Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

трансформатор освещение электрический замыкание

В связи с непрерывным ростом потребления Э/Э во всех сферах жизнедеятельности происходит рост электропотребления. Это обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электросетей, которые являются важнейшим элементом в системе производства передачи и потребления электрической энергии.

С помощью распределительных сетей снабжаются электричеством жилые дома, общественно - коммунальные учреждения, промышленные потребители. Через городские распределительные электросети предается до 50% вырабатываемой в стране электрической энергии.

Такие сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает приоритетное народнохозяйственное значение.

Производственная характеристика

Проектируемая система электроснабжения жилых микрорайонов №17 и 21 города Снежинска, входит в состав Снежинских городских электросетей.

Городские электрические сети предназначены для питания потребителей, расположенных на территории города, и представляют собой совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций. Питание электроприемников Снежинских электросетей осуществляется от Снежинской понижающей подстанции.

Электрические сети подразделяются на электроснабжающие напряже-

нием 35 - 110 кВ и распределительные напряжением 6 - 10 и 0,4 кВ. В СГЭС вновь вводимые ТП и РП питаются на напряжении 10 кВ. В ряде мест так же осуществляется перевод на питающее напряжение 10 кВ с напряжения 6 кВ.

Потребители Снежинских электросетей делятся на потребителей жилого и общественного фонда, промышленных потребителей, коммунальных потребителей общегородского значения (водопровод, канализация, электрифицированный транспорт и т.д.), потребителей пригородных районов.

Нагрузка проектируемых микрорайонов состоит только из жилых и общественных зданий и сооружений и уличного освещения. Основную нагрузку, около 75%, составляют жилые здания.

Технический паспорт проекта

1. Объекты электроснабжения - жилые дома, общественные здания и сооружения.

2. Основные потребители электроэнергии - освещение внутреннее и уличное, бытовые электроприборы, электродвигатели лифтов, насосов и вентиляторов.

3. Суммарная установленная мощность электроприемников жилых и общественных зданий - 8,254 МВА.

4. Категория основных потребителей по надежности электроснабже-

ния - II.

5. Количество ТП - 8, трансформаторы типа ТМГ-10-1000 и ТМГ-10-630. Питание ТП предусматривается по двум двухлучевым магистралям от подстанции «Снежинская».

6. РУ - 10 кВ ТП укомплектовано камерами КСО - 298, РУ - 0,4 кВ укомплектовано щитами ЩО70-3М.

7. Сети 10 кВ и 0,4 кВ выполняются кабелями марки ААШв, кабели прокладываются на глубине 0,7 м. под газонами и тротуарами и на глубине 1,0 м. под проездами с защитой асбестоцементными трубами диаметром 100 мм.

8. Уличное освещение выполняется светильниками с лампами ГРЛ, а именно ДНаТ, мощностью 250 Вт, опоры для сети наружного освещения приняты железобетонные серии ЭК -01-01.

9. Питание жилых домов осуществляется от ВРУ, вводная панель типа ВРУ1 - 11 - 10 УХЛ4 без счетчиков и распределительная панель типа ВРУ1-48-00 УХЛ4 с двумя секциями 5Ч250+5Ч250 с ПН2-100.

1. Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений

Высоковольтные выключатели нагрузки начали применять в электроустановках среднего напряжения около 60 лет тому назад в качестве альтернативы обычным выключателям относительно дорогим, занимающим много места и, кроме того, требующим для своего управления применения трансформаторов тока и релейной защиты. Вначале их устанавливали лишь в электрических сетях малоответственных потребителей: на тупиковых подстанциях небольшой мощности, для размыкания кольцевых линий, для коммутации двигателей высокого напряжения и т.п.

Поскольку в то время ток нагрузки электроустановок был сравнительно небольшим, то первоначально такие коммутационные аппараты выполнялись в виде комбинации двух простых устройств: обычных разъединителей, включавших токи нагрузки и токи холостого хода (XX) и отключавших только токи XX, и высоковольтных плавких предохранителей, которые служили для защиты электроустановки от перегрузки и от токов короткого замыкания (КЗ). Затем, по мере роста токов нагрузки и токов XX электроустановок, для осуществления коммутации все более и более возраставших токов, а также для устранения весьма неприятных явлений феррорезонанса, возникающих при однополюсном отключении цепи тока, вместо обычных разъединителей стали применять разъединители мощности на среднее напряжение, т.е. устройства, объединявшие в одном коммутационном аппарате выключатель, имеющий дугогасительное устройство небольшой мощности, и разъединитель.

Однако в случае коммутации трансформаторов и конденсаторных батарей такой разъединитель требовал, чтобы для защиты от токов КЗ последовательно с ним были включены также высоковольтные плавкие предохранители. Сам же разъединитель мощности использовался исключительно для коммутации токов нагрузки и отключения небольших перегрузочных токов. Такой разъединитель мощности был более надежен в работе, хотя и стоил дороже, чем комбинация предохранитель разъединитель, поскольку при его создании разработчики в то время не учитывали специфику коммутации сети, а исходили из конструкции обычного выключателя.

Намного плодотворней оказалась идея отказа от установки разъединителя мощности и переход к сочетанию обычного разъединителя с простейшими дешевыми дугогасительными камерами. Именно реализация этой идеи привела к созданию коммутационных аппаратов, получивших название выключателей нагрузки. Такие аппараты просты в обслуживании, надежны, гораздо дешевле разъединителей мощности и к тому же обладают способностью отключать довольно большие емкостные токи работающих на холостом ходу линий электропередачи даже очень высокого напряжения.

В настоящее время применение выключателей нагрузки значительно расширилось: их с успехом стали применять во многих ответственных электроустановках, например, в качестве генераторных выключателей в мощных энергоблоках для коммутации рабочих токов (без защитных функций), в установках компенсации реактивной мощности для коммутации конденсаторных батарей большой мощности (до 400 кВА) и в целом ряде других случаев.

Широко используются выключатели нагрузки и за рубежом, причем применяемые в них способы гашения дуги весьма разнообразны. К числу таких способов дугогашения относятся: быстрые коммутации в воздухе; коммутация в сжатом воздухе; дутье предварительно сжатым воздухом или азотом; коммутации в маслонаполненной дугогасительной камере; магнитное дутье; гашение дуги в элегазе; гашение дуги в вакууме; гашение дуги многоступенчатым отключением и др.

За последние 10-15 лет значительно возрос интерес к выключателям нагрузки, ставших основными устройствами электрических подстанций 6, 10/0,4 кВ, и на Украине и в России. Это вызвано несколькими причинами, основная из которых состоит в том, что из-за значительного сокращения в этих странах энергоемких и ориентированных на военно-промышленный комплекс потребителей электроэнергии, произошло перераспределение потребления электроэнергии с высокого напряжения на низкое напряжение 380 В и 220 В, которое повсеместно используется в многочисленных офисных центрах, оснащенных компьютерами и другой оргтехникой, а также в быту. Для использования в таких сетях наиболее подходящими оказались недорогие, надежные в работе выключатели нагрузки напряжением 6-10 кВ.

1.1 Краткий обзор типичных конструкций выключателей нагрузки, применявшихся в СССР и применяемых в настоящее время в странах СНГ

Выключатель нагрузки имеет следующую конструкцию: на общей раме на опорных изоляторах находятся дугогасительные камеры с неподвижными контактами - основными и дугогасительными, а также подвижные контакты - основные и дугогасительные. Все три полюса имеют общий приводной вал, связанный с полюсами изоляционными тягами.

Дугогасительная камера выключателя состоит из двух пластмассовых щек, внутри которых заложены изготовленные из оргстекла сменные вкладыши, образующие узкую щель, в которой движется дугогасительный контакт. Отключение выключателя осуществляется двумя отключающими пружинами. Электрическая дуга, образующаяся между дугогасительными контактами при отключении выключателя, вызывает интенсивное газовыделение из стенок вкладышей, что приводит к росту давления в камере. Поскольку газы могут выходить только через щель между подвижным контактом и стенками камеры, то при их выходе по этому пути происходит интенсивное продольное обдувание дуги и ее гашение. Дугогасительные камеры выключателя нагрузки типа ВН-16 рассчитаны на большое число отключений (без замены вкладышей). Так, ток 50 А отключается выключателем 300 раз, ток 100А - 200 раз, ток 200 А - 75 раз, ток 400 А - 3 раза. Процесс замыкания и размыкания контактов при включении и отключении выключателя происходит следующим образом: при включении выключателя сначала замыкаются дугогасительные контакты, затем главные; при его отключении наоборот, причем в отключенном положении подвижный дугогасительный контакт образует достаточно большой видимый воздушный зазор с дугогасительной камерой. Выключатели нагрузки могут снабжаться стационарными заземляющими ножами с блокировкой от неправильного включения.

Для управления выключателем нагрузки типа ВН-16 (как и для управления, выключателями нагрузки других типов, таких как ВНП-16, ВНП-17, ВНП-11 и др.) обычно применяется привод типа ПРА-17 (ручной автоматический), снабженный механизмом свободного расцепления и имеющий встроенный электромагнит для дистанционного отключения аппарата. Этот привод имеет простую достаточно надежную конструкцию, удобен в эксплуатации, однако обладает существенным недостатком: с его помощью невозможно включить выключатель нагрузки дистанционно и автоматически.

В случае необходимости применения дистанционного включения выключателя нагрузки используется электромагнитный либо пневматический привод. Такой привод, являющийся приводом прямого действия, поскольку в нем энергия для включения непосредственно потребляется от источника большой мощности, прост по конструкции и надежен в работе. Однако основным его недостатком является потребность в мощном источнике оперативного постоянного тока.

Кроме выключателя нагрузки типа ВН-16 в Советском Союзе, а также в странах СНГ показали хорошие результаты в процессе эксплуатации и получили широкое распространение выключатели нагрузки типов ВН-10, ВН-11, ВНП-16, ВНП-17 и др., представляющие собой сочетание трехполюсного разъединителя рубящего типа внутренней установки с автогазовыми дугогасительными камерами, изготовляемыми из оргстекла.

Эти аппараты предназначаются для включения и отключения токов нагрузки 200-400А и не могут служить для защиты электрической сети от токов КЗ. Поэтому, в случае необходимости объединения функций нормальной коммутации и защиты от токов КЗ и токов перегрузок, выключатель нагрузки должен быть снабжен высоковольтными кварцевыми предохранителями (ПК).

Рассмотрим принцип действия автогазового выключателя нагрузки типа ВН-10, с ручным приводом на номинальное напряжением 10 кВ, с номинальным током 400А и током термической стойкости, составляющим 10 кА. Принцип действия этого выключателя, также как и выключателя нагрузки типа ВН-16, основан на гашении дуги потоком газов, образующихся вследствие разложения вкладыша из оргстекла. При отключении выключателя сначала размыкаются главные контакты, затем дугогасительные, размещенные в дугогасительном устройстве. Возникающая при этом дуга воздействует на стенки вкладыша и, вследствие разложения оргстекла, вызывает интенсивное газообразование. В период прохождения дугогасительным контактом канала в дугогасительном устройстве выход газов затруднен, что приводит к повышению давления внутри камеры. Вихревые потоки газов, находящихся под давлением, гасят дугу. Управление выключателем осуществляется ручным приводом, снабженным механизмом свободного расцепления, и электромагнитом отключения, питаемым от независимого источника тока. Включается выключатель только вручную с помощью рукоятки привода, отключается - вручную и дистанционно электромагнитом отключения.

Выключатели нагрузки типа ВН-10 снабжены стационарными заземляющими ножами, заземляющими верхние и нижние выводные контакты. Высоковольтные предохранители устанавливаются как с верхней, так и с нижней стороны выключателя.

Кратко охарактеризуем сравнительно недавно модернизированные конструкции выключателей нагрузки, сведения о которых отсутствуют в справочниках, а приводятся лишь в отдельных журнальных публикациях.

Выключатель нагрузки автогазового типа ВНП-М1-10/630-20. Модернизированные безопасные в эксплуатации выключатели этого типа в настоящее время выпускает Нальчикский завод высоковольтной аппаратуры. Эти выключатели предназначены для работы в шкафах комплектных распределительных устройств, ячейках камер стационарных одностороннего и двустороннего обслуживания (КСО) и комплектных трансформаторных подстанций (КТП) напряжением 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50-60Гц для систем с заземленной или изолированной нейтралью. Выключатель снабжен встроенным пружинным приводом с ручным заводом, предназначенным для местного и дистанционного управления. Кроме применения ВНП-М1-10/630-20У в качестве выключателя нагрузки во вновь строящихся электроустановках среднего напряжения, он предназначается также для замены находившихся в эксплуатации морально и физически устаревших аналогичных выключателей нагрузки типов ВН3-16, ВНр-10, ВНП-10 и др., не подлежащих ремонту (в связи с прекращением выпуска к ним запасных частей). При его разработки были учтены все пожелания Госэнергонадзора России и предприятий электрических сетей СНГ, что позволило существенно улучшить его основные технические параметры.

По сравнению с другими аналогичными типами выключателей нагрузки модернизированный выключатель нагрузки ВНП-М-10/630-20 с автономным блоком питания имеет следующие преимущества:

- в случае отключения напряжения на трансформаторной подстанции (ТП) с его помощью возможно осуществлять дистанционное управление коммутационными аппаратами (можно осуществить не менее шести циклов О-В-О без подзарядки импульсных конденсаторов энергии);

- в бестоковую паузу может быть выделен (отключен) поврежденный участок электросети, подана команда АПВ выключателю на ВП (Т) и АВР в пункте деления сети, что значительно дешевле, чем применение схемы с другими коммутационными аппаратами, например, вакуумными;

- выключатель может быть использован для замены отработавшего свой ресурс выключателя устаревшей конструкции в камерах КСО и КТП.

Компании ОАО «ПО Электротехника», первой в России освоившей производство трехпозиционных разъединителей и выключателей нагрузки.

Выпускаемые этой компанией выключатели нагрузки типа ВНТ, разъединители РТ и ЗР разработаны с учетом современных требований к надежности оборудования, безопасности его эксплуатации и обслуживания.

Главное преимущество коммутационных аппаратов данного типа - трехпозиционная конструкция коммутационного устройства, имеющего три фиксированных положения: «включено», «отключено» или «заземлено», что исключает возможность заземления частей, находящихся под напряжением. При этом положение главных контактов аппарата при коммутациях определяется по механическому указателю, расположенному на передней панели привода.

Другие преимущества рассматриваемого коммутационного устройства:

- устройство имеет современный энергонезависимый привод, обеспечивающий высокую скорость срабатывания выключателя и гашения дуги;

- трехпозиционная конструкция выключателя и разъединителя отличается надежностью в работе и способна обеспечить безопасность обслуживания в процессе эксплуатации, которое сведено до минимума;

- основные элементы и узлы выключателей нагрузки и разъединителей унифицированы, что значительно сокращает сроки изготовления и обеспечивает высокое качество сборки.

1.2 Выключатели нагрузки зарубежных производителей

Из большого количества разнообразных типов выключателей нагрузки, выпускаемых зарубежными фирмами, рассмотрим только два наиболее характерные типы выключателей - автопневматические аппараты французской фирмы Merin Gerin и выключатели нагрузки серии ISARC итальянского концерна VEI. Выключатели нагрузки французской фирмы Merin Gerin.

Конструкция

Отличительные особенности конструкции данных выключателей является:

- полюсы выключателя установлены на единой раме, изготовленной из оцинкованной стали, и управляются одним встроенным пружинным приводом, пружина которого взводится вручную с помощью рукоятки управления или же моторным приводом;

- коммутационный аппарат выполнен так, что обеспечивается механическое перекрытие отсека сборных шин изолирующими шторками. Предусмотрены все необходимые блокировки;

- каждый полюс выключателя оборудуется автокомпрессионным воздушным дугогасительным устройством;

- выключатели имеют встроенные предохранители (при соответствующем исполнении) и ножи заземления, а разъединители имеют конструкцию, аналогичную конструкции выключателей, однако не оснащаются системой гашения дуги.

Основные узлы

На стальной раме установлены несущие опорные эпоксидно-резиновые изоляторы, на которых закреплены контактные элементы. На верхнем изоляторе снаружи установлен верхний вывод, внутри располагается верхний неподвижный контакт, состоящий из контактного гнезда и стержня контакта. При отключенном положении выключателя механическая заслонка 6, связанная с валом привода заземляющих ножей, закрывает доступ к верхнему контакту и сборным шинам. На нижнем изоляторе закреплен нижний вывод, подвижный контактный цилиндр и и нижнее контактное гнездо.

Включение выключателя нагрузки

Вал, взводящий пружину механизма включения, приводится в движение штатной рукояткой. При этом при срабатывании пружины нижний контакт перемещается по направляющему цилиндру, и контакты замыкаются. Под действием пружинного механизма контакты быстро замыкаются, что исключает риск возникновения дуги.

Выключение выключателя

Подвижный цилиндр, приводимый в движение пружинным механизмом, перемещаясь вниз по направляющему цилиндру, создает давление воздуха, который вырывается через сопло и гасит дугу, образовавшуюся между неподвижным верхним контактом и подвижным контактом (оба контакта изготовлены из сплава Cu-W).

Система гашения дуги

Для гашения дуги в выключателе используется продольное одностороннее дутье автокомпрессорного типа. Процесс гашения дуги происходит следующим образом. При размыкании контактов, т.е. после выхода подвижного контакта из контактного гнезда, из сопла в дугогасительную камеру подается воздушный поток, который возникает вследствие сжатия воздуха подвижным контактом, перемещающимся по цилиндру. Под действием этого потока происходит деионизация и гашение дуги при переходе тока через ноль. Особенностью процесса гашения дуги является то, что она все время находится внутри верхнего изолятора, который не дает ей перекинуться на соседние фазы и элементы конструкции, а также ограничивает объем, в котором происходит ее гашение.

Выключатели нагрузки серии ISARC полностью отвечают современным требованиям рынка, зарубежным и российским стандартам. Преимущества их применения в ячейках КСО следующие:

- простота и надежность конструкции;

- простота установки и обслуживания;

- малый вес подвижных частей;

- наличие дугогасительной камеры;

- наличие механической заслонки, полностью разделяющей шинный и высоковольтный отсеки; возможность дистанционного управления (по запросу)

- моторный привод включения, электромагнитная катушка включения.

Следует обратить внимание на тот факт, что отмеченные выше преимущества выключателя в силу разных причин все еще остаются не реализованными в выключателях нагрузки, серийно выпускаемых в странах СНГ.

Итальянский концерн VEI не стремится монополизировать российский рынок электрооборудования среднего напряжения. Он готов напрямую сотрудничать с российскими производителями этого оборудования, в частности, с производителями выключателей нагрузки. Об этом свидетельствует тот факт, что этот концерн вместе с компанией «Располь-Электро» предложил российским производителям выключателей нагрузки осуществить взаимовыгодную рентабельную комбинацию: ячейка КСО собственного производства + коммутационный аппарат ISARC.

Это предложение концерна VEI нуждается в пояснении. Основной компонент любого коммутационного аппарата - силовой выключатель (обычно вакуумный или элегазовый) - и на российском, и на украинском рынках представлен в изобилии. В то же время хорошие, высоконадежные выключатели нагрузки и разъединители попали в разряд дефицитной продукции, поскольку выключатели нагрузки российского производства имеют устаревшую конструкцию, недостаточно надежны, а иностранные фирмы предлагают в основном компактные, почти не нуждающиеся в обслуживании элегазовые аппараты. Однако эксплуатационные службы России и Украины привыкли к воздушным выключателям ввиду их ремонтопригодности (элегазовые выключатели после разгерметизации практически не поддаются восстановлению). Кроме того, воздушные выключатели дешевле элегазовых и имеют видимый разрыв контактов (многие производители элегазовых аппаратов готовы предложить такую опцию, но ее реализация неизбежно приведет к появлению дополнительной точки возможной утечки элегаза).

Российские предприятия в настоящее время преимущественно выпускают ячейки КСО устаревшей конструкции, разработанные еще в советское время. Это происходит по следующим причинам. Разрабатывать собственную конструкцию ячейки КСО и дорого и долго. В то же время покупать лицензию у зарубежных производителей на сборку ячеек КСО также дорого и к тому же, если такая лицензия и будет закуплена, то все равно необходимо будет внести определенные изменения в конструкцию ячейки.

Компания «Располь-Электро» (Санкт-Петербург) и итальянский концерн VEI Power Distribution SpA предлагают следующий путь решения проблемы: российское предприятие, стремящееся выйти на рынок с новым оборудованием, но не имеющее возможности разработать ячейку с нуля, может получить от них документацию по конструкции ячейки, которую вправе изменять по своему усмотрению в соответствии с требованиями заказчика. В эти ячейки (выпускаемые уже от собственного имени) производитель может устанавливать современные выключатели нагрузки и разъединители - выключатели серии ISARC (ИСАРК) и ячейками серии UNISARC (УНИСАРК). Положительный опыт такого сотрудничества уже имеется: российская компания «БЭМП» (Санкт-Петербург) установила в России на ряде объектов ячейки UNISARC с выключателями ISARC, которые хорошо себя зарекомендовали в работе.

2. Расчет электрических нагрузок

Верное определение расчетных нагрузок является важным этапом выбора системы электроснабжения (СЭС), т.к. в зависимости от них устанавливаются параметры всех элементов системы.

Расчетные нагрузки потребителей определяются по указаниям «Электрооборудование жилых и общественных зданий» СП 31-110-2003 /1/.

2.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий

Расчетная электрическая нагрузка квартир Р_кв, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле (2.1):

, (2.1)

где Р_КВ.УД. - удельная расчетная нагрузка электроприёмников квартир, кВт/квартира, /1, табл. 6.1/;

n_КВ - количество квартир.

Расчетная нагрузка силовых приемников Р_с, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле (2.2):

, (2.2)

где мощность лифтовых установок Р _рл, кВт, определяется по формуле (2.3):

, (2.3)

где k'_С - коэффициент спроса /1, табл. 6.2/;

n - количество лифтовых установок;

Р_n - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств Р_СТУ, кВт определяется по формуле (2.4):

, (2.4)

где k»_C - коэффициента спроса /2, табл. 6.4/;

n - количество санитарно-технических устройств.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома определяется по формуле (2.5):

, (2.5)

где k_У - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников.

Расчетные коэффициенты реактивной мощности приняты по /3, табл. 2.1.4/.

Расчет производится для вечернего максимума нагрузок, как наибольшего.

Полная мощность определяется по формуле (2.6):

. (2.6)

2.2 Расчет электрических нагрузок общественных зданий

Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится аналогично расчету нагрузок жилых домов. Электрические нагрузки зданий принимаются по проектным данным.

Мощность, которую общественные здания вносят в максимум электрических нагрузок, определяется по формуле (2.7):

, (2.7)

где Р_Р.СУМ - расчетная нагрузка здания;

k_у - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общест - венных зданий из /1, табл. 6.13/.

Расчеты по микрорайонам №17 и 21 приведены в таблице 2.1.

3. Расчет уличного освещения

Уличное освещение выполняется светильниками с лампами ГРЛ, а именно ДНаТ, мощностью 250 Вт, коэффициент мощности которых =0,85. Опоры для сети наружного освещения приняты железобетонные серии ЭК -01-01.

Расчет нагрузки, составляемой уличным освещением, производится с помощью удельной мощности освещения. Удельная мощность определяется по выражению (3.1):

, (3.1)

где Е_НОРМ = 6 лк - норма освещенности для городских улиц;

К_ЗАП = 1,5 - коэффициент запаса для ламп ГРЛ, учитывающий снижение освещенности в период эксплуатации осветительной установки;

z = 1,15 - поправочный коэффициент, учитывающий неравномерность светового потока;

u = 0,51 - коэффициент использования светового потока осветительной установкой;

- световая отдача лампы (3.2):

, (3.2)

где Ц = 11000 лм - световой поток лампы ГРЛ мощностью 250 Вт;

Р_Л - электрическая мощность лампы.

=44 лм / Вт; Р_УД=0,406 Вт/м².

Установленная мощность светильников (3.3):

Р_УСТ=Р_УД^. S, (3.3)

где S = 625900 м² - примерная площадь освещаемых улиц районов.

Установленная мощность светильников согласно (3.3):

РУСТ =254115,4 Вт.

Суммарная мощность освещения (3.4):

Р_УСТ=Р_Л^. n_СВ. (3.4)

Количество светильников (3.5):

, (3.5)

n_СВ =1016,4.

К установке принимаем 1017 светильников.

Расчетная мощность уличного освещения:

РОСВ = 254,115 кВт.

Примем допущение, что Р_ОСВ распределяется между ТП микрорайона равномерно. Мощность освещения, приходящаяся на одну ТП (3.6):

, (3.6)

кВт.

Расчетный ток щитка, определяется из выражения (3.7):

(3.7)

.

Выбираем кабель ВВГ 4Ч 16 с I_ДОП = 68 А, автоматический выключатель ВА 47-100 с током расцепителя 63 А.

Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:

.

Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение. Принимаем щиток типа ПВ1.

С учетом того, что нагрузка по фазам распределена симметрично (на каждую из фаз приходится по 43 светильника), определяем I_ГР1, А, ток группы по формуле (3.8):

, (3.8)

.

Выбираем кабель АВВГ 2Ч16 с I_ДОП = 27 А, автоматический выключатель ВА 47-290 с током расцепителя 25 А.

Проверим принятое сечение на соответствие току защитного аппарата:

.

Так как условие выполняется, то оставляем выбранное сечение.

4. Выбор силовых трансформаторов ТП

Согласно нормам «Электрооборудование жилых и общественных зданий» СП 31-110-2003 /1/ в районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при напряжении 10 кВ оптимальная мощность двухтрансформаторных ТП составляет 2Ч1000 кВА, но, поскольку не весь жилой фонд является многоэтажным, также к установке допускается принимать ТП - 2Ч630 кВА.

К установке на ТП принимаются трансформаторы типа:

ТМГ-1000/0,4 кВ. Параметры трансформаторов /2/:

К установке на ТП принимаются трансформаторы типа:

ТМГ - 630/0,4 кВ. Параметры трансформаторов /2/:

Для определения нагрузки трансформаторных подстанций закрепляем за подстанцией близлежащие здания. При этом, если в жилом здании находится и общественное помещение, то нагрузка такого здания определяется с учетом участия общественного помещения в максимуме нагрузки.

Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ (4.1):

, (4.1)

где n - число трансформаторов на ТП;

К_З.Д = 0,7 - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в

нормальном режиме для II категории электроприемников;

S_Н.Т - номинальная мощность трансформаторов ТП;

Р_Р - расчетная активная нагрузка на ТП.

Величина Q_1р является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформатора (4.2):

Q ₁ = Q _1Р, если Q _1Р < Q _Р; (4.2)

Q ₁ = Q _Р, если Q _1Р > Q _Р.

Мощность конденсаторов, которые следует установить на стороне низшего напряжения ТП (4.3):

. (4.3)

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном (4.4) и послеаварийном режимах будут соответственно (4.5):

, (4.4)

. (4.5)

Потери мощности в трансформаторах ТП (4.6):

(4.6)

Результаты расчета трансформаторных подстанций сведены в таблицу 4.1. Картограмма нагрузок ТП приведена в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Картограмма нагрузок

Номер ТП	Объект	Рр, кВт	Угол, ?	Х, м	Y, м	r, мм
ТП1	Жилые дома и общественные здания	816,80	346	235	69	26,5
	Освещение территории	32,00	14
ТП2	Жилые дома и общественные здания	801,29	346	77	79	26,2
	Освещение территории	32,00	14
ТП3	Жилые дома и общественные здания	1221,56	351	96	193	31,2
	Освещение территории	32,00	9
ТП4	Жилые дома и общественные здания	834,28	347	244	208	26,6
	Освещение территории	32,00	13
ТП5	Жилые дома и общественные здания	1293,80	351	371	178	32,9
	Освещение территории	32,00	9
ТП6	Жилые дома и общественные здания	836,80	346	533	186	26,2
	Освещение территории	32,00	14
ТП7	Жилые дома и общественные здания	779,46	346	119	362	25,9
	Освещение территории	32,00	14
ТП8	Жилые дома и общественные здания	727,24	345	331	341	25,0
	Освещение территории	32,00	15

5. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы питания городских ТП и ВРУ 0,4 Кв

5.1 Выбор схем питания городских ТП

Принцип выполнения городской электрической сети выбирается применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого района города. Согласно СП 31-110-2003 /1/ при этом выполняются следующие требования:

- нагрузочная способность линий и трансформаторов должна определяться принятым способом построения распределительной сети, расчетными режимами ее работы, с учетом перегрузочной способности оборудования и кабелей в послеаварийном режиме;

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприемников второй категории является сочетание магистральных схем 10 кВ, обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП.

В городских сетях принято использовать следующие схемы:

- петлевая;

- двойная петлевая;

- двойная сквозная магистраль;

- двухлучевая магистраль.

Целесообразность принятия той или иной схемы обосновывается технико-экономическим сравнением.

Согласно /1/ в данном проекте для сравнения примем двойную сквозную магистраль и двухлучевую схему питания городских ТП.

5.2 Выбор кабельных линий 10 кВ

Выбор кабельных линий осуществляется по экономической плотности тока, которая устанавливает оптимальное соотношение между затратами цветного металла и потерями электроэнергии в линии.

Расчетный ток кабеля в i-ой кабельной линии в нормальном режиме (5.1):

, (5.1)

где Р_Р, Q_Р - расчетная активная и реактивная нагрузки кабельной линии;

n_К - количество кабелей;

U_ном - номинальное напряжение кабельной линии.

Сечение i-ой кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока (5.2):

, (5.2)

где j _э = 1,4 - экономическая плотность тока /3, таблица 1.3.36/.

По результату расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее большее стандартное сечение. По условиям окружающей среды выбирается тип кабеля.

Для выбранного кабеля определяется длительно допустимый ток с учетом условий прокладки (5.3):

, (5.3)

где К_П. - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей /3, таблица 1.3.26/;

К_t - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель /3, таблица 1.3.3/;

I_ДОП. - длительно допустимый ток для данного кабеля;

N_К - число параллельных кабелей в кабельной линии;

Выбранное сечение проверяется в аварийном режиме (5.4):

, (5.4)

где К_АВ = 1,2 - коэффициент перегрузки /3, таблица 1.3.2/.

Так же выбранное сечение проверяется по потере напряжения (5.5):

, (5.5)

где х_О, r_О - удельные активное и реактивное сопротивление кабеля;

l - длина кабельной линии, м.

Потери мощности в линии (5.6):

. (5.6)

Кабели должны быть проверены на термическую устойчивость. Для проверки кабельных линий по термической стойкости необходимо рассчитать токи КЗ на шинах ТП.

Расчет токов трехфазного короткого замыкания на участке от ГПП до ТП 10кВ

На шинах Снежинской подстанции периодическая составляющая трехфазного тока КЗ равна 12,86 кА.

Схема сети для расчетов токов К.З. на 10 кВ приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Схема сети для расчетов токов К.З. на 10 кВ

Рассчитаем полное сопротивление энергосистемы:

(5.7)

.

Определим сопротивление линии от Снежинской подстанции до ТП1.

Сопротивление кабеля ААШв 3х120:

r₀₁ = 0,259 Ом/км, x₀₁ = 0,081 Ом/км;

r_К1 = r₀l_К;

r_К1= 0,2592,93 = 0,741 Ом;

x_К1 = x₀l_К;

x_К1= 0,0812,93 = 0,237 Ом;

Определим сопротивление линии от ТП1 до ТП2.

Сопротивление кабеля ААШв 3х70:

r₀₁ = 0,443 Ом/км, x₀₁ = 0,086 Ом/км;

r_К2 = r₀l_К;

r_К2 = 0,4430,16 = 0,069 Ом;

x_К2 = x₀l_К;

x_К2 = 0,0860,16 = 0,014 Ом;

Определим сопротивление линии от ТП2 до ТП3.

Сопротивление кабеля ААШв 3х70:

r₀₁ = 0,443 Ом/км, x₀₁ = 0,086 Ом/км;

r_К3 = r₀l_К;

r_К3= 0,4430,15 = 0,065 Ом;

x_К3 = x₀l_К;

x_К3= 0,0860,15 = 0,013 Ом;

.

Определим сопротивление линии от ТП3 до ТП7.

Сопротивление кабеля ААШв 3х70:

r₀₁ = 0,33 Ом/км, x₀₁ = 0,08 Ом/км;

r_К3 = r₀l_К;

r_К3 = 0,4430,18 = 0,078 Ом;

x_К3 = x₀l_К;

x_К3= 0,0860,18 = 0,015 Ом;

.

Определим полные сопротивления в короткозамкнутой цепи

для точек К-1, К-2, К-3, К-4.

Для точки К-1: z₁ = z_с+z_к1;

Для точки К-2: z₂ = z_с+z_к1+z_к2;

Для точки К-3: z₃ = z_с+z_к1+z_к2+z_к3;

Для точки К-4: z₄ = z_с+z_к1+z_к2+z_к3+ z_к4.

Найдем периодическую составляющую трехфазного тока К.З.

. (5.8)

Ударный ток короткого замыкания:

, (5.9)

где К _у =1,9 - ударный коэффициент.

Далее определяем ток трехфазного К.З. для всех точек и ток ударного К.З. Результат расчетов сведен в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Расчёт трёхфазных токов К.З

Точка	UНОМ.СР., кВ	z, Ом	IП.О.(3), кА	КУ	IУ, кА
К-1	10,5	1,248	4,858	1,9	9,229
К-2	10,5	1,319	4,596	1,9	8,732
К-3	10,5	1,385	4,377	1,9	8,316
К-4	10,5	1,464	4,141	1,9	7,868

Проверка кабелей 10 кВ на термическую стойкость

Проверка кабелей проводится с учетом того, что два параллельных кабеля проверяются с учетом разветвления тока К.З.

Минимальное сечение по термической стойкости определяется по выражению (5.10):

, (5.10)

где n_к = 1 - количество параллельных кабелей в линии;

В_к = 105,84 кА²с - тепловой импульс К.З.

С = 92 А^.с^-1/мм².

Тепловой импульс найдем по формуле 5.11:

, (5.11)

где - ток короткого замыкая на шинах ГПП и ТП;

- время отключения тока короткого замыкания.

Воспользовавшись формулой 5.10 найдем минимальное сечение:

- для участка ГПП - ТП1: q = 117,82 мм²;

- для участка остальных участков: q = 18,88 мм².

Таким образом, минимальное сечение кабельной линии 120 мм² на головном участке.

Для остальных линий минимальное сечение равно 25 мм².

Результата расчета кабельных линий приведены в таблице 5.2.

5.3 Технико-экономическое сравнение схем питания городских ТП

Описание методики технико-экономических расчетов

Технико-экономическое сравнение сводится к сравнению стоимости кабельных линий и потерь в них, в различных режимах работы, а также стоимости оборудования, установленного на стороне высокого напряжения ТП.

Приведенные затраты по варианту определяются по выражению (5.12):

, (5.12)

где Е_Н = 0,12 - нормативный коэффициент приведения /4, табл. 2.23/;

К - капитальные вложения по варианту;

И_Н - ежегодные издержки производства, определяются по выражению (5.13).

И_Н - ежегодные издержки производства, определяются по выражению (5.13):

, (5.13)

где И_А - амортизационные отчисления;

И_М - стоимость потерь электроэнергии;

И_Э - эксплуатационные расходы.

Амортизационные отчисления определяются по выражению (5.14):

, (5.14)

где Е_А - годовая норма амортизации /4, таблица 2.23/.

Эксплуатационные расходы определяются по выражению (5.15):

, (5.15)

где Е_Т.Р. - нормативные отчисления на текущий ремонт /4, таблица 2.23/.

На рисунке 5.2 приведен вариант 1: двухлучевая схема для электроснабжения микрорайонов №17 и №21. Каждый трансформатор имеет возможность питания по двум кабельным линиям.

Рисунок 5.2 - Схема электроснабжения жилых микрорайонов №17, №21 (Вариант 1)

На рисунке 5.3 приведен вариант 2: схема двойной сквозной магистрали для электроснабжения микрорайонов №17 и 21.

Рисунок 5.3 - Схема электроснабжения жилых микрорайонов №17, №21 (Вариант 2)

Расчет потерь электроэнергии в различных режимах работы сети

Для выбранных схем следует рассматривать 3 режима работы:

- нормальный режим работы;

- режим сети в период нахождения причин аварии и сбора послеаварийной схемы;

- послеаварийный режим.

Стоимость потерь электроэнергии для любого режима определяется по выражению (5.16):

, (5.16)

где m - стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, определяется по выражению:

(5.17)

где б, в - основная и дополнительная ставка тарифа (=708 руб./кВтмес, =0,722 руб./кВтч);

Т _м=5300 - годовое число использования получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/;

Т _г=8760 - годовое число часов работы предприятия.

ф - годовое число часов максимальных потерь (5.18):

. (5.18)

Потери Э/Э в трансформаторах находим по формуле (5.19):

?А_т = N(?Р_хх Т_г + ?Р_кзф). (5.19)

- Расчет потерь за период нормального режима работы:

При нормальном режиме работы все элементы схемы находятся в номинальном режиме работы. Расчет производится по формулам 5.6, 5.16, 5.18, 5.19.

Расчет будем проводить только для ветви №1 (ГПП-ТП1-ТП2-ТП3-ТП7), т.к. для ветви №2 результаты будут аналогичны.

Результаты расчета сведены в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Потери Э/Э и стоимость потерь в нормальном режиме работы

	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП7	ТП №1	ТП №2	ТП №3	ТП №7
W, кВтч/год	214552,51	11664,43	5798,04	975,15	50857,31	50065,69	81039,37	47759,16
Им, тыс. руб.	498,19	27,08	13,46	2,26	118,09	116,25	188,17	110,89

- Расчет потерь за период поиска мест повреждений и сбора схемы послеаварийного режима:

Продолжительность поиска мест повреждения и сбора схемы послеаварийного режима примем 2 часа, согласно /2/.

Для определения потерь необходимо учесть все возможные элементы, которые могут привести к частичному отказу или полному отказу системы электроснабжения. Рассматривать будем отдельно двухлучевую и двойную сквозную магистраль.

Рассмотрим отказ кабельной линии ТП3-ТП7 при двойной сквозной магистрали.

Данный отказ приводит к увеличению нагрузки оставшихся элементов в

2 раза, т.к. из работы выходит вся линия.

Расчеты будут производиться по формулам 5.6, 5.16, 5.18, 5.19, но с учетом того, что элементы схемы работают в режиме перегруза.

Т _м=5300 - годовое число использования получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/;

Число отказов в год для КЛ по формуле (5.20):

, (5.20)

где L - длина кабельной линии, в км

n_уд - удельное число отказов для КЛ 10кВ, n_уд=4,5;

Число отказов для выключателей нагрузки, шин и трансформаторов находится по формуле (5.21):

, (5.21)

где - число одинаковых элементов;

n_уд.i - удельное число отказов i-ого элемента, .

Годовое число часов работы в период поиска мест повреждений и сбора схемы послеаварийного режима найдем по формуле 5.22:

, (5.22)

где = 2 часам - продолжительность поиска мест повреждения и сбора схемы послеаварийного режима;

Т_авг=14 - годовое число часов работы в период поиска мест повреждений и сбора схемы послеаварийного режима для двойной сквозной магистрали;

ф - годовое число часов максимальных потерь в период поиска мест повреждения и сбора схемы послеаварийного режима (5.18):

ф = 6 ч.

Результаты сведены в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Потери Э/Э и стоимость потерь в режиме нахождения причины аварии для двойной сквозной магистрали

Потери в элементе	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП7	ТП №1	ТП №2	ТП №3	ТП №7
?W, кВтч/год	1603,36	87,16	43,32	7,28	107,53	105,01	156,13	105,01
Им, тыс. руб.	3,72	0,21	0,11	0,02	0,25	0,24	0,36	0,25

Аналогично рассмотрены случай для двухлучевой схемы. Результаты сведены в таблицу 5.5.

Т _м=5300 - годовое число использования получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/;

Т _г=22 - годовое число часов работы в период поиска мест повреждений и сбора схемы послеаварийного режима для двухлучевой схемы;

ф - годовое число часов максимальных потерь (5.18):

ф = 9 ч.

Результаты сведены в таблицу 5.5

Таблица 5.5 - Потери Э/Э и стоимость потерь в режиме нахождения причины аварии для двухлучевой магистрали

Потери в элементе	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП7	ТП №1	ТП №2	ТП №3	ТП №7
?W, кВтч/год	2519,57	136,97	68,08	11,45	168,98	165,01	245,34	165,01
Им, тыс. руб.	5,85	0,32	0,16	0,03	0,39	0,38	0,57	0,38

- Расчет потерь в послеаварийных режимах:

Для расчета потерь в после аварийном режиме, необходимо учитывать, что поврежденный элемент может быть отключен и в дальнейшем работа схемы будет происходить по схеме послеаварийного режима, обеспечивающего минимальные потери.

Рассмотрим случай отказа кабельной линии ТП3-ТП7.

Отключив присоединения на шинах ТП3, мы сможем ввести в работу участок от ГПП до ТП3.

Рисунок 5.2 - Повреждение на участке ТП3-ТП7

Подробно рассмотрим режимы работы:

Кабельные линии:

- ГПП - ТП1 - линия КЛ1 работает в режиме меньше номинального, т.к. по КЛ1 протекает сумма токов 3 ТП (ТП1, ТП2, ТП3);

- ТП1 - ТП2 - линия КЛ3 работает в режиме меньше номинального, т.к. по КЛ3 протекает сумма токов 2 ТП (ТП2, ТП3);

- ТП2 - ТП3 - линия КЛ5 работает в режиме меньше номинального, т.к. по КЛ5 протекает сумма токов всего 1 ТП(ТП3);

- ГПП - ТП1 - линия КЛ2 работает в режиме тяжелее номинального, т.к. по КЛ2 протекает сумма токов 4 ТП (ТП1, ТП2, ТП3, ТП7), причем ТП7 работает в режиме перегрузки трансформатора;

- ТП1 - ТП2 линия КЛ4 работает в режиме тяжелее номинального, т.к. по КЛ4 протекает сумма токов 3 ТП (ТП2, ТП3, ТП7), причем ТП7 работает в режиме перегрузки трансформатора;

- ТП2 - ТП3 линия КЛ6 работает в режиме тяжелее номинального, т.к. по КЛ6 протекает сумма токов 2 ТП (ТП3, ТП7), причем ТП7 работает в режиме перегрузки трансформатора;

- ТП3 - ТП7 - линия КЛ8 работает в режиме тяжелее номинального, т.к. по КЛ8 протекает сумма ток одного трансформатора ТП7, работающего в режиме перегрузки трансформатора.

Трансформаторы:

- ТП1 - работают 2 трансформатора, трансформаторы работают в нормальном режиме;

- ТП2 - работают 2 трансформатора, трансформаторы работают в нормальном режиме;

- ТП3 - работают 2 трансформатора, трансформаторы работают в нормальном режиме;

- ТП7 - работает 1 трансформатор, трансформатор работает в режиме перегруза.

Расчет будет проводится по формулам 5.16, 5.18, 5.19.

Для нахождения времени восстановления в год воспользуемся потоком отказов из /6/, и найдем время восстановления.

Время восстановления для шин, выключателей и трансформаторов найдем по формуле (5.23):

, (5.23)

где - время восстановления элемента.

Время восстановления для кабельных линий найдем по формуле (5.24):

, (5.24)

где - время восстановления КЛ.

Результаты расчета числа отказов и времени восстановления сведем в таблицу 5.6 для двойной сквозной магистрали и 5.7 для двухлучевой.

Таблица 5.6 - Время восстановление и число отказов

	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП7	Тр-ор	шина
Число отказов в год	0,1331	0,0069	0,0067	0,0078	0,0227	0,0813
Время восстановление	1,3112	0,0697	0,0675	0,0787	1,2011	0,2043

Таблица 5.7 - Время восстановления и число отказов

Отказавший элемент	Участок кабельной линии	Тр-р	Шина, выкл. в цепи тр-р, выкл. нагрузки; (для ТП7)
	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП7
Число отказов в год	0,1331	0,0069	0,0067	0,0078	0,0227	0,1441 (0,1121)
Время восстановление	1,3112	0,0697	0,0675	0,0787	1,2011	2,1612 (1,6813)

Аналогично рассматриваем случаи отказов всех КЛ, трансформаторов, шин и выключателей.

Расчеты будут производится по формулам 5.6, 5.16, 5.18, 5.19, но с учетом того, что элементы схемы работают в режиме перегруза.

Т _м=5300 - годовое число использования получасового максимума активной нагрузки /5, таблица 7.12/.

Продолжительность работы сети в послеаварийном режиме, по причине повреждения кабельных линий или трансформатора, одинаково для обеих схем.

Продолжительность работы сети в послеаварийном режиме, по причине повреждения кабельных линий, одинаково для обеих схем.

Таблица 5.8 - Потери Э/Э и стоимость потерь в послеаварийном режиме для двойной сквозной магистрали

Отказавший элемент	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП7	ТП №1	ТП №2	ТП №3	ТП №7	Выкл. Шина ТП1	Выкл. Шина ТП2	Выкл. Шина ТП3	Выкл. Шина ТП7
?W, кВтч/год	208,12	9,20	6,30	7,94	18,63	18,64	23,14	21,04	189,21	159,57	112,36	120,95
Им, тыс. руб.	0,48	0,02	0,01	0,02	0,04	0,04	0,05	0,05	0,44	0,37	0,26	0,28

Таблица 5.9 - Потери Э/Э и стоимость потерь в после аварийном режиме для двухлучевой магистрали

Отказавший элемент	ГПП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП3	ТП3-ТП4	ТП №1	ТП №2	ТП №3	ТП №7	Выкл. Шина ТП1	Выкл. Шина ТП2	Выкл. Шина ТП3	Выкл. Шина ТП7
?W, кВтч/год	192,26	6,38	6,07	6,98	18,06	18,04	18,06	17,99	325,42	204,88	198,97	151,81
Им, тыс. руб.	0,44	0,014	0,01	0,02	0,04	0,04	0,04	0,04	0,75	0,47	0,46	0,35

5.4 Сопоставление затрат вариантов

Чтобы правильно выбрать схему нам необходимо сравнить приведенные затраты на оба варианта. Для этого воспользуемся формулами 5.12, 5.13, 5. 14,5.15.

Результаты сведем в таблицу 5.10

Таблица 5.10 - Технико-экономические показатели КЛ