Проектирование электроснабжения жилых и общественных зданий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

1.1 Нагрузки жилых зданий

1.2 Нагрузки общественных зданий

1.3 Нагрузка микрорайона

ГЛАВА 2. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1 Низковольтные схемы

2.1.1 Выбор низковольтных кабельных линий

2.1.2 Выбор напряжения силовой и осветительной сети

2.1.3 Выбор кабельных линий по допустимому току

2.1.4 Проверка выбранных сечений

2.1.5 Выбор силовых трансформаторов, кабельный журнал

2.2 Высоковольтные схемы

2.3 Выбор сечения КЛ от ЦП до РП микрорайона

2.3.1 Выбор сечений кабеля по длительно допустимому току

2.2.2 Проверка сечения сетей 10 Кв

2.2.3 Кабельный журнал для высоковольтных линий

2.3 Выбор сечения КЛ от ЦП до РП микрорайона

2.4 Выбор защиты

ГЛАВА 3. ЭКОНОМИКА И ОХРАНА ТРУДА

3.1 Экономическая оценка эффективности реконструкции подстанции

3.2 Пожарная безопасность

3.3 Электробезопасность

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть найдено путем технико-экономического сравнения вариантов.

Составление наиболее целесообразных вариантов схемы является достаточно сложной задачей, так как при большом количестве пунктов питания и узлов нагрузок количество возможных вариантов получается очень большим. Использование имеющихся компьютерных программ существенно облегчает решение задачи, хотя опыт и искусство проектировщика продолжают оставаться решающим фактором.

Основные требования к схемам сети. При проектировании схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их развития и функционирования с учетом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими. В первую очередь необходимо рассматривать работоспособность действующих сетей при перспективном уровне электрических нагрузок с учетом физического и морального износа линий и ПС и их возможной реконструкции .

Развитие сети должно предусматриваться на основе целесообразности использования технически и экономически обоснованного минимума схемных решений, обеспечивающих построение сети из типовых унифицированных элементов в соответствии с нормативно-технической документацией по проектированию ПС и линий.

- уровней электрических нагрузок и балансов мощности от планируемых;

- трасс ВЛ и площадок ПС от намеченных;

- сроков ввода в работу отдельных энергообъектов.

На всех этапах развития сети следует предусматривать возможность ее преобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линий и ПС.

При проектировании развития сети рекомендуется предусматривать комплексное электроснабжение существующих и перспективных потребителей независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности. При этом рекомендуется учитывать нагрузки других потребителей, расположенных в рассматриваемом районе, а также намечаемых на рассматриваемую перспективу.

При проектировании развития системообразующей сети следует исходить из целесообразности многофункционального назначения вновь сооружаемых линий:

- увеличение пропускной способности сети для обеспечения устойчивой и надежной параллельной работы ОЭС;

- надежная выдача мощности электростанций:питание узлов нагрузки.

Рекомендуется избегать прямых связей между электростанциями (без промежуточных отборов мощности), для чего их необходимо прокладывать через крупные узлы нагрузки.

Цель работы - проектирование электроснабжения жилых и общественных зданий от центра питания до вводного распределительного устройства.

При проектировании развития электрических сетей необходимо обеспечивать снижение потерь электроэнергии до экономически обоснованного уровня.

Схема электрической сети должна допускать возможность эффективного применения современных устройств релейной защиты (РЗ), режимной и противоаварийной автоматики [2].

ГЛАВА 1 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условиям допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжения и выбора защиты. Под максимальной (расчетной) нагрузкой понимают наибольшее значение нагрузки элементов системы электроснабжения (СЭС)[1] .

1.1 Нагрузки жилых зданий

Расчетную нагрузку групповых сетей освещения общедомовых помещений жилых зданий, а также жилых помещений общежитий следует определять по светотехническому расчету с коэффициентом спроса, равным 1.

Расчетная нагрузка питающих линий, вводов и на шинах РУ-0,4 кВ ТП от электроприемников квартир () определяется по формуле, кВт,

, (1.1)

где - удельная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая по таблице 1.1 в зависимости от числа квартир, присоединенных к линии (ТП), типа кухонных плит, кВт/квартиру. Удельные электрические нагрузки установлены с учетом того, что расчетная неравномерность нагрузки при распределении ее по фазам трехфазных линий и вводов не превышает 15 %;

n - количество квартир, присоединенных к линии (ТП).



Таблица 1.1

Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартиру

Потребители электроэнергии	Удельная расчетная электрическая нагрузка при количестве квартир
	1-5	6	9	12	15	18	24	40	60	100	200	400	600	1000
Электрическими, мощностью 8,5 кВт	10	5,1	3,8	3,2	2,8	2,6	2,2	1,95	1,7	1,5	1,36	1,27	1,23	1,19

Расчетная нагрузка вводов и на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании от них общего освещения, розеток, кухонных электрических плит и помещений общественного назначения в общежитиях коридорного типа определяется как сумма расчетных нагрузок питающих линий, умноженная на 0,75.

Расчетная нагрузка линии питания лифтовых установок Р_р.л, кВт, определяется по формуле

, (1.2)

где - коэффициент спроса, определяемый по таблице 1 в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;

n_Л - число лифтовых установок, питаемых линией;

Р_ni - установленная мощность электродвигателя i-го лифта по паспорту, кВт.

В таблице 1.2 представлен коэффициент спроса в зависимости от количества лифтовых установок и числа этажей [7].



Таблица 1.2

Коэффициент спроса в зависимости от количества лифтовых установок и числа этажей

№ п.п.	Число лифтовых установок	Ксл для домов высотой, этажей
		До 12	12 и св.
1	2-3	0,8	0,9
2	4-5	0,7	0,8
3	6	0,65	0,75
4	10	0,5	0,6
5	20	0,4	0,5
6	25 и св.	0,35	0,4

Рассчитаем осветительную нагрузку для 10 этажного жилого дома 1 со встроено-пристроенным детским садиком на 120 мест. В данном доме 3 подъезда, в каждом подъезде по 52 квартиры. Для данного количества квартир выберем удельную нагрузку из таблицы (1). Так как в таблице нет удельной нагрузки для 52 квартир, а есть для 40 равная 1,95 и для 60 равная 1,7, то по примечаниям из СП 31-110-2003 находим для 52 квартир удельную нагрузку путем интерполяции, следовательно, примем ее за 1,83. Подставляем данные в формулу 1 получим

Расчет силовой нагрузки производят из получения значений номинальных нагрузок лифтов. Номинальная мощность лифтов указана в задании. Подставляем значения в формулу 2, получим силовую нагрузку 1 подъезда

Расчет нагрузки детского сада выполняют в зависимости от числа мест, удельная нагрузка на одно место составляет =0,46 кВт/место, соответственно для 120 мест расчетная мощность составляет .

Устанавливаем вводное распределительное устройство (ВРУ) на 3 подъезда. Ближайшая подстанции от дома 1 - ТП 27 и ТП 38,но ТП 38 будет использоваться торгово-досуговым центром городского значения, запитываем от ТП 27 два кабеля (осветительный и силовой), так как жилые дома свыше 10 этажей являются, по надежности электроснабжения, потребителями 2 категории. Рассчитаем токи для осветительной и силовой нагрузки:

(1.3)

где Р - нагрузка;

-номинальное напряжение (принимаемое за 0,38кВ);

=0,9.

Устанавливая вводное распределительное устройство, нагрузка будет складываться из 3 подъездов, а так как во всех трех подъездах нагрузка одинаковая, то расчетный осветительный ток будет равен , силовой ток - , аварийный ток - сумма осветительного и силового токов.

, (1.4)

где - аварийный суммарный ток;

По такому же принципу складывается мощность.

Все рассчитанные данные заносятся в таблицу (3)



Таблица 1.3

Электрические нагрузки

№ здания	№ подъезда	n
1	1	52	1,83	95	18	113	160	30,4	190
	2	52	1,83	95	18	113	160	30,4	190
	3	52	1,83	95	18	113	160	30,4	190
2	1	50	1,83	91	18	109	154	30,4	185
	2	50	1,83	91	18	109	154	30,4	185
	3	50	1,83	91	18	109	154	30,4	185
	4	60	1,7	102	18	120	172	30,4	202
	5	50	1,83	91	18	109	154	30,4	185
	6	50	1,83	91	18	109	154	30,4	185
	7	60	1,7	102	18	120	172	30	202
	8	41	1,95	80	18	98	135	30	165
	9	41	1,95	80	18	98	135	30	165
	10	41	1,95	80	18	98	135	30	165
3	1	51	1,83	93	18	111	157	30	187
	2	51	1,83	93	18	111	157	30	187
	3	60	1,7	102	18	120	172	30	202
	4	51	1,83	93	18	111	157	30	187
	5	51	1,83	93	18	111	157	30	187
	6	60	1,7	102	18	120	172	30	202
	7	40	1,95	78	18	96	132	30	162
	8	40	1,95	78	18	96	132	30	162
	9	40	1,95	78	18	96	132	30	162
4	1	52	1,83	95	18	113	161	30	191
	2	52	1,83	95	18	113	161	30	191
	3	52	1,83	95	18	113	161	30	191
5	1	96	1,56	149	63	212	251	106	357
6	1	96	1,56	149	63	212	251	106	357
7	1	96	1,56	149	63	212	251	106	357
8	1	96	1,56	149	63	212	251	106	357
9	1	96	1,56	149	63	212	251	106	357
10	1	98	1,5	147	45	192	248	76	324
	2	98	1,5	147	45	192	248	76	324
	3	98	1,5	147	45	192	248	76	324
	1	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	2	106	1,5	159	90	249	269	152	402
	3	106	1,5	159	90	249	269	152	402
11	4	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	5	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	6	54	1,83	98	90	188	166	152	318
	7	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	8	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	9	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	10	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	11	54	1,83	98	90	188	166	152	318
	12	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	13	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	14	95	1,56	148	90	238	250	152	402
	15	106	1,5	159	90	249	269	152	421
	16	95	1,56	148	90	238	250	152	421
	17	95	1,56	148	90	238	250	152	421
12	1	230	1,36	313	50	363	529	85	614
13	1	230	1,36	313	50	363	529	85	614
14	1	230	1,36	313	50	363	529	85	614

1.2 Нагрузки общественных зданий

Расчеты электрических нагрузок общественных зданий выполняют по укрупненным удельным электрическим нагрузкам, приведенным в таблице (4). Формула расчета мощности:

, (1.4)

где - площадь рассчитываемого помещения.

Таблица 1.4

Удельные нагрузки общественных зданий

№ п. п.	Здание	Единица измерения	Удельная нагрузка
Предприятия общественного питания
	Полностью электрифицированные с количеством посадочных мест:
1	до 400	кВт/место	1,04
2	св. 400 до 1000	То же	0,86
3	« 1000	»	0,75
	Частично электрифицированные (с плитами на газообразном топливе) с количеством посадочных мест:	»	0,81
4	до 400	»	0,69
5	св. 400 до 1000	»	0,56
6	« 1000
Продовольственные магазины
7	Без кондиционирования воздуха	кВт/м2 торгового зала	0,23
8	С кондиционированием воздуха	То же	0,25
Промтоварные магазины
9	Без кондиционирования воздуха	»	0,14
10	С кондиционированием воздуха	»	0,16
Общеобразовательные школы
11	С электрифицированными столовыми и спортзалами	кВт/1 учащегося	0,25
12	Без электрифицированных столовых, со спортзалами	То же	0,17
13	С буфетами, без спортзалов	»	0,17
14	Без буфетов и спортзалов	»	0,15
15	Профессионально-технические училища со столовыми	»	0,46
16	Детские ясли -сады	кВт/место	0,46
	Кинотеатры и киноконцертные залы
17	С кондиционированием воздуха	То же	0,14
18	Без кондиционирования воздуха -	»	0,12
19	Клубы	»	0,46
20	Парикмахерские	кВт/рабочее место	1,5
Здания или помещения учреждений управления, проектных и конструкторских организаций
21	С кондиционированием воздуха	кВт/м2 общей площади	0,054
22	Без кондиционирования воздуха	То же	0,043
Гостиницы
23	С кондиционированием воздуха	кВт/место	0,46
24	Без кондиционирования воздуха	То же	0,34
25	Дома отдыха и пансионаты без кондиционирования воздуха	»	0,36

В таблице (1.5) приведены расчетные данные нагрузок для общественных зданий [7].



Таблица 1.5

Расчетные нагрузки общественных зданий

№ здания			Кол-во мест
1	0.46	-	120	55.2	93.3
2	0.46	-	120	55.2	93.3
3	0.46	-	120	55.2	93.3
4	0.46	-	120	55.2	93.3
5	0.25	611	-	153	259
6	0.25	611	-	153	259
9	0.25	611	-	153	259
11	0.22	6965.5	-	1533	2591
12	1.04	-	50	52	88
13	0.054	724	-	39.1	66
14	0.054	724	-	39.1	66
15	0.22	-	1320	291	492
16	0.25	16818.9	-	4204.73	7105
17	0.25	30298	-	7574.5	12801
18	0.9	-	420	378	639
20	-	-	-	100	169
21	-	-	-	25	42.25
40	-	-	-	25	42.25

1.3 Нагрузка микрорайона

Нагрузка микрорайона - это сумма всех нагрузок жилых и общественных зданий. Относительно этой нагрузки рассчитываются высоковольтные сети микрорайона, прокладываемые от центра питания (ЦП) до распределительного пункта (РП).



ГЛАВА 2. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1 Низковольтные схемы

Низковольтные схемы микрорайона выполняют кабельными линиями, прокладываемыми в земле на глубине заложения 0,7 метра, от распределительного устройства на трансформаторной подстанции 0,4 кВ до вводного распределительного устройства жилого дома.

2.1.1 Выбор низковольтных кабельных линий

Кабель- одна или более изолированных жил (проводников), заключенных, как правило, в оболочку (металлическую, резиновую, пластмассовую), поверх которой в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может накладываться броня с наружным покровом или без него [10].

Сечения проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от технических и экономических факторов. К техническим факторам , влияющим на выбор сечений, относят: нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током, нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания (КЗ), потери напряжения в жилах кабелей или проводах воздушных линий от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах.

По полученным из расчетов сечений выбирают стандартное сечение и исходят из следующего.

При выборе сечения по термической стойкости выбирают стандартное ближайшее большее сечение.

По потерям напряжения выбирают ближайшее большее сечение. Однако в некоторых случаях, когда расчетное сечение близко к стандартному, можно принять и меньшее. Это решение принято на основании конкретных данных о достоверности электрических нагрузок, положенных в основу расчета.

При выборе сечения по нагреву (длительно-допустимому току) выбирают ближайшее большее сечение. Во всех случаях не следует стремиться повышать сечение без достаточных на то оснований.

Выбор сечения по механической прочности для кабельных линий решается просто. Кабели выпускают с условием того, что самое малое (начальное в таблице) сечение является механически стойким.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производят по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки в соответствии с выражением

(2.1)

где - сечение по экономической плотности тока;

- расчетный ток;

-экономическая плотность тока.

Этот выбор экономического сечения не соответствует другим утвержденным положениям об экономических соображениях при решении всех электротехнических вопросов, нуждающихся в экономической оценке.

Факторы, влияющие на выбор сечений кабельных линий:

- нагрев рабочим током. Температура нагрева, а следовательно, и ток ограничиваются допустимой температурой для изоляции и зависят от материала изоляции жил кабеля. Сечение выбирают по таблицам ПУЭ, которые учитывают температуру жилы кабеля. Выбираемое сечение обычно должно быть больше расчетного. По таблицам берут сечение, допускающее ближайший больший или одинаковый ток по сравнению с расчетным;

- нагрев от кратковременного выделения током КЗ. Температура нагрева определяется как значением тока так и временем его прохождения. Расчет ведут по количеству тепла, выделяемого за определенный промежуток времени и вызывающего нагрев жилы кабеля, сечение выбирают ближайшее большее по отношению к расчетному;

- механическая прочность жил кабеля определяется механической нагрузкой на жилы и оболочку кабеля от полной собственной массы

- кабеля при его прокладке, протяжке и подвеске. Нагрузку учитывают при проектировании прокладки кабеля; она определяет минимальное допустимое сечение жил кабеля для изготовления его на каждом напряжении. По этой причине в справочных таблицах ПУЭ на каждом напряжении сечение кабелей начинается с допустимого по механической прочности.

Экономическая целесообразность. Сечение должно выбираться по годовым затратам в соответствии с расчетом. При выборе сечения принимают ближайшее меньшее стандартное по отношении к расчетному (нестандартному) сечение.

Во всех случаях выбора сечения кабеля необходимо тщательно анализировать и проверять полученные расчетные нагрузки и, где это возможно и целесообразно, сокращать расход цветного металла на сооружение электрических сетей [8].

Все жилые здания по надежности электроснабжения являются потребителями 2 категории, поэтому от ТП до ввода жилого дома прокладывают 2 кабеля под землей на глубине 0,7 метра марки
. Кабель низковольтный, четырехжильный, с бумажной, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воздухе.

2.1.2 Выбор напряжения силовой и осветительной сети

Для питания силовой и осветительной нагрузки жилых и общественных зданий применяют трехфазные четырех проводные сети с системой напряжения 380/220 В. Эта система позволяет питать осветительную нагрузку на фазное напряжение и силовую нагрузку - на линейное напряжение.

2.1.3 Выбор кабельных линий по допустимому току

Для выбора сечения жил кабелей по нагреву определяют расчетный ток и по таблицам из ПУЭ выбирают стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току[8]. Все расчетные токи приведены в таблицах 3 и 5.

Расчетный осветительный ток для дома 1, подъездов 1, 2 , 3 одинаковый. , длительно допустимый ток из таблицы 1.3.18 для сечения 240 , =320 А. Так как больше сечения, чем 240 не прокладывают, то осветительную нагрузку разбивают на 2 кабеля. На каждый кабель протекает ток в 240 А. Для сечения 185 =260А. И с условием, что на осветительную нагрузку прокладываем 2 кабеля, то сечение будет: 2х185. Расчетный силовой ток дома 1 равен , длительно допустимый ток для сечения 35 , =95 А. Прокладываем от ТП 27 в траншее 3 кабеля. Для остальных домов сечения записываем в таблицу 2.1. Далее проверяем кабель в аварийном режиме, когда один из кабелей выходит из строя и осветительная и силовая нагрузки протекают по 1 кабелю. Допускается перегружать кабель на 40 % 5 раз в неделю в течение 6 часов. Записываем сечение по аварийному току в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Сечение по аварийному току

	ТП27-1	ТП27-2 П.1-4	ТП26-2 П.5-7	ТП26-2 П.8-10	ТП26-3 П.1-3	ТП33-3 П.4-6	ТП33-3 П.7-9
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
, А	482	91	636	122	482	92	406	92	619	122	619	122	396	92
	260	95	320	140	260	95	230	95	320	140	320	140	200	95
,	2х 185	35	2х 240	70	2х 185	35	2х 150	35	2х 240	70	2х 240	70	120	35
,	2х 150	2х 240	2х 150	2х 120	2х 240	2х 240	2х 120

Расчетные данные тока и соответствующего ему длительно допустимого, а также сечений для подстанций 29, 26, 33, 25, 24, 30 записываем в таблицу (2.2).

Таблица 2.2

Расчетные данные тока для подстанций 29, 26, 33, 25, 24, 30

	ТП29-5	ТП26-6	ТП33-7	ТП25-8	ТП24-9	ТП24-10	ТП30-12
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
, А	260	107	260	107	260	107	260	107	260	107	745	228	529	254
	260	110	260	110	260	110	260	110	260	110	260	260	320	260
,	185	50	185	50	185	50	185	50	185	50	3х 185	185	2х 240	185
,	240	240	240	240	240	3х 185	2х 240

Расчетные данные тока и соответствующего ему длительно допустимого, а также сечений для подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28 записываем в таблицу (2.3).

Таблица 2.3

Расчетные данные тока для подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28

	ТП36-13	ТП31-14	ТП32-15	ТП22-16	ТП38-17	ТП37-17	ТП28-17
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
, А	529	254	529	254	246	246	2102	2102	1262,5	1262,5	1262,5
	320	260	320	260	260	260	320	320	320	320	320	320	320	320
,	2х 240	185	2х 240	185	185	185	8х 240	8х 240	4х 240	4х 240	4х 240	4х 240	4х 240	4х 240
,	2х 240	2х 240	2х 120	16х 240	10х 240	10х 240	10х 240



Расчетные данные тока и соответствующего ему длительно допустимого, а также сечений для подстанций 36, 35, 26, 29 записываем в таблицу (2.4).

Таблица 2.4

Расчетные данные тока для подстанций 36, 35, 26, 29

	ТП36-18	ТП35-20	ТП36-21	ТП26-40	ТП29-11.2	ТП29-11.5	ТП35-11.8
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
, А	320	320	42	42	21	21	21	21	728	507	668	507	1166	416
	320	320	60	60	60	60	60	60	260	260	230	260	320	230
,	240	240	16	16	16	16	16	16	3х 185	2х 185	3х 150	2х 185	4х 240	2х 150
,	2х 150	16	16	16	4х 150	3х 240	4х 240

Расчетные данные тока и соответствующего ему длительно допустимого, а также сечений для подстанций 25, 34, 35 записываем в таблицу (2.5).

Таблица 2.5

Расчетные данные тока для подстанций 25, 34, 35

	ТП35-11.10	ТП34-11.13	ТП34-11.16	ТП35-11.3	ТП35-11.9	ТП35-11.14	ТП25-4
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
, А	416	338	751	507	686	507	432	432	432	432	432	432	483	92
	230	200	260	260	230	260	230	230	230	230	230	230	260	95
,	2х 150	2х 120	3х 185	2х 185	3х 150	2х 185	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 185	35
,	2х 240	3х 240	3х 240	2х 240	2х 240	2х 240	2х 150



2.1.4 Проверка выбранных сечений

Проверку кабельных линий на экономическую плотность выполняют по формуле (5), с условием, что экономическая плотность находится в пределах (1,2…1,6). Выбираем среднее значение экономической плотности равной 1,4. Проверим фидер от ТП 27 до ВРУ дома 1, подставив значения в формулу (5) получим для силовой нагрузки расчетное сечение 65,2 . Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение 50 . Аналогично ведутся расчеты для остальных кабельных линий, результаты расчетов занесены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Расчеты для остальных кабельных линий

	ТП27-1	ТП27-2 П.1-4	ТП26-2 П.5-7	ТП26-2 П.8-10	ТП26-3 П.1-3	ТП33-3 П.4-6	ТП33-3 П.7-9
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	483	91	636	122	482	92	406	91	619	122	619	122	395	91
	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
	2х 150	50	2х 185	70	2х 150	50	2х 120	50	2х 185	70	2х 185	70	2х 120	50

Сечения по экономической плотности, экономическую плотность, заносим в таблицу (2.7) для подстанций 29, 26, 33, 25, 24, 30.

Таблица 2.7

	ТП29-5	ТП26-6	ТП33-7	ТП25-8	ТП24-9	ТП24-10	ТП30-12
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	260	106	260	106	260	106	260	106	260	106	745	228	529	254
	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
	185	70	185	70	185	70	185	70	185	70	2х 240	150	2х 185	150



Сечения по экономической плотности, экономическую плотность, заносим в таблицу (2.8) для подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28.

Таблица 2.8

Результаты расчетов сечения по экономической плотности подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28

	ТП36-13	ТП31-14	ТП32-15	ТП22-16	ТП38-17	ТП37-17	ТП28-17
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	529	254	529	254	246	246	3553	3553	2134	2134	2134	2134	2134	2134
	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
	2х 185	150	2х 185	150	150	150	14х 240	14х 240	6х 240	6х 240	6х 240	6х 240	6х 240	6х 240

Сечения по экономической плотности, экономическую плотность, заносим в таблицу (2.9) для подстанций 36, 35, 26, 29.

Таблица 2.9

Результаты расчетов сечения по экономической плотности подстанций 36, 35, 26, 29

	ТП36-18	ТП35-20	ТП36-21	ТП26-40	ТП29-11.2	ТП29-11.5	ТП35-11.8
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	320	320	21	21	21	21	21	21	778	507	668	507	1166	507
	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
	185	185	16	16	16	16	16	16	2х 240	2х 150	2х 185	2х 150	4х 240	2х 150

Сечения по экономической плотности, экономическую плотность, заносим в таблицу (2.10) для подстанций 35, 34, 25.



Таблица 2.10

Результаты расчетов сечения по экономической плотности подстанций 35, 34, 25

	ТП35- 11.10	ТП34-11.13	ТП34-11.16	ТП35-11.3	ТП35-11.9	ТП35-11.14	ТП25-4
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	416	338	751	507	686	507	432	432	432	432	432	432	483	92
	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
	240	240	2х 240	2х 150	2х 240	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	2х 150	50

Для проверки на защиту от токов короткого замыкания определяют в начале ток короткого замыкания. Ток короткого замыкания будет равен отношению фазного напряжения к сумме полного сопротивления трансформатора и кабельной линии. Выбираем защиту - плавкую вставку. С учетом того, что в начале линии установлена плавкая вставка, а по требованию ПУЭ главы 3.1.9 ток плавкой вставки должен иметь кратность 300% по отношение к длительно допустимым токовым нагрузкам, допускается не выполнять счетной проверки кратности тока короткого замыкания. Таким образом, ток короткого замыкания будет равен в 3 раза больше тока плавкой вставки. Существует условие, при котором проверяют сечение на ток короткого замыкания:

, (2.2)

где - полное сопротивление кабеля;

- фазное напряжение (220 В);

- ток плавкой вставки.

Полное сопротивление определяется по выражению:



(2.3)

где -полное активное сопротивление;

- полное индуктивное сопротивление.

Полное активное сопротивление находится как произведение удельного активного сопротивления на длину линии. Полное индуктивное сопротивление находится как произведение удельного индуктивного сопротивления на длину линии:

R=(2.4)

где - удельное активное сопротивление;

- длина линии.

На примере дома 1 выполним проверку сечения по условиям тока короткого замыкания.

Выбираем ток плавкой вставки по аварийному(суммарному) току дома 1. Устанавливаем перекидной рубильник, максимальный длительно допустимый ток которого 600 А. В случаях, когда суммарный рассчитанный ток превышает 500 А, нужно будет выбранное сечение разделить на 2 кабеля.

Так как сечение выбранное по длительно допустимому току 2х185, то ток плавкой вставки будет половина суммарного тока. Суммарный аварийный ток для дома 1 равен 654,9 А. На каждый кабель будет поступать ток по 328 А. Стандартное значение тока плавкой вставки - 400А. Подставляя в неравенство (6) получаем, что 0,183 Ом. Посчитав по формуле (7) получаем, что=0,02 Ом. Условие соблюдается, сечение 2х185 проходит по условиям токов короткого замыкания. Полученные данные для дома 1,2 и 3 сводим в таблицу (2.11).



Таблица 2.11

Результаты расчетов сечения по экономической плотности подстанций 26, 27, 33

	ТП27-1	ТП27-2 П.1-4	ТП26-2 П.5-7	ТП26-2 П.8-10	ТП26-3 П.1-3	ТП33-3 П.4-6	ТП33-3 П.7-9
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	400	400	400	400	315	315	250	250	400	400	400	400	250	250
	0,113	0,113	0,06	0,06	0,04	0,04	0,15	0,15	0,11	0,11	0,05	0,05	0,18	0,18
	2х 185	2х 150	2х 240	2х 240	2х 185	2х 150	2х 150	2х 120	2х 240	2х 240	2х 240	2х 240	2х 120	2х 120

Ток плавкой вставки, длина траншеи и расчетное сечение по токам короткого замыкания для домов 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12 представлено в таблице (2.12)

Таблица 2.12

Ток плавкой вставки, длина траншеи и расчетное сечение по токам короткого замыкания для домов 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12

	ТП29-5	ТП26-6	ТП33-7	ТП25-8	ТП24-9	ТП24-10	ТП30-12
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	400	400	400	400	400	400	400	400	400	400	250	400	400	400
	0,04	0,04	0,06	0,06	0,06	0,06	0,03	0,03	0,03	0,03	0,08	0,08	0,02	0,02
	240	240	240	240	240	240	240	240	240	240	3х 185	3х 185	2х 240	2х 240

Рассчитанные данные для дома 13,14,15, а также зданий 16,17 записаны в таблице (2.13).



Таблица 2.13

Рассчитанные данные для дома 13,14,15, а также зданий 16,17

	ТП36-13	ТП31-14	ТП32-15	ТП22-16	ТП38-17	ТП37-17	ТП28-17
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	400	400	400	400	250	250	500	500	500	500	500	500	500	500
	0,05	0,05	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,037	0,037
	2х 240	2х 240	2х 240	2х 240	2х 120	2х 120	16х 240	16х 240	10х 240	10х 240	10х 240	10х 240	10х 240	10х 240

Для зданий 18,20,21,40,11 записаны данные в таблицу (2.14)

Таблица 2.14

Рассчитанные данные для зданий 18,20,21,40,11

	ТП36-18	ТП35-20	ТП36-21	ТП26-40	ТП29-11.2	ТП29-11.5	ТП35-11.8
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	400	400	200	200	25	25	25	25	315	315	400	400	500	500
	0,02	0,02	0,025	0,025	0,025	0,025	0,025	0,025	0,09	0,17	0,055
	2х 150	2х 150	16	16	16	16	16	16	4х 150	4х 150	3х 240	3х 240	4х 240	4х 240

Ниже приведены рассчитанные данные для зданий 11 и 4 в таблице (2.15).

Таблица 2.15

Рассчитанные данные для зданий 11 и 4

ТП35- 11.10

ТП34-11.13

ТП34-11.16

ТП35-11.3

ТП35-11.9

ТП35-11.14

ТП25-4

о

с

о

с

о

с

о

с

о

с

о

с

о

с

400

400

500

500

400

400

315

315

500

500

315

315

400

400

0,055

0,09

0,16

0,22

0,02

0,19

0,1

0,1

2х 240

2х 240

3х 240

3х 240

3х 240

3х 240

3х 240

3х 240

2х 240

2х 240

3х 185

3х 185

2х 185

2х 150



Проверку кабельных линий на потерю напряжения выполняют из условий, что потеря напряжения от трансформаторной подстанции до вводного распределительного устройства в нормальном режиме не превышает 2,5%, а в аварийном режиме не более 5 %. Для каждого стандартного сечения существуют удельные потери напряжений в низковольтных сетях, приведенные в таблице (2.16)

Таблица 2.16

Проверка кабельных линий на потерю напряжения

Сечение	240	185	150	120	95	70	50	35	25	16
Удельные потери напряжения	0,11	0,14	0,16	0,21	0,25	0,34	0,46	0,66	0,91	1,39

Проверка кабеля на потерю напряжения в аварийном режиме выполняют из условия, что в некоторый момент времени из двух питающих вводов один выходит из строя, тогда осветительная и силовая нагрузки питаются от одного фидера. Таким образом, нагрузка на кабель будет суммарной. Потеря напряжения будет вычисляться по формуле:

(2.5)

где - сумма осветительной и силовой нагрузок;

- длина траншеи;

- удельное значение потери напряжения, приведенное в таблице (2.16).

Определим сечение, при котором от трансформаторной подстанции до вводного распределительного устройства потеря напряжения будет не более 5 %, подставив в формулу (2.5), получим =4,8% при сечении 240 . Но так как по длительно допустимому току выбрано сечение 2х185 для осветительной нагрузки, следовательно, сечение увеличивать не нужно. Тогда потеря напряжения будет составлять =3,07%. Выписываем в таблицу 2.17 принятое сечение, выбрав из всех сечений большее.

Таблица 2.17

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 27, 26, 33

	ТП27-1	ТП27-2 П.1-4	ТП26-2 П.5-7	ТП26-2 П.8-10	ТП26-3 П.1-3	ТП33-3 П.4-6	ТП33-3 П.7-9
	387,5	448,5	339	294	438	438	288
	0,113	0,065	0,04	0,15	0,11	0,05	0,18
	0,11	0,16	0,34	0,11	0,21	0,21	0,16
	240	150	70	240	2х 120	120	2х 150
	4,8	4,66	4,61	4,85	5	4,6	4,15

В таблицу (2.18) заносим данные расчета мощности, длины линии, сечение линии, потери напряжения для кабельных линий подстанций 29, 26, 33, 25, 24, 30.

Таблица 2.18

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 29, 26, 33, 25, 24, 30

	ТП29-5	ТП26-6	ТП33-7	ТП25-8	ТП24-9	ТП24-10	ТП30-12
	216,6	216,6	216,6	216,6	216,6	476	463
	0,04	0,065	0,065	0,03	0,03	0,08	0,02
	0,46	0,34	0,34	0,66	0,66	0,11	0,46
	50	70	70	35	35	240	50
	4	4,7	4,8	4,3	4,3	5	4,26

В таблицу (2.19) заносим данные расчета мощности линии, длины линии, сечение кабеля, а также потери напряжения для подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28.

Таблица 2.19

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28

	ТП36-13	ТП31-14	ТП32-15	ТП22-16	ТП38-17	ТП37-17	ТП28-17
	463	463	290,4	4205	2525	2525	2525
	0,055	0,03	0,03	0,02	0,02	0,02	0,037
	0,16	0,34	0,46	0,11	0,16	0,16	0,16
	150	70	50	2х 240	2х 150	2х 150	3х 150
	4,07	4,7	4	4,6	4	4	4,98

В таблицу (2.20) заносим данные расчета мощности, длины, сечение линии, потери напряжения для подстанций 36, 35, 26, 29.

Для линии проходящей от подстанции 36 до здания 18 потеря напряжения в аварийном режиме составляет 4,9%, таким образом на этом участке линии потери напряжения укладываются в нормально допустимые значения.

Таблица 2.20

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 36, 35, 26, 29

	ТП36-18	ТП35-20	ТП36-21	ТП26-40	ТП29-11.2	ТП29-11.5	ТП35-11.8
	378	100	25	25	760	695	990
	0,02	0,025	0,025	0,025	0,09	0,17	0,055
	0,66	1,36	1,36	1,36	0,14	0,11	0,16
	35	16	16	16	2х 185	3х 240	2х 150
	4,9	3,4	0,85	0,85	4,79	4,33	4,36

В таблицу (2.21) заносим данные расчета мощности, длины, сечение линии, потери напряжения для подстанций 35, 24, 25.

Таблица 2.21

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 35, 24, 25

	ТП35- 11.10	ТП34-11.13	ТП34-11.16	ТП35-11.3	ТП35-11.9	ТП35-11.14	ТП25-4
	446	744	706	511	511	511	387,5
	0,055	0,03	0,16	0,22	0,02	0,19	0,1
	0,21	0,21	0,11	0,11	0,46	0,14	0,11
	150	150	3х 240	3х 240	50	3х 185	240
	3,9	4,68	4,15	4,12	4,7	4,53	4,26

Далее проверим осветительный кабель от дома 1 до вводного распределительного устройства на потерю напряжения в нормальном режиме. Принятое сечение 2х185, т.е. 2 кабеля с сечением 185 . Так как 2 кабеля, то половина мощности идет на 1 кабель. Найдем потерю напряжения:

(2.6)

где - расчетная мощность;

- длина траншеи;

- удельное значение потери напряжения, приведенное в таблице 2.10.

Подставив расчетные значения в формулу (10) получим =2,26%, следовательно, сечение (2х185) проходит по потере напряжения в нормальном режиме, рассчитанные данные заносим в таблицу (2.22).



Таблица 2.22

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 26, 27, 33

	ТП27-1	ТП27-2 П.1-4	ТП26-2 П.5-7	ТП26-2 П.8-10	ТП26-3 П.1-3	ТП33-3 П.4-6	ТП33-3 П.7-9
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	285,5	54	376,5	72	285	54	240	54	366	72	366	72	234	54
	0,113	0,113	0,06	0,06	0,04	0,04	0,15	0,15	0,11	0,11	0,05	0,05	0,18	0,18
	0,14	0,16	0,11	0,11	0,14	0,16	0,11	0,21	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,21
	2х 185	2х 150	2х 240	2х 240	2х 185	2х 150	2х 240	2х 120	2х 240	2х 240	2х 240	2х 240	2х 240	2х 120
	2,26	0,49	2,34	0,23	0,8	0,17	2	0,85	2,2	0,44	1	0,2	2,3	1

В таблицу (2.23) записываем мощность, длину, сечение и потерю напряжения в нормальном режиме для осветительных и силовых кабелей каждого ввода.

Таблица 2.23

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 29, 26, 33, 25, 24, 30

	ТП29-5	ТП26-6	ТП33-7	ТП25-8	ТП24-9	ТП24-10	ТП30-12
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	154	63	154	63	154	63	154	63	154	63	441	135	313	150
	0,04	0,04	0,065	0,065	0,03	0,03	0,08	0,08	0,02	0,02
	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,14	0,14	0,11	0,11
	240	240	240	240	240	240	240	240	240	240	3х 185	3х 185	2х 240	2х 240
	0,68	0,28	1	0,45	1	0,45	0,51	0,21	0,51	0,21	1,6	0,5	0,34	0,16

В таблицу (2.24) записываем мощность, длину, сечение и потерю напряжения в нормальном режиме для осветительных и силовых кабелей каждого ввода.



Таблица 2.24

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28

	ТП36-13	ТП31-14	ТП32-15	ТП22-16	ТП38-17	ТП37-17	ТП28-17
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	313	150	313	150	145	145	2103	2103	1263	1263	1263	1263	1263	1263
	0,055	0,03	0,03	0,02	0,02	0,02	0,037
	0,11	0,11	0,11	0,11	0,21	0,21	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11
	2х 240	2х 240	2х 240	2х 240	2х 120	2х 120	16х 240	16х 240	10х 240	10х 240	10х 240	10х 240	10х 240	10х 240
	0,95	0,28	0,51	0,25	0,46	0,46	0,3	0,3	0,28	0,28	0,28	0,28	0,51	0,51

В таблицу (2.25) записываем мощность, длину, сечение и потерю напряжения в нормальном режиме для осветительных и силовых кабелей каждого ввода.

электроснабжение кабельный высоковольтный сеть

Таблица 2.25

Проверка кабельных линий на потерю напряжения подстанций 36, 31, 32, 22, 38, 37, 28

	ТП36-18	ТП35-20	ТП36-21	ТП26-40	ТП29-11.2	ТП29-11.5	ТП35-11.8
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	189	189	50	50	12,5	12,5	12,5	12,5	460	300	395	300	690	300
	0,02	0,02	0,025	0,025	0,025	0,09	0,09	0,17	0,17	0,055
	0,16	0,16	1,36	1,36	1,36	1,36	0,16	0,16	0,11	0,11	0,11	0,11
	2х 150	2х 150	16	16	16	16	16	16	4х 150	4х 150	3х 240	3х 240	4х 240	4х 240
	0,3	0,3	1,7	1,7	0,4	0,4	0,4	0,4	1,6	1,1	2,46	1,9	1	0,45

В таблицу (2.26) записываем мощность, длину, сечение и потерю напряжения в нормальном режиме для осветительных и силовых кабелей каждого ввода.



Таблица 2.26

Проверка кабельных линий на потерю напряжения

	ТП35- 11.10	ТП34-11.13	ТП34-11.16	ТП35-11.3	ТП35-11.9	ТП35-11.14	ТП25-4
	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил	осв	сил
	246	200	444	300	406	300	256	256	256	256	256	256	256	256
	0,055	0,09	0,16	0,22	0,02	0,19	0,1
	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,11	0,14	0,14	0,14	0,16
	2х 240	2х 240	3х 240	3х 240	3х 240	3х 240	3х 240	3х 240	2х 240	2х 240	3х 185	3х 185	2х 185	2х 150
	0,75	0,6	1,47	0,99	2,4	1,8	2,1	2,1	0,3	0,3	1,8	1,8	1,8	2,05

Все сечения кабельных линий для каждой нагрузки выбраны с потерей напряжения не превышающей 2,5%

2.1.5 Выбор силовых трансформаторов, кабельный журнал

На трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ устанавливают два трансформатора, т.к. здания свыше 5 этажей являются потребителями 2 категории.

(2.7)

где - максимальная полная мощность нагрузки;

- максимальная расчетная активная мощность;

- коэффициент мощности;

- коэффициент использования нагрузки.

Загрузка одного трансформатора должна быть в пределах 60-70% от полной максимальной мощности нагрузки.

(2.8)



где - мощность одного трансформатора.

Для питания жилых зданий на трансформаторной подстанции разрешается применять мощность трансформаторов не более чем 2х1600 кВА.

Коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном режиме определяют по формуле:

(2.9)

где - коэффициент загрузки трансформатора.

В таблице (2.27) приведены номера трансформаторных подстанции, для которых расписаны мощность, число, марка трансформаторов, активная мощность нагрузки, полная мощность, коэффициент загрузки.

Таблица 2.27

Результаты расчета расписаны мощности, числа трансформаторов, активной мощности нагрузки, полной мощности, коэффициента загрузки

№ ТП	Р, кВт	,кВА	,кВА	Число Трансформа торов	Марка трансформа тора
38	2020	2244,4	1600	2	ТМ1600	0,71
37	2020	2244,4	1600	2	ТМ1600	0,71
28	2020	2244,4	1600	2	ТМ1600	0,71
27	774	859	630	2	ТМ630	0,68
26	1027	1142	1000	2	ТМ1000	0,57
29	1779	1976	1600	2	ТМ1600	0,62
34	1500	1666,7	1600	2	ТМ1600	0,52
36	787	874	630	2	ТМ630	0,69
31	427	474	400	2	ТМ400	0,59
22	3364	3738	4000	2	ТМ4000	0,46
30	427	474	400	2	ТМ400	0,59
24	825	917	1000	2	ТМ1000	0,45
32	203	226	250	2	ТМ250	0,45
25	825,5	917	1000	2	ТМ1000	0,45
33	882	980	1000	2	ТМ1000	0,49
35	2259	2510	2500	2	ТМ2500	0,5

Заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований, либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требованиям к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве.

Из требований правил устройств электроустановок сопротивление заземления не должно превышать 0,5 Ом. На сопротивление заземления влияют вид грунта, погодные условия, длина, ширина заземлителя а также его количество. Расчет заземления произведен в компьютерной программе, результаты расчетов показаны на рисунке 2.1 и рисунке 2.2.

Рисунок 2.1 - Выбор данных для заземлителя



На рисунке (1) представлены начальные данные для расчета заземлителя с учетом коэффициентов сезонности, сопротивления грунта, размера заземлителя.

Сопротивление, требуемое правилами устройств электроустановок составляет 0,5 Ом. Сопротивление грунта чернозема в микрорайоне принимаем за 30 Ом, а длину прута 5 метров.

Рисунок 2.2 - Рассчитанные данные заземлителя

На рисунке (2.2) показано, что требуется 31 вертикальных заземлителей на одну трансформаторную подстанцию, а также установлены размеры и расположение.

В таблицу 2.28 сводятся все окончательные результаты расчетов: марка кабеля, сечение, нагрузка, потеря напряжения. Составляется отдельно для каждого здания.

Таблица 2.28

Кабельный журнал для микрорайона

Обознач.	Каб. лин.	нагрузка	, А			Кол. Каб. Лин.	Марка	Сече ние
	нач	кон
К1	РУ0,4ТП27	ВРУд1п2	285	483	574	400	0,125	0,113	2	АСБ2л	185	2,26
К2	РУ0,4ТП27	ВРУд1п2	54	91	574	400	0,125	0,113	2	АСБ2л	150	0,49
К3	РУ0,4ТП27	ВРУд1п2	24	41	81	100	0,125	0,113	1	АСБ2л	25	2,46
К4	РУ0,4ТП27	ВРУд1п2	24	41	81	100	0,125	0,113	1	АСБ2л	25	2,46
К5	РУ0,4ТП27	ВРУд2п2	376	636	758	400	0,07	0,06	2	АСБ2л	240	2,34
К6	РУ0,4ТП27	ВРУд2п2	72	122	758	400	0,07	0,06	2	АСБ2л	240	0,23
К8	РУ0,4ТП26	ВРУд2п6	285	482	574	315	0,044	0,04	2	АСБ2л	185	0,8
К9	РУ0,4ТП26	ВРУд2п6	54	92	574	315	0,044	0,04	2	АСБ2л	150	0,17
К10	РУ0,4ТП26	ВРУд2п9	240	406	498	250	0,165	0,15	2	АСБ2л	240	2
К11	РУ0,4ТП26	ВРУд2п9	54	92	498	250	0,165	0,15	2	АСБ2л	120	0,85
К12	РУ0,4ТП26	ВРУд2п9	24	41	81	100	0,165	0,15	1	АСБ2л	35	2,45
К13	РУ0,4ТП26	ВРУд2п9	24	41	81	100	0,165	0,15	1	АСБ2л	35	2,45
К14	РУ0,4ТП26	ВРУд3п2	366	619	741	400	0,12	0,11	2	АСБ2л	240	2,2
К15	РУ0,4ТП26	ВРУд3п2	72	122	741	400	0,12	0,11	2	АСБ2л	240	0,44
К16	РУ0,4ТП33	ВРУд3п5	366	619	741	400	0,055	0,05	2	АСБ2л	240	1
К17	РУ0,4ТП33	ВРУд3п5	72	122	741	400	0,055	0,05	2	АСБ2л	240	0,2
К18	РУ0,4ТП33	ВРУд3п8	234	396	488	250	0,198	0,18	2	АСБ2л	240	2,3
К19	РУ0,4ТП33	ВРУд3п8	54	92	488	250	0,198	0,18	2	АСБ2л	120	1
К20	РУ0,4ТП33	ВРУд3п8	24	41	81	100	0,125	0,18	1	АСБ2л	50	2
К21	РУ0,4ТП33	ВРУд3п8	24	41	81	100	0,125	0,18	1	АСБ2л	50	2
К22	РУ0,4ТП25	ВРУд4п1	285	483	574	315	0,21	0,19	3	АСБ2л	185	2,53
К23	РУ0,4ТП25	ВРУд4п1	54	91	574	315	0,21	0,19	3	АСБ2л	185	2,03
К24	РУ0,4ТП25	ВРУд4п1	24	41	81	100	0,125	0,19	1	АСБ2л	50	2,1
К25	РУ0,4ТП25	ВРУд4п1	24	41	81	100	0,125	0,19	1	АСБ2л	50	2,1
К26	РУ0,4ТП29	ВРУд5п1	154	260	367	400	0,044	0,04	1	АСБ2л	240	0,68
К27	РУ0,4ТП29	ВРУд5п1	63	107	367	400	0,044	0,04	1	АСБ2л	240	0,28
К28	РУ0,4ТП29	ВРУд5п1	77	130	260	315	0,044	0,04	1	АСБ2л	35	2,03
К29	РУ0,4ТП29	ВРУд5п1	77	130	260	315	0,044	0,04	1	АСБ2л	35	2,03
К30	РУ0,4ТП26	ВРУд6п1	154	260	367	400	0,07	0,065	1	АСБ2л	240	1
К31	РУ0,4ТП26	ВРУд6п1	63	107	367	400	0,07	0,065	1	АСБ2л	240	0,45
К32	РУ0,4ТП26	ВРУд6п1	77	130	260	315	0,07	0,065	1	АСБ2л	50	2,3
К33	РУ0,4ТП26	ВРУд6п1	77	130	260	315	0,07	0,065	1	АСБ2л	50	2,3
К34	РУ0,4ТП33	ВРУд7п1	154	260	367	400	0,07	0,065	1	АСБ2л	240	1
К35	РУ0,4ТП33	ВРУд7п1	63	107	367	400	0,07	0,065	1	АСБ2л	240	0,45
К36	РУ0,4ТП33	ВРУд7п1	77	130	260	315	0,07	0,065	1	АСБ2л	50	2,3
К37	РУ0,4ТП33	ВРУд7п1	77	130	260	315	0,07	0,065	1	АСБ2л	50	2,3
К38	РУ0,4ТП25	ВРУд8п1	154	260	367	400	0,033	0,03	1	АСБ2л	240	0,51
К39	РУ0,4ТП25	ВРУд8п1	63	107	367	400	0,033	0,03	1	АСБ2л	240	0,21
К40	РУ0,4ТП25	ВРУд8п1	77	130	260	315	0,033	0,03	1	АСБ2л	25	2,1
К41	РУ0,4ТП25	ВРУд8п1	77	130	260	315	0,033	0,03	1	АСБ2л	25	2,1
К42	РУ0,4ТП24	ВРУд9п1	154	260	367	400	0,033	0,03	1	АСБ2л	240	0,51
К43	РУ0,4ТП24	ВРУд9п1	63	107	367	400	0,033	0,03	1	АСБ2л	240	0,21
К44	РУ0,4ТП24	ВРУд9п1	77	130	260	315	0,033	0,03	1	АСБ2л	25	2,1
К45	РУ0,4ТП24	ВРУд9п1	77	130	260	315	0,033	0,03	1	АСБ2л	25	2,1
К46	РУ0,4ТП24	ВРУд10	441	745	973	250	0,088	0,08	3	АСБ2л	185	1,6
К47	РУ0,4ТП24	ВРУд10	135	228	973	400	0,088	0,08	3	АСБ2л	185	0,5
К48	РУ0,4ТП29	ВРУ11.2	460	728	1285	315	0,1	0,09	4	АСБ2л	150	1,6
К49	РУ0,4ТП29	ВРУ11.2	300	507	1285	315	0,1	0,09	4	АСБ2л	150	1,1
К50	РУ0,4ТП29	ВРУ11.5	395	668	1175	400	0,187	0,17	3	АСБ2л	240	2,46
К51	РУ0,4ТП29	ВРУ11.5	300	507	1175	400	0,187	0,17	3	АСБ2л	240	1,9
К52	РУ0,4ТП35	ВРУ11.8	690	1166	1466	400	0,066	0,055	4	АСБ2л	240	1
К53	РУ0,4ТП35	ВРУ11.8	300	507	1466	400	0,066	0,055	4	АСБ2л	240	0,45
К54	РУ0,4ТП35	ВРУ11.10	246	416	754	400	0,066	0,055	2	АСБ2л	240	0,75
К55	РУ0,4ТП35	ВРУ11.10	200	338	754	400	0,066	0,055	2	АСБ2л	240	0,6
К56	РУ0,4ТП34	ВРУ11.13	444	751	1258	500	0,1	0,09	3	АСБ2л	240	1,47
К57	РУ0,4ТП34	ВРУ11.13	300	507	1258	500	0,1	0,09	3	АСБ2л	240	0,99
К58	РУ0,4ТП34	ВРУ11.16	406	686	1193	400	0,17	0,16	3	АСБ2л	240	2,4
К59	РУ0,4ТП34	ВРУ11.16	300	507	1193	400	0,17	0,16	3	АСБ2л	240	1,8
К60	РУ0,4ТП35	ВРУ11.3	256	432	864	315	0,24	0,22	3	АСБ2л	240	2,1
К61	РУ0,4ТП35	ВРУ11.3	256	432	864	315	0,24	0,22	3	АСБ2л	240	2,1
К62	РУ0,4ТП35	ВРУ11.9	256	432	864	500	0,022	0,02	2	АСБ2л	240	0,3
К63	РУ0,4ТП35	ВРУ11.9	256	432	864	500	0,022	0,02	2	АСБ2л	240	0,3
К64	РУ0,4ТП35	ВРУ11.14	256	432	864	315	0,21	0,19	3	АСБ2л	185	2,3
К65	РУ0,4ТП35	ВРУ11.14	256	432	864	315	0,21	0,19	3	АСБ2л	185	2,3
К66	РУ0,4ТП30	ВРУд12	313	529	783	400	0,022	0,02	2	АСБ2л	240	0,34
К67	РУ0,4ТП30	ВРУд12	150	254	783	400	0,022	0,02	2	АСБ2л	240	0,16
К68	РУ0,4ТП36	ВРУд13	313	529	783	400	0,06	0,055	2	АСБ2л	240	0,95
К69	РУ0,4ТП36	ВРУд13	150	254	783	400	0,06	0,055	2	АСБ2л	240	0,28
К70	РУ0,4ТП31	ВРУд14	313	529	783	400	0,033	0,03	2	АСБ2л	240	0,51
К71	РУ0,4ТП31	ВРУд14	150	254	783	400	0,033	0,03	2	АСБ2л	240	0,25
К72	РУ0,4ТП32	ВРУд15	145	245	490	250	0,022	0,02	2	АСБ2л	120	0,46
К73	РУ0,4ТП32	ВРУд15	145	245	490	250	0,022	0,02	2	АСБ2л	120	0,46
К74	РУ0,4ТП22	ВРУд16	779	1317	2634	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К75	РУ0,4ТП22	ВРУд16	779	1317	2634	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К76	РУ0,4ТП22	ВРУд16	779	1317	2634	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К77	РУ0,4ТП22	ВРУд16	779	1317	2634	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К78	РУ0,4ТП22	ВРУд16	526	889	1778	500	0,022	0,02	4	АСБ2л	240	0,3
К79	РУ0,4ТП22	ВРУд16	526	889	1778	500	0,022	0,02	4	АСБ2л	240	0,3
К80	РУ0,4ТП38	ВРУд17	758	1281	2562	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К81	РУ0,4ТП38	ВРУд17	758	1281	2562	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К82	РУ0,4ТП37	ВРУд17	758	1281	2562	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К83	РУ0,4ТП37	ВРУд17	758	1281	2562	500	0,022	0,02	6	АСБ2л	240	0,3
К84	РУ0,4ТП28	ВРУд17	758	1281	2562	500	0,04	0,037	6	АСБ2л	240	0,51
К85	РУ0,4ТП28	ВРУд17	758	1281	2562	500	0,04	0,037	6	АСБ2л	240	0,51
К86	РУ0,4ТП38	ВРУд17	505	854	1707	500	0,022	0,02	4	АСБ2л	240	0,3
К87	РУ0,4ТП38	ВРУд17	505	854	1707	500	0,022	0,02	4	АСБ2л	240	0,3
К88	РУ0,4ТП37	ВРУд17	505	854	1707	500	0,022	0,02	4	АСБ2л	240	0,3
К89	РУ0,4ТП37	ВРУд17	505	854	1707	500	0,022	0,02	4	АСБ2л	240	0,3
К90	РУ0,4ТП28	ВРУд17	505	854	1707	500	0,04	0,037	4	АСБ2л	240	0,51
К91	РУ0,4ТП28	ВРУд17	505	854	1707	500	0,04	0,037	4	АСБ2л	240	0,51
К92	РУ0,4ТП36	ВРУд18	189	320	640	400	0,022	0,02	2	АСБ2л	150	0,3
К93	РУ0,4ТП36	ВРУд18	189	320	640	400	0,022	0,02	2	АСБ2л	150	0,3
К94	РУ0,4ТП35	ВРУд20	50	85	170	200	0,027	0,025	1	АСБ2л	16	1,7
К95	РУ0,4ТП35	ВРУд20	50	85	170	200	0,027	0,025	1	АСБ2л	16	1,7
К96	РУ0,4ТП36	ВРУд21	12,5	21	42	50	0,027	0,025	1	АСБ2л	16	0,4
К97	РУ0,4ТП36	ВРУд21	12,5	21	42	50	0,027	0,025	1	АСБ2л	16	0,4
К98	РУ0,4ТП26	ВРУд40	12,5	21	42	50	0,027	0,025	1	АСБ2л	16	0,4
К99	РУ0,4ТП26	ВРУд40	12,5	21	42	50	0,027	0,025	1	АСБ2л	16	0,4

2.2 Высоковольтные схемы

Система электроснабжения состоит из источников питания и линий электропередачи, осуществляющих подачу электроэнергии, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей и воздушных линий.

Схемы и конструктивное исполнение системы электроснабжения должны обеспечивать возможности роста потребления электроэнергии без коренной реконструкции системы электроснабжения.

При построении схем электроснабжения необходимо учитывать специфические особенности. Для электроприемников 1 категории, требуется повышение надежности питания.

На генплане должны предусматриваться зоны для прохождения кабельных линий и других коммуникаций с учетом развития системы электроснабжения.

Надежность электроснабжения, как правило, должна повышаться при приближении к источникам питания (ЦП) и по мере увеличения мощности соответствующих звеньев системы, так как аварии в мощных звеньях приводят к более тяжелым последствиям, чем в мелких, и охватывают большую зону.

Для правильного решения вопросов стоит различать аварийный и послеаварийный режимы. Под аварийным режимом подразумевается кратковременный переходный режим, вызванный нарушением нормального режима работы системы электроснабжения или ее отдельных звеньев и продолжающийся до отключения поврежденного звена или элемента. Продолжительность аварийного режима определяется в основном временем действия релейной защиты, автоматики и телеуправления. Под послеаварийным режимом следует понимать режим, возникающий после отключения упомянутых поврежденных элементов системы энегроснабжения, т.е. после ликвидации аварийного режима. Он гораздо более длителен, чем аварийный режим, и продолжается до восстановления нормальных условий работы.

Систему электроснабжения в целом нужно строить таким образом, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала функционирование электроснабжения после необходимых переключений и присоединений. При этом используются все дополнительные источники и возможности резервирования, в том числе и те, которые при нормальном режиме не рентабельны.

Распределение электроэнергии выполняется по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузок, их значения, требуемой степени надежности питания и других характерных особенностей проектируемых объектов.

Схемы строятся по ступенчатому принципу. Число ступеней распределения электроэнергии определяется потребляемыми мощностями и топологическим расположением электрических нагрузок. Обычно применяется две-три ступени. При большем количестве ступеней ухудшаются технико-экономические показатели системы электроснабжения и усложняются условия эксплуатации.

Первой ступенью распределения электроэнергии является сетевое звено между центром питания (ЦП) и распределительным пунктом (РП).

Второй ступенью распределения электроэнергии является звено между распределительным пунктом и распределительным устройством вторичного напряжения и трансформаторными подстанциями.

На второй и последующих ступенях электроснабжения электроэнергия распределяется на напряжении 10 кВ в основном по кабельным линиям.

На второй и последующих ступенях электроснабжения электроэнергия распределяется на напряжении 10 кВ в основном по Применяются две основные схемы распределения электроэнергии- радиальная и магистральная в зависимости от числа и расположения подстанций по отношению к питающему пункту. При выполнении обе схемы обеспечивают требуемую надежность электроснабжения электроприемников любой категории.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются главным образом в тех случаях, когда нагрузки рассредоточены от центра питания. Эти схемы могут быть двух- или одноступенчатыми. Одноступенчатые схемы применяются, где распределяемая мощность и территория не велики. Радиальные схемы с числом ступеней более двух громоздки и нецелесообразны, так как усложняются коммутации и защита.

При двухступенчатых радиальных схемах применяются промежуточные распределительные пункты. Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП, а на питаемых от них цеховых трансформаторных подстанциях предусматривается преимущественно глухое присоединение трансформаторов. Иногда трансформаторы присоединяются через выключатель нагрузки или разъединитель.

Распределительные пункты и подстанции с электроприемниками 1 и 2 категорий питаются, как правило, по двум радиальным линиям, которые работают раздельно каждая на свою секцию; при отключении одной из них нагрузка автоматически воспринимается другой секцией. Если каждая питающая линия не рассчитана на полную мощность РП или подстанции, то воспринимаются меры по их частичной разгрузке на время послеаварийного режима.

По главе 1-2 ПУЭ допускается питание электроприемников 2 категории по одной двухцепной кабельной линии.

Для рационального использования оборудования РУ мощность РП должна выбираться таким образом, чтобы питающие его линии, выбранные по току короткого замыкания или по экономической плотности тока, были загружены (с учетом послеаварийного режима), а число отходящих линий от РП, как правило должно быть не менее 8. Не следует выделять для маломощных линий (например, к трансформаторам 100-400 кВА) отдельные шкафы РУ. Маломощные линии должны укрупняться, а если по условиям размещения нагрузок это невозможно, то следует применять магистральные схемы. Допускается подключать две радиальные линии к одному выключателю.

Радиальные схемы питания РП и подстанций с резервной магистралью, заходящей поочередно на все объекты, или же с резервными перемычками высокого напряжения применяются редко, например, в тех случаях, когда необходимо ввести аварийное питание от другого источника питания при полном выходе из работы основного источника. Такая схема выгодна при близком расположении подстанций друг от друга и при значительной удаленности их от питающего центра.

Магистральные схемы 10 кВ следует применять при распределительных нагрузках и таком взаимном расположении подстанций на территории проектируемого объекта, когда линии от источника питания до потребителя электроэнергии могут быть проложены без значительных обратных направлений. Магистральные схемы имеют следующие преимущества: позволяют лучше загрузить при нормальном режиме кабели, сечение которых было выбрано по экономической плотности тока, по току короткого замыкания или по послеаварийному режиму; позволяют сэкономить число шкафов на РП или на другом питающем пункте, так как от одной магистральной линии присоединяется несколько подстанций; позволяют легче выполнить резервирование подстанций или РП от другого независимого источника в случае аварии на основном питающем центре; иногда позволяют отказаться от промежуточной ступени коммутации.

К недостаткам магистральных схем относятся: усложнение схем коммутации при присоединении подстанций по сравнению с радиальными схемами, в которых трансформаторы в большинстве случаев присоединяются наглухо[1].

Для микрорайона выбираем кольцевую магистральную схему, так как эта схема экономит количество кабелей и число шкафов на распределительном пункте. Схему выбирают таким образом, что во время послеаварийного режима один кабель должен принять на себя всю нагрузку и не превысить длительно допустимый ток. Следовательно, на всей территории микрорайона получается 4 магистральные схемы: 2 схемы для жилых зданий и отдельно две схемы для торговли.

Рисунок 2.3 - Магистральна схема 1

На рисунке 2.3 показана высоковольтная кольцевая магистральная схема питания трансформаторных подстанций 31, 24, 34, 35 от распределительного пункта, указаны потребляемые мощности подстанций, марка установленных трансформаторов, а так же длины питающих линий между подстанциями. Обозначим эту схему - кольцо 1.