Электроснабжение объекта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Дальнейшая индустриализация страны и развитие народного хозяйства предопределяют рост городов и поселков городского типа.

Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей, которые являются важнейшим элементом системы электроснабжения любого населенного пункта.

Для питания потребителей, расположенных на территории городов, создаются специальные системы электрических сетей, которые по сравнению с электрическими сетями энергетических систем имеют свои характерные особенности.

Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей. Различают электроснабжающие сети напряжением 35-110 кВ и выше и распределительные сети напряжением 0,4-6-10 кВ.

С помощью распределительных сетей осуществляется электроснабжение жилых домов, общественно-коммунальных учреждений, мелких, средних, а иногда и крупных промышленных потребителей. Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% выработанной в стране электрической энергии.

Развитие распределительных сетей связано также с беспрерывным проникновением электричества во все сферы жизнедеятельности городского населения.

С увеличением электропотребления растут требования к надежности электроснабжения, что сказывается на стоимости сетей из-за необходимости дополнительных резервов.

В результате проблема рационального построения городских систем электроснабжения приобретает серьезное народно-хозяйственное значение.

1. Состояние проблемы, пути ее решения. Краткая характеристика объекта

По характеру электропотребления и показателям электрической нагрузки все потребители города разбиваются на следующие группы:

- потребители селитебной зоны,

- промышленные потребители,

- коммунальные потребители (водоснабжение, канализация, электрифицированный транспорт),

- потребители пригородных районов.

Основную группу потребителей селитебной территории составляют многоэтажные и малоэтажные жилые дома. Электрическая нагрузка домов определяется освещением квартир и различными электробытовыми приборами, используемыми населением.

Важнейшим вопросом рационального построения распределительных сетей является установление требуемого уровня надежности элетроснабжения городских потребителей.

В зависимости от этих требований определяется объем резервных элементов в системе их питания, что влияет непосредственным образом на все технико-экономические показатели сети.

Все виды электроприемников по надежности делятся Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на 3-и категории.

При создании системы электроснабжения конкретного потребителя, питание каждой группы электроприемников должно рассматриваться самостоятельно.

К потребителям 1-й категории относятся электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение уникального оборудования, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Электроприемники 1-й категории должны обеспечиваться электрической энергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода резервного питания.

Ко 2-й категории относятся приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов, и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Для приемников 2-й категории допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала. Их питание может предусматриваться от одного источника. Ввод резервного питания может осуществляться неавтоматически. Допускается питание рассматриваемых приемников по одной воздушной ЛЭП, учитывая их высокую надежность, и при наличии централизованного резерва последних.

Для приемников 3-й категории, к которым относятся все остальные электроприемники, допускаются перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не свыше одних суток.

При создании системы электроснабжения и рассмотрении условий резервирования на разных ступенях системы, следует различать отдельный приемник и совокупность приемников одной категории. Это обстоятельство касается приемников 3 категории, так как при их большом объеме и значительной мощности в составе рассматриваемого потребителя они в ряде случаев могут относиться по надежности электроснабженияк приемникам 2-й категории.

При использовании в СЭС кабелей не всегда могут быть выполнены требования ПУЭ о допустимом времени отключения(не более 1 суток) приемников 3-й категории, так как ремонт кабелей может продолжаться более суток, что предопределяет резервирование кабельных линий, последнее увеличивает надежность электроснабжения электроприемников.

Согласно «Указаниям по проектированию городских электрических сетей» школы и детские учреждения, жилые дома выше 5-и этажей и т.п. являются в целом электроприемниками 2-й категории.

Для электроприемников 2-й категории рекомендации ПУЭ (п.I-2-50) допускают упрощения систем их электроснабжения. Например, возможен отказ от резервирования трансформаторов и воздушных ЛЭП, использование в аварийных случаях временных перемычек на стороне низшего напряжения шланговым проводом, протяженностью до 50-и метров. Такими проводами, как правило, оснащены дежурные бригады городских сетей.

2. Расчет электрических нагрузок

Расчетная электрическая нагрузка любого элемента СЭС жилых домов, в зависимости от числа квартир, питаемых от этих элементов равна

Ркв.=Ркв.уд. n,

где Ркв. - расчетная электрическая нагрузка, рассматриваемая элемента сети, кВт;

Ркв.уд. - удельная нагрузка, соответствующая числу квартир, кВт/квартира;

n - число квартир, питающихся от данного элемента.

Расчетные нагрузки линий питающих лифты, принимаются по установленной мощности, при ПВ-1, с учетом коэффициента спроса:

Рн.=РпПВн,

где Рн. - расчетная электрическая нагрузка, кВт;

Рп - паспортная мощность электродвигателя,

Рп=4,5 кВт;

ПВн - продолжительность включения по паспорту электродвигателя лифта, ПВн=0,5 сек;

Рн.=РпПВн=4,5 0,5=3,18 кВт.

Мощность резервных электродвигателей при определении расчетной нагрузки не учитывается.

Таким образом, нагрузка лифтовых установок составит:

S Р_нk_с.л. /cos

нагрузка трансформатор замыкание силовой

где k_c.л. - коэф. спроса лифтов;

cos - коэф. мощности, для лифтов - cos=0,6.

Расчетная нагрузка на вводе жилого дома (без встроенных потребителей) составит:

Рж.д.=Ркв. +0,9 Рс,

где Рс. - нагрузка силовых приемников (в частности лифтов) с учетом коэффициента участия силовых потребителей в максимуме нагрузки квартир, равного 0,9 [ПУЭ. I-2-59].

Суммарная нагрузка на вводе общественно-коммунального здания или предприятия определяется:

Робщ.=Робщ. М,

где Робщ. - удельная расчетная нагрузка одного показателя (посадочное место, рабочее место и т.д.)

2.1 Определение расчетных нагрузок по элементам условного участка сети

Нагрузка линии 0,4 кВ ТП-1:

S_л.1 = Р_кв/cos + 0,9Р_{ном д.}к_сл/cos + Р_маг./cos + Р_кафе./cos +Р_парик../cos

S_л.1 = 160 0,79/0,92 +0,9(54,50,50,6/0,6)+0.25100/0,8+50/0,98+

+1,0450/0,98 +1,510/0,97 = 251,48 кВА

S_л.1 = Р_кв/cos + Р_маг./cos + 0,9Р_{ном д.}к_сл/cos

S_л.1 =288 0,75/0,92+0,25 300/0,8 +0,9(84,50,50,45/0,6)=345,71 кВА

для ТП - 2

для ТП - 3

для ТП - 4

для ТП - 5

для ТП - 6

для ТП - 7

для ТП - 8

для ТП - 9

для ТП - 10

для ТП - 11

для ТП - 12

2.2 Нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП.

где, km_i - коэффициент участия i - того учреждения в максимуме нагрузки;

Р_общ.i - расчетная нагрузка на вводе в учреждение;

При питании от трансформаторных подстанций, указанных выше потребителей, полная нагрузка на шинах ТП составит:

2.3 Нагрузка распределительной линии 10 кВ

Полная нагрузка линии питающей ТП - 1; ТП - 2; ТП - 3; ТП - 4

S_л1=2547,76 кВА

Коэффициент одновременности для линий 10 кВ принимается согласно ПУЭ § 1-2-57.

Полная нагрузка линии питающей ТП-7; ТП-6; ТП-5

S_л2=1377,78 кВА

Полная нагрузка линии питающей ТП-9; ТП-8; ТП-10; ТП-11; ТП-12

S_л3=3067,79 кВА

Таблица 1. Нагрузка распределительной сети 10 кВ.

№

Наименование объекта

Жилые дома

Общественно - коммунальные здания

лифты

Полная нагрузка линий 0,4 кВ

Категория надежности элементов эл. снабжения

Кол-во кв-р

Ркв.уд., кВт

Робщ. кВт

м

Cos

km

Кол-во

Ксл.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

ТП - 1 9-ти эт. жилой дом Магазин Кафе Парикмахерская 9-ти эт. жилой дом Магазин Поликлиника 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом ТП - 2 9-ти эт. жилой дом Пром. магазин 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом Дет.садик 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом

160 288 200 200 100 100 100 324 120 140 140 140 140 140 36 108 108 216 180 80

0,79 0,75 0,77 0,77 0,85 0,85 0,85 0,74 0,83 0,81 0,81 0,81 0,81 0,81 1,28 0,86 0,86 0,77 0,78 0,95

0,25 1,04 1,5 0,25 0,07 0,16 0,46 0,25 0,46 0,25 0,16 110 0,25 0,46 0,25 0,16 1,5 1,04 0,46 0,25

100 м2 50 мест 10 раб. мест 300 м2 500 посещений 300 м2 250 мест 800 мест 300 мест 100 м2 200 м2 торг. ц. 900 мест 500 мест 100 м2 100 м2 10 раб. мест 100 чел. 200 чел. 200 м2

0,8 0,98 0,97 0,8 0,9 0,9 0,97 0,95 0,97 0,8 0,9 0,9 0,95 0,97 0,8 0,9 0,97 0,98 0,97 0,8

1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,9 0,3 0,9 1,0 1,0 1,0 0,3 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 0,9 1,0

5 8 9 1 3 3 6 10 1 1 4 4 5 4 4 5 4 4 5 4

0,6 0,45 0,42 1 0,75 0,75 0,55 0,4 1 1 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65 0,6 0,65

251,48 345,71 38,89 167,39 167,39 92,39 92,39 92,39 331,98 108,26 123,26 118,56 123,26 123,26 123,26 210,53 123,26 54,86 112,89 112,89

II II II III III III III III II III III II III III III II III II II II

2.4 Нагрузка на шинах 10 кВ РП

Полная нагрузка на шинах 10 кВ РП составит:

S_РП =(Sл.1 + Sл.2+ Sл.3) 0,9; кВА;

S_РП = (2547,76+1377,78+3067,79) 0,9=6294 кВА;

S_РП = 6294 кВА

2.5 Нагрузка на сборных шинах 10 кВ ГПП

Для расчета принимаю суммарную нагрузку линий 10 кВ питающих промышленные предприятия Sпр.пр.=50 000 кВА; нагрузка жилого района S_РП =6 294 кВА

Полная нагрузка на шинах 10 кВ ЦП составит:

S_ЦП = S_пр.пр. к_н. S_РП;

S_ЦП = 50000 0,6 6294 = 53 776,4 кВА

S_ЦП =53 776,4 кВА

Расчет результатирующей нагрузки на шинах ЦП выполнен применительно к утреннему максимуму, поэтому учитывается коэффициент несовпадения - к_н.=0,6, применительно к нагрузке распределительной сети.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.1 Выбор трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП, питающие промышленные предприятия, выполняют двухтрансформаторыми.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки на шинах ЦП в нормальном режиме работы. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей, с целью снижения нагрузки трансформатора, может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

Sном. тр. = Sр_?/ 20,7 = Sр_?/ 1,4; кВА

Sном. тр. 53 776,4/1,4 =38 411,7 кВА

В аварийных условиях оставшийся трансформатор проверяют на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей 3-й категории надежности.

1,4 Sном. тр. Sр_?

1,4 40 00053 776,4, т.к. 56 000 53 776,4 кВА;

Перегрузочная способность трансформаторов в аварийном режиме удовлетворяет условию: 1,4 Sном. тр. Sр_?

Таблица 2 Технические характеристики трансформатора

Sном.тр МВА	Тип тр-ра	Sст МВА	UВ кВ	Uн кВ	Рх.х. кВт	Рк.з.. кВт	Qх.х. кВАр	Iх.х. %	Uк %
38, 412	ТРДНС 40 000/110	40	115	10,5	34	170	220	0,55	10,5/30

Определим годовые потери электрической энергии - W_тр. для трансформаторов ГПП по следующей формуле:

W_тр= nP^/_х.х.Т_вкл.+1/n_тр.P^/_к.з.(S_max/ S_{ном. тр.})²,

где n_тр - число параллельно работающих трансформаторов,

Т_вкл. - число часов работы трансформатора в году

Т_вкл.=8760 ч

- число часов максимальных потерь, ч.

=(0,124 +Т_{max н.}/10 000)²8760, где

Т_{max н.} - время использования максимума нагрузки потребителями, Т_{max н.}=2190 ч/год,

=(0,124 +Т_{max н.}/10 000)²8760 = (0,124 +2190/10000)² 8760,

нагрузка трансформатор замыкание силовой

=1030,6 ч

P^/_х.х - приведенные потери холостого хода (х.х.);

P^/_к.з - приведенные потери короткого замыкания (к.з.)

Определим приведенные потери холостого хода (х.х.) по формуле:

P^/_х.х=P_х.х+ к_эк. Q_х.х.,

где Q_х.х. = S_ном.тр. I_х.х%_./100%, кВА;

к_эк - экономический эквивалент реактивной мощности (коэф. превышения потерь), к_эк=0,05 0,07 кВт /кВА;

принимаю к_эк=0,05 кВт /кВА

Q_х.х. =40000 0,55/100 = 220 кВА

Приведенные потери холостого хода:

P^/_х.х=34 +0,05 220 = 45 кВт.

Приведенные потери короткого замыкания:

P^/_к.з.= P_к.з. + к_эк. Q_к.з., кВт;

где Q_к.з..=_. S_ном.тр. U_к%_./100%, кВА

к_эк - экономический эквивалент реактивной мощности (коэф. превышения потерь), к_эк=0,05 0,07 кВт /кВА,

принимаю к_эк=0,05 кВт /кВА

Q_к.з..= 40000 10,5/100 = 4200 кВА

P^/ _к.з.=170 + 0,05 4200 = 380 кВт

Таким образом, годовые потери электрической энергии - W_тр.

для трансформаторов ГПП, составят:

W_тр.=2 45 8760+1/2 380 (38411,7/40000)² 1030,6=

W_тр=968 972,17 кВт ч/год

3.2 Выбор трансформаторов ТП

Выбор мощности трансформаторов ТП производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме работы и с учетом необходимого резервирования в послеаварийном режиме

Sном. тр. = S_ТП / к_з. N;

где N - число трансформаторов,

к_{з. -} коэф. загрузки трансформатора.

При преобладании нагрузок 2-й категории надежности, и при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а так же при нагрузках 3-й категории надежности коэф. загрузки тр-ра: к_з. =0,9 0,95

Так как имеются потребители 2-й категории надежности, то для расчета принимаются двухтрансформаторные подстанции.

В случае аварийного отключения одного из трансформаторов нагрузка потребителей 2-й категории надежности переводится на оставшийся в работе трансформатор.

Определим мощности трансформаторов ТП по формуле:

Sном. тр. = S_ТП / к_з. N,

Для ТП -1

Sном. тр. =1075/2 0,9 =597,22 кВА

Для ТП -2

Sном. тр. =921,1/2 0,9 =511,72 кВА

Для ТП -3

Sном. тр. =563,48/2 0,9 =313,04 кВА

Для ТП -4

Sном. тр. =271,26/0,9 =301,4 кВА

Для ТП -5

Sном. тр. =257,39/ 0,9 =285,99 кВА

Для ТП -6

Sном. тр. =544,51/2 0,9 =302,51 кВА

Для ТП -7

Sном. тр. =728,97/2 0,9 =404,98 кВА

Для ТП -8

Sном. тр. =330,66/2 0,9 =183,7 кВА

Для ТП -9

Sном. тр. =977,4/ 2 0,9 =543 кВА

Для ТП -10

Sном. тр. =689,7/2 0,9 =383,17кВА

Для ТП -11

Sном. тр. =755,58/2 0,9 =419,77 кВА

Для ТП -12

Sном. тр. =655,32/2 0,9 =364,07 кВА

Принимаю к установке силовые трансформаторы:

ТП-1 2ТМ 630/10

ТП-2 2ТМ 630/10

ТП-3 2ТМ 400/10

ТП-4 ТМ 400/10

ТП-5 ТМ 400/10

ТП-6 2ТМ 400/10

ТП-7 2ТМ 630/10

ТП-8 2ТМ 250/10

ТП-9 2ТМ 630/10

ТП-10 2ТМ 400/10

ТП-11 2ТМ 630/10

ТП-12 ТМ 400/10

Принятые мною к установке трансформаторы двухтрансформаторных подстанций проверяются на допустимую перегрузку, с учетом возможного отключения потребителей 3-й категории надежности по условию:

1,4 S_ном.тр.? S_ТП

ТП-1

1,4 630=882 1075 кВА

Условие не выполняется, однако, потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 49%) в аварийном режиме можно отключить.

В этом случае перегрузка трансформатора составит:

К_{п. ав.}=(1075-526,75)/630=0,87

Такая перегрузка трансформатора допустима в течении 5 суток (если приняты меры по усилению охлаждения трансформатора), так как начальная загрузка трансформатора составит:

К_{з 1}= S_ТП/2S_ном.= 1075/2 630=0,85 0,9

ТП-2

1,4 630=882 921,1 кВА

Условие не выполняется, однако, потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 57%) в аварийном режиме можно отключить.

В этом случае перезагрузка трансформатора составит

К_{п. ав.}=(921,1-526,03)/630=0,63

Перегрузка трансформатора допустима в течении 5 суток, начальная загрузка трансформатора составит:

К_{з 1}= S_ТП/2S_ном.= 921,1/2 630=0,73 0,9

ТП-3

1,4 400=560 563,48 кВА

Условие не выполняется, однако, потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 15%) в аварийном режиме можно отключить.

В этом случае перезагрузка трансформатора составит

К_{п. ав.}=(563,48-84,52)/400=1,1971,2

Перегрузка трансформатора допустима в течении 5 суток с продолжительностью по 8 часов в сутки, начальная загрузка трансформатора составит:

К_{з 1}= S_ТП/2S_ном.= 563,48 /2 400=0,7 0,9

ТП-6

1,4 400=560544,51 кВА

Условие выполняется.

ТП-7

1,4 630=882728,97 кВА

Условие выполняется.

ТП-8

1,4 250=350 330,66 кВА

Условие выполняется.

ТП-9

1,4 630=882 977,4 кВА

Условие не выполняется, а так как все потребители 2-й категории надежности, то применяются трансформаторы большей мощности (1000 кВА).

1,4 1000=1400977,4 кВА

Условие выполняется.

ТП-10

1,4 400=560 689,7 кВА

Условие не выполняется, а так как все потребители 2-й категории надежности, то применяются трансформаторы большей мощности.

1,4 630=882 689,7 кВА - условие выполняется.

ТП-11

1,4 630=882755,58 кВА

Условие выполняется.

ТП-12

1,4 400=560 655,32 кВА

Условие не выполняется.

Потребители 3-й категории надежности составляют 80%. В этом случае перегрузка трансформатора составит

К_п.ав.=(655,32-524,26)/400=0,33

Перегрузка трансформатора допустима в течении 5 суток, начальная загрузка трансформатора составит:

К_{з 1}= S_ТП/2S_ном.= 655,32 /2 400=0,82 0,9

Для однотрансформаторных ТП производится проверка перегрузочной способности трансформатора в часы максимальной загрузки:

К_п.доп. S_ном.тр.S_ТП,

где К_п.доп - коэф. превышения нагрузки трансформатора, определяется в зависимости от К_з.1 и от продолжительности перегрузки.

ТП-4

К_{з 1}=271,26/400=0,68

К_п.доп=1,16

1,16S_{ном тр..}=1,16 400=464301,4 кВА

Условие 1,16 S_ном.тр.? S_ТП - выполняется.

ТП-5

К_{з 1}= 257,39/400=0,64

К_п.доп=1,16

1,16S_{ном тр..}=1,16400=464257,39 кВА,

условие 1,16 S_ном.тр.? S_ТП - выполняется.

Таблица 3. Технические характеристики трансформаторов ТП.

N ТП	Sрасч..тр кВА	Тип тр-ра	Sст кВА	Рх.х. кВт	Рк.з.. кВт	Iх.х. %	Uк кВ	rтр, Ом	Xтр Ом
1	2х597,22	2ТМ	630/10	8,05	1,55	2,0	5,5	2,2	9,6
2	2х511,22	2ТМ	630/10	8,05	1,55	2,0	5,5	2,2	9,6
3	2х313,04	2ТМ	400/10	5,7	1,0	2,1	4,5	3,9	12,6
4	301,4	ТМ	400/10	5,7	1,0	2,1	4,5	3,9	12,6
5	285,99	ТМ	400/10	5,7	1,0	2,1	4,5	3,9	12,6
6	2х302,51	2ТМ	400/10	5,7	1,0	2,1	4,5	3,9	12,6
7	2х404,98	2ТМ	630/10	8,05	1,55	2,0	5,5	2,2	9,6
8	2х543	2ТМ	250/10	3,95	0,72	2,3	4,6	6,9	20,2
9	2х597,22	2ТМ	1000/10	12,7	4,5	3,0	5,5	1,4	8,0
10	2х383,17	2ТМ	630/10	8,05	1,55	2,0	5,5	2,2	9,6
11	2х419,77	2ТМ	630/10	8,05	1,55	2,0	5,5	2,2	9,6
12	2х364,07	2ТМ	400/10	5,7	1,0	2,1	4,5	3,9	12,6

3.3 Годовые потери эл. энергии в трансформаторах

Годовые потери эл. энергии в трансформаторах составят:

W_тр= nP^/_х.х.Т_вкл.+1/n_тр.P^/_к.з.(S_{расч. тр} / S_{ном. тр.})²;

W_ТП-1= 2 8,68 8760 + 1/23,28 (597,22/630)²1030,6=153592,47 кВтч/год,

Q_х.х. = 6302/100=12,6 кВА

P^/_х.х=8,05+0,0512,6=8,68 кВт

Q_к.з. = = 6305,5/100= 34,65 кВА

P^/_к.з.=1,55+ 0,05_. 34,65=3,28 кВт;

W_ТП-2= 2 8,68 8760 + 1/23,28 (511,72/630)²1030,6=153188,72 кВтч/год; W_ТП-3= 2 8,68 8760 + 1/21,9 (313,04/400)²1030,6=107822,04 кВтч/год,

Q_х.х. = 4002,1/100=8,4 кВА

P^/_х.х=5,7+ 0,05 8,4=8,68 кВт

Q_к.з. = = 400 4,5/100= 18 кВА

P^/_к.з.=1,0+ 0,05_. 18=1,9 кВт_.;

W_ТП-4= 6,12 8760 + 1,9 (301,4/400)²1030,6=54722,96 кВтч/год;

W_ТП5= 6,12 8760 + 1,9 (285,99/400)²1030,6=54612,18 кВтч/год;

W_ТП-6= 2 6,12 8760 + 1/21,9 (302,51/400)²1030,6=107782,38 кВтч/год;

W_ТП-7=2 8,68 8760 +1/2 3,28 (404,98/630)²1030,6=152772,03 кВтч/год;

W_ТП-8= 2 4,24 8760 + 1/21,3 (183,7/250)²1030,6=74646,49 кВт,

Q_х.х. = 250 2,3/100=5,75 кВА

P^/_х.х=3,95+ 0,05 5,75=4,24 кВт

Q_к.з. = 250 4,6/100= 11,5 кВА

P^/_к.з.=0,72+ 0,05_. 11,5=1,295 1,3 кВт;

W_ТП-9=2 14,2 8760 +1/2 7,25 (543/1000)²1030,6=249890,09 кВтч/год,

Q_х.х. = 1000 3/100=30,0 кВА

P^/_х.х=12,7+ 0,05 30=14,2 кВт

Q_к.з. = 1000 5,5/100= 55 кВА

P^/_к.з.=4,5+ 0,05_. 55=7,25 кВт;

W_ТП-10=2 8,68 8760 +1/2 3,28 (383,17/630)²1030,6=152698,82 кВтч/год;

W_ТП-11=2 8,68 8760 +1/2 3,28 (419,77/630)²1030,6=152823,97 кВтч/год;

W_ТП-12=2 6,12 8760 +1/2 1,9 (364,07/400)²1030,6=108033,48 кВтч/год.

4. Выбор схемы питания ТП и потребителей

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой и (75-100 МВт), средней (от 5-7,5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы с одним приемным пунктом эл. энергии, а так как имеются потребители 1-й категории надежности, то предусматривается секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Для питания приемников эл. энергии промышленных предприятий принимают схему с выключателями на высокой стороне - В.Н.

Для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое на ГПП установлены понижающие трансформаторы типа ТРДНС 40 000/110. Трансформаторы с расщепленной обмоткой используют на понижающих подстанциях с целью ограничения токов короткого замыкания К.З.

Основные параметры трансформатора:

Sном.тр =40 МВА

U_В =115 кВ

U_Н = 10,5 кВ

U_к=10,5/30%

I_х.х.= 0,55%

Для распределительных устройств 6-10 кВ понизительных подстанций для схемы с одной системой шин широко применяются КРУ различных типов: с маломасляными выключателями ВМП, ВММ, ВМПЭ, ВК и МГГ, с электромагнитными выключателями ВЭМ, ВЭ и ВВТП, с вакуумными выключателями ВНВП, ВВТЭи ВВТ.

Для проектируемой ГПП в РУ-10 кВ применяются КРУ с масляными выключателями.

Для элетроснабжения жилого района выбираю схему питающей сети 10 кВ с параллельной работой линий от ЦП до РП.

Так как имеются объекты 2-й категории надежности, то целесообразно применять петлевую схему элетроснабжения приемников эл. энергии. Петлевая схема включает в себя радиальные линии 0,4 кВ в сочетании с петлевыми линиями 10 кВ, которые в нормальном режиме разомкнуты вблизи точки токораздела.

Мощность трансформаторов ТП предусматривается с резервом, на случай питания потребителей при отключении одного из двух трансформаторо, при этом резервирование трансформаторов для питания электроприемников 3-й категории надежности не предусматривается. Ввод резервных элементов петлевой сети осуществляется дежурным персоналом.

Схема создает требуемую надежность электроснабжения для основных городских потребителей и имеет хорошие технико-экономические показатели, а так же удобна в эксплуатации, ее внедрение не требует никаких технико-экономических обоснований. Схема является основной для большинства городов России.

5. Расчет сечения сети

Выбор пропускной способности линий и мощности трансформаторов производится по экономическим и техническим требованиям на основании установленного распределения суммарной нагрузки. При расчете сети учитываются нормальный и послеаварийный режим ее работы.

Нормальным является режим надежного электроснабжения при котором все элементы сети находятся в работе и распределение нагрузки соответствует наивыгоднейшим условиям передачи электроэнергии.

Послеаварийные режимы соответствуют состоянию, когда в сети по тем или иным причинам отсутствуют один и ли несколько элементов.

Выбранные параметры сети должны удовлетворять условиям работы в указанных режимах.

5.1 Выбор сечения жил кабелей по экономической плотности тока

F_эк.= I_расч./_эк.

где, I_расч - расчетный ток линии в нормальном режиме, А

_эк. - нормативное значение экономической плотности тока, _эк.=1,6 А/мм²

Расчетные токи линий в нормальном режиме.

F_эк.= I_расч./_эк.

F_{эк lРП/ТП-1.}= I _{lРП/ТП-1..}/_эк.= 81,82/1,6=51,14 мм²

F_{эк lТП-1/ТП-2}= I _{lТП-1/ТП-2.}/_эк.= 50,75/1,6=31,72 мм²

F_{эк lТП-2/ТП-3}= I _{lТП-2/ТП-3.}/_эк.= 24,13/1,6=15,08 мм²

F_{эк lТП-3/ТП-4}= I _{lТП-3/ТП-4.}/_эк.= 7,84/1,6=4,9 мм²

F_{эк lРП/ТП-7}= I _{lРП/ТП-7.}/_эк.= 44,24/1,6=27,65 мм²

F_{эк lТП-7/ТП-6}= I _{lТП-7/ТП-6.}/_эк.= 23,18/1,6=14,49 мм²

F_{эк lТП-6/ТП-5}= I _{lТП-6/ТП-5.}/_эк.= 7,44/1,6=4,65 мм²

F_{эк lРП/ТП-9}= I _{lРП/ТП-9.}/_эк.= 98,52/1,6=61,58 мм²

F_{эк lТП-9/ТП-8}= I _{lТП-9/ТП-8.}/_эк.= 70,27/1,6=43,92 мм²

F_{эк lТП-8/ТП-10}= I _{lТП-8/ТП-10.}/_эк.= 60,71/1,6=37,94 мм²

F_{эк lТП-10/ТП-11}= I _{lТП-10/ТП-11.}/_эк.= 40,78/1,6=25,49 мм²

F_{эк lТП-11/ТП-12}= I _{lТП-11/ТП-12.}/_эк.= 18,94/1,6=11,84 мм²

F_{эк lЦП-9/РП}= I _lЦП/РП./_эк.= 181,91/1,6=113,69 мм²

5.2 Выбор сечений жил кабелей по нагреву

Сечения проводников любого назначения должны удовлетворять условиям допустимого нагрева в нормальных и послеаварийных режимах, а так же в период ремонта: I_{дл.доп..?} I_ав.

Таблица 4. Выбор сечения жил кабелей

Наименован. линии	Марка и сечение кабеля	I дл. доп, А	rо, Ом/км	xо, Ом/км	Длина линии, км	I ав. расч., А
РП/ТП-1 ТП1/ТП2 ТП2/ТП3 ТП3/ТП4 РП/ТП-7 ТП7/ТП6 ТП6/ТП5 РП/ТП9 ТП9/ТП8 ТП8/ТП10 ТП10/ТП11 ТП11/ТП12 ЦП/РП ВЛ-110кВ	АСБ 3х70 3х35 3х16 3х16 3х25 3х16 3х16 3х95 3х70 3х50 3х25 3х16 СБ 3х185 АС 6х605	165 115 75 75 90 75 75 205 165 140 90 75 400 240/32	0,46 0,92 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 0,34 0,46 0,64 1,28 1,28 0,103 0,0605	0,086 0,095 0,099 0,099 0,099 0,099 0,099 0,083 0,086 0,09 0,099 0,099 0,077 0,4	0,2 0,15 0,2 0,18 0,3 0,18 0,1 0,4 0,18 0,25 0,25 0,4 1,000 20	163,63 101,49 48,25 15,68 88,48 46,36 14,88 197,04 140,54 121,42 81,56 37,88 363,82 3108,46

5.3 Проверка выбранного сечения жил кабелей по потере напряжения

Выбранное сечение проверяется по потере напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено. Однако, зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав потери напряжения в сети, определяются потери у потребителей.

U=3 I_р l (r_уд.cos +x_уд sin),

где I_р - расчетный ток линии, А

l - длина линии, м

r_уд; x_уд - активное и реактивное удельные сопротивления линий, Ом/км

cos; sin - соответствуют коэф. мощности в конце линий,

cos=0,92; sin=0,38,

6. Выбор конструктивного исполнения и схемы соединений ГПП

Схема ГПП выбирается с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане.

Наиболее простыми и экономичными являются схемы подстанций с одной системой шин на первичном напряжении 35-110 кВ. Для РУ 6-10 кВ широко используют схему с одной секционированной системой шин. Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы распределения электроэнергии. В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат отключен.

Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва - АВР, что согласно п. 1-2-40 ПУЭ позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности электроснабжения.

Конструктивное исполнение ГПП определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. При нормальной окружающей среде РУ 35-220 кВ выполняют открытыми. Силовые трансформаторы всегда устанавливаются отрыто. Для устройства РУ 6-10 кВ используют комплектные распределительные устройства (КРУ). КРУ состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными приборами и вспомогательными устройствами.

7. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение К.З. в сети или элементах электрооборудования вследствии повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.

Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов К.З., а так же для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи К.З. и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов К.З.

При возникновении К.З. имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы.

В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места К.З.

Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К.З., однако, для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и нессиметричных токов К.З.

Расчет токов К.З. с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому, для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

- трехфазная сеть принимается симметричной;

- не учитываются токи нагрузки;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

- не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях.

Для расчета токов К.З. составляется расчетная схема системы электроснабжения.

Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указаваются все элемены системы электроснабжения и их параметры, влияющие на ток короткого замыкания (К.З.).

Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями (r и x).

Рис. 1. Расчетная схема



Рис. 2. Схема замещения

За базисные единицы принимается номинальная мощность трансформатора и среднее напряжение ступени с точками К.3.

В соответствии с табл. 6.1 [2] определяются сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

1) Система

2) Воздушная линия



3) Трансформатор

4) Кабельная линия

Суммарное сопротивление до точки К1

Суммарное сопротивление до точки К2



Суммарное сопротивление до точки К3

Так как выполняется условие: , то активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока К.3. не учитываются.

Для выбора и проверки эл. оборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока К.3. (ударный ток)

Где, I_п.о - значение периодической составляющей тока К.3. в начальный момент (если рассматривают систему бесконечной мощности, то );

К_уд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Т_а апериодической составляющей тока К.3. (рис. 6.2 ).

Т_а= x_к/(314 r_к); где x_к и r_к - соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи К.3.

Для точки К1 -

Для точки К2 -

Для точки К3 -

Ударный ток в рассматриваемых точках составит:

8. Выбор и проверка аппаратуры РУ ГПП и сечения КЛ

Проверка аппаратов и токоведущих частей РУ на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами К.3., для чего необходимо знать длительность К.3.

,

где t₃ - время действия релейной защиты;

t_n - полное время отключения выключателя;

При удаленном К.3. периодическая составляющая тока является незатухающей, поэтому

.

Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного РУ и проверяются по более тяжелым условиям К.3.

Выключатели выбираются по номинальному току I_дл.ном, отключающей способности, а так же их проверяют на термическую стойкость и на динамическую стойкость.

Определение расчетных токов продолжительного режима на стороне ВН:



Расчетные токи на стороне Н.Н. при двух установленных трансформаторах:

где, - перспективная полная нагрузка на стороне Н.Н. на 10-летний период; = 53776,4 кВА 53,7810³ кВА

Выбираю выключатель на ВН трансформатора - ВМТ -110Б-20/1000 УХЛ1, трехполюсный, U=110 кВ, категория изоляции - Б, номинальный ток отключения I _ном.=20 кА, предназначен для работы в районных с умеренным и холодным климатом.

Таблица 5. Выбор выключателя 110кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст = 110 кВ Imax = 273,5А Iпо = 6,25 кА уд = 8,84 кА Вк = 117,4 кА2·c	Uном = 110 кВ Iном = 1000 А Iдин. = 20 кА дин. = 52 кА	Uуст Uном Imax Iном Iпо Iдин уд

Расчетные токи на шинах РП

Выбираем выключатели на отходящих линиях РУ ГПП и РУ РП. - ВМПЭ - 10-630-20 У3.

Таблица 6. Выбор выключателя 10кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст = 10 кВ Imax = 363,82А Iпо = 9,78 кА Iпо = 11,17 кА уд = 21,44 кА уд = 30,01 кА Вк = 49,55 кА2·с Вк = 145,98 кА2·с	Uном = 10 кВ Iном = 630 А Iдин. = 20 кА дин. = 52 кА	Uуст Uном Imax Iном Iпо Iдин уд

Разъединители выбираются по длительному номинальному току и номинальному напряжению, затем проверяется на термическую и динамическую стойкость.

Выбираю разъединитель РНД3-2-110/630 Т-1.

Таблица 7. Выбор разъединителя 110кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст = 110 кВ Imax = 273,5А Iпо = 6,25 кА уд = 8,84 кА Вк = 117,4 кА2·с	Uном =110 кВ Iном = 630 А Iдин. = 80 к дин. = 80 кА	Uуст Uном Imax Iном Iпо Iдин

Трансформаторы тока.

На ВН выбираю следующие трансформаторы тока:

ТФЗМ -110Б-IУ1 и ТВТ -110-I-300/5 и ТФЗМ -35Б-II - 3000/5

Таблица 8. Выбор трансформаторов тока 110кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст = 110 кВ Imax = 273,5А уд = 8,84 кА Вк = 117,4 кА2·с Uуст = 110 кВ Iном = 136,6 А Imax = 273,5А Вк = 117,4 кА2·с Uуст = 10 кВ Iном = 1554,34 А Imax = 3108А уд. = 8,84 кА Вк = 117,4 кА2·с	ТФЗМ -110Б-IУ1 Uном = 110 кВ I1ном = 300 А дин. = 62 кА ТВТ -110-I -300/5 Uном = 110 кВ I1ном = 300 А I1ном = 320 А ТФЗМ -35Б-II - 3000/5 Uном = 35 кВ I1ном = 3000 А I1ном = 3200 А дин. = 145 кА	Uуст Uном Iнорм I 1норм Imax I 1 норм уд

Для отключения токов нормального режима предназначены нагрузки ВН -16 (маломощный высоковольтный выключатель). Он имеет простейшее дугогасительное устройство с вкладышами из газогенерирующего материала. Значительную роль играют также специфические условия распределительных сетей, где коммутационные операции с помощью ВН -16 производятся, как правило без нагрузки или с отключением токов, значительно меньших, чем номинальный ток выключателя.

Наряду с выключателями нагрузки (ВН) широкое применение в городских сетях получили предохранители типа ПК, которые используются как для защиты отдельных элементов, так и для защиты автоматических устройств.

Предохранители ПК на стороне 6-10 кВ трансформатора предназначены для защиты сети от повреждений внутри трансформатора и коротких замыканий на стороне напряжения 6-10 кВ последнего.

Проверка выбранного сечения КЛ на термическую стойкость:

где, - значение установившегося тока К.3.

с - коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после и до короткого замыкания; с = 0,95;

где t_n - приведенное время действия К.З.;

- приведенное время действия апериодической и периодической составляющей;

Все выбранные сечения кабельных линий удовлетворяют условию:

F_эк. S_min

9. Релейная защита

Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать общеизвестным требованиям, предъявленным ко всем устройствам релейной защиты: селективности, быстродействия, чувствительности, надежности.

Во всех устройствах релейной защиты предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания (уставок) в определенных пределах. Расчет релейной защиты заключается в выборе уставок, отвечающих приведенным основным требованиям.

Расчет уставок максимальной токовой защиты отходящей кабельной линии КЛ -10 кВ.

Рис. 3. Отходящая кабельная линия

Выбор тока срабатывания МТ3 1 по условию:

где, к_н - коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле и необходимый запас,

;

к_в - коэффициент возврата реле, ;

к_с.з.п. - коэффициент самозапуска, значение к_с.з.п. зависит от вида нагрузки и ее параметров, от схемы и параметров питающей сети, от выбранных параметров срабатывания защиты и автоматики;

I_{раб.мах} - максимальный рабочий ток (ток нагрузки) защищаемого элемента.

Рабочий максимальный ток линии принимается равным

Учитывая, что линия питает бытовую нагрузку, принимается по опыту эксплуатации , тогда

ток срабатывания реле защиты

,

где - коэффициент схемы;

n_т - коэффициент трансформации трансформаторов тока;

10. Технико-экономические расчеты

10.1 Расчет экономических показателей схемы внешнего электроснабжения

Капитальные затраты на элементы системы электроснабжения состоят из расходов на оборудование, строительные и монтажные работы:

,

где - капитальные затраты на -тый элемент схемы электрического снабжения, руб.;

- соответственно затраты на оборудование, строительные и монтажные работы, руб.;

Капитальные затраты для рассматриваемой схемы

где, - капитальные затраты в одноцепную линию;

- то же по ГПП с двумя трансформаторами.

Капитальные затраты в линии:

где - удельные затраты на 1 км линий, определяется по справочным материалам

Тип и мощность подстанции ГПП-110-IV-2Ч40000Б_р

К_ГПП = 337,6 тыс. руб.

10.2 Расчет годовых эксплуатационных расходов

где, - суммарные амортизационные отчисления по всем элементам схемы, тыс. руб./год;

- суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения (заработная плата рабочих, занятых обслуживанием и текущим ремонтом, стоимость расходных материалов), тыс. руб./год;

- суммарная стоимость потерь энергии в элементах схемы электроснабжения за год, тыс. руб./год;

Суммарные амортизационные отчисления:

где, - норма амортизации для -того элемента схемы электрического снабжения (табл. П1.3 );

n - количество элементов схемы.

Суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения:

где, - годовой норматив расходов на обслуживание для - того элемента схемы электроснабжения (табл. П1.3 )

Суммарная стоимость потерь энергии определяется по формуле:



где, - годовые потери электроэнергии в элементах схемы, кВт.ч;

- удельная стоимость электроэнергии (потерь), руб./кВт. ч;

где, а - годовая основная ставка двухставочного тарифа за кВт максимальной нагрузки, руб./кВт;

в - дополнительная ставка двухставочного тарифа за потребленную электроэнергию, руб./кВт.ч;

Т_max - число часов использования нагрузки (максимальной);

10.3 Расчет электроэнергетической слагаемой себестоимости электроэнергии

Для расчета электроэнергетической слагаемой необходимо определить затраты по передаче и трансформированию электроэнергии.

где С_а - амортизационные отчисления от стоимости основных фондов энергохозяйства, тыс. руб./год;

С_э - стоимость электроэнергии, потребляемой за год, тыс. руб./год;

С_з.п. - заработная плата персонала за год, тыс. руб./год;

С_м - стоимость материалов, расходуемых за год на текущий ремонт и обслуживание энергохозяйства, тыс. руб./год;

С_с.с. - отчисления на социальное страхование, тыс. руб./год;

С_пр. - прочие годовые расходы, тыс. руб./год.

Расчет стоимости годового расхода электроэнергии - С_э.

Для населения и коммунальных предприятий стоимость электроэнергии определяется по одноставочному тарифу.

Количество электроэнергии потребляемой населением и коммунально-бытовыми службами за год:

Расчет заработной платы персонала

Основная заработная плата рабочих включает в себя оплату по тарифным ставкам и премии, выплачиваемые по повременно-премиальной системе:

где, - коэффициент, учитывающий премии рабочим из фонда заработной платы,

- количество рабочих - того разряда (П1.6, П1.7 );

- часовая тарифная ставка - того разряда, руб.; (П1.8 );

- действительный годовой фонд времени работы, ч;



где, П_р - число рабочих дней в году по календарю, для пятидневной рабочей недели П_р =247 дней.

К_п - коэффициент использования рабочего времени в течении года,

Основная заработная плата ИТР определяется по штатному расписанию (П1.7 )

;

Дополнительная заработная плата включает в себя выплаты, не связанные с рабочим временем (оплата очередных и ученических отпусков, времени выполнения государственных обязанностей и др.)

- коэффициент, учитывающий расход на дополнительную заработную плату;

Годовой фонд заработной платы персонала:

Отчисления на социальное страхование предназначены для выплаты пенсий, пособий по временной нетрудоспособности и финансирования некоторых других социальных мероприятий.



- норматив отчислений на социальное страхование,

Затраты на материал

Годовая стоимость материалов, расходуемых на текущий ремонт и эксплуатацию может быть определена косвенно в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:

где, - доля затрат на материалы от основной заработной платы рабочих, .

Прочие расходы

Величина прочих расходов за год по электроснабжению жилого района и коммунально-бытовых потребителей определяется косвенно.

где, - доля прочих затрат от основной заработной платы рабочих,

Удельная электроэнергетическая слагаемая:

Смета годовых эксплуатационных расходов

Таблица 9. Смета годовых эксплуатационных расходов

№ п/п	Наименование статей затрат	Затраты, тыс/руб.	%
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.	Основная заработная плата эксплуатационников и ремонтников Дополнительная заработная плата Заработная плата руководителей и специалистов Отчисления в социальный фонд Затраты на материалы Амортизация Прочие расходы	3,38 1,07 8,52 2,33 3,04 31,16 2,03	6,55 2,07 16,53 4,52 5,89 60 3,93
	Итого затрат	51,53	100%

Калькуляция себестоимости одного потребляемого кВт. час электроэнергии

Таблица 10. Себестоимость одного потребляемого кВт. час электроэнергии

№ п/п	Статьи расходов и другие показатели	Ед.измерения	При расчете осн. ставки по тарифу
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.	Количество электроэнергии, получаемое из энергосистемы Коэффициент мощности Ставка по тарифу Плата по тарифу Годовые эксплуатационные расходы Всего годовых затрат Потери в сетях Себестоимость 1 кВт. ч	W, cos коп. тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. тыс. кВт·ч коп. кВт·ч	25431788,16 0.92 40 10172,7 51,53 10222,22 1484,88 40

Заключение

В процессе проектирования системы электроснабжения жилого района города был произведен расчет сечения распределительной сети, нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП, на шинах РП и ГПП, расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Произведен выбор коммутационной и защитной аппаратуры. Произведен технико-экономический расчет, освещены вопросы охраны труда и экологии.

В связи с тем, что основную часть потребителей в микрорайоне составляют электроприемники II категории, то, в соответствии с [8], трансформаторные подстанции приняли двухтрансформаторными.

Здания в непосредственной близости, от которых располагается ТП, следует питать отдельными линиями и не включать эти здания в магистральные схемы

Для питания электроприемников были выбраны кабельные линии, по соответствующим расчетным электрическим нагрузкам линий в нормальных и послеаварийных режимах работы на основе технических ограничений допустимого нагрева и допустимых потерь напряжения, а также с учетом применения минимальных сечений по условиям механической прочности (в условиях монтажа и эксплуатации).

Все расчеты в дипломной работе велись на основе нормативно-технической литературы.

Литература

1. Нормативы для определения электрических нагрузок при проектировании системы электроснабжения жилых и общественно-бытовых зданий М.:1999 г.

2.А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоиздат. 1987 г.

3.В.А. Козлов, Н.И. Блик, Д.Л. Файбисович. Справочник по проектированию электроснабжения городов. Л.: Энергоатомиздат. 1986 г.

4.В.А. Козлов. Городские распределительные электрические сети. Л.: Энергоиздат. 1982 г.

5. В.А. Козлов. Электроснабжение городов. М.: Энергия. 1977 г.

6.В.Б. Атабеков, Я.Т. Кулешов, И.А. Фридкин. Справочник по городским электрическим сетями подстанциям. М.: 1963 г.