Электроснабжение жилого микрорайона города
Характеристика потребителей электрической энергии. Расчет силовых нагрузок. Расчет осветительной нагрузки микрорайона. Выбор схемы распределения электрической энергии. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Проверка коммутационной аппаратуры.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.11.2017 |
| Размер файла | 838,5 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
- Содержание
Введение
1. Характеристика потребителей электрической энергии
2. Расчет силовых нагрузок
2.1 Расчет нагрузки жилого дома
2.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий
3. Светотехнический расчет
3.1 Расчет осветительной нагрузки микрорайона
3.2 Электрический расчет осветительной сети
4. Выбор схемы распределения электрической энергии
5. Выбор элементов системы электроснабжения
5.1 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций
5.2 Выбор кабельных линий
5.2.1 Выбор кабелей кв
5.2.2 Выбор кабелей 0,4 кв
6. Расчет токов короткого замыкания
6.1 Расчет токов короткого замыкания кв
6.2 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кв
7. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры
7.1 Выбор выключателей кв
7.2 Выбор предохранителей
7.3 Выбор трансформаторов тока
7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
7.5 Выбор автоматических выключателей 0,4 кв
8. Расчет релейной защиты
8.1 Расчет релейной защиты кабельных линий кв
8.2 Расчет релейной защиты силовых трансформаторов
8.3 Расчет АПВ - КВ
9. Компоновка ТП
10. Организационно - экономическая часть
10.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения микрорайона
10.2 Сметно-финансовый расчет
10.3 Организация работ по вводу схемы в эксплуатацию
11. Вопросы безопасности жизнедеятельности
11.1 Мероприятия по безопасному ведению работ в действующих электроустановках
11.2 Расчет и выбор заземляющего устройства
11.3 Устройство защитного отключения. Назначение, принцип работы, выбор
Заключение
Список используемых источников
Введение
Непрерывное развитие существующих и появление новых городов, увеличение числа предприятий на их территории обуславливает рост электропотребления, требующего, в свою очередь, создания новых электрических сетей, расположенных на территории городов.
Рост электропотребления городами связан не только с увеличением числа жителей и развитием промышленности, но и с непрерывным проникновением электроэнергии во все сферы жизнедеятельности населения.
В настоящее время электроэнергия имеет однозначное применение в приборах жилищно-коммунального хозяйства, в электрификации городского транспорта, насосных установок предприятий, водопроводно-канализационного хозяйства и других технологических потребителей. Это обусловлено тем, что на современном уровне техники использование других энергоносителей невозможно или экономически нецелесообразно.
Дальнейшее интенсивное повышение уровня электрификации определяется:
- социальными обстоятельствами, заключающимися в необходимости сокращения времени на ведение домашнего хозяйства.
- санитарно-гигиеническими требованиями по улучшению воздушной среды в квартирах;
- экономическими условиями, то есть использование электроэнергии как наиболее целесообразного вида топлива.
Учитывая экономический спад производства, а также с развитием и усложнением структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к изучению и использованию экономических моделей и методик в сфере энергетики.
В предлагаемом вниманию дипломном проекте сделана попытка обобщить имеющиеся знания и изложить теоретические и практические вопросы инженерными методами, которые основаны на достижениях различных отраслей знаний, для реализации которых требуются минимальные затраты времени у проектировщика при их усвоении и использовании.
Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
К III категории относятся здания, жилые дома в 5-9 этажей, предприятия бытового обслуживания, наружное освещение. Для электроприемников III категории допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не более суток.
1. Характеристика потребителей электрической энергии
В данном дипломном проекте рассматривается электроснабжение жилого микрорайона города.
Исходными данными для проектирования являются: генеральный план микрорайона, который представлен на листе 1 со сведениями об этажности зданий и количестве квартир.
В микрорайоне предусмотрено наличие детского сада, школы, магазинов.
По степени надежности электроснабжения, проектируемые здания относятся ко II категории потребителей. К I категории относятся электродвигатели лифтов, насосов, аварийное освещение, пожарная сигнализация.
Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории микрорайона, которые питаются от распределительной подстанции.
Жилой фонд состоит из 5-и и 9-и этажных домов, подключённых к сетям природного газа. Дома оборудованы электроплитами.
Микрорайон ограничивают улицы, являющиеся магистральными, районного и местного значения категории Б и В по классификации.
Рассматриваемый в проекте микрорайон относится к III климатической зоне. Наиболее высокая температура воздуха плюс 42є С, наиболее низкая температура минус 44є С. Годовое количество осадков 358 мм. Средняя толщина снегового покрова 26 см, глубина промерзания 1,3 - 1,8 м.
2. Расчет силовых нагрузок
В основу расчета положена «Инструкция по проектированию городских электрических сетей».
Целью расчета электрических нагрузок является определение числа и мощности потребительских ТП. Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии и нагрузок питающей осветительной сети.
Определим расчетную электрическую нагрузку квартир, приведенную к вводу жилого дома по формуле:
Ркв= Ркв.уд • n, (2.1)
где Ркв.уд. - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, принимая в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир;
n - количество квартир.
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) - Рр.жд., кВт, определяется по формуле:
Рр.жд = Ркв + Ку • Рс, (2.2)
где Ку - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, Ку=0,9;
Рс- расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.
Расчетная нагрузка силовых электроприемников, приведенная к вводу жилого дома, определяется:
Рс = Рр.л. + Рст.у, (2.3)
где Рр.л. - мощность лифтовых установок, кВт;
Рст.у.- мощность электродвигателей санитарно-технических устройств, кВт.
Мощность лифтовых установок определяется по формуле:
Рр.л. = Кс • Рл • n, (2.4)
где Кс - коэффициент спроса [2];
Рл - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт;
n - количество лифтовых установок.
2.1 Расчет нагрузки жилого дома
Жилой дом №1 по ул. Железнодорожной на 135 квартир, 9 этажей, установлены 2 лифтовые установки с мощностью, равной 8,5 кВт.
Ркв.уд. - определяется путем интерполяции:
, (2.5)
Ркв.уд 135 = 1,91 кВт/кв.
Ркв = 1,91 • 135 = 258кВт.
Расчетная нагрузка для лифтовых установок:
Рр.л.=0,8 • 8,5• 2=13,6 кВт;
Расчетная нагрузка силовых электроприемников дома:
Рс=Р р.л.=13,6 кВт.
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома:
Р р.ж.д. = 258 + 13,6 = 271,6 кВт.
Реактивная нагрузка жилых объектов складывается из реактивной мощности электродвигателей лифтов и реактивной мощности квартир:
Реактивная мощность квартир:
Qкв = Ркв • tgцкв, (2.6)
где tg цкв=0,29;
Qкв = 258 • 0,29 = 74,82 кВАр
Реактивная мощность лифтов:
Qр.л. = Рр.л. • tgцл, (2.7)
где: tg цл=1,17;
Qр.л. = 13,6. • 1,17 = 15,9 кВАр
Qр.ж.д. = 74,82 + 15,9 = 90,72 кВАр
Полная мощность равна:
кВА
Расчет остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов сводится в таблицу А1.
2.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий
Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится по удельным расчетным электрическим нагрузкам.
Пример расчета нагрузки школы №3 на 1000 мест.
Расчетная мощность определяется по формуле:
Рр = Руд • m, (2.8)
где Руд - удельная расчетная нагрузка, кВт/место;
m - число мест.
Рр = 0,25 • 1000 =250 кВт,
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
Qр = Рр • tgц (2.9)
где tg ц=0,38 [2];
Qр = 250 • 0,38 = 95 кВАр
Аналогично выполняются расчеты силовой нагрузки для других общественных зданий. Результаты расчетов сведены в таблицу Б1.
По микрорайону нагрузка составит:
РУ=Рр.ж.д+Рр=6225,6+777,8=7003,4 кВт
SУ=Sр.ж.д+Sр=6504,1+878=7382,1 кВА
3. Светотехнический расчет
3.1 Расчет осветительной нагрузки микрорайона
К особенностям выбранного оборудования можно отнести: малые габариты обеспечения отчетливого различия объектов, необходимого для зрительной работы. Рационально распределенный световой поток защищает глаза наблюдателя от чрезмерной яркости. Хорошая защита источников света от механических повреждений и загрязнения обеспечивается выбранной конструкцией светильников.
Проектом предусматривается освещение улиц и фасадов домов микрорайона светильниками РКЦ-250 на железобетонных опорах, и на кронштейнах по фасадам зданий между вторым и третьими этажами. Подключение наружного освещения микрорайона предусматривается от распределительных шкафов типа ВРУ-ВЗ. Щит уличного освещения ЩУО-200 устанавливается в небольших городах и населенных пунктах для автоматического регулирования уличного освещения в вечернее и ночное время, что предусматривает централизованное управление освещением. Щит комплектуется вводными автоматами на 100 А с трансформатором тока и счетчиком и четырьмя групповыми автоматами А3130 на 25 А и 40 А. В ночное время 2/3 светильников отключается.
Пример расчета наружного освещения улицы Кирова:
Для надежной работы осветительной установки и ее экономности нужно учитывать государственные нормативы (СНиП РК).
Учитывая, что ул. Осенняя является улицей общегородского значения с интенсивностью движения транспорта в обоих направлениях свыше 2000 ед/ч, средняя яркость дорожного покрытия L=1,7 кд/м2, средняя горизонтальная освещенность Еср=15 лк.
Согласно рекомендации типового проекта принимаем схему расположения светильников - двухрядная шахматная. Ширина пешеходной дорожки 1,5 м, ширина дороги 7 м, высота подвеса светильников - 10 м.
В установках, где нормирована средняя яркость покрытия, за основу расчета берется коэффициент использования по яркости зL.
По значению зn определяется необходимый поток Фґ:
(3.1)
где L - нормирования яркость, kg/м2;
kз - коэффициент запаса;
зL - коэффициент использования по яркости.
Так как принимаем двухрядную схему расположения светильников, то рассчитаем количество светильников по одной стороне, т.е. освещаемая ширина дороги d=10/2=5м. По таблице находим значение коэффициента использования по яркости, для светильника ЖКУ-33:
b/h=5/10=0,5;
з'L=0,053;
k3=1,15;
L=1,7 кд/м2;
Поток:
Принимаем лампы типа ДНаЗ-250 Рефлакс, с потоком Fл=26500 лм.
Освещаемая площадь:
(3.2)
Расстояние между светильниками принимаем:
(3.3)
Количество светильников на ул. Осенняя принимаем:
, (3.4)
Общая мощность от освещения объекта по формуле:
Р0=Руд*N (3.5)
где Руд - удельная мощность лампы с учетом потерь в пускорегулирующей аппаратуре
Руд=0,275 кВт.
Ро=0,275*28=7,7 кВт
Qо=Рo*tgц=7,7*0,61=4,7 кВАр
Cosц=0,85 для ламп ДНаЗ.
Пример расчета наружного освещения школы №3 выполненного светильниками ЖКУ-33 100 Вт.
Для надежной работы осветительной установки и ее экономности большое значение имеет правильный выбор светильников. При выборе светильника, учитываются условия окружающей среды, в которой будет работать светильник, требуемое распределение светового потока и экономичность самого светильника.
Учитывая минимальное присутствие транспорта, принимаем среднюю горизонтальную освещенность покрытия Еср=10 лк, среднюю яркость территории - 0,6 лм/м2.
Число светильников, используемых при освещении больших площадей не проезжих территорий ,определяется как:
(3.6)
где - площадь освещаемой территории, .;
- коэффициент использования светового потока по освещенности
=0,288.
k3=1,15;
Фл - световой поток лампы.
Фл =9000 лм для ДнаЗ-100
Результаты расчета числа установок наружного освещения территории детских яслей-сада, территории общеобразовательной школы и территории сквера приведены в таблице В1.
Для освещения проездов, подходов к корпусам детских яслей-сада необходимо 13 светильников ЖКУ33-100 с лампами ДнаЗ-100 Рефлакс.
Для освещения проездов, подходов к корпусу общеобразовательной школы и стадиону необходимо 20 светильников ЖКУ33-100 с лампами ДнаЗ-100 Рефлакс.
Для освещения территории сквера необходимо 14 светильников ЖКУ33-100 с лампами ДнаЗ-100 Рефлакс.
Для включения дуговых ламп используется специальная пускорегулирующая аппаратура. Освещение дворов осуществляется настенными светильниками над каждым подъездом.
Данные расчетов сведены в таблицу Г1, ПРИЛОЖЕНИЕ Г
Суммарная осветительная нагрузка:
РУосв=44,66 кВт
QУосв=27,03 кВАр
3.2 Электрический расчет осветительной сети
Расчет электрических осветительных сетей производится по минимуму проводникового материала.
В практике для расчета сечений осветительных сетей при условии наименьшего расхода проводникового материала используется формула:
, (3.7)
где Мприв - приведенный момент мощности, кВт•м;
С - коэффициент, зависящий от схемы питания и марки материала проводника, С=44;
ДU - допустимая потеря напряжения в осветительной сети от источника питания до наиболее удаленной лампы, %.
Согласно ПУЭ ДU=2,5%
Расчет сети освещения рассмотрим на примере уличного освещения по ул.Ольховая первый участок, запитанный от ТП3:
Рисунок 3.1 - Расчетная схема
Определяется момент на участке 0-1 по формуле
М0-1 = Р•1•n, (3.8)
где P - расчетная мощность лампы, кВт;
l - расстояние до лампы, м;
n - количество ламп, шт.
М0-1=0,288•46•17=225,2 кВт•м;
Момент на участке 1-2 определяется по формуле:
, (3.9)
где l0 - расстояние до первой лампы, м;
l1 - расстояние между лампами, м.
кВт•м
Момент на участке 1-3: кВт•м
Мприв=М0-1+М1-2+М1-3=225,2+1033,3+132,48=1391 кВт•м;
мм2 .
Принимаем изолированный самонесущий провод, марки СИП-2 3х16+1х25 с алюминиевой несущей жилой упрочненной стальной проволокой,
Определяются фактические потери напряжения на участке 0-1 по формуле:
, (3.10)
Располагаемые потери напряжения на участке 0-1:
ДUp0-1=ДU-ДUф0-1 (3.11)
ДUp0-1= 2,5-0,4=2,1%
Сечения на участке 1-2 и 1-3:
мм2
мм2
ДUф0-1+ДUф1-2<ДU
0,4%+1,86%<2,5%
2,26%<2,5%
0,4%+0,23<2,5%
0,63%<2,5%
Проверка выбранных проводников на нагрев током нагрузки.
Определяется ток на участке 0-1:
, (3.12)
где Рр0 - расчетная мощность на данном участке, кВт;
Uл - номинальное напряжение сети, В;
сos ц - коэффициент мощности,
Cos ц=0,85.
А
Iдоп=100А - допустимый ток нагрузки.
А
А
8,9А<100А
6,3<100A
1,57A<100A
Проверка линий уличного освещения на потерю напряжения проводится для наиболее протяженных и загружаемых участков. Внутридворовая линия освещения пятиэтажных зданий выполняется двухпроводной, проводом марки СИП-2 1х16+1х25.
От ТП линии освещения запитываются кабелем марки АВБбШв.
Результаты расчетов сведены в таблицу Д1. Выбранные электрические сети наружного освещения удовлетворяют условиям проверки согласно ПУЭ.
4. Выбор схемы распределения электрической энергии
Питание потребителей осуществляется от шести ТП.
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.
Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.
Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.
Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения.
Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, по разомкнутой петлевой с АВР, по замкнутой петлевой.
Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме изображенной на рисунке 4.1. Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителей.
Рисунок 4.1 - Кольцевая схема электроснабжения
В дипломном проекте для сравнения рассматриваются две схемы распределительных сетей ВН: кольцевая схема электроснабжения и двухлучевая магистральная схема, изображенная на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2 - Двухлучевая магистральная схема электроснабжения
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.
Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями.
Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными, кабелем марки АВБбШв. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах. В ВРУ зданий установлено устройство АВР.
Рисунок 4.3 - Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ
5. Выбор элементов системы электроснабжения
5.1 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций
Согласно ПУЭ электроприемники II категории необходимо 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 максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:
, (5.1)
Где PУmax - суммарная активная мощность, кВт;
cosцср.взв - средневзвешенное значение cosц, который определяется через tgцср.взв:
(5.2)
Мощность одного трансформатора определяется по формуле:
, (5.3)
где К3- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К3 =0,7
По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки:
Пример расчета мощности трансформаторов потребительской подстанции №1 приведен в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Потребители ТП № 1
|
Наименование объекта |
Р, кВт |
Q, квар |
S, кВА |
|
|
Железнодорожная №1 |
271,6 |
90,72 |
286,35 |
|
|
Осенняя №26 |
194,4 |
56,38 |
202,4 |
|
|
Осенняя №28 |
194,4 |
56,38 |
202,4 |
|
|
Школа №3 |
250 |
95 |
267 |
|
|
Итого: |
910,4 |
298,48 |
958,15 |
cosцср.взв. = 0,95
Суммарная расчетная активная мощность PУmax, определяется при питании от трансформаторной подстанции жилых домов и общественных зданий по формуле:
PУmax= Pзд.max+Pзд.1•К1+ Pзд.2•К2+…+ Pзд.n•Кn (5.4)
где Pзд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;
Pзд.1, Pзд.2, Pзд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;
К1, К2, Кn - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий).
PУmax=271,6+194,4*0,9+194,4*0,9+250*0,95=859,02 кВт
кВА
Мощность одного трансформатора:
кВА
Принимаем два трансформатора типа ТМГ-1000/10/0,4 кВ
Проверяем выбранные трансформаторы по действительному коэффициенту загрузки:
Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу Е1 ПРИЛОЖЕНИЕ Е.
5.2 Выбор кабельных линий
5.2.1 Выбор кабелей 10 кВ
Cечение жил кабелей выбирается по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяется по допустимому длительному току в аварийном и послеаварийном режимах, а также по допустимому отклонению напряжения.
Сечение определяется как отношение расчетного тока к экономической плотности тока:
(5.5)
где - экономическая плотность тока, принимаемая
=1.4;
- расчётный ток, А.
Результаты выбора сечений жил кабелей приведены в таблице Ж1.
При определении расчётной нагрузки учитываем коэффициенты совмещения максимумов нагрузки трансформаторов в зависимости от их количества.
Пример расчёта:
Рассмотрим на примере линии W3:
(5.6)
где - коэффициент совмещения максимума нагрузки трансформаторов, который находится по табл. 2.4.1 [6].
(кВ?А),
(5.7)
,А,
.
Проверка по допустимому длительному току в послеаварийном режиме.
Рассмотрим случай выхода из строя одной из линий от РП. При этом необходимо проверить сечения всех кабелей, нагрузка которых увеличивается.
Условием проверки является выражение:
, (5.8)
где - послеаварийный ток, А;
- коэффициент прокладки, [6];
- коэффициент перегрузки, [6].
Результаты проверки приведены в таблице З1 ПРИЛОЖЕНИЕ З.
Пример расчёта:
Рассмотрим в качестве примера W3.
(5.9)
где - коэффициент совмещения максимумов нагрузки
трансформаторов принимаем по табл. 46.6 [спарвочн].
кВ•А,
А,
А.
Условие проверки (5.8) соблюдается: 265,6 А < 283 А
Для W6 выбираем кабель АПвП-10-3Ч150 ; .
Рассчитаем потери напряжения в линиях 10 кВ в нормальном и послеаварийном режимах по выражению:
(5.10)
где - ток нагрузки, А;
- длина кабеля, км;
- коэффициент мощности нагрузки;
- соответственно, удельное активное и индуктивное
сопротивление, Ом/км.
Потери напряжения в линиях указаны в таблице И1 ПРИЛОЖЕНИЕ И
Примечание - аварийным режимом считается повреждение на линии W9.
Приведём в качестве примера расчёт потери напряжения в линии W3 в нормальном режиме по формуле (5.10): В, где - суммарные потери напряжения с учётом потерь в предыдущих линиях.
Потери напряжения в любом режиме работы не превысят 5%.
5.2.2 Выбор кабелей 0,4 кВ
Выбор сечения кабеля производится аналогично кабелям 10 кВ
Выбор кабелей, питающих здания представлен в таблице К1.
6. Расчёт токов короткого замыкания
6.1 Расчет токов короткого замыкания 10 кВ
Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.
Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:
1. Линейность всех элементов схемы ;
2. Приближенный учёт нагрузок ;
3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания ;
4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3 ;
5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются ;
Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5 %.
Расчет токов короткого замыкания упрощается при использовании схемы замещения. Расчет токов КЗ проводим в именованных единицах.
Расчетные точки короткого замыкания:
К1…К5 - на шинах ТП.
Рисунок 6.1 - Схема замещения 10 кВ
Параметры системы:
(6.1)
где Ucp- среднее напряжение, кВ;
Iкз - ток короткого замыкания на шинах РП-9.
Ом.
ЭДС системы:
. (6.2)
кВ.
Параметры кабельной линии:
RКЛ = r0 • l, (6.3)
XКЛ = x0 • l, (6.4)
Rw3= 0,208 • 1,95 = 0,4056 Ом
X w3= 0,079 • 1,95 = 0,154 Ом
Ом
Параметры линий приведены в таблице 6.1
Таблица 6.1 Параметры линий
|
Участок |
Кабель |
l, м |
х0, Ом/км |
r0, Ом/км |
R, Ом |
Х, Ом |
Z, Ом |
|
|
W3 |
АПвП-10-3Ч150 |
1950 |
0,208 |
0,079 |
0,4056 |
0,154 |
0,4338 |
|
|
W4 |
АПвП-10-3Ч150 |
1560 |
0,208 |
0,079 |
0,3245 |
0,1232 |
0,3273 |
|
|
W5 |
АПвП-10-3Ч120 |
1500 |
0,261 |
0,8 |
0,3915 |
0,12 |
0,4095 |
|
|
W6 |
АПвП-10-3Ч150 |
1630 |
0,208 |
0,079 |
0,339 |
0,128 |
0,3626 |
|
|
W7 |
АПвП-10-3Ч95 |
1510 |
0,329 |
0,081 |
0,4967 |
0,1223 |
0,5115 |
|
|
W8 |
АПвП-10-3Ч150 |
1680 |
0,208 |
0,079 |
0,349 |
0,133 |
0,373 |
|
|
W9 |
АПвП-10-3Ч150 |
1350 |
0,208 |
0,079 |
0,2808 |
0,1067 |
0,3004 |
Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.
, (6.5)
где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.
Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:
. (6.6)
Ударный ток:
(6.7)
где куд - ударный коэффициент.
Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.
кА.
кА.
кА.
6.2 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ
Расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры на динамическую стойкость, чувствительность и селективность действия защит. Пример расчета приведем для ТП№1 для дома №1 по улице Железнодорожная.
Рисунок 6.2 - Исходная схема для расчета токов короткого замыкания
Рисунок 6.3. - Схема замещения
Найдем параметры схемы замещения.
Система С:;
Трансформатор: Sн.тр=1000 кВА; Uк=5,5%; ДРк=10,2 кВт.
Индуктивное сопротивление системы:
, (6.8)
где IКЗ- ток КЗ на шинах ВН КТП.
мОм.
Сопротивления трансформатора:
; (6.9)
. (6.10)
мОм;
мОм.
Сопротивления линий:
; (6.11)
. (6.12)
RW = 0,13·80=10,4 мОм;
XW = 0,077·80=6,16 мОм;
Сопротивления автоматических выключателей:
RQF1=0,74 мОм; XQF1=0,55 мОм;
RQF2=1,8 мОм; XQF2=0,86 мОм.
Переходные сопротивления неподвижных контактных соединений:
Rк1=0,6 мОм;
Rк2=0,75 мОм.
(6.13)
мОм.
Сопротивление дуги:
, (6.14)
где - падение напряжения на дуге, кВ;
-максимальный ток КЗ, А. из таблицы 7.3
, (6.15)
где - напряженность в стволе дуги, при
;
- длина дуги.
, (6.16)
где ; - суммарные индуктивное и активное сопротивления прямой последовательности до точки КЗ со стороны системы.
Минимальный ток КЗ определяется по выражению:
. (6.17)
Ударный ток определяется по выражению:
, (6.18)
где - ударный коэффициент.
(6.19)
, (6.20)
где - частота сети, .
Для точки К1:
, (6.21)
. (6.22)
XУК1 = 1,19+ 8,65 + 0,55 = 10,39 мОм;
RУК1 = 1,632 + 0,74+0,6 = 2,97 мОм;
Расстояние между фазами проводника а для ТП с трансформаторами на 1000 кВА составляет 60 мм , т.к. а > 50 мм, то LД = а = 60 мм.
В;
мОм;
кА;
Найдем ударный ток:
с;
;
кА.
Для точки К2:
, (6.23)
. (6.24)
XУК2 = 10,39 + 0,86 + 6,16 = 17,41 мОм;
RУК2 = 2,97 + 1,8 + 10,4 +0,675 = 15,845 мОм;
кА.
Расстояние между фазами проводника а составляет 2,8 мм, т.к. а < 5 мм, то LД = 4а = 11,2 мм.
В;
мОм;
кА;
Найдем ударный ток:
с;
;
кА.
Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.
Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:
, (6.25)
где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;
- полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.
, (6.26)
где , , , - соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;
, - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.
мОм.
, (6.27)
где - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;
- длина элемента.
Значение тока однофазного КЗ в точке К2:
ZП = 0,36·80=28,8 мОм;
кА;
7. Выбор и проверка комутационной и защитной аппаратуры
7.1 Выбор выключателей нагрузки
Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.
Выбор выключателей производится:
по напряжению
Uном ? Uсети, ном, (7.1)
Где Uном - номинальное напряжение выключателя, кВ;
Uсети, ном - номинальное напряжение сети, кВ.
2) по длительному току
Iном ? Iраб, max, (7.2)
где Iном - номинальный ток выключателя, А
Iраб, max - максимальный рабочий ток, А
3) по отключающей способности:
(7.3)
где ia,r - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;
ia,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя;
Допускается выполнение условия:
(7.4)
где внорм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;
ф - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;
ф = фз, мин + tсоб, (7.5)
где фз, мин = 1,5 с - минимальное время действия защит;
tсоб - собственное время отключения выключателя.
4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по сквозному предельному току короткого замыкания:
(7.6)
где Iпр, скв - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.
5) на термическую стойкость:
выключатель проверяется по тепловому импульсу:
(7.7)
где - предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя;
- нормативное время протекания тока термической стойкости.
=4с при номинальном напряжении до 35 кВ
=3с при номинальном напряжении свыше 110 кВ
, (7.8)
Проектом предусматриваем комплектацию РУ 10 кВ распределительного пункта стационарными камерами одностороннего обслуживания типа КСО с вакуумными выключателями типа ВВ/TEL:
- номинальное напряжение 10 кВ;
- номинальный ток 630 А;
- номинальный ток отключения 12,5 кА;
- ток динамической стойкости 20 кА;
- ток термической устойчивости для промежутка времени 4 сек. 20 кА;
- время отключение до погасания дуги не более 0.075 сек., tа = 0.075 сек.
Выбор выключателей приведен в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Параметры выключателей, установленных на стороне 10 кВ
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Тип оборудования |
|
|
BB-TEL -10/630 У2 |
|||
|
Uном Uсети |
Uсети =10 кВ |
Uном =10 кВ |
|
|
Iном Iраб.мах |
Iраб.мах =265,9 А |
Iном =630 А |
|
|
Iоткл Iкз |
Iкз =7,024 кА |
Iоткл =12,5 кА |
|
|
i дин i уд |
i уд =10,145 кА |
i дин =20 кА |
|
|
I2t Вк |
Вк =98,98 кА2с |
I2t =1600 кА2с |
7.2 Выбор предохранителей
Для защиты трансформаторов ТП применим плавкие предохранители
Условия выбора предохранителей:
Uном ?Uсети, ном , (7.9)
Iном ?Iраб.max , (7.10)
Iоткл. ном ?IКЗ . (7.11)
Выбираем предохранители типа:
Для ТП1, ТП5(для ТМГ-1000) ПКТ104-10-160-20 У3 Iном = 160 А
Для ТП4, ТП3(для ТМГ-1000) ПКТ103-10-800-20 У3 Iном = 80 А
Для ТП6 (для ТМГ-1000) ПКТ104-10-200-12,5 У3 Iном = 200 А
Для ТП2 (для ТМГ-630) ПКТ104-10-100-31,5 У3 Iном = 100 А
7.3. Выбор трансформаторов тока
Условия выбора трансформаторов тока:
Uном ?Uсети , (7.12)
Iном ?Iраб.max , (7.13)
iдин ?iуд , (7.14)
I2·t ?Вк . (7.15)
Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Тип оборудования |
|
|
ТПОЛ-10 |
|||
|
Uном Uсети |
Uсети =10 кВ |
Uном =10 кВ |
|
|
Iном Iраб.мах |
Iраб.мах =265,9 А |
Iном =300 А |
|
|
i дин i уд |
i уд =10,145 кА |
iдин =81 кА |
|
|
I2t Вк |
Вк =98,98 кА2с |
I2·t = 768 кА2·с |
7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
Условие ограничителей перенапряжения:
Uном=Uсети. (7.16)
Выбираем ОПН - KP/TEL
Uном=10 кВ
Uдоп. max=11.5 кВ
7.5 Выбор автоматического выключателя
Защита кабельных линий 0,4 кВ выполнена автоматическими выключателями.
Условия выбора и проверки автоматических выключателей:
По напряжению:
(7.17)
По номинальному току:
. (7.18)
По отстройке от пиковых токов:
, (7.19)
где Ico - ток срабатывания отсечки ;
Кн - коэффициент надежности;
Iпик - пиковый ток.
4) По условию защиты от перегрузки:
. (7.20)
По времени срабатывания:
, (7.21)
где - собственное время отключения выключателя;
Дt- ступень селективности.
По условию стойкости к токам КЗ:
, (7.22)
где ПКС - предельная коммутационная способность.
7) По условию чувствительности:
, (7.23)
где Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки, Кр=1,4-1,5
В качестве выключателя отходящих линий выбираем автоматический выключатель марки ВА57-39: IН.В. = 500 А; IТ.РАСЦ. = 500 А; IЭМ.РАСЦ. = 1000 А; ПКС=40 кА.
1) 660 В > 380 В;
2) IН.В. = 500 А>IР =443,27 А
3) КН·IПИК=1,5·443,27=664,9
IЭМ.РАСЦ. = 1000 А>664,9А
4) 1,3·IР = 1,3·443,27=576,25 А
576,25 А<1000 А
5)
6) ПКС=40 кА> 21,4 кА
7)
Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.
А.
Выбираем автоматический выключатель Э25В:
IН.В. = 2500 А; Iперегр = 3000А; Iсо = 3125; ПКС=50кА
1) 660 В > 380 В;
2); IН.В. = 2500 А>IН.ТР. = 2023 А
3) IПИК = 1,4·2023=2832,2А;
Iто = 3125>IПИК = 2832,2А
4) Iперегр = 3000А>1,3·2023 = 2630 А
5) tМТЗ = 0,25 с, tперегр = 8 с
6) ПКС=50 кА> 7,74 кА
7)
8. Расчет релейной защиты
Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной цифровой релейной защиты «Сириус».
Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.
Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:
- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;
- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);
- ввод и хранение уставок защит и автоматики;
- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;
- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;
- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;
- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;
- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;
- высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.
Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.
8.1 Расчет релейной защиты кабельных линий 10 кВ
Для защиты кабельных линий 6-10 кВ от междуфазных коротких замыканий и однофазных замыканий на землю должны устанавливаться : первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.
Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л»
Рисунок 8.1 - Схема электрической сети
8.1.1 Расчет защиты линии W7
Ток срабатывания отсечки
IТО W7. = kЗ *I(3)КЗ 3, (8.1)
IТО W7. =1.15*3609=4150.3
где kЗ =1,05-1,5;
Ток срабатывания реле:
, (8.2)
Эффективность токовой отсечки линии W7 оценивается графически по длине зоны действия (рисунок М1 ПРИЛОЖЕНИЕ М). Длина минимальной зоны действия токовой отсечки (в процентах от всей линии):
, (8.3)
Токовая отсечка эффективна.
Ток срабатывания МТЗ линии W7
, (8.4)
где kз - коэффициент запаса kн =1,1;
kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,93;
Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.
Ток срабатывания реле:
, (8.5)
Проверка чувствительности МТЗ линии W7 в режимах основного и резервного действия:
, (8.6)
, (8.7)
Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2
Время срабатывания МТЗ линии:
8.1.2 Расчет защиты линии W8
Ток срабатывания отсечки
IТО W8. = kЗ * I(3)КЗ 2, (8.8)
IТО W8. =1.15*5198=5977,7
где kЗ =1,05-1,5;
Ток срабатывания реле:
, (8.9)
Эффективность токовой отсечки линии W8 оценивается графически по длине зоны действия (рисунок Н1 ПРИЛОЖЕНИЕ Н). Длина минимальной зоны действия токовой отсечки(в процентах от всей линии):
, (8.10)
Токовая отсечка эффективна.
Ток срабатывания МТЗ линии W8
, (8.11)
где kз - коэффициент запаса kн =1,1;
kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,93;
Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.
Ток срабатывания реле:
, (8.12)
Проверка чувствительности МТЗ линии W7 в режимах основного и резервного действия:
, (8.13)
, (8.14)
Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2
Время срабатывания МТЗ линии:
8.1.3 Расчет защиты линии W9
Ток срабатывания отсечки
IТО W9. = kЗ *I(3)КЗ 1, (8.15)
IТО W9. =1.2 * 7740=9288 А
где kЗ =1,05-1,5;
Ток срабатывания реле:
, (8.16)
Эффективность токовой отсечки линии W8 оценивается графически по длине зоны действия (рисунок О1 ПРИЛОЖЕНИЕ О). Длина минимальной зоны действия токовой отсечки(в процентах от всей линии):
, (8.17)
Токовая отсечка эффективна.
Ток срабатывания МТЗ линии W8
, (8.18)
где kз - коэффициент запаса kн =1,1;
kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,93;
Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.
Ток срабатывания реле:
, (8.19)
Проверка чувствительности МТЗ линии W9 в режимах основного и резервного действия:
, (8.20)
, (8.21)
Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2
Время срабатывания МТЗ линии:
Совмещенные со схемой сети графики зависимостей токов КЗ в линиях W9, W8, W7, от расстояния между питающей подстанцией и местом КЗ и графики зависимостей параметров срабатывания защит от расстояния между местом установки и местом КЗ изображены на рисунке П1 ПРИЛОЖЕНИЕ П
8.2 Расчет релейной защиты силовых трансформаторов
В случаях присоединения трансформаторов к линии без выключателя одним из мероприятий для отключения повреждений в трансформаторе является установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.
Выбираем предохранители ПКТ, получившие наибольшее распространение.
Для предотвращения срабатывания предохранителей в нормальном режиме и при бросках тока намагничивания трансформатора плавкую вставку предохранителя выбирают с номинальным током .
(8.22)
где - номинальный ток трансформатора, А,
. (8.23)
В формуле (8.23) подставляем известные данные и получаем:
.
По формуле (8.22) получаем: .
Выбираем предохранители ПКТ-104-10-160-20 УЗ с
По времятоковой характеристике, приведённой в приложении [7], находим, что при токе время плавления вставки предохранителя составляет
Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках, сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на трансформаторах мощностью 1000 - 4000 кВА, применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях. Применение газовой защиты является обязательным на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и выше независимо от наличия других быстродействующих защит.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали.
Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. В связи с недостатками поплавкового газового реле, отечественной промышленностью выпускается реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ - 66.
8.3 Расчёт усройства АПВ линий
Устроуство АПВ предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей путём автоматического включения выключателей, отключённых устройством РЗА
На линии устанавливаем устройство АПВ однократного действия типа РПВ - 58.
Время срабатывания устройства однократного АПВ первой линии обусловлено временем готовности привода выключателя, временем деионизации среды в месте повреждения, временем возврата реле защиты. Определяющим обычно является первое условие.
Из опыта эксплуатации следует, что для повышения успешности функционирования АПВ однократного действия рекомендуется брать с. Берем с. При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое КЗ, а также успевает произойти деионизация среды в месте КЗ.
Время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных реле серии РПВ, может не рассчитываться, т.к. оно определяется продолжительностью заряда конденсатора (с), которая надёжно обеспечивает однократность действия АПВ.
9. Компоновка ТП
Выбрана бетонная блочная комплектная трансформаторная подстанция в железобетонной оболочке. Подстанция представляет собой железобетонную конструкцию, состоящую из четырех модулей. Два модуля предназначены для ввода и вывода кабельных линий, два других модуля предназначены для установки силовых трансформаторов и РУ высшего и низшего напряжения.
На напряжение 0.4 кВ принимаем одинарную, секционированную 2 рубильниками на две секции, систему сборных шин. Питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов, подключаемых к щиту 0.4 кВ плоскими шинами через автоматические выключатели.
РУ- 0.4 кВ комплектуется распределительными панелями типа ЩО-70, установленными в два ряда, с шинным мостом, панелями диспетчерского управления уличным освещением. В этом же помещении располагаются групповые щитки электроосвещения, шкафы учета и трансформаторов ремонтного освещения 220/36 В.
На напряжение 10 кВ принимаем одинарную, секционированную двумя разъединителями на две секции, систему сборных шин, к которой может быть присоединено до четырёх линий и два силовых масляных трансформатора мощностью 630кВА и 1000кВа ТМГ-630 и ТМГ-1000.
РУ-10кВ комплектуется стационарными камерами одностороннего обслуживания типа КСО-298 , в которых монтируются выключатели нагрузки типа BB/TEL-10 на номинальный ток 630А.
РУ-10 кВ распределительного пункта выполнено с одинарной секционированной на две секции выключателем, системой сборных шин.
Распределение электрической энергии трехфазного переменного тока напряжением 10 кВ частотой 50 Гц, осуществляется кабельными линиями АПВП на стороне высшего напряжения и кабельными линиями АВБбШв на стороне низшего напряжения.
Компоновка подстанции представлена на листе 4 графических материалов.
10. Организационно экономическая часть проекта
10.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения микрорайона
В результате расчёта трансформаторная подстанция комплектуется трансформаторами марки ТМГ-630/10/0,4 кВ и ТМГ-1000/10/0,4 кВ. Электроснабжение района может быть выполнено по петлевой или радиальной схеме. Для окончательного выбора производится технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения.
Радиальная схема является более надёжной, для её выполнения необходимо поставить дополнительные ячейки КСО-298 (с выключателем BB/TEL-10-12.5/630 У2 и двумя разъединителями) на шинах распределительного пункта и не нужно ставить ячейки КСО-293-04 (с выключателем нагрузки, предохранителем, заземлителем) между трансформаторными подстанциями.
Определим суммарные приведённые затраты на одну ячейку КСО-“Онега”-10-Э2 нагрузки по формуле (10.1):
, (10.1)
где Е - норма дисконта, Е=0,2;
Кксо - полные капитальные затраты с учётом стоимости оборудования и монтажных работ;
И - стоимость эксплуатационных расходов.
, (10.2)
где Ц - цена (тыс.руб.) (определяется по оптовым ценникам);
I - индекс цен оборудования(I=1);
- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования ( = 0,1 - для оборудования с небольшой массой, = 0,05 - для оборудования массой выше 1 т.);
- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (=0,020,15 - в зависимости от массы и сложности оборудования);
- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (=0,10,15 - в зависимости от оптовой цены оборудования).
тыс. руб.
(10.3)
где На=3,5% - норма амортизационных отчислений;
Нобсл.=2,9% - норма обслуживания оборудования;
Нрем.=1,0% - норма ремонта оборудования.
тыс. руб.;
тыс. руб.
Определим суммарные приведённые затраты на одну ячейку КСО-298 по формуле (10.1):
тыс. руб.;
тыс. руб.;
тыс. руб.
Определим суммарные приведённые затраты на одну ячейку КСО-293-04 по формуле (10.1):
тыс. руб.;
тыс. руб.;
тыс. руб.
Определим суммарные приведённые затраты для кабельных линий по формуле (10.4):
. (10.4)
Потери в кабельных линиях определяются по формуле (10.5):
, (10.5)
где - стоимость 1 кВт ч, руб., =2,95 руб./кВт ч;
- годовые потери в кабельной линии, кВт ч.
, (10.6)
где - расчётный ток в кабельных линиях, А;
- удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/км;
l- длина линии, км;
- время максимальных потерь.
. (10.7)
Так как линии работают весь год, то =8760 ч.
ч;
тыс. руб.;
, (10.8)
где Ц - цена на оборудование (2012 года), тыс. руб.;
I - индекс цен оборудования(I=1);
L- длина линии, км;
- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования ( = 0,1 - для оборудования с небольшой массой, = 0,05 - для оборудования массой выше 1 т.);
- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (=0,020,15 - в зависимости от массы и сложности оборудования);
- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (=0,10,15 - в зависимости от оптовой цены оборудования).
тыс. руб.
(10.9)
где На=5% - норма амортизационных отчислений;
Нобсл.=2% - норма обслуживания оборудования;
Нрем.=0,3% - норма ремонта оборудования.
тыс. руб.;
тыс. руб.
Далее производятся аналогичные расчёты суммарных приведённых затрат кабельных линий для петлевой и радиальной схем электроснабжения, результаты сводятся в таблицу представленные в приложениях С, Т:
Технико-экономические параметры вариантов схем электроснабжения представлены на листе 6 графических материалов.
Выгодность петлевой схемы является очевидной, т.к. она требует меньше полных капитальных вложений на оборудование и материалы. А также она оказывается дешевле в эксплуатации. Поэтому для электроснабжения района выбираем петлевую схему.
10.2 Сметно-финансовый расчёт
Действующими нормативными документами являются ТЕРм -2001 и ТЕРп-2001-01 , инструкции и указания по производству и приемке СМР в том числе по технике безопасности в строительстве.
На основании схемы электроснабжения разрабатывается смета-спецификация оборудования содержащая список монтируемого оборудования и расходных материалов которые включаются в смету.
Смета - спецификация выполняется в виде таблицы У.1, ПРИЛОЖЕНИЕ У.
1 ) Составление сметы затрат на строительно-монтажные работы.
Полная сметная стоимость строительно-монтажных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений). Утвержденная смета является предельно-допустимой величиной инвестиций на весь период строительства.
Для расчетов используются ТЕРм 81-03-08-2001 и прайсы фирм-поставщиков электрооборудования и кабельной продукции.
Локальная смета на строительные и монтажные работы и стоимость оборудования приведена в приложении Ф, Таблица Ф.1.
Основные показатели, определяемые по смете, составляют:
- стоимость оборудования (в текущих ценах)Со=226 822 000 руб.;
- стоимость материалов (в текущих ценах) Сопт=4 146 579,9 руб.;
- стоимость материалов Смат=48 416,4 руб.;
- стоимость монтажных и пусконаладочных работ Ссмпр=555 326,51 руб.;
- стоимость эксплуатации машин Сэм=450 240,05 руб.;
- заработная плата рабочих Сзп =56 671,99 руб.;
- заработная плата машинистов Сзпм=30 989,16 руб.;
Пересчет сметы в цены 2012 года.
2 ) Стоимость строительно-монтажных работ
Произведем детальный пересчет локальной сметы. При этом индексируются следующие элементы локальной сметы: фонд заработной платы (основная заработная плата и заработная плата машинистов); затраты по эксплуатации машин; стоимость оборудования и материалов.
Затраты на материалы в текущих ценах расчетного года:
, (10.10)
где - стоимость материалов в базисных ценах, руб.;
I2012 =6,572 - базисный индекс удорожания материалов к расчетному 2012 году, отн. ед.
С2012 м = 48416,4 • 6,572 = 318192,5 руб.
Затраты на основную заработную плату по монтажу и на заработную плату по эксплуатации машин в текущих ценах:
, (10.11)
где - основная заработная плата работников, выполняющих строительно- монтажные работы в расценках базисного периода, руб.;
- основная заработная плата машинистов в расценках базисного периода, руб.;
- базисный индекс увеличения заработной платы к расчетному 2012 году, отн. ед.
Kрег - региональный коэффициент, для Вологодской области 1,15
С2012зп=(56671,99 + 30989,16+8211) 13,609*1,15 = 1500432,7 руб.
Затраты по эксплуатации машин в текущих ценах:
, (10.12)
где - затраты по эксплуатации машин (за вычетом заработной платы машинистов) в расценках базисного периода, руб.;
- базисный индекс удорожания эксплуатации машин к расчетному 2012 году, отн. ед.
С2012эм=(450240,05 - 30989,16) • 5,582 = 2340258,5 руб.
Всего прямых затрат в текущих ценах:
; (10.13)
Спз = 318192,5 + 1500432,7 + 2340258,5 = 4158883,7 руб.
Накладные расходы:
, (10.14)
где - норматив накладных расходов, рекомендуемый Госстроем России, отн.ед.
Сн=0,95 • 4158883,7 = 3950939,5руб.
Сметная прибыль организации:
, (10.15)
где - норматив сметной прибыли, рекомендуемый Госстроем России, отн.ед.
Рсм=0,65 • 4158883,7 = 2703274,4 руб.
Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах:
; (10.16)
Ссмр=4158883,7 + 3550939,5 + 2703274,4 = 10413097,6 руб.
Затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования
Расходы на запасные части:
, (10.17)
где - коэффициент, учитывающий стоимость запасных частей, отн.ед.;
- стоимость оборудования в текущих ценах, руб.
Сзч=0,02 • 226822000 = 4536440 руб.
Расходы на тару и упаковку:
, (10.18)
где - коэффициент, учитывающий расходы на тару и упаковку, отн.ед.
Сту=0,015 • 226822000 = 3402330 руб.
Транспортные расходы:
, (10.19)
где - коэффициент, учитывающий транспортные расходы, отн.ед.
Стр=0,05 • 226822000= 11341100 руб.
Снабженческо-сбытовая наценка:
, (10.20)
где - коэффициент, учитывающий снабженческо-сбытовую наценку, отн.ед.
Ссб=0,05 • 226822000 = 11341100 руб.
Заготовительно-складские расходы:
, (10.21)
Подобные документы
Разработка принципиальной схемы электроснабжения микрорайона города. Расчет электрических нагрузок. Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Выбор коммутационной аппаратуры.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 15.02.2017Развитие нетрадиционных видов энергетики в Крыму. Выбор схемы электроснабжения микрорайона. Расчет электрических нагрузок жилого микрорайона. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции. Расчет токов короткого замыкания в сетях.
курсовая работа [386,1 K], добавлен 08.06.2014Определение расчетной нагрузки жилых зданий. Расчет нагрузок силовых электроприемников. Выбор места, числа, мощности трансформаторов и электрической аппаратуры. Определение числа питающих линий, сечения и проводов кабеля. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [273,7 K], добавлен 15.02.2017Расчет электрической нагрузки микрорайона. Определение числа и мощности сетевых трансформаторных подстанций. Выбор схем электроснабжения микрорайона. Расчет распределительной сети высокого и низкого напряжения. Проверка аппаратуры защиты подстанции.
дипломная работа [4,2 M], добавлен 25.12.2014Характеристика потребителей электрической энергии. Расчет электрических нагрузок, мощности компенсирующего устройства, числа и мощности трансформаторов. Расчет электрических сетей, токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и его проверка.
курсовая работа [429,5 K], добавлен 02.02.2010Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет распределительной сети, силовых и осветительных нагрузок. Выбор элементов схемы распределения электрической энергии. Назначение релейной защиты и автоматики. Методика расчета защитного заземления.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 15.02.2017Выбор напряжения и его обоснование. Краткая характеристика производства и потребителей электрической энергии. Расчет силовых электрических нагрузок. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания и их действие. Техника безопасности.
курсовая работа [952,7 K], добавлен 22.11.2012Характеристика потребителей электрической энергии. Режимы работы электрической сети. Обоснование схем подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор микропроцессорных терминалов защиты. Проверка измерительных трансформаторов. Организация связи РЗ.
курсовая работа [2,8 M], добавлен 10.01.2013Краткая характеристика потребителей электричества микрорайона. Определение расчетных нагрузок. Проектирование системы электроосвещения микрорайона. Выбор числа и мощности трансформаторов. Проектирование связи с питающей системой, электрической сети.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 15.04.2014Расчет электрических нагрузок электропотребителей. Проектирование системы наружного освещения микрорайона. Выбор высоковольтных и низковольтных линий. Определение числа, места и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [680,8 K], добавлен 15.02.2017
