Размещено на http://www.allbest.ru/

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

Одеський національний політехнічний університет

Інститут електромеханіки та енергоменеджменту

Факультет автоматизації та електрифікації промисловості

Кафедра електропостачання

РОЗРАХУНКОВО-ПОЯСНЮВАЛЬНА

ЗАПИСКА

Тема “Електропостачання внутрішньоквартальних об'єктів”

Варіант 09.2

Студент гр. ЕС-052

О.С. Тидюк

Керівник

пр.-проф. В.Г. Рудницький

2010 р.

ВИХІДНІ ДАНІ

Таблиця В.1 - Дані центру живлення

Дані	Варіант 09.1
Тип центру живлення	РП
Напруга центру живлення, кВ	10
Величина початкового струму трифазного короткого замикання на шинах центру живлення, кА	5
Тип комірок (камер) розподільного пристрою центру живлення

Таблиця В.2 - Дані об'єктів

№	Найменування	Одиниця вимірювання	Кількість
1	Готель	кВт на місце	210
2	Кінотеатр	кВт на місце	160
3	Профілакторій	кВт на місце	210
4	Поліклініка	кВт на робоче місце	135
5	Універсам	кВт на робоче місце	85
6,8	Житлові будинки з електричними плитами	кВт на 1 квартиру	210
7	Перукарня	кВт на робоче місце	40
9	Бібліотека	кВт на м2 корисної площі	50
10	Магазин продовольчих товарів	кВт на м2 торгової зали	70
11	Аптека з приготуванням ліків	кВт на м2 торгової зали	55
12	Столова	кВт на місце	110
13	Кафе	кВт на місце	85
14	Школа	кВт на 1 учня	310

Характеристика грунту в місці пристрою заземлення:

ОДЕСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Кафедра електропостачання

Спеціальність 7.090603 - електротехнічні системи електроспоживання

Група ЕС - 052

ЗАВДАННЯ НА ПРОЕКТУВАННЯ

студента Тидюка Олександра Сергійовича

1 Тема роботи „Електропостачання внутрішньоквартальних об'єктів” (варіант 09.2)

2 Строк здачі кінець 8 тижня

3 Вихідні дані до роботи 3.1 План розташування об'єктів 3.2 Дані центру живлення 3.3 Дані об'єкті 3.4 Дані для розрахунку струмів короткого замикання

3.5 Характеристика грунту в місці пристрою заземлення

4 Зміст розрахунково-пояснювальної записки 4.1 Вступ 4.2 Розрахунок електричних навантажень об'єктів мікрорайону 4.3 Розроблення схеми внутрішньоквартального електропостачання та конструктивного виконання електричної мережі 4.4 Вибір кількості та потужності трансформаторів внутрішньоквартальних підстанцій, компенсуючих пристроїв та їх конструктивне виконання 4.5 Вибір перерізу провідників 4.6 Розрахунок струмів короткого замикання 4.7 Вибір електричних апаратів 4.8 Розрахунок очікуваного споживання електроенергії, її облік та економія 4.9 Електробезпека та захист довкілля 4.10 Висновки 4.11 Список літератури 4.12 Додатки

5 Перелік графічного матеріалу 5.1 План розташування об'єктів, центру живлення, внутрішньоквартальних трансформаторних підстанцій з нанесенням електричних мереж напругою понад і до 1 кВ - 1 аркуш 5.2 Схема внутрішньоквартального електропостачання - 1 аркуш

Усього: 2 аркуші

6 Дата видачі завдання 02.09.2009 р.

Керівник

В.Г. Рудницький

Завдання прийняв до виконання

О.С.Тидюк

РЕФЕРАТ

Розрахунково-пояснювальна записка містить __ сторінок, таблиць __, рисунків __, джерел літератури __, додатків __.

Об'єктом проектування є внутрішньоквартальне електропостачання мікрорайону.

Мета роботи - розроблення оптимальної системи внутрішньоквартального електропостачання об'єктів мікрорайону.

Вихідні дані: план розташування об'єктів мікрорайону, їх дані, тип центру живлення, напруга на шинах центру живлення, тип комірок розподільного пристрою центру живлення, дані для розрахунку струмів короткого замикання, характеристика ґрунту в місці пристрою заземлення.

Результатом роботи є вибір оптимальної схеми і конструктивного виконання мережі внутрішньоквартального електропостачання об'єктів мікрорайону, які отримані на підставі розрахунку електричних навантажень, вибору кількості та потужності трансформаторів підстанцій з урахуванням компенсації реактивної потужності, вибору перерізу провідників напругою понад і до 1 кВ, визначення втрат напруги в електричних мережах, розрахунку струмів коротких замикань, вибору електричних апаратів, розрахунку очікуваного споживання та обліку електроенергії, врахування заходів щодо забезпечення електробезпеки.

ВНУТРІШНЬОКВАРТАЛЬНЕ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ, ЕЛЕКТРО-ПРИЙМАЧ, ЕЛЕКТРИЧНЕ НАВАНТАЖЕННЯ, СХЕМА, ЖИВИЛЬНА МЕРЕЖА, РОЗПОДІЛЬНА МЕРЕЖА, ТРАНСФОРМАТОР, ПІДСТАНЦІЯ, КОНДЕНСАТОРНІ УСТАНОВКИ, КАБЕЛЬ, ПЕРЕРІЗ, СТРУМ КОРОТ-КОГО ЗАМИКАННЯ, ЕЛЕКТРИЧНІ АПАРАТИ, ЕЛЕКТРОБЕЗПЕКА, ЗАЗЕМЛЕННЯ

ЗМІСТ

Перелік скорочень

Вступ

1. Розрахунок електричних навантажень об'єктів мікрорайону

1.1 Визначення розрахункового навантаження житлових будинків

1.2 Визначення розрахункового навантаження громадських споруд

2. Розроблення схеми внутрішньоквартального електропостачання та конструктивного виконання електричної мережі

3. Вибір кількості та потужності трансформаторів внутрішньоквартальних підстанції, компенсуючих пристроїв та їх конструктивне виконання

3.1 Розрахунок електричних навантажень на шинах низької напруги внутрішньоквартальних трансформаторних підстанцій

3.2 Вибір кількості, коефіцієнтів завантаження та потужності трансформаторів внутрішньоквартальних підстанцій з урахуванням компенсації реактивної потужності

3.3 Конструктивне виконання внутрішньоквартальних підстанцій та компенсуючих пристроїв

3.4 Перевірка трансформаторів за перевантажувальною здатністю на персональному комп'ютері

3.5 Аналіз результатів вибору трансформаторів внутрішньоквартальних трансформаторних підстанцій і пристроїв компенсації

4. Вибір перерізу провідників

4.1 Вибір перерізу кабельних ліній напругою понад 1 кВ

4.2 Розрахунок навантаження живильних ліній напругою до 1 кВ

4.3 Вибір перерізу провідників живильних ліній напругою до 1 кВ

5. Розрахунок струмів короткого замикання

5.1 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання

5.2 Розрахунок струмів однофазного короткого замикання

5.3 Розрахунок струмів короткого замикання на персональному комп'ютері

5.4 Аналіз розрахунку струмів короткого замикання

6. Вибір електричних апаратів в електричній мережі напругою до 1 кВ

6.1 Вибір автоматичних повітряних вимикачів

6.2 Вибір запобіжників

6.3 Вибір рубильників

6.4 Узгодження визначеного перерізу живильних ліній напругою до 1 кВ з апаратами захисту

7. Розрахунок очікуваного споживання електроенергії, її облік та економія

7.1 Розрахунок очікуваного споживання електроенергії

7.2 Облік електроенергії

7.3 Заходи щодо економії електроенергії

8. Електробезпека та захист довкілля

8.1 Заходи щодо забезпечення електробезпеки

8.2 Розрахунок заземлення трансформаторної підстанції

ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ

ВЗ - вертикальний заземлювач

ВН - висока напруга

ДЖ - джерело живлення

ЕА - електричний апарат

ЕП - електроприймач

КЗ - коротке замикання

ККУ - комплектні конденсаторні установки

КУ - конденсаторна установка

НН - низька напруга

ПЗ - пристрій заземлення

ПС - підстанція

ПУЭ - Правила устройства электроустановок

РП - розподільний пункт

СЕП - система електропостачання

ТП - трансформаторна підстанція

ЦЖ - центр живлення

ВСТУП

Мета курсової роботи - розробити систему електропостачання (СЕП) внутрішньоквартальних об'єктів мікрорайону, яка зможе забезпечити споживачів електроенергією у необхідній кількості й необхідної якості при заданій надійності.

Система внутрішньоквартального ЕП - це сукупність понижувальних трансформаторних підстанцій (ТП) та живильних ліній, що розподіляють електроенергію між приймальними пунктами споживачів.

До споживачів електроенергії мікрорайону В відносяться: житлові будинки, адміністративні, культурно - масові, навчальні, торговельні, лікувальні, наукові організації та підприємства, готелі тощо, які використовують електроенергію.

Живлення електроенергією здійснюється від РП, який розташовано від енергосистеми на відстані 0,2 км напругою 10 кВ.

Система внутрішньоквартального ЕП повинна відповідати наступним умовам:

- зручність і безпека ЕП;

- надійність ЕП, в залежності від категорії надійності споживачів;

- якість електроенергії;

- мінімальні витрати на будівництво та передачу електроенергії;

- гнучкість та можливість подальшого розвитку.

1. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ОБ'ЄКТІВ МІКРОРАЙОНУ

1.1 Визначення розрахункового навантаження житлових будинків

Розрахункове активне навантаження житлового будинку визначається за формулою

(1.1)

де - кількість квартир (з вихідних даних);

- питоме розрахункове навантаження житла, кВт/житло.

Розрахункове реактивне навантаження житлового будинку визначається за формулою

(1.2)

де - розрахунковий коефіцієнт реактивного навантаження житлового будинку.

Розрахункове повне навантаження житлового будинку визначається як

(1.3)

Розрахунковий струм вводу житлового будинку визначається як

(1.4)

де - номінальна напруга на вводі.

Питоме розрахункове навантаження будинку визначається з таблиці 2.2 [2]

Так як в таблиці відсутнє значення питомого навантаження для будинку який містить 210 квартир, то питоме навантаження обчислюється методом інтерполяції.

Так для 200 квартир питоме навантаження складає 1,65 кВт/житло;

для 400 квартир питоме навантаження складає 1,58 кВт/житло.

Отже на 400 - 200 = 200 квартир приходиться 1,65 - 1,58 = 0,07 кВт/житло.

Визначається питоме навантаження однієї квартири:

Визначається питоме навантаження для 10 квартир

,

.

Визначається питоме навантаження для 210 квартир

,

За формулами (1.1 - 1.4) визначаються розрахункові силові навантаження для житлових будинків.

Так, для житлового будинку

1.2 Визначення розрахункового навантаження громадських споруд

Розрахункове активне навантаження для цивільних споруд визначається за формулою

(1.5)

де - кількість місць, відвідувань в зміну, корисної площі, кВт/на одного учня (з вихідних даних);

- питоме навантаження.

Розрахункове реактивне навантаження для цивільних споруд визначається за формулою

(1.6)

де ? - розрахунковий коефіцієнту реактивного навантаження.

Розрахункове повне навантаження для цивільних споруд визначається за формулою

Розрахунковий струм вводу кінотеатру визначається як

 (1.8)

За формулами (1.5 - 1.8) визначаються розрахункові силові навантаження для цивільних споруд.

Так, для кінотеатру з кондиціонуванням повітря

Результати розрахунків для інших цивільних споруд наведені в таблиці 1.1.

2. РОЗРОБЛЕННЯ СХЕМИ ВНУТРІШНЬОКВАРТАЛЬНОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ТА КОНСТРУКТИВНОГО ВИКОНАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Для електропостачання заданого мікрорайону приймається радіальна розподільна схема між РП напругою 10 кВ та двотрансформаторними ПС напругою 10/0,4 кВ (ТП1, ТП2). ЕП, які знаходяться не далеко від РП, живляться від ТП 1, яку прибудовано до РП, що підвищує надійність СЕП.

Від двотрансформаторної ТП1 потужністю трансформаторів 630 кВА кожний, на стороні 0,38 кВ за кільцевою магістраллю живляться споруди № 1, № 10, № 12 та № 14. В нормальному режимі єксплуатації кільцева магістраль розімкнута рубильником на дві частини між спорудою № 1 та № 10, № 12 та № 14 та приєднана до різних шин ТП. Споруди № 8 та № 6 живиться на пряму від шин НН ТП2, так як мають II категорію надійності і має велике розрахункове навантаження у порівнянні з іншими спорудами/

Від двотрансформаторної ТП2 потужністю трансформаторів 250 кВА кожний, на стороні 0,38 кВ за кільцевою магістраллю живляться споруди: № 7, № 11, № 9 та № 4. В нормальному режимі єксплуатації кільцева магістраль розімкнута рубильником на дві частини між спорудою № 7 та № 11, № 9, № 4 та приєднана до різних шин ТП. Від ТП2 магістральною схемою живляться також споруди: № 2 та № 13. Споруди № 5 та № 3 живиться на пряму від шин НН ТП2, так як мають I категорію надійності.

3. ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ ВНУТРІШНЬОКВАРТАЛЬНИХ ПІДСТАНЦІЙ, КОМПЛЕКСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ ТА ЇХ КОНСТРУКТИВНЕ ВИКОРИСТАННЯ

3.1 Розрахунок електричного навантажень на шинах низької напруги внутрішньоквартальних трансформаторних підстанцій

Розрахункова активна та реактивна потужності трансформаторних підстанцій при змішаному живлені лінії різних споживачів визначається за формулою

(3.1)

(3.2)

де ,- найбільше з розрахункових активних та реактивних навантажень будинків або споруд які живляться від даної ТП;

, - розрахункова активна та реактивна потужність будинків, споруд крім та (таблиця 2.8- 2.10);

- коефіцієнт участі в максимумі навантаження (наведені в таблиці 2.11).

Отже, для ТП1 за формулами (3.1) і (3.2)

Результати розрахунків для інших ТП наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Розрахункові електричні навантаження міських ТП

ТП
1	867,4	202,5
2	252,5	84,9

3.2 Вибір кількості ,коефіцієнтів завантаження та потужності трансформаторів внутрішньоквартальних підстанцій з урахуванням компенсації реактивної потужності

Стандартну номінальну потужність трансформатора вибирають за формулою

(3.3)

де - повна номінальна розрахункова потужність трансформатора;

- розрахункове активне навантаження на III рівні електропостачання (розрахункове активне навантаження ТП з таблиці 3.1);

- кількість трансформаторів ПС;

- коефіцієнт завантаження трансформатора міської ПС.

Так, для ТП1 номінальна потужність трансформаторів становить

.

Згідно з розрахунком для міської ПС вибираються два трансформатори у таблицях додатка Ж в довідковій літературі [2], типу ТМЗ-630/10 напругою 10/0,4 кВ.

Анологічні розрахунки для вибору номінальної потужності трансформаторів міських ПС наводяться в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 - Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів міських підстанцій

ТП	, шт.	, в.о.	, кВА	Трансформатор
1	2	0,7	619	ТМЗ-630/10
2	2	0,7	180	ТМЗ-250/10

Технічні дані трансформаторім міських ПС наводяться в таблиці 3.3.

Таблиця 3.3 - Технічні дані трансформаторів міських підстанцій

Тип	Номінальна потужність кВА	Номінальна напруга, кВ	Втрати, кВт	Напру- га КЗ, %	Струм ХХ,%
		ВН	НН	ХХ	КЗ
ТМЗ-630/10	630	10	0,4	1,31	7,5	5,5	1,8
ТМЗ-250/10	250	10	0,4	0,74	3,7	4,5	2,3

Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною напругою конденсаторів до 1 кВ.

Максимальна реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатор 10/0,4 кВ у мережу напругою до 1 кВ для забеспечення бажаного коефіцієнта його завантаження , становить

(3.4)

Потужність КУ із конденсаторами номінальною напругою до 1 кВ визначається як

(3.5)

де - розрахункова реактивна потужність на III рівні електропостачання, яка дорівнює розрахунковій реактивній потужності з таблиці 3.1, квар.

Так, для міської ПС 1 (дані з таблиці 3.1 і 3.2)

В даному випадку , отже встановлювати конденсатори не потрібно.

Аналогічні розрахунки для вибору номінальної потужності конденсаторів номінальною напругою 0,4 кВ для інших міських ПС наводяться в таблиці 3.4.

Таблиця 3.4 - Визначення потужності комплектних конденсаторних установок номінальною напругою 0,4 кВ

№ ТП	, квар	, квар	Тип і номінал	Потужність, квар	Кількість ККУ
1	227,2	-24,8	-	-	-
2	300	-216	-	-	-

В даній внуришньоквартальній мережі , отже встановлювати конденсатори не потрібно.

3.3 Конструктивне виконання внутрішньоквартальних підстанцій та компенсуючих пристроїв

Комплексна трансформаторна підстанція міських сітей (КТПМС) призначена для прийому, перетворення, расподілу електричної енергії трифазного струму частотою 50 Гц в системах з глухозаземленою нейтраллю трансформатора на стороні нижчої напруги.

КТПМС призначені для застосування міських електричних мережах.

До складу виробу входять:

1. УВН,распред устройство нижчої напруги ( РУНН);

2. силовий трансформатор;

3. демонтуємі складові частини;

4. комплекти монтажних частин.

КТПМС складається з блоку УВН і шафи РУНН, які встановлені на одній рамі і з'єднані між собою болтами.

Блок УВН складається з шафи силового трансформатора, шафи з комутаційної апаратурою введення і струмопроводи. Токопроводи встановлюється на шафу з комутаційної апаратурою введення. Шафа РУНН є шафа з апаратурою під ключення ліній, що відходять.

Конструкція складових частин КТПМС виконана з стальних каркасів і обшивки, що забезпечують їх механічну міцність, захист від дії кліматичних чинників елементів електромонтажу і вбудованих апаратів з урахуванням їх Климатичного виконання і категорії розміщення, а також вимогими з безпечного обслуговування й експлуатації.

При роботі КТПМС забезпечує прийом, перетворення і розподіл електричної енергії. Крім ліній, що відходять споживачів виробничого призначення, у КТПМС передбаччені лінії зовнішнього освітлення. Для розширення можливості застосування КТПМС в її конструкції передбачений вивод повітяних і кабельних ліній, що відходять. КТПМС працює в подовженому режимі при періодичному обслуговуванні.

У шафі РУНН передбачено внутрішнє освітлення. Лампа освітлення упакована разом з комплектами монтажних частин. При монтажі її необхідно встановити в нижньому відсіку РУНН на угольнике з вимикачами та підключити згідно з електричною схеми.

3.4 Перевірка трансформаторів за перевантажувальною здатністю на персональному комою'тері

Так як ТП є двотрансформаторна, то трансформатор перевіряється на аварійне перевантаження. Перевірка виконується за програмою NAGRSPTR.

Вихідними даними для розрахунку є:

- номинальна потужність трансформатора ;

- втрати холостого ходу , кВт;

- втрати короткого замикання , кВт;

- максимальне навантаження трансформатора ;

- температура повітря ,

- добовий графік навантаження.

Розрахунок аварійного переавантаження трансформатора визначається як

, кВА (3.5)

кВА.

Результати розрахунку систематичного перевантаження за допомогою програми NAGRSPTR приведені в додатку А.

3.5 Аналіз результатів вибору трансформаторів внутрішньоквартальних трансформаторних підстанцій і пристроїв компенсації

На основі розрахунку електричних навантажень на шинах НН ЦТП (третій рівень електропостачання) були вибрані два трансформатори типу ТМЗ-630/10 і ТМЗ-250/10 . При аварійному перевантаженні коєфіцієнт завантаження трансформатора склодає , при чому встановлювати конденсаторні установки для компенсації реактивної потужності зі сторони 0,38 кВ непотрібно, тому що трансформатор пропускає через себе усю необхідну реактивну потужність.

За результатами розрахунку режиму аварійного перевантаження на ПК по програмі NAGRSPTR, можливості збільшення навантаження трансформатору немає.

4. ВИБІР ПЕРЕРІЗУ ПРОВІДНИКІВ

4.1 Вибір перерізу кабельних ліній напругою понад 1 кВ

4.1.1 Вибір перерізу провідників за нормальним режимом

Переріз провідників з напругою понад 1 кВ вибирають за економічно вигідною густиною струму для навантаження нормального режиму.

Економічно вигідний переріз провідників визначається за формулою

, мм2, (4.1)

де - струм нормального режиму, А;

- нормоване значення економічно вигідної густини струму, А/мм2, яке вибирається з таблиці 1.3.36 ПУЭ чи з таблиці М.1 додатка М [2].

Розрахунковий економічно вигідний переріз , який визначається за формулою (4.1) заокруглюється до найближчого більшого або меншого стандартного перерізу , мм2.

Номінальні первині струми трансформаторів визначаються як

, А, (4.2)

де - номінальна потужність трансформатора і-ої ПС, кВА;

- номінальна первинна напруга трансформатора, кВ.

Так для ТП 1

 А.

Трансформатори міських двотрансформаторних ПС мають однакову потужність, тому достатньо розрахувати переріз до однієї магістралі.

Результати розрахунків для інших ТП наводяться в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 - Визначення номінального первинного струму

, А
ТП 1	ТП 2
36,4	14,4

Для кабелів з паперовою ізоляцією з алюмінієвими жилами при з таблиці М.1[2] економічна густина струму .

За формулою (4.1) економічно вигідний переріз кабелів на ділянці від шин РП до трансформаторів ТП2

мм2,

мм2.

4.1.2 Перевірка перерізу провідників за максимальним режимом

, А, (4.3)

де - коефіцієнт допустимого перевантаження (наводиться в таблицях 1.3.1 та 1.3.2 ПУЭ).Так як у віхідних даних не задается графік навантаження ЕП , то можна прийняти

 - допустимий для даного провідника струм з урахуванням відхилення параметрів оточуючого середовища від стандартних умов, А;

- струм форсованого режиму провідника, А;

- коефіцієнт резервування.

При визначенні допустимого тривалого струму для кабелів необхідно врахувати відхилення параметрів оточуючого середовища від стандартних умов за допомогою поправочних коефіцієнтів та

, А, (4.4)

де - поправочний коефіцієнт на кількість кабелів , що лежать поруч у землі (таблиця 1.3.26 ПУЭ або таблиця М.5 додатка М [1]);

- поправочний коефіцієнт на температуру оточуючого середовища, якщо вона відрізняється від стандартної (таблиця 1.3.3 ПУЭ або таблиця М.4 додатка М [1]);

- допустимий тривалий струм провідника стандартного перерізу для стандартних умов, А (таблиці ПУЭ або таблицІ М.6 і М.7 додатка М [1]).

Приймається =1, так як температуру оточуючого середовища не відрізняється від стандартної.

За умовою 4.3 перевіряється кабель на ділянці від шин РП до трансформатора ТП 2 при =1 , ,,=1,4 та =115 А

,

Умова виконується, переріз кабелю може працювати у максимальному режимі навантаження без перегріву ізоляції.

4.1.3 Перевірка вибраного перерізу провідників на термічну стійкість

Для спрощення розрахунків термічна здатність може бути оцінена найменшим перерізом провідника (мм2) термостійким до струмів КЗ, як

, мм2, (4.5)

де - тепловий імпульс струму КЗ, А2с;

= - початкове значення періодичної складової струму трифазного КЗ, А;

t - дійсний час вимикання КЗ, с;

- температурний коефіцієнт, який враховує обмеження допустимої температури провідника (наводиться у довідкових таблицях та в таблиці М.8 додатка М [1]), А1/2/мм2.

Величина дійсного часу вимикання КЗ визначається так:

, с, (4.6)

де - час дії основного РЗ, с;

- час вимикання вимикача (можна прийняти =0,05 с);

- стала часу аперіодичної складової струму КЗ (=0,05 с).

Для двоступеневої радіальної схеми при магістральному живленні ТП від шин РП (друга ступінь) час дії МСЗ можна прийняти =0,5 с. Тоді

с.

Мінімальний переріз провідника визначається за формулою (4.5)

мм2.

Таким чином, мм2 мм2 ,тому приймається нове найближче значення стандартного перерізу кабелю мм2.

Остаточно вибирається стандартний переріз та марака кабеля ААШв -10(3?25).

4.2 Розрахунок навантаження живильних ліній напругою до 1 кВ

Розрахунковий струм визначається за формулою

(4.7)

де - найбільший з розрахункових струмів будинків або споруд які живляться від даної ТП (таблиця 1.1);

- розрахунковий струм будинків, споруд крім (таблиця 1.1);

- коефіцієнт участі в максимумі на (наведені в таблиці 2.11).

За формулою (4.7) Розрахуємо навантаження живильної лінії від ТП2 до споруди № 4

А.

Результати розрахунків для інших споруд наведені в таблиці 4.2.

4.3 Вибір перерізу провідників живильних ліній напругою до 1 кВ

Вибір перерізу кабелю при нагріванні в нормальному режимі полягає у визначенні такого мінімального перерізу, який допускає струм не менше розрахункового

. (4.8)

Допустимий тривалий струм для кабелів

, (4.9)

- поправочний коефіцієнт на температуру оточуючого середовища, якщо вона відрізняється від стандартної (таблиця 1.3.3 ПУЭ або таблиця М.4 додатка М [1]);

де - поправочний коефіцієнт на кількість кабелів , що лежать поруч у землі (таблиця 1.3.26 ПУЭ або таблиця М.5 додатка М [1]);

де = 0,92 (поправочний коефіцієнт уводиться при визначенні для чотирижильних кабелів з пластмасовою ізоляцією напругою до 1 кВ, якщо допустимі тривалі струми взяті з таблиці 1.3.7 ПУЕ як для трижильних кабелів, або з таблиці М.9 додатка М [1]).

З таблиці М.9 додатка М [1] для трижильного кабелю при прокладанні у в землі зі стандартним перерізом струмопровідної жили мм2 допустимий струм А.

Так для кабелю АВВГ з полівінілхлоридною ізоляцією на ділянці від ТП 1 до споруди № 14 (на генплані) вибираємо мінімальний переріз кабелю

,

.

Умова виконується, тому беруться 1 кабель з перерізом Sст = 70 мм2.

Результати розрахунків для інших споруд наведені в таблиці 4.2.

Втрати напруги в кабелях у відсотках визначається як

(4.10)

де і - максимальні розрахункові активне і реактивне навантаження 2-го рівня електропостачання відповідно, кВт і квар (таблиця 1.1);

і - активний і реактивний опори кабелю, Ом;

- номінальна напруга електричної мережі, кВ.

Активний і реактивний опори кабелю обчислюються за формулами

(4.11)

(4.12)

електричний мережа трансформатор будинок

де і - активний і реактивний питомі опори кабелю відповідно, Ом/км (наводяться в довідниках та таблиці М.11 додатка М [1]);

- довжина кабелю, км.

Далі кабель перевіряється на втрату напруги за формулами (4.10 - 4.12)

Величина втрати напруги в кабелі не перевищує допустимої (5 %), то переріз вибраний правильно.

Результати розрахунків наведені в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 - Розрахунки та марки кабелів від ТП 1 та споживача

Прокладка	, А	, А	, %	Марка кабелю
Від ТП 2 до 7	153,2	193,2	0,21	АВВГ(3?70+1?25)
Від 7 до 11	75,7	82,8	0,15	АВВГ(3?16+1?10)
Від 11 до 9	68,22	82,8	0,5	АВВГ(3?16+1?10)
Від 9 до 4	33,6	42,32	1,2	АВВГ(3?6+1?4)
Від 4 до ТП 2	153,2	193,2	0,21	АВВГ(3?70+1?25)

5. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

5.1 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання (КЗ)

Визначити струм трифазного КЗ у початковий момент часу та ударний струм в електричній мережі напругою до 1 кВ в точках К1, К2, для схеми на рисунку 5.1.

Дані взяті з результатів розрахунків таблиць В.1, 3.3, 4.2 і наведені нижче.

Система:

Трансформатор типу ТМЗ-250/10:

Кабельні лінії:

Кб1: ААШв -10(3?25);

Кб2: АВВГ(3?70+1?25);

Базисна напруга ступеня в електричній мережі напругою до 1 кВ

, (5.1)

де - номінальна вторинна напруга трансформатора, кВ.

.

5.1.1 Розрахунок параметрів елементів схеми заміщення

Індуктивний опір системи, який приведений до ступеня НН, визначається за формулою

, (5.2)

де - середня номінальна напруга мережі, яка приєднана до обмотки НН трансформатора, В;

- середня номінальна напруга мережі, до якої приєднана обмотка ВН трансформатора, В;

- діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ у виводів обмотки ВН трансформатора, кА.



У таблиці М.11 додатка М [1] для кабельної лінії напругою 10 кВ (Кб1) питомі опори такі: Активний та індуктивний опори кабельної лінії, які приведені до ступеня НН, визначається за формулами

, (5.3)

, (5.4)

З таблиці Л.1 додатка Л [1] приймаються втрати КЗ , КЗ . Активний та індуктивний опори прямої послідовності трансформатора, які приведені до ступеня НН, визначаються за формулами

(5.5)

(5.6)

де - номінальні втрати КЗ у трансформаторі, кВт;

- номінальна напруга обмотки НН трансформатора, кВ;

- номінальна потужність трансформатора, кВА.



У таблиці М.11 додатка М [1] для кабельних ліній напругою до 1 кВ Кб2 з однаковим перерізом питомі опори такі: Активний та індуктивний опори кабельної лінії

визначаються за формулами (4.11) і (4.12)

5.1.2 Визначення діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент у різних точках схеми

Визначення струму трифазного КЗ у точці К1.

Сумарні опори щодо точки К1 визначаються так:

, (5.7)

,

, (5.8)

,

, (5.9)

.

Початкове діюче значення періодичної складової трифазного струму при металевому КЗ визначається за формулою

.

Визначення струму трифазного КЗ у точці К2.

Сумарні опори щодо точки К2 визначаються так:

, (5.10)

,

, (5.11)

,

(5.12)

Початкове діюче значення періодичної складової трифазного струму при металевому КЗ визначається за формулою

(5.13)



5.1.3 Визначення ударних струмів у різних точках схеми

Ударний струм у точці К1

, (5.14)

Ударний струм у точці К2

, (5.15)

Результати розрахунку струмів трифазного КЗ у початковий момент часу та ударний струм в електричній мережі напругою до 1 кВ в точках К1 і К2 наводяться в таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 - Результати розрахунку струмів трифазного КЗ в різних точках електричної мережі до 1 кВ

Точка КЗ	Діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент , кА	Ударний струм , кА
К1	8,06	15,9
К2	5,04	7,1

5.2 Розрахунок струмів однофазного КЗ

Визначити струм однофазного КЗ у точках К1 і К2 для схеми на рисунку 5.2.

Дані взяті з результатів розрахунків таблиць В.1, 3.3, 4.2 і наведені нижче.

Трансформатор типу ТМЗ-630/10, схема з'єднання обмоток трансформатора “трикутник зірка з нейтраллю” (?/?н).

Кабельні лінії:

Кб1: АВВГ(3?70+1?25);

З таблиці Н3 додатка Н [1] для трансформатора з номінальною потужністю 630 кВА і схемою з'єднання обмоток трансформатора “трикутник зірка з нейтраллю” (?/?н) повний опір струму однофазного КЗ . Струм однофазного металевого КЗ в точці К1 буде дорівнювати

, (5.16)

де - фазна напруга мережі, В;

- повний опір петлі “фаза - нуль” від трансформатора до точки КЗ, береться з розрахунків, мОм;

- повний опір знижувального трансформатора струмам однофазного КЗ, приймається з таблиці Н.3 додатка Н [1].

Отже

.

З таблиці Н7 додатка Н [1] повні питомі опори ланцюга “фаза - нуль” для чотирижильних кабелів та проводів з алюмінієвими жилами такі: .

Повний опір петлі “фаза - нуль” до точки К2 визначається за формулою

, (5.17)



За формулою (5.16) струм однофазного металевого КЗ у точці К2

Результати розрахунку струмів однофазного КЗ в електричній мережі напругою до 1 кВ у точках К1 та К2 наводяться в таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 - Результати розрахунку струмів однофазного КЗ в різних точках електричної мережі до 1 кВ

Точка КЗ	Струм однофазного КЗ, кА
К1	15,7
К2	1,34

5.3 Розрахунок струмів короткого замикання на персональному комп'ютері

Результати розрахунку струмів короткого трифазного (однофазного) замикання на персональному комп'ютері за допомогою програми 3tkz приведені в додатку Б.

6. ВИБІР ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ В ЕЛЕКТРИЧНІЙ МЕРЕЖІ НАПРУГОЮ ДО 1 кВ

6.1 Вибір автоматичних повітряних вимикачів

Попередньо вибирається автомат вводу ВА55-41 - селективний з напівпровідниковим розчеплювачем серії БПР.

Вибір ЕА поданий у вигляді таблиці: у першій колонці умова вибору, у другій - каталожні дані ЕА, у третій розрахункові дані, таблиця 6.1.

Таблиця 6.1 - Каталожні та розрахункові дані автомата вводу QF3 типу ВА55-43

Умови вибору	Каталожні дані автомата ВА55-43	Розрахункові дані
За номінальною напругою За номінальним струмом автомата За номінальним струмом розчеплювача За номінальним струмом автомата та його розчеплювачів За номінальним струмом теплового розчеплювача За умовою відстройки від пікових струмів
За номінальним струмом вимикання автомата За умовою чутливості

6.2 Вибір запобіжників

Таблиця 6.2 - Каталожні та розрахункові дані запобіжника F5 типу ПН2-250

Умови вибору	Каталожні дані запобіжника ПН2-250	Розрахункові дані
За номінальною напругою запобіжника За номінальним струмом запобіжника За номінальним струмом плавкої вставки
За номінальним струмом запобіжника та його плавкою вставкою За номінальним струмом вимикання запобіжника За умовою чутливості

6.3 Вибір рубильників

Таблиця 6.3 - Каталожні та розрахункові дані рубильника S5 типу РБ34

Умови вибору	Каталожні дані рубильника РБ32	Розрахункові дані
За номінальною напругою рубильника За номінальним струмом рубильника За струмом електродинамічної стійкості За термічною стійкостю

6.4 Узгодження перерізу живильних ліній напругою до 1 кВ з апаратами захисту

Переріз проводів і кабелів, які вибирались за нагріванням перевіряють за умовою узгодження відповідності вибраним апаратам захисту за формулою

, (6.1)

де - нормована ПУЭ кратність допустимого струмового навантаження на провідники щодо параметрів захисних апаратів, яка визначається з таблиці П.15 [1] (для автоматів );

- струм апарата захисту.

Так для кабелю що живить „обєкт № 14” допустимий струм

=А.

Узгодження вибраного перерізу кабелів з вибраним запобіжником

(6.2)

Умови виконуються, тому вибраний переріз кабелю марки АВВГ залишається.

7. РОЗРАХУНОК ОЧІКУВАНОГО СПОЖИВАННЯ ЕЛЕКТРОЄНЕРГІЇ, ЇЇ ОБЛІК ТА ЄКОНОМІЯ

7.1Розрахунок очікуваного споживання електроенергії

Ушкодження ізоляції електроустаткування може спричинити появу на корпусах та інших металевих частинах (потенційно небезпечних) потенціалів, які небезпечні для життя людини. Гранично допустимі рівні напруг дотику й струмів через тіло людини при аварійному режимі виробничих ЕУ напругою до 1 КВ і частотою 50 Гц із заземленою або ізольованою нейтраллю не повинні перевищувати величин, наведених в таблиці 8.1.

Таблиця 8.1 - Гранично допустимі рівні напруг дотику й струмів через тіло людини при аварійному режимі

Нормована величина	Гранично допустимі рівні (не більше) при тривалості впливу струму t, с
	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	>1
U, В I, А	500 500	250 250	165 165	125 125	100 100	85 85	70 70	65 65	55 55	50 50	36 6

Тому всі потенційно небезпечні частини мають бути заземлені або занулені. Відповідно до пункту 1.7.38 ПУЭ [2] у чотирипровідних мережах трифазного струму глухе заземлення нейтралі є обов'язковим, а згідно з пунктом 1.7.34 ПУЭ у трифазних мережах до 1 кВ із глухозаземленою нейтраллю ЕО має бути занулене. В ЕУ понад 1 кВ з ізольованою нейтраллю (пункт 1.7.41 ПУЭ) має бути виконане заземлення.

7.2 Облік електроенергії

Загальні положення

Основною метою Систем обліку електроенергії є отримання достовірної інформації про обсяг виробництва, передачі, розподілу, споживання електроенергії та потужності на Енергоринку для вирішення наступних техніко-економічних завдань:

а) Комерційні розрахунки за електроенергію і потужність між членами Енергоринку.

б) Керування режимами енергоспоживання.

в) Визначення та прогнозування всіх складових балансу електроенергії.

г) Визначення вартості і собівартості виробництва, передачі та розподілу електроенергії.

Весь обсяг активної та реактивної енергії, що передана та отримана Членами Енергоринку, повинен визначатися за допомогою Систем обліку, які встановлені, експлуатуються та обслуговуються, як це визначено в Інструкції, а також які повинні бути обов'язково занесенні до Реєстру і Оператори яких зареєстровані у Керівника Системи комерційного обліку Енергоринку.

Кожному Члену Енергоринку потрібно узгодити з відповідною електроенергетичною системою і зареєструвати у Керівника системи комерційного обліку Енергоринку Систему обліку.

Кожен вимірювальний комплекс, що входить до складу Системи обліку, повинен мати технічний паспорт - протокол . Надана Система обліку затверджується Розпорядником системи розрахунків.

Зміна місць елементів вимірювального комплексу потребує обов'язкового погодження з відповідною електроенергетичною системою.

Системи обліку повинні відповідати вимогам нормативних документів.

Усі суперечки між Членами Енергоринку або непорозуміння, що стосуються експлуатації Систем обліку, повинні вирішуватися відповідною електроенергетичною системою, Керівником системи комерційного обліку, Радою Енергоринку.

Системи обліку, які занесені до Реєстру на дату впровадження, можуть не відповідати вимогам Інструкції та нормативних документів, тому кожен Оператор повинен у термін узгоджений з Керівником Системи комерційного обліку Енергоринку, скласти графік поетапної заміни обладнання, яке не відповідає її вимогам. Проект технічного завдання на встановлення Систем обліку узгоджуються з відповідною електроенергетичною системою, Керівником Системи комерційного обліку Енергоринку і затверджуються Розпорядником системи розрахунків.

В кожній точці обліку рівня напруги 110 кВ та вище, де електроенергія продається або купується згідно з Правилами Енергоринку ( n0002227-96 ), для виконання верифікації повинні бути встановленні два лічильники (основний та дублюючий) однакового класу точності. Тимчасово, до технічного переоснащення Системи комерційного обліку можлива відсутність дублюючого лічильника, або застосування дублюючого лічильника з нижчим класом точності. До дублюючих лічильників ставляться однакові технічні та експлуатаційні вимоги, як і до основних.

В кожній точці обліку, де постачання електроенергії можливо у двох напрямках, повинні бути встановленні лічильники "прийому" та "віддачі". На міждержавних і міжобласних ПЛ напругою 110 кВ та вище розрахунковими є лічильники "прийому" та "віддачі" на обох кінцях ПЛ, а на ПЛ 35 кВ і нижче - за узгодженням Сторін.

Якщо на приєднанні встановлені основні та дублюючі лічильники, то у разі виходу з ладу основного лічильника до його заміни, розрахунковим стає дублюючий. Якщо відмовив лічильник (лічильники) на одному кінці ПЛ, за розрахункові беруться показання лічильника (лічильників) іншого кінця ПЛ, з розрахунковим визначенням втрат.

Похибки розрахункових лічильників "прийому" та "віддачі", встановлених на різних кінцях ПЛ, узгоджуються і регулюються на однакові або близькі за величиною та знаком.

При відключенні лінії електропередачі з однієї сторони, в разі рахування лічильником електроенергії з іншої сторони,

дані показання треба відносити до втрат. Розподіл втрат електроенергії між суміжними сторонами проводиться згідно Методики про визначення втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач, що враховуються при фінансових розрахунках за електроенергію розрахунковим шляхом. Розпорядник системи розрахунків Енергоринку повинен переконатися, що такі розрахунки втрат визначені вірно. Розрахунки узгоджуються зацікавленими Сторонами.

Тимчасово допускається, як розрахункова, система погодинного обліку, побудована з поділом на години добових даних лічильників на основі інтегрованих значень телевимірювань або на інших, узгоджених з Керівником системи комерційного обліку і затверджених Розпорядником системи розрахунків Енергоринку методах, з подальшим коригуванням на підставі щомісячних актівзвірок (додатки 5 і 6), та обов'язковим переоснащенням в подальшому на Систему обліку електроенергії.

Генеруючі та енергопостачальні компанії, незалежні енергопостачальники повинні забезпечувати:

а) Щоденне подання в відповідні електроенергетичні системи даних за минулу добу у формі та у терміни, встановлені Енергоринком.

а) Спільне з відповідною електроенергетичною системою вживання заходів щодо оснащення Системи обліку згідно з вимогами Інструкції.

Метрологічне забезпечення засобів обліку електроенергії повинно здійснюватися органами Держстандарту та метрологічними підрозділами суб'єктів Енергоринку за належністю на основі нормативних документів.

Вторинні ланцюги обліку електроенергії повинні відповідати вимогам нормативної документації. Їх періодична перевірка повинна проводитися не менше одного разу на 2 роки.

Відповідальність за збереження лічильників, пристроїв обліку та цілість пломб несе організація на об'єкті якої вони встановлені.

На основі Інструкції при необхідності складаються місцеві інструкції, які конкретизують окремі її положення та при необхідності узгоджуються зацікавленими сторонами.

7.3 Заходи щодо економії електроенергії розробка та впровадження ефективних засобів стимулювання персоналу за впровадження енергозберігаючих заходів та ін.

Заходи щодо збереження електричної енергії в електричних мережах та упорядкування витрат електроенергії можна умовно розділити на три групи.

До першої групи відносяться організаційні заходи, які в свою чергу поділяються на заходи, які пов'язані з підвищенням технічного рівня експлуатації електричних мереж, і які забезпечують оптимальні експлуатаційні режими роботи електричних мереж, в більшості випадків ці заходи є безвитратними.

До заходів щодо підвищення технічного рівня експлуатації електричних мереж можна віднести:

? систематичний структурний аналіз втрат електроенергії в електричній мережі;

? виявлення локальних місць комерційних втрат і заходів по їх зниженню;

? удосконалення системи обліку звітних та технічних втрат;

? постійне підвищення кваліфікації персоналу відповідних відділів енергосистем, які контролюють рівні втрат електроенергії;

? удосконалення документообігу;

? створення і впровадження інформаційних систем по аналізу втрат енергії на основі комп'ютерної техніки;

? переведення частини генераторів електростанцій в режим роботи синхронних компенсаторів;

? відключення силових трансформаторів на підстанціях при зміні сезонного навантаження;

? знеукрупнення фідерів мереж напругою 6-10 кВ до оптимальних довжин і навантажень;

? забезпечення умов зустрічного регулювання напруги на шинах джерел живлення;

? симетрування навантажень фаз в мережах низької і середньої напруги;

? мінімізація часу простою різних елементів мережі в неробочому стані;

? широке впровадження і постійне удосконалення технології і якості комплексних ремонтів;

? удосконалення системи управління рівнями втрат електроенергії;

? підвищення надійності і економічності роботи основного і допоміжного обладнання;

? розробка та впровадження ефективних засобів стимулювання персоналу за впровадження енергозберігаючих заходів та ін.

До заходів, що забезпечують оптимальні експлуатаційні режими роботи електричних мереж, можна віднести:

? оптимальне регулювання напруг і реактивних потужностей в електричних мережах;

? оптимізація розподілу реактивних потужностей в електричних мережах енергосистем всіх класів напруг шляхом вибору раціональних рівнів завантаження реактивною потужністю генераторів електростанцій і системних конденсаторних установок;

? завдання оптимальних рівнів споживання реактивної потужності для великих споживачів;

? вибір оптимальних коефіцієнтів трансформації трансформаторів і автотрансформаторів зв'язку і вольтодобавочних трансформаторів в неоднородних електричних мережах;

? вибір оптимальних місць розімкнення контурів в мережах 6-10 кВ;

? секціювання підстанцій;

? оптимізація рівнів напруги в центрах живлення з визначенням оптимальних законів регулювання напруги на трансформаторах, на конденсаторах системи і споживачів та ін.

До другої групи відносяться технічні заходи, які потребують роботи по оптимізації параметрів елементів електричних мереж з придбанням обладнання, реконструкції, модернізації, додаткового будівництва, це пов'язано з витратою додаткових капіталовкладень. Технічні заходи також можна поділити на такі, що забезпечують вибір оптимальних параметрів елементів електричних мереж, і такі, що потребують реконструкцію, модернізацію або розширенням мережевого будівництва і встановленням додаткового обладнання.

До технічних заходів, зв'язаних з вибором оптимальних параметрів електричних мереж, можна віднести:

? збільшення робочої потужності встановлених в електричних мережах статичних конденсаторів;

? використання додаткових компенсуючих і регулюючих пристроїв оптимальної потужності;

? компенсація електричної неоднородності замкнених мереж за рахунок використання додаткових фазорегулюючих пристроїв;

? централізоване регулювання реактивною потужністю і напругою в вузлах мереж енергосистеми;

? автоматичне регулювання під навантаженням коефіцієнтів трансформації силових трансформаторів;

? впровадження в експлуатацію пристроїв автоматичного регулювання потужності батарей статичних конденсаторів та ін.

До технічних заходів, зв'язаних з реконструкцією, модернізацією або розширенням мережевого будівництва та встановленням додаткового обладнання, можна віднести:

? оптимізація завантаження електричних мереж за рахунок будівництва ліній та підстанцій;

? будівництво підстанцій глибокого вводу високої напруги в потужні вузли електроспоживання;

? встановлення додаткових трансформаторів з повздовжнім регулюванням напруги;

? впровадження трансформаторів з РПН і лінійних регуляторів напруги;

? використання повітряно-кабельних ліній;

? зміна конструкції і геометрії розташування проводів на повітряних лініях (ПЛ);

? переведення електричних мереж на підвищену номінальну напругу;

? заміна проводів на перевантажених ПЛ на проводи з більшим перерізом;

? заміна ПЛ кабельними і сталевих проводів - проводами з кольорового металу та ін.

До заходів, що забезпечують оптимальні експлуатаційні режими роботи електричних мереж, можна віднести:

? оптимальне регулювання напруг і реактивних потужностей в електричних мережах;

? оптимізація розподілу реактивних потужностей в електричних мережах енергосистем всіх класів напруг шляхом вибору раціональних рівнів завантаження реактивною потужністю генераторів електростанцій і системних конденсаторних установок;

? завдання оптимальних рівнів споживання реактивної потужності для великих споживачів;

? вибір оптимальних коефіцієнтів трансформації трансформаторів і автотрансформаторів зв'язку і вольтодобавочних трансформаторів в неоднородних електричних мережах;

? вибір оптимальних місць розімкнення контурів в мережах 6-10 кВ;

? секціювання підстанцій;

? оптимізація рівнів напруги в центрах живлення з визначенням оптимальних законів регулювання напруги на трансформаторах, на конденсаторах системи і споживачів та ін.

До другої групи відносяться технічні заходи, які потребують роботи по оптимізації параметрів елементів електричних мереж з придбанням обладнання, реконструкції, модернізації, додаткового будівництва, це пов'язано з витратою додаткових капіталовкладень. Технічні заходи також можна поділити на такі, що забезпечують вибір оптимальних параметрів елементів електричних мереж, і такі, що потребують реконструкцію, модернізацію або розширенням мережевого будівництва і встановленням додаткового обладнання.

До технічних заходів, зв'язаних з вибором оптимальних параметрів електричних мереж, можна віднести:

? збільшення робочої потужності встановлених в електричних мережах статичних конденсаторів;

? використання додаткових компенсуючих і регулюючих пристроїв оптимальної потужності;

? компенсація електричної неоднородності замкнених мереж за рахунок використання додаткових фазорегулюючих пристроїв;

? централізоване регулювання реактивною потужністю і напругою в вузлах мереж енергосистеми;

? автоматичне регулювання під навантаженням коефіцієнтів трансформації силових трансформаторів;

? впровадження в експлуатацію пристроїв автоматичного регулювання потужності батарей статичних конденсаторів та ін.

До технічних заходів, зв'язаних з реконструкцією, модернізацією або розширенням мережевого будівництва та встановленням додаткового обладнання, можна віднести:

? оптимізація завантаження електричних мереж за рахунок будівництва ліній та підстанцій;

? будівництво підстанцій глибокого вводу високої напруги в потужні вузли електроспоживання;

? встановлення додаткових трансформаторів з повздовжнім регулюванням напруги;

? впровадження трансформаторів з РПН і лінійних регуляторів напруги;

? використання повітряно-кабельних ліній;

? зміна конструкції і геометрії розташування проводів на повітряних лініях (ПЛ);

? переведення електричних мереж на підвищену номінальну напругу;

? заміна проводів на перевантажених ПЛ на проводи з більшим перерізом;

? заміна ПЛ кабельними і сталевих проводів - проводами з кольорового металу та ін.

Третій вид заходів відноситься до удосконаленню обліку електроенергії, ці заходи можуть бути як практично безвитратними, так і можуть потребувати додаткових витрат для організації нових точок обліку. Ці заходи не знижують фізично існуючих втрат електроенергії, однак вони впорядковують облік, уточнюють вихідну інформацію, роблячи більш ефективними організаційні і технічні заходи по зниженню втрат, а в ряді випадків знижують комерційні втрати, що приводить до зниження і звітних втрат.

8. ЕЛЕКТРОБЕЗПЕКА ТА ЗАХИСТ ДОВКІЛЛЯ

8.1 Заходи щодо забезпечення електробезпеки

Ушкодження ізоляції електроустаткування може спричинити появу на корпусах та інших металевих частинах (потенційно небезпечних) потенціалів, які небезпечні для життя людини. Гранично допустимі рівні напруг дотику й струмів через тіло людини при аварійному режимі виробничих ЕУ напругою до 1 КВ і частотою 50 Гц із заземленою або ізольованою нейтраллю не повинні перевищувати величин, наведених в таблиці 8.1.

Таблиця 8.1 - Гранично допустимі рівні напруг дотику й струмів через тіло людини при аварійному режимі

Нормована величина	Гранично допустимі рівні (не більше) при тривалості впливу струму t, с
	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	>1
U, В I, А	500 500	250 250	165 165	125 125	100 100	85 85	70 70	65 65	55 55	50 50	36 6

Тому всі потенційно небезпечні частини мають бути заземлені або занулені. Відповідно до пункту 1.7.38 ПУЭ [2] у чотирипровідних мережах трифазного струму глухе заземлення нейтралі є обов'язковим, а згідно з пунктом 1.7.34 ПУЭ у трифазних мережах до 1 кВ із глухозаземленою нейтраллю ЕО має бути занулене. В ЕУ понад 1 кВ з ізольованою нейтраллю (пункт 1.7.41 ПУЭ) має бути виконане заземлення.

8.2 Розрахунок заземлення трансформаторної підстанції

Розрахунок пристрою заземлення (ПЗ) ведеться для двотрансформаторної КТП 2?400 напругою 10/0,4 кВ. Для розрахунку використовуються вихідні дані з таблиці 8.2.

Таблиця 8.2 - Вихідні дані для розрахунку ПЗ

Варіант	Грунт Верхній прошарок/ нижній прошарок	Питомий опір	Клімат зона	а/lв	dв.з	Розміщення вертикальних заземлювачів
3	пісок/морська вода	700/0,2	2	2	16	В ряд

Конструкція ПЗ наведена на рисунку 8.1.

Рисунок 8.1 - Конструкція пристрою заземлення:

1 - вертикальний заземлювач; 2 - горизонтальний заземлювач; 3 - заземлюючий провідник

Матеріал вертикальних заземлювачів - кругла сталь (електрод). Метод занурення вертикальних заземлювачів - вкручування. Верхні кінці вертикальних заземлювачів занурені на глибину tг = 0,7 м і приварені до горизонтального заземлювача із сталевої смуги шириною b = 40 мм висотою h = 4 мм (рисунок 7.1)

Опір ПЗ приймається тієї установки, де він є мінімальним. Зі сторони напруги 0,38/0,22 кВ RЗ ? 4 Ом. Остаточно приймається RЗ. НОРМ ? 4 Ом.

Коефіцієнти вертикальної прокладки КВ і горизонтальної прокладки КГ приймаються з таблиці Р.2 додатка Р [1] (для 2-го кліматичного району КВ =1,45, КГ =3,5).

Розрахункові питомі опори ґрунту для вертикальних і горизонтальних заземлювачів визначаються відповідно так:

, (8.1)

, (8.2)

,

.

Визначається опір розтікання одного вертикального електрода за формулою

(8.3)

З таблиці Р.4 додатка Р [1] без урахування горизонтальних смуг при попередньо вибраній кількості електродів у контурі n = 20 шт. та відношенні а/lв = 2 вибирається коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів з урахуванням екранування Кв.в.е = 0,65. Наближена кількість вертикальних заземлювачів обчислюється за формулою

, (8.4)

.

Приймається найближча більша ціла кількість вертикальних заземлювачів n = 4 шт.

Визначається опір розтікання горизонтального заземлювача зі сталевої смуги шириною b і висотою h за формулою

(8.5)

З таблиці Р.5 додатка Р [1] при кількості вертикальних заземлювачів у контурі n = 4 шт. і при визначеному відношенні а/lв = 2 вибирається коефіцієнт використання горизонтальної смуги Кв.г.е = 0,89. Тоді опір розтікання горизонтального заземлювача з урахуванням екранування визначається так:

(8.6)

Визначається уточнений опір вертикальних електродів з урахуванням горизонтальної смуги

(9.7)



Уточнена кількість вертикальних електродів визначається з урахуванням n = 2 шт., а/lв = 2, Кв.в.е = 0,84 за формулою

(8.8)

Остаточно приймається 2 вертикальних електродів.

Розташування контуру заземлення міської КТП наводиться на рисунку 8.2.

Рисунок 8.2 - Розташування контуру заземлення комплексної трансформаторної підстанції

Размещено на Allbest.ru