сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных и однофазных замыканий на землю.

Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита, в качестве второй ступени и в виде токовой отсечки, в качестве первой ступени, пункт 3.2.93 [4].

От междуфазных замыканий, защиту выполняют в двухфазном исполнении (фазы А и С - в предположении, что трансформаторы тока защит других элементов сети установлены в тех же фазах). Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю.

Для защиты кабельной линии применяем защиту на переменном оперативном токе с зависимой выдержкой времени, с использованием реле типа РТ-85/1. Предназначенного для использования в схемах релейной защиты, где предназначено в качестве органа реагирующего на увеличение тока в контролируемой цепи и применяется для защиты электрических машин, трансформаторов и линий электропередач при перегрузках и коротких замыканиях.

В качестве источников переменного оперативного тока служат трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Расчет МТЗ для защиты питающей кабельной линии на участке ТП№1 - ТП№2.

Максимальный рабочий ток в линии равен, из (1.31):

;

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТОЛ-10-50/5 включенных по схеме «неполная звезда».



Рис. 1.11. Схема питания ТП№1 и ТП№2, от ЦРП «Альфа»

Находим ток срабатывания защиты:

; (1.39)

где - коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание (отстройку) защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, для РТ-85;

- коэффициент самозапуска, для нагрузки состоящей из жилых и общественных зданий;

- коэффициент возврата реле.

Определяется ток срабатывания реле:

; (1.40)

где - коэффициент схемы, для схемы соединения в «неполную звезду»;

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Выбираем ближайшую уставку тока срабатывания реле - 9 А, тогда действительное значение тока срабатывания защиты будет равно:

. (1.41)

Проверяем чувствительность защиты:

; (1.42)

где - минимальный ток двухфазного КЗ в конце защищаемой линии, А;

- для основной зоны.

Чувствительность защиты устраивает.

Расчет токовой отсечки.

Ток срабатывания реле токовой отсечки РТ-85/1:

. (1.43)

Ток срабатывания отсечки отстраивается от тока трехфазного КЗ на выводах

0,4 кВ трансформатора ТП, .

Коэффициент чувствительности токовой отсечки по току КЗ в начале линии, по (1.42):

;

где - минимальный ток КЗ в начале защищаемой линии, А.

Чувствительность защиты устраивает.

Аналогично рассчитываем параметры ТМЗ и токовой отсечки для участка ЦРП - ТП№2.

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТОЛ-10-100/5 включенных по схеме «неполная звезда».

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Выбираем ближайшую уставку тока срабатывания реле - 9 А, тогда действительное значение тока срабатывания защиты будет равно:

;

.

Для токовой отсечки:

;

.

Защита трансформаторов 10 кВ.

Выполняется максимально токовая защита, действующая по следующей функциональной схеме:



Рис. 1.12. Функциональная схема максимальной токовой защиты трансформатора 10/0,4 кВ.

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТОЛ-10-50/5 включенных по схеме «неполная звезда».

Выбираем уставку тока срабатывания реле - 9 А, из (1.40).

В данном проекте аппаратом защиты является не выключатель В1, а автогазовый выключатель нагрузки с пружинно - рычажным приводом, типа ВНПР.

1.2.9 Расчет осветительных сетей

· Расчет наружной осветительной сети.

При проектировании и устройстве наружного освещения должны обеспечиваться:

нормированные величины количественных и качественных показателей осветительных установок;

экономичность установок и рациональное использование электроэнергии;

надежность работы осветительных установок;

безопасность обслуживающего персонала и населения;

удобство обслуживания и управления осветительными установками.

Используемые в осветительных установках оборудование и материалы должны соответствовать требованиям стандартов и техническим условиям, утвержденным в установленном порядке, номинальному напряжению сети и условиям окружающей среды.

Применение открытых ламп без арматуры не допускается.

Уровень освещения проезжей части улиц, дорог и площадей с переходными типами покрытий в городских поселениях регламентируются величиной средней горизонтальной освещенности, которая для улиц категории «В», таблица 11 [10], при переходном типе покрытий равна .

Параметры осветительной установки при норме средней освещенности дорожного покрытия и при приведенном на рис. 1.13 поперечном профиле улицы местного значения, принимаем по таблице 10 [11].

Рис. 1.13. Поперечный профиль улицы местного значения.

Таким образом, при ширине проезжей части :

схема расположения светильников принимается односторонней;

рекомендуемый тип светильника РКУ 28-15;

рекомендуемый тип источника света ДРЛ-250;

число светильников на опоре - 1 шт.;

высота светового центра светильника ;

рекомендуемый шаг светильников 25 - 30 м;

удельная мощность установки .

В данном проекте для питания уличного освещения применим провода самонесущие с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизованной сшитой полимерной композиции, с изолированной нулевой несущей жилой. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава высокой твердости или из алюминия со стальным сердечником марки СИП-2А, стр. 3, [11], показанного на рис. 1.14.

Рис. 1.14. Самонесущий изолированный провод СИП-2А.

Область применения СИП.

СИП предназначены для ВЛИ до 1 кВ с подвеской проводов на опорах, фасадах зданий и сооружений.

СИП рекомендуется использовать во всех климатических регионах при ветровых и гололедных нагрузках при температуре окружающей среды в диапазоне от минус 60°С до плюс 50 °С.

СИП также используется в строительстве ВЛИ с общей подвеской проводов ПЛ 6 - 10 кВ, освещения и линий проводной связи.

СИП рекомендуется использовать в климатически неблагоприятных зонах строительства (районы с большими ветровыми и гололедными нагрузками), а также в затрудненных условиях строительства (плотно застроенная территория).

Преимущества ВЛИ над ВЛ.

По сравнению с традиционными ВЛ с неизолированными проводами ВЛИ до 1 кВ имеют ряд преимуществ:

при строительстве ВЛИ нет необходимости специально готовить территорию (трассу), вырубать просеки перед монтажом;

простота конструктивного исполнения опор (отсутствие траверс и изоляторов);

применение для ВЛИ стоек различных типов, которые серийно выпускаются при условиях соответствия требованиям по механической прочности для соответствующих климатических нагрузок;

применение стоек меньшей высоты, а также сокращение расстояний безопасности между ВЛИ и зданиями (а также другим инженерным сооружениями);

во время реконструкции ВЛ или строительства ВЛИ возможно применение существующих опор;

увеличение длины пролета;

повышение надежности из за отсутствия КЗ между нулевой несущей и токопроводящей жилами;

существенное снижение нагрузки на опоры в зонах интенсивного гололедообразования и налипания мокрого снега. Безопасная работа вблизи ВЛИ;

возможность проводить техническое обслуживание и ремонт ВЛИ под напряжением, без отключения потребителей; возможность прокладки СИП по фасадам зданий, что может исключить установку части опор и, соответственно, приведет к сокращению сроков строительства;

сокращение объемов и времени аварийно-восстановительных работ;

существенно сокращаются эксплуатационные расходы за счет исключения таких работ, как систематическая расчистка трассы и замена поврежденных изоляторов;

высокая механическая прочность жил и, соответственно, меньшая вероятность обрыва;

снижение потерь напряжения в результате малого реактивного сопротивления СИП (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов);

использование СИП на ВЛИ снижает вероятность кражи электроэнергии, потому что изолированные, скрученные между собой жилы исключают несанкционированное подключение к линии путем набрасывания;

наличие звеньев ограниченной прочности в линейной арматуре для СИП-2А, что защищает линию от механических повреждений;

возможность крепления кронштейнов к любому типу стоек опор (железобетонных, деревянных), без применения специальных траверс и крюков;

высокая технологичность работ во время строительства ВЛИ значительно сокращает сроки строительных и объемы монтажных работ;

на сложных участках трассы (особенно при выходе ВЛИ 0,38 кВ из подстанции 10/0,4 кВ) на одних опорах возможна подвеска больше двух цепей;

в населенных пунктах, расположенных на разных берегах реки, водоема, оврага, ущелья или других препятствий длиной до 100 м, возможны переходы с использованием СИП;

технология строительства ВЛИ до 1 кВ сокращает сроки строительства на 30-40%, при этом используется менее квалифицированный персонал, чем во время строительства ВЛ.

На практике эксплуатационные расходы ВЛ в 3-4 раза превышают соответствующие расходы для ВЛИ, при этом ВЛИ безопасны для населения.

Так как Республика Молдова относится к 4-му району по обледенению, [12], то по таблице 3.1 [11], сечение жилы СИП на магистрали воздушной линии электропередач напряжением до 1 кВ с креплением самонесущих изолированных проводов (ВЛИ) примем равной: 3х35 + 1х50 с , а на концевых участках 2х25.

Проверим выбранное сечение по пропускной способности и по допустимым потерям напряжения.

На самом загруженном участке ;

По (1.38) , (1.38') соответственно .

Основные положения по расчету опор.

Нормативный скоростной напор для Республики Молдова , по таблице 2.4.1 [4].

Расчетные пролеты - принимаются по таблице 4, [13], при толщине стенки гололеда 15 мм, и нормативного скоростного напора , принимаем .

Стрелы провеса для соблюдения допускаемых напряжений должны соответствовать величинам, приведенным в табл. 1.6.

Таблица 1.6. Монтажные стрелы провеса [13].

Температура воздуха При монтаже, град. С	Толщина стенки гололеда, мм.
	5	10	15	20
- 40	0,4	0,4	0,5	0,6
- 20	0,6	0,6	0,6	0,7
0	0,7	0,7	0,7	0,8
20	0,8	0,8	0,8	0,8
40	0,9	0,9	0,9	0,9

Закрепление опор в грунте.

Закрепление промежуточных опор в грунте предусматривается в сверленные котлованы глубиной 2,2 м и диаметром 350 - 450 мм. Закрепление угловых и концевых анкерных опор предусматривается в котлованы глубиной 2,5 - 2,7 м. [13].

· Операции по монтажу, на которые следует обратить особенное внимание.

Монтаж ВЛИ должен проводиться по специальным технологическим инструкциям или технологическим картам.

Не допускается раскатка СИП по земле, раскатку необходимо выполнять по специальным роликам с помощью тягового устройства. Применение транспортных средств, при раскатке СИП запрещается.

Не допускается повторный монтаж ответвительных зажимов с одновременным затягиванием болта магистрального и ответвительного проводов, электрический контакт в которых обеспечивается прокалыванием изоляции проводников. Демонтаж зажимов возможен, но повторное их применение не допускается. Повторный монтаж зажимов может привести к прекращению электроснабжения потребителей из-за высокого переходного электрического сопротивления контакта в ответвительном зажиме между проводами магистрали и ответвлением к вводу.

Если необходимо, то повторный монтаж возможен на ответвлении с помощью зажимов типа Р71, Р72, Р151 с отдельным затягиванием болта на магистральном и ответвительных проводах. При этом возможен повторный монтаж только жилы ответвления. Эти зажимы обеспечивают надежный электрический контакт при прокалывании изоляции провода магистрали и снятие изоляции ответвительного провода.

Для монтажа СИП-2А не рекомендуется применение анкерных зажимов, которые требуют снятия изоляции с несущей нулевой жилы -- это приводит к коррозии ВЛИ.

Не рекомендуется выполнять монтаж анкерных зажимов DN 123 с раскрученными проводами вводов, следствием чего есть неравномерная нагрузка жил на зажим, что может привести к разрушению жилы провода или самого зажима.

Для обеспечения герметичности контакта в соединительных зажимах типа MJPT необходимо опрессовывать стальные кольца по концам зажима.

При ответвлении СИП от неизолированных проводов необходимо стальной щеткой удалить с неизолированного провода окись алюминия и нанести смазку на неизолированный участок провода в месте установки зажима для предотвращения повторного образования окисной пленки.

При раскатке СИП в длинных анкерных пролётах необходимо использовать вертлюг.

Не допускается выполнять раскатку и натяжение магистрального провода на поддерживающих подвесных зажимах.

Регулирование натяжения и стрел прогиба необходимо выполнять с динамометром, во избежание перетягивания провода, что может привести к разрушению опор, арматуры.

Для исключения ошибок при строительстве необходимо:

строить линию только с оборудованием и материалами, отвечающими всем требованиям сооружения линии с СИП;

осуществлять авторский контроль в процессе монтажа линии, а не тогда, когда линия уже построена;

монтаж должны производить только опытные монтажные бригады, обеспеченные инструментом для работы с ВЛИ.

· Расчет внутреннего освещения.

В общественных зданиях, как правило, следует применять систему общего освещения. Освещение безопасности следует устраивать в помещениях, где вследствие отключения рабочего освещения и продолжения при этом работы производственного оборудования может возникнуть опасность травматизма. Эвакуационное освещение следует устраивать в помещениях, где могут одновременно находиться более 100 человек, в залах общей площадью 90 м² и более, в транспортных тоннелях и на путях выхода из них.

В качестве примера приведем расчет освещения подземной двухуровневой автостоянки 1C,D.

В соответствии со СП-31 (свод правил по проектированию и строительству), нормированным показателем освещенности подземных автостоянок примем равным 50лк.

Выбираем люминесцентные лампы, так как не производится сопоставление цветов с высоким требованием к цветоразличению и их малой энергоемкостью.

В соответствии со СП-31 закрытые автостоянки, расположенные под зданием относят к пожароопасной зоне класса П-I, вследствие чего следует применять светильники, удовлетворяющие требованиям ПУЭ, глав 7.3 и 7.4, то есть с минимально-допустимой степенью защиты от попадания взвешенных частиц и влаги IP44.

Исходя из вышеперечисленных требований, из каталогов светотехнического оборудования выбираем светильник LZ 2x36 с IP54.

Рис. 1.15. Светильник с соответствующей ему кривой силы света.

Управление рабочим освещением организуем с поста охраны. Количество светильников на группе ограничено по допустимым потерям напряжения, которое определяется из выражения:

 ; (1.44)

где - номинальное напряжение в сети;

- минимально допустимое напряжение у наиболее отдаленных ламп;

- потеря напряжения в питающем трансформаторе;

Допустимая потеря напряжения %.

Сечение каждого участка осветительной сети определяется по располагаемой от начала данного участка до конца сети, и приведенному моменту (1.38'). По значению которого определяем сечение проводника, где - расстояние от начала группы до первого светильника, - расстояние между первым и последним светильником, причем минимальное значение сечения проводника ограничено ПУЭ, для медного провода оно составляет .

Так, для группы N1 (см. графическую часть, лист рабочего освещения 1C,D)

Для момента , соответственно выбираем .

Светильники освещения безопасности, а также указатели "Выход" и указатели пожарных кранов предусмотрены со встроенными аккумуляторами, работающими от сети 220 В, в режиме постоянного подзаряда и рассчитанными на 2 часа непрерывной работы при отключении питания. Способ выполнения сетей должны обеспечивать надежность, долговечность, пожарную безопасность, индустриальность монтажа, а при скрытой проводке - по возможности ее заменяемость.