Электроснабжение района нагрузок

Поэтому кабельные линии, соединяющие электроприемники с трансформаторными подстанциями, выполняются двумя кабелями, присоединенными к разным сборным шинам 0,4 кВ трансформаторных подстанций. Для выбора сечения кабельных линий необходимо знать значение тока в линии, как в нормальном, так и в послеаварийном режиме.

Мощность, передаваемая по каждому из кабелей в нормальном и послеаварийном режимах, определяется на основании расчетных схем, показанных на рис. 3.2.



а) б)

Рисунок 3.2 Расчетная схема для определения мощностей на участках линий: а) нормальный режим, б) послеаварийный режим

Значение расчетного тока в нормальном режиме определяется по выражению:

, (3.12)

где Sнр..-полная расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме, кВА;

Uн - номинальное напряжение сети, Uн=0.38 кВ.

Так как питание концертно-зрелищного центра производится по двум кабелям, то расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме определяется следующим образом:

, (3.13)

где Sр.конц-полная расчетная мощность концертно-зрительного зала, согласно табл. 2.3, Sр.конц=75,82 кВА

По формуле (3.12):

В послеаварийном режиме (один кабель вышел из строя) расчетный ток может быть определен по формуле:

, (3.14)

- полная расчетная мощность на участке сети в послеаварийном режиме,

(3.15)

где 0,9 - поправочный коэффициент для взаиморезервируемых линий, взятый согласно [п.2.3.3, 1].

.

Аналогичные расчеты проводятся для остальных линий питающих жилые дома и общественные здания. Результаты расчетов приведены в табл. 3.6.

Таблица 3.6 Определение расчетных токов на участках линий от ТП до ВРУ

Участок линии	Число кабелей в линии n	Полная расчетная нагрузка в норм. режиме.: Sнр	Полная расчетная нагрузка в ПАВ режиме: Sрпав	Расчетный ток одного кабеля: рн	Расчетный ток кабеля в ПАВ: Iрп.ав
	шт	кВА	кВА	А	А
ТП 601
ТП 601-ВРУ1	2	37,91	68,24	57,6	103,7
ТП601-ВРУ2	2	90,76	163,37	137,9	248,2
ТП601-ВРУ3	2	59,25	106,65	90,0	162,0
ТП601-ВРУ5	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП601-ВРУ6	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП601-ВРУ7	2	106,28	191,31	161,5	290,7
ТП601-ВРУ8	2	95,69	172,23	145,4	261,7
ТП601-ВРУ9	2	59,27	106,69	90,1	162,1
ТП 602
ТП 602-ВРУ13	2	106,28	191,31	161,5	290,7
ТП 602-ВРУ14	2	95,69	172,23	145,4	261,7
ТП 602-ВРУ15	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 602-ВРУ16	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 602-ВРУ17	2	176,93	318,47	268,8	483,9
ТП 603
ТП 603-ВРУ4	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 603-ВРУ10	2	66,86	120,35	101,6	182,9
ТП 603-ВРУ11	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 603-ВРУ12	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 603-ВРУ18	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 603-ВРУ19	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 604
ТП 604-ВРУ31	2	59,25	106,65	90,0	162,0
ТП 604-ВРУ30	2	59,25	106,65	90,0	162,0
ТП 604-ВРУ20	2	90,76	163,37	137,9	248,2
ТП 604-ВРУ29	2	90,76	163,37	137,9	248,2
ТП 604-ВРУ21	2	147,09	264,77	223,5	402,3
ТП 605
ТП 605-ВРУ24	2	135,83	244,49	206,4	371,5
ТП 605-ВРУ23	2	135,83	244,49	206,4	371,5
ТП 605-ВРУ22	2	135,83	244,49	206,4	371,5
ТП 606
ТП 606-ВРУ25	2	60,38	108,68	91,7	165,1
ТП 606-ВРУ26	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 606-ВРУ27	2	57,10	102,78	86,8	156,2
ТП 606-ВРУ28	2	57,10	102,78	86,8	156,2

Принимаем для прокладки на территории микрорайона кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией марки ААБл, прокладываемый в земле. Сечение данной марки кабеля выбирается по [табл.1.3.16, 6] в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ, и для линии до ВРУ1, по значению по [табл.1.3.16, 6] для принятой марки кабеля и способа его прокладки выбирается сечение с учетом условия:

, (3.16)

где Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, определяемый по [табл. 1.3.16, 6] принимаем и соответствующее ему сечение F=10 мм2

65А > 57,6А

Определяем фактический допустимый ток и сравниваем его с током нормального режима:

., (3.17)

(3.18)

где Кнобщ. -суммарный поправочный коэффициент для нормального режима работы сети, по табл. 3.5, Кнобщ.=0,972

Если условие (3.18) выполняется, то сечение выбрано верно и необходимо проверить послеаварийный режим, если же не выполняется, то необходимо увеличить сечение на одну ступень и снова сделать проверку.

I'д.=0,972•65=63,2 А.

63,2 А>57,6 А

Т.к. условие выполняется, то осуществим проверку в послеаварийном режиме работы распределительной сети низкого напряжения.

Проверку в послеаварийном режиме работы осуществляют по выражению:

(3.19)

(3.20)

где Кп.авобщ. - суммарный поправочный коэффициент в послеаварийном режиме работы сети по табл. 3.5, Кп.авобщ=1,35.

Iр.п.ав - расчетный ток линии в послеаварийном режиме определяемый по табл. 3.6, Iр.п.ав=103,7 А. Если данное условие не выполняется то необходимо увеличить сечение жилы кабеля F еще на одну ступень; если же условие выполняется, то принимаем выбранное сечение жилы.

Iд.п.ав=1,35•65=87,8 А.

87,8 A>103,7 А.

Т.к. условие не выполняется, то увеличиваем сечение на одну ступень и принимаем F=16 мм2, Iдоп.=90 А.

Iд.п.ав=1,35•90=121,5 А.

121,5 A>103,7 А.

Видим, что условия (3.18) и (3.20) выполняются, следовательно дальнейший расчет прекращаем и принимаем окончательно сечение жилы F=16 мм2, Iд.т.=90 А.

Аналогичные расчеты произведены и для других участков линий распределительной сети и представлены в табл. 3.7.

Таблица 3.7 - Расчетная таблица для определения сечения жил кабеля

Участок сети	Суммарный поправоч. коэф-т в нормальном режиме	Суммарный поправоч. коэф-т в ПАВ режиме	Расчетный ток одного кабеля:	Расчетный ток кабеля в ПАВ:	Сечение жил:	Длит.доп.ток:	I'д=Iд.т?Кнобщ	Iд.п.ав=Iд.т?Кп.авоб
-	Кнобщ	Кп.авобщ	Iрн	Iрп.ав	F	Iдоп	-	-
-	-	-	А	А	мм2	А	А	А
ТП 601
ТП 601-ВРУ1	0,972	1,350	57,6	103,7	16	90	87,5	121,5
ТП601-ВРУ2	0,972	1,350	137,9	248,2	70	200	194,4	270,0
ТП601-ВРУ3	0,972	1,350	90,0	162,0	35	135	131,2	182,3
ТП601-ВРУ5	0,864	1,148	86,8	156,2	50	165	142,6	189,3
ТП601-ВРУ6	0,864	1,148	86,8	156,2	50	165	142,6	189,3
ТП601-ВРУ7	0,972	1,350	161,5	290,7	95	240	233,3	324,0
ТП601-ВРУ8	0,972	1,350	145,4	261,7	70	200	194,4	270,0
ТП601-ВРУ9	0,972	1,350	90,1	162,1	35	135	131,2	182,3
-	Кнобщ	Кп.авобщ	Iрн	Iрп.ав	F	Iдоп	-	-
-	-	-	А	А	мм2	А	А	А
ТП 602
ТП 602-ВРУ13	0,972	1,350	161,5	290,7	95	240	233,3	324,0
ТП 602-ВРУ14	0,972	1,350	145,4	261,7	70	200	194,4	270,0
ТП 602-ВРУ15	0,972	1,350	86,8	156,2	35	135	131,2	182,3
ТП 602-ВРУ16	0,972	1,350	86,8	156,2	35	135	131,2	182,3
ТП 602-ВРУ17	0,972	1,350	268,8	483,9	185	345	335,3	485,8
ТП 603
ТП 603-ВРУ4	0,972	1,350	86,8	156,2	35	135	131,2	182,3
ТП 603-ВРУ10	0,864	1,148	101,6	182,9	50	165	142,6	189,3
ТП 603-ВРУ11	0,864	1,148	86,8	156,2	50	165	142,6	189,3
ТП 603-ВРУ12	0,972	1,350	86,8	156,2	35	135	131,2	182,3
ТП 603-ВРУ18	0,810	1,053	86,8	156,2	50	165	133,7	173,7
ТП 603-ВРУ19	0,810	1,053	86,8	156,2	50	165	133,7	173,7
ТП 604
ТП 604-ВРУ31	0,972	1,350	90,0	162,0	35	135	131,2	182,3
ТП 604-ВРУ30	0,972	1,350	90,0	162,0	35	135	131,2	182,3
ТП 604-ВРУ20	0,972	1,350	137,9	248,2	70	200	194,4	270,0
ТП 604-ВРУ29	0,972	1,350	137,9	248,2	70	200	194,4	270,0
ТП 604-ВРУ21	0,972	1,350	223,5	402,3	150	305	296,5	411,8
ТП 605
ТП 605-ВРУ24	0,972	1,350	206,4	371,5	150	305	296,5	411,8
ТП 605-ВРУ23	0,972	1,350	206,4	371,5	150	305	296,5	411,8
ТП 605-ВРУ22	0,972	1,350	206,4	371,5	150	305	296,5	411,8
ТП 606
ТП 606-ВРУ25	0,864	1,148	91,7	165,1	50	165	142,6	189,3
ТП 606-ВРУ26	0,972	1,350	86,8	156,2	35	135	131,2	182,3
ТП 606-ВРУ27	0,972	1,350	86,8	156,2	35	135	131,2	182,3
ТП 606-ВРУ28	0,864	1,148	86,8	156,2	50	165	142,6	189,3

Выполним проверку выбранных кабелей по отклонению напряжения у приемников электрической энергии. Согласно [п. 5.2.2, 1] должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышающие ±5 % номинального напряжения сети в нормальном режиме. Примем, что падение напряжения во внутридомовой сети не должно превышать 1,0%.

(%) (3.21)

Определение потери напряжения в кабельных линиях покажем на примере линии ТП 601-ВРУ1. Эта линия состоит из двух кабелей сечением 16 мм2.

Потери напряжения в нормальном режиме работы определяются по формуле:

, (3.22)

где I нр- расчетный ток в нормальном режиме работы из таблицы 13;

cos- определяемый по [табл.2.2.1н, 1] -для общественных зданий, и по [табл. 2.1.4, 1]-для жилых зданий, cos=0,95;

Uном - номинальное напряжение сети, Uн=380 В;

r0 и x0 -удельные сопротивления кабеля, которые зависят от сечения жилы, и определяется по табл. 3.8; r0=1,95Ом/км; х0=0,06 Ом/км.

Таблица 3.8 - Удельное активное сопротивление кабеля

F, мм2	16	25	35	50	70	95	120	150	185
r0, Ом/км	1,95	1,28	0,92	0,64	0,46	0,34	0,27	0,21	0,17
х0, Ом/км	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06

L - длина линии, L=0,08 км;

Тогда потери в нормальном режиме по формуле (3.22) будут:

.

Проверяем полученные потери по допустимой потере напряжения:

3,7+1% ? 5%

Таким образом, предварительно принятое сечение, в нормальном режиме работы удовлетворяет требованиям качества электрической энергии. Аналогичные расчеты проводятся для всех линий сети, а результаты сводятся в табл. 3.9. Расчеты показали что потери напряжения в кабелях до ВРУ 3,4,29 превышают допустимые, вследствие чего было принято решение увеличить сечение этих линий на одну ступень.

Таблица 3.9 - Расчет потерь напряжения распределительной сети 0,4 кВ

Участок линии	Сечение: F	Расчетные коэффициенты	Длина: L	Удельное сопротивление линии	Суммарные потери напряжения. в норм. режиме.
		cos?	sin?		r0	x0	?Uсум
-	мм2	-	-	км	мОм/м	%
ТП 601
ТП 601-ВРУ1	16	0,95	0,31	0,08	1,95	0,06	4,73
ТП601-ВРУ2	70	0,98	0,20	0,06	0,46	0,06	2,66
ТП601-ВРУ3	50	0,98	0,20	0,12	0,64	0,06	3,99
ТП601-ВРУ5	50	0,98	0,20	0,14	0,64	0,06	4,36
ТП601-ВРУ6	50	0,96	0,28	0,1	0,64	0,06	3,37
ТП601-ВРУ7	95	0,96	0,28	0,035	0,34	0,06	1,84
ТП601-ВРУ8	70	0,98	0,20	0,1	0,46	0,06	3,91
ТП601-ВРУ9	35	0,97	0,24	0,1	0,92	0,06	4,54
ТП 602
ТП 602-ВРУ13	95	0,98	0,20	0,08	0,34	0,06	2,93
ТП 602-ВРУ14	70	0,98	0,20	0,03	0,46	0,06	1,87
ТП 602-ВРУ15	35	0,96	0,28	0,06	0,92	0,06	3,03
ТП 602-ВРУ16	35	0,96	0,28	0,08	0,92	0,06	3,71
ТП 602-ВРУ17	185	0,90	0,44	0,1	0,17	0,06	3,08
ТП 603
ТП 603-ВРУ4	50	0,96	0,28	0,16	0,64	0,06	4,80
ТП 603-ВРУ10	50	0,93	0,36	0,02	0,64	0,06	1,55
ТП 603-ВРУ11	50	0,96	0,28	0,06	0,64	0,06	2,42
ТП 603-ВРУ12	35	0,96	0,28	0,1	0,92	0,06	4,38
ТП 603-ВРУ18	50	0,96	0,28	0,15	0,64	0,06	4,56
ТП 603-ВРУ19	50	0,96	0,28	0,1	0,64	0,06	3,37
ТП 604
ТП 604-ВРУ31	35	0,98	0,20	0,08	0,92	0,06	3,85
ТП 604-ВРУ30	35	0,98	0,20	0,08	0,92	0,06	3,85
ТП 604-ВРУ20	70	0,98	0,20	0,11	0,46	0,06	4,04
ТП 604-ВРУ29	95	0,98	0,20	0,16	0,34	0,06	4,30
ТП 604-ВРУ21	150	0,93	0,36	0,06	0,21	0,06	2,26
ТП 605
ТП 605-ВРУ24	150	0,96	0,28	0,17	0,21	0,06	4,32
ТП 605-ВРУ23	150	0,96	0,28	0,06	0,21	0,06	2,17
ТП 605-ВРУ22	150	0,96	0,28	0,1	0,21	0,06	2,95
ТП 606
ТП 606-ВРУ25	50	0,80	0,60	0,12	0,64	0,06	3,61
ТП 606-ВРУ26	35	0,96	0,28	0,04	0,92	0,06	2,35
ТП 606-ВРУ27	35	0,96	0,28	0,04	0,92	0,06	2,35
ТП 606-ВРУ28	50	0,96	0,28	0,1	0,64	0,06	3,37

3.4.4 Выбор сечения жил кабелей 10 кВ

Для выбора сечения жил кабелей необходимо произвести расчёт потокораспределения мощности в установившемся нормальном режиме.

Согласно [п. 2.4.1, 1] расчетные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются

где расчетная нагруза трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.),

коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по [табл. 2.1.1, 1] в зависимости от количества трансформаторов. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43). Расчет потокораспределения представлен в табл. 3.10



Таблица 3.10 - Расчет потокораспределения

Номер фидера	Участок	Суммарная нагрузка по трансформаторам, кВт	Кол-во трансформаторов	коэффициент участия в максимуме нагрузок	расчетная нагрузка
					Активная, кВт	Реактивная, квар	Полная, кВА
-	-		n		Рр.л.	Qр.л.	Sр.л.
1	ТП 602-ТП601	426	1	1	426	183,2	463,2
	ТП 601-ТП603	923	2	0,9	830,7	357,2	904,2
	ТП 603-ТП604	1211	3	0,85	1029,3	442,6	1120,4
	ТП 604-ТП605	1574	4	0,85	1338	575,3	1456,4
	ТП 605-ТП606	1956	5	0,85	1662,6	714,9	1809,7
	ТП 606-ТП408	2191	6	0,8	1752,8	753,7	1907,9
	ТП 408-ТП409	2321	7	0,8	1856,8	798,4	2021,2
	ТП 409-ЦП	2416	8	0,8	1932,8	831,1	2104
2	ТП 409-ТП408	95	1	1	95,0	40,9	103,4
	ТП 408-ТП606	225	2	0,9	202,5	87,1	220,4
	ТП 606-ТП605	460	3	0,85	391	168,1	425,6
	ТП 605-ТП604	842	4	0,85	715,7	307,7	779
	ТП 604-ТП603	1205	5	0,85	1024,3	440,4	1115
	ТП 603-ТП601	1493	6	0,8	1194,4	513,6	1300
	ТП 601-ТП602	1990	7	0,8	1592	684,5	1733
	ТП 602-ТП535	2416	8	0,8	1932,8	831,1	2104
	ТП 535-ЦП	2576	9	0,8	2060,8	886,1	2243,3

При этом находится расчётный ток, протекающий по участку

, (3.24)

где - расчётная нагрузка, питаемая участком схемы, кВА;

U - напряжение участка схемы, кВ.

Сечения жил кабелей 10 кВ выбираются по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение



, (3.25)

где Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2 (по [табл. 1.3.36, 6]). Принимается в зависимости от марки кабеля и числа часов использования максимума активной нагрузки Tма=3100 ч.

Экономически целесообразное сечение округляется до ближайшего стандартного, исходя из которого выбирается марка кабеля.

Проверка кабеля производится:

-по механической прочности (выполняется автоматически при выборе по каталогу);

-по нагреву в послеаварийном режиме, коэффициент предварительной нагрузки 0,6, допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума 3 часа.

-по термической стойкости к токам КЗ (проверка производится в разделе 3.4.6).

Пример выбора сечения жил кабелей для участка сети ТП602-ТП601 линии 1 первого варианта:

А;

19,14 мм2.

Принимается кабель ААБл 325 с Iдоп=90 А.

Проверка кабеля в послеаварийном режиме:

; определяется по (3.11)

;

;

А.

;

Условие выполняется.

Расчеты для других линий сведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11 - Расчёт и выбор марок кабелей

Номер фидера	Участок	Расчетная полная нагрузка, кВА	Расчетный ток, А	Экономически целесообразное сечение, мм2	Стандартное сечение, мм2	Допустимый ток, А	Суммарный поправоч. коэф-т в ПАВ режиме		Послеаварийный ток,А
-	-	Sр.л.	Iр	Fэ	Fст	Iдоп		-
1	ТП 602-ТП601	463,2	26,8	19,14	25	90	1,35	121,5	54,86
	ТП 601-ТП603	904,2	52,3	37,3	35	115	1,35	155,25	104,5
	ТП 603-ТП604	1120,4	64,7	46,2	50	145	1,35	195,75	129,5
	ТП 604-ТП605	1456,4	84,1	60,1	70	165	1,35	222,75	168,7
	ТП 605-ТП606	1809,7	104,6	74,7	70	165	1,35	222,75	209,2
	ТП 606-ТП408	1907,9	110,3	78,7	70	165	1,35	222,75	220,56
	ТП 408-ТП409	2021,2	116,8	83,4	95	205	1,35	276,75	233,33
	ТП 409-ЦП	2104	121,6	86,8	95	205	1,35	276,75	243,2
2	ТП 409-ТП408	103,4	5,97	4,26	16	75	1,35	101,25	10,75
	ТП 408-ТП606	220,4	12,73	9,09	16	75	1,35	101,25	24,04
	ТП 606-ТП605	425,6	24,6	17,5	16	75	1,35	101,25	49,2
	ТП 605-ТП604	779	45,02	32,16	35	115	1,35	155,25	90,05
	ТП 604-ТП603	1115	64,5	46	50	145	1,35	195,75	128,9
	ТП 603-ТП601	1300	75,1	53,6	50	145	1,35	195,75	150,3
	ТП 601-ТП602	1733	100,2	71,55	70	165	1,35	222,75	200,34
	ТП 602-ТП535	2104	121,6	86,8	95	205	1,35	276,75	243,2
	ТП 535-ЦП	2243,3	129,7	92,6	95	205	1,35	276,75	259,3

Таким образом, для всех выбранных кабелей 10 кВ выполняется условие возможности работы (по условиям нагрева) при перегрузке в послеаварийном режиме.

3.4.6 Расчёт токов КЗ. Проверка сечений жил кабельных линий 10 кВ на термическую стойкость к токам КЗ

Для проверки сечений жил кабелей 10 кВ на термическую стойкость необходимо рассчитать начальные значения периодических составляющих токов КЗ для всех проверяемых элементов. При проверке кабелей на термическую стойкость расчетной точкой КЗ является для одиночных кабелей одной строительной длины -- точка КЗ в начале кабеля; при проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость расчетным видом КЗ в общем случае является трехфазное КЗ.

Расчёт токов КЗ выполняется на ПЭВМ в программе «Энергия» (Energy TKZ) на основании данных Филиала ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго»: значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ПС 110/10 Перевал по табл. 3.4 данного проекта.

Для расчётов используется полная схема замещения, построенная в соответствии со схемой электроснабжения приложения 2. Схема с параметрами, рассчитанными в программе «Энергия» приведена в приложении 4.

Принимается, что в качестве защиты линий используется токовая отсечка со временем срабатывания 0,1 с, выключатель срабатывает со временем отключения 0,025 с. (среднее время срабатывания для вакуумных выключателей BB/TEL согласно [13]).

Тепловой импульс (интеграл Джоуля) определяется по формуле:

(3.35)

где tрз - время срабатывания релейной защиты (токовой отсечки; первоначально принимается 0,1 с);

tов - собственное время отключения выключателя (токовой отсечки; первоначально принимается 0,025 с).

Минимально допустимое сечение кабеля по условию термической стойкости к токам КЗ:

, (3.36)

где С - параметр, характеризующий допустимый нагрев кабеля; зависит от напряжения и вида изоляции кабеля (для использованных в проекте кабелей ААБл на напряжение 10 кВ С=90 Ас1/2/мм2).

Для примера приводится расчёт минимально допустимого сечения жил кабелей по термической стойкости к токам КЗ для расчётной точки К1 -секция шины РУ НН ПС 110/10 Перевал. Для этой расчётной точки, IКЗ=7,258 кА.

А2с;

28,5 мм2.

В табл. 3.19 приведены действующие значения периодических составляющих токов трёхфазного КЗ в расчётных точках для всех проверяемых кабелей 10 кВ, а также сечения жил, рассчитанные и проверенные по нагреву в части 3.4.4 данной работы, и иные параметры (тепловой импульс, минимальное допустимое сечение кабеля), необходимые для проверки на термическую стойкость.

Таблица 3.19 - Проверка кабелей 10 кВ на термическую стойкость

Номер линии	Участок	Марка кабеля	F, мм2	, кА	Bк, А2с106	Fmin, мм2
1	ПС 110/10 Перевал-ТП409	ААБл 3*95	95	7,258	6,5	28,5
	ТП 409-ТП408	ААБл 3*95	95	5,85	4,28	23,0
	ТП 408-ТП606	ААБл 3*95	70	5,68	4,03	22,3
	ТП 606-ТП605	ААБл 3*95	70	5,42	3,67	21,3
	ТП 605-ТП604	ААБл 3*70	70	5,04	3,18	19,8
	ТП 604-ТП603	ААБл 3*50	50	4,66	2,71	18,3
	ТП 603-ТП601	ААБл 3*35	35	3,97	1,97	15,6
	ТП 601-ТП602	ААБл 3*25	25	3,5	1,53	13,7
2	ПС 110/10 Перевал-ТП535	ААБл 3*120	95	7,258	6,58	28,5
	ТП535-ТП602	ААБл 3*95	95	5,7	4,06	22,4
	ТП 602-ТП601	ААБл 3*95	70	5,03	3,16	19,8
	ТП 601-ТП603	ААБл 3*70	50	4,66	2,71	18,3
	ТП 603-ТП604	ААБл 3*50	50	4,34	2,35	17,0
	ТП 604-ТП605	ААБл 3*35	35	3,72	1,73	14,6
	ТП 605-ТП606	ААБл 3*16	16	3,29	1,35	12,9
	ТП 606-ТП408	ААБл 3*16	16	2,48	0,77	9,7
	ТП 408-ТП409	ААБл 3*16	16	2,14	0,57	8,4

Как видно из таблицы 3.19 все кабельные линии 10 кВ выдерживают нагрев токами короткого замыкания - являются термически стойкими к действию токов КЗ.



4. Проект КТП

4.1 Выбор типа ТП

ТП принимаются выполненными в виде комплектных блочных подстанций в бетонной оболочке на 2 трансформатора, отдельно стоящими, так как данное размещение ТП является, в общем случае, наиболее экономически и экологически целесообразным. РУВН для двух трансформаторных ТП выполнено в виде одиночной секционированной системы. РУНН для двух трансформаторных ТП выполнено в виде одиночной секционированной системы шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора с учетом его перегрузочной способности. Секционный автоматический выключатель в нормальном режиме отключен. На сборных шинах предусмотрено устройство АВР, если от ТП питаются потребители I-II категорий по надёжности.

При лучевой схеме питания ТП обязательна установка отключающего аппарата перед трансформатором. Принимается на всех КТП установка масляных трансформаторов типа ТМГ (предполагается, что особо опасных/активных условий среды, требующих установки трансформаторов с сухой изоляцией (ТС, ТСЗ и т.п.) нет). Согласно [п.3.1.10, 1] в городских распределительных сетях следует применять трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг или треугольник-звезда.

К установке принимаются ТП, производства ПКФ «Автоматика» г. Тула [14], типа 2БКТП-АТ-250...1000/6(10)/0,4-У1. На рис. 4.1 представлена структура условного обозначения.



Рисунок 4.1 Структура условного обозначения КТП.

Двух трансформаторная подстанция 2БКТП-АТ со стоит из трех отдельных блоков:

-- блок устройства стороны высшего напряжения -- УВН;

-- отсек силовых трансформаторов Т1 и Т2;

-- блок распределительного устройства стороны низшего напряжения-- РУНН.

Распределительное устройство со стороны высшего напряжения реализовано на камерах серии КСО 393АТ с выключателями нагрузки ВНА-10/630.

В блоке силовых трансформаторов могут быть установлены масляные трансформаторы серий ТМ, ТМГ или сухие серии ТСГЛ, ТСЛ;

Вентиляция в блоке силовых трансформаторов -- естественная и осуществляется через жалюзийные решётки которые установлены в воротах.

Распределительное устройство со стороны низшего напряжения реализовано на пане лях серии ЩО70, как с устройством АВР, так и без него. В блоке РУНН установлен ящик собственных нужд ЯВ-СН-АТ, который предназначен для:

-- внутреннего освещения всех блоков;

-- внутреннего освещения камер КСО;

-- внешнего освещения подстанции;

-- питания схемы управления обогревом.

Блоки УВН и РУНН комплектуются электроконвекторами мощностью 1 кВт, которые предназначены для поддержания температуры в зимнее время в автоматическом режиме.

В комплект поставки подстанции входят:

-- модуль подстанции;

-- силовой трансформатор;

-- измерительные приборы и приборы учета;

-- монтажный комплект;

-- эксплуатационная документация.

БКТП-АТ транспортируются на автомобилях, железнодорожных платформах.

Подстанция устанавливается на бетонный фундамент, изготовленный с учетом габаритных размеров. Подключение силовых трансформаторов по сторонам высшего и низшего напряжений выполняется кабельными перемычками (гибкая ошиновка) или с помощью шин.

Блоки УВН, РУНН и трансформаторов имеют места соединения внутреннего контура заземления с внешним.

Подстанция устанавливается на кирпичный или бетонный фундамент (имеющий кабельные каналы), изготовленный с учетом габаритных размеров. В двух трансформаторных подстанциях производится стыковка блоков, подключение силового трансформатора к блокам УВН и РУНН. После монтажа БКТП-АТ на фундамент производится установка и подключение приборов измерения и учета, подключение заземляющих проводников.

Выбор конкретного типа ТП и трансформаторов , в них установленных, отражён в табл. 4.1.



Таблица 4.1- ТП 10/0,4 кВ и их характеристики

№ ТП	Тип ТП	Тип установленных трансформаторов	Ток электродинамической стойкости, ВН/НН, кА	Ток термической стойкости ВН, кА	Тип камер на стороне ВН	Тип панелей на стороне НН	Назначение шкафов РУНН	Номинальный ток вводных панелей РУНН, А
601	2БКТП-АТ-630/10/0,4-У1	2*ТМГ630/10	51/50	20	КСО 393АТ	ЩО70	2 в, 4 л, 1с	2х 1000
602	2БКТП-АТ-630/10/0,4-У1	2*ТМГ630/10					2 в, 4 л, 1с	2х 1000
603	2БКТП-АТ-630/10/0,4-У1	2*ТМГ630/10					2 в, 4 л, 1с	2х1000
604	2БКТП-АТ-630/10/0,4-У1	2*ТМГ630/10					2 в, 4 л, 1с	2х1000
605	2БКТП-АТ-630/10/0,4-У1	2*ТМГ630/10					2 в, 2 л, 1с	2х1000
606	2БКТП-АТ-400/10/0,4-У1	2*ТМГ400/10					2 в, 4 л, 1с	2х630

Примечание:

1. В табл. 4.1 в столбце назначение шкафов РУ НН буквой «в» обозначены вводные шкафы, буквой «л» - линейные, «с» - секционные, без учета панелей АВР.

2. Габариты КТП: длинна 9600 мм., ширина 5950 мм., высота 2900 мм., согласно [14].

3. Время протекания тока термической стойкости на стороне ВН: для главных ножей 3 с, для заземляющих ножей 1 с.



4.2 Выбор параметров оборудования ТП

Для заказа трансформаторной подстанции необходимо заполнить опросные листы на оборудование подстанции. В качестве примера рассмотрим подготовку данных для заполнения опросных листов на ТП 601.

4.2.1 Выбор параметров РУВН - камер КСО 393АТ

На рис. 4.2 представлена структура условного обозначения.

Рисунок 4.2 Структура условного обозначения КСО 393АТ

Для определения номинального тока камер воспользуемся данными таблицы 3.11 данного проекта. Рассмотрим на примере 1й камеры, она является вводной камерой 1й(условно) секции РУВН ТП 601, она получает питание от ТП 603 по первой линии ЦП. Номинальный ток камеры определяется максимальным длительным током который может протекать через нее, т.е. току в послеаварийном режиме:

(4.1)

Из таблицы 3.11 =105 А, тогда по (4.1) и шкалы номинальных токов из рисунка 4.2 т.е цифра 6 в условном обозначении. Аналогично и для камер 3,5,7.

Во всех ячейках кроме секционной установлена сигнализация о сгорании предохранителей.

Номинальный ток вводных камер трансформаторов определится исходя из тока максимальной загрузки трансформатора. Согласно [п. 4.3.13, 1] допускается перегрузка трансформаторов для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ - аварийная - до 1,7 - 1,8 номинальной мощности, тогда

(4.2)

тогда , т.е цифра 4 в условном обозначении камер.

Полученные данные на КСО 393АТ представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 Параметры РУВН на базе камер КСО 393АТ

4.2.2 Выбор параметров РУНН - панелей ЩО70

На рис. 4.3 представлена структура условного обозначения.

Рисунок 4.3 Структура условного обозначения панелей ЩО70

Для защиты отдельных элементов распределительных сетей напряжением 0,4 кВ в городских электрических сетях широко применяются предохранители и автоматические выключатели, чувствительные элементы которых включаются последовательно с сетью. Предохранители и автоматические выключатели выполняют функции защиты сети от теплового и динамического действия тока, которое возникает при его увеличении выше допустимого значения, например, при перегрузке. В связи с простотой конструкции, малой стоимостью и высокой надежностью в работе, преимущественное распространение в сетях 0,4 кВ городов получили предохранители.

В настоящее время для надежного электроснабжения качественной электроэнергией в городских условиях рекомендуется принимать к установке аппараты защиты, выполняемые плавкими предохранителями типа ПН-2.

Выбор тока плавкой вставки по нормальному режиму работы осуществляется согласно следующих неравенств:

а) в случае если защищаемый объект (кабель) не питает силовую нагрузку (электродвигатели лифтовых установок), ток плавкой вставки предохранителя Iв выбирается из условия:

Iв ? Iр.н , (4.3)

б) в случае если кабель питает силовую нагрузку:

, (4.4)

где Iр.н - максимальный расчетный ток нормального режима, определяемый по табл. 3.6, Iр.н=137,9 А;

Кп - кратность пускового тока электродвигателя;

? - коэффициент, учитывающий условия запуска электродвигателя, =2,5 т.к. запуск электродвигателя лифтовой установки легкий.

Iн.дв. - номинальный ток электродвигателя лифтовой установки, определяемый по формуле:

, (4.5)

где Рн.дв - номинальная мощность электродвигателя лифта, кВт;

Uн.дв - номинальное напряжение электродвигателя лифта кВ, Uн.дв.=0,38кВ.

Вычисления по формуле (3.39) проводим для наибольшего по мощности (грузового) лифта согласно донным таблицы 2.2 данного проекта:

; тогда по

.

Выбираем Iв.ном=200А, ток предохранителя Iпред.=250А, предельный ток отключения Iпр.отк.=40 кА.

Проверим выбранный номинальный ток плавкой вставки предохранителя в послеаварийном режиме по выражению:



, (4.6)

где Iмах(пав) - максимальный ток через защищаемый объект в послеаварийном режиме, определяемый по табл. 3.6, Iмах(пав)=248,2 А;

1,4 - коэффициент, учитывающий, что плавкая вставка не перегорит при токе равном 1,4Iв.ном в течение 3-х часов; это условие допустимо, т.к. расчетное время максимума нагрузки составляет 30 минут.

Если данное условие выполняется, то ток плавкой вставки считается выбранным верно; если же условие не выполняется, то следует взять следующую ступень тока плавкой вставки по отношению к ранее выбранному.

Получаем:

,

200 А >177,3 А.

Проверим согласование защитных характеристик предохранителя с тепловыми характеристиками кабеля. Данное согласование достигается путем сопоставления защитной характеристики аппарата с характеристикой нагрева защищаемого объекта. При этом последняя должна находиться выше характеристики защитного аппарата. Данное согласование проверяется по выражению:

I'д 1,0Iв.ном , (4.7)

где I'д - допустимый ток кабеля с учетом поправочных коэффициентов определяется по табл. 3.7 I'д=270 А.

270 А>200 А.

Видно, что условие выполняется, следовательно, предохранитель выбран правильно.

Аналогичные расчеты проводятся для остальных кабельных линий отходящих от ТП 601, а результаты расчетов приведены в табл. 4.3

Для окончательного выбора защитного аппарата необходима проверка чувствительности. Проверка надежности срабатывания защитных аппаратов- предохранителей типа ПН-2 - производится по току однофазного КЗ, определяемого в наиболее удаленной точке сети.

В качестве примера рассматривается проверка правильности выбора плавкой вставки предохранителя, защищающего кабельную линию, которая питает жилой дом (№3 на генпалне).

ТП1 ПН-2 ААБл 4х50 К(1)

D Y0

10 кВ 2*630кВА 0,4 кВ L=120м ВРУ3

Рисунок 4.4 Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ

Согласно ПУЭ ток однофазного КЗ определяется по формуле, в которой пренебрегают переходными сопротивлениями коммутационных аппаратов:

(4.8)

где Uф.ср. - фазное среднее напряжение сети, Uф.ср.=230 В;

- полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ,

=0,042 Ом =0,014 Ом;

- полное сопротивление петли фаза-нуль, которое включает в себя сопротивление шин, шинопроводов, проводов и кабелей, аппаратов и контактов, определяемое по выражению:

Zп=Zп.0L (4.9)

здесь Zп.0 - удельное сопротивление петли фаза-нуль, Zп.0=1,42 Ом/км;

L - длина линии до точки КЗ, L=0,12 км.

Таким образом, ток однофазного КЗ в точке К(1):

Чувствительность защитного аппарата к данному току определяется коэффициентом чувствительности, который определяется по формуле:

(4.10)

где Iв.ном - номинальный ток плавкой вставки предохранителя установленного на рассматриваемой линии в РУНН ТП.

Для предохранителя кабеля ТП 601 - ВРУ 3:

9.9>3

Полученное значение коэффициента чувствительности сравнивается с минимально допустимым значением Кч.мин.доп.=3. Можно сказать, что предохранитель линии ПН-2 с номинальным током плавкий вставки 125 А при однофазном токе КЗ отключит поврежденную линию. Если же получается, что Кч<3, то в этом случае необходимо увеличить сечение фазной жилы кабеля F на один шаг и снова сделать проверку.

Согласно [п. 1.7.79, 6] В цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и др. щиты и щитки, время автоматического отключения не должно превышать 5 с.

Для определения времени отключения необходимо воспользоваться время-токовыми характеристиками плавкой вставки. Время-токовые характеристики семейства плавких вставок для предохранителя ПН-2 приведены на рис. 4.5

Рисунок 4.5 Время-токовые характеристики плавких вставок предохранителя ПН-2

Из рисунка видно, что время отключения тока однофазного КЗ 1247,3 плавкой вставкой с Iв.ном=125 А, равно примерно 0,25 с.

0,25<5, это можно считать достаточными для обеспечения электробезопасности.

Проверка правильности выбора плавких вставок предохранителей, защищающих кабельные линии, отходящие от ТП 601 производится аналогично. Результаты расчетов представлены в табл. 4.4.

Таким образам были выбраны предохранители типа ПН-2 с номинальным током 250 А. Такими предохранителями комплектуются линейные панели типа ЩО 70 - 1А - 02У3. Основное оборудование панели: предохранители (250А), амперметры (200/5А), рубильники (250А), трансформаторы тока (200/5А). В скобках указаны номинальные токи оборудования.

Вводные панели ЩО 70 - 1А - 44У3, секционная ЩО 70 - 1А - 72У3, панель АВР ЩО 70 - 1А - 90У3, ошиновка определяются типоразмером трансформатора.

Параметры РУНН на безе панелей ЩО-70 представлены табл. 4.5.

Схема электрических соединений ТП представлена на листе 3, компоновка ТП на листе 4 графической части проекта.

Таблица 4.3 Определение тока плавкой вставки и согласования его с защищаемым проводником

Участок линии	Расчетный ток участка в нормальном режима работы: Iр.н	Расчетный ток участка в ПАВ режиме работы: Iмах(ав)	Фактически допустимый ток: I'д	Расчетный ток плавкой вставки : Iв.расч.	Ном ток плавкой вставки Iв.н.	Ном ток предохранителя: Iпр.	Пред отк ток при 500В Iпр.отк	Iмах 1.4	1,0Iв.н
---	А	А	А	А	А	А	кА	А	А
ТП 601-ВРУ1	57,6	103,7	121,5	-	60(не уд) 80	250	40	74,1	80
ТП601-ВРУ2	137,9	248,2	270,0	175,7	200	250	40	177,3	200
ТП601-ВРУ3	90,0	162,0	182,3	124,1	125	250	40	115,7	125
ТП601-ВРУ5	86,8	156,2	189,3	120,6	125	250	40	111,6	125
ТП601-ВРУ6	86,8	156,2	189,3	120,6	125	250	40	111,6	125
ТП601-ВРУ7	161,5	290,7	324,0	203,5	250	250	40	207,3	250
ТП601-ВРУ8	145,4	261,7	270,0	185,6	200	250	40	186,6	200
ТП601-ВРУ9	90,1	162,1	182,3	-	100 (не уд) 125	250	40	115.8	125

Таблица 4.4 - Расчет токов однофазного КЗ и проверка коэффициента чувствительности для распределительной сети 0,4 кВ

Участок линии	Длина: L	Сечение жил: 4F	Удельное сопротивление: Zп.(ф-о).о.	Сопротивление петли фаза-нуль Zп(ф-о).	Сопротивление трансформатора: Z1т/3	Ток однофазного КЗ: I1к	Ток плавкой вставки: Iв.ном	Коэф-т чувствиительности: Кч	tоткл
---	км	мм2	Ом/км	Ом	Ом	А	А	---	c
ТП 601-ВРУ1	0,08	416	3,36	0,269	0,014	813,3	80	10,17	0,05
ТП601-ВРУ2	0,06	470	1,07	0,064	0,014	2941,2	200	14,71	0,05
ТП601-ВРУ3	0,12	450	1,42	0,170	0,014	1247,3	125	9,98	0,25
ТП601-ВРУ5	0,14	450	1,42	0,199	0,014	1080,8	125	8,65	0,3
ТП601-ВРУ6	0,1	450	1,42	0,142	0,014	1474,4	125	11,79	0,2
ТП601-ВРУ7	0,035	495	0,84	0,029	0,014	5299,5	250	21,20	,04
ТП601-ВРУ8	0,1	470	1,07	0,107	0,014	1900,8	200	9,50	,2
ТП601-ВРУ9	0,1	435	1,85	0,185	0,014	1155,8	125	9,25	0,25

Таблица 4.4 Параметры РУНН на безе панелей ЩО-70

5. Электрические расчеты установившихся режимов работы выбранного варианта электроснабжения

Электрические расчеты режимов работы системы электроснабжения производятся на ЭВМ с помощью программного комплекса «Энергия», модуль «Enrgy UR», в соответствии с методикой изложенной в [8].

Расчет установившегося режима электрической сети выполняется для определения:

1) загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности, проверки сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов;

2) нормированного коэффициента реактивной мощности;

3) уровней напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

4) потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

В данной работе производится расчет режимов максимальных и минимальных нагрузок, а также послеаварийного режима. Режимы максимальных и минимальных нагрузок используются для выявления наибольших значений длительных расчетных потоков мощности. Математическая модель для расчёта установившихся режимов в программе «Энергия» составляется в соответствии с принятой схемой электроснабжения.

В режиме минимальных нагрузок все нагрузки приняты равными 0,7 от максимальных нагрузок (снижены на 30%, согласно п. 5.2.3, 1).

Наличие некоторого расхождения обусловлено разницей в методах расчёта («Энергия» использует численные методы, не производит совмещение максимумов нагрузки), ограниченной точностью расчётов (так ПК «Энергия» проводит расчет итерационным методом, тогда как при расчёте вручную производится лишь одна итерация).

Схемы с рассчитанными режимами максимальных и минимальных нагрузок приведены в приложениях 5, 6 (режимы отрегулированные), послеаварийного в в приложении 7. Напряжения балансирующего узла (системы) принимаются 1,05Uн - в режиме максимальных нагрузок и послеаварийном (10,5 кВ); 1,0Uн - в режиме минимальных нагрузок (10 кВ)).

Согласно [п. 5.2.2, 1], в электрических сетях должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышающие ±5 % номинального напряжения сети в нормальном режиме и ±10 % в послеаварийном режиме. Примем, что отклонение напряжения во внутридомовой и распределительной сети 0,4 кВ составляют не более 5 %. Таким образом, напряжение на шинах НН ТП в нормальном режиме должно лежать в пределах 0,380..0,399 кВ, в послеаварийном режиме в пределах 0,369..0,399 кВ. Для обеспечения необходимых уровней напряжения используются устройства регулирования напряжения типа ПБВ с пределом регулирования 22,5% на трансформаторах ТП. Обычно ПБВ используют для сезонного регулирования напряжения.

Коэффициенты трансформации трансформаторов ТП для разных положений отпаек устройств регулирования приведены в табл. 5.1. Значения коэффициента трансформации определяются по формуле

, (5.1)

где - номинальное напряжение на стороне НН трансформатора ( 0,4 кВ для ТП);

- номинальное напряжение на стороне ВН трансформатора (10,0 кВ для ТП);

n - номер отпайки;

,% - ступень регулирования.

Таблица 5.1 - Коэффициенты трансформации с учётом устройств регулирования напряжения

№ отпайки	Кт ЦТП
-2	0,042
-1	0,041
0	0,04
1	0,039
2	0,038

Отклонение напряжения у потребителей при нулевых отпайках ПБВ выходят за допустимые пределы, поэтому принимается решение о регулировании напряжения.

Регулирование напряжения осуществляется посредством изменения номеров отпаек ПБВ.

Выбранные номера отпаек ПБВ представлены в табл. 5.2.

Таблица 5.2 - Номера отпаек ПБВ трансформаторов ТП

№ ТП	Режим максимальных нагрузок	Режим минимальных нагрузок
ТП 409	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 408	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 606	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 605	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 604	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 603	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП601	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 602	1 трансформатор	+1	+1
	2 трансформатор	+1	+1
ТП 535	+1	+1



а) Режим максимальных нагрузок

В режиме максимальных нагрузок отклонения напряжения получаются в пределах допустимого (с учетом регулирования):

- на шинах НН ТП: Uмакс=0,397 кВ, Uмин=0,384 кВ.

Загрузка элементов системы электроснабжения не превышает допустимой и составляет:

-для КЛ 10 кВ - Кмакс=0,85; Кмин=0,06 (столь низкие значения объясняются выбором кабелей по экономическому сечению, а кроме того необходимостью завышать сечения некоторых кабелей до минимально существующего 16 мм2 на напряжении 10 кВ);

-для трансформаторов - Кмакс=0,89; Кмин=0,63 ;

Суммарные потери мощности составляют: P=241 кВт; Q=437 квар.

б) Режим минимальных нагрузок

В режиме минимальных нагрузок отклонения напряжения получаются в пределах допустимого (с учетом регулирования):

- на шинах НН ТП: Uмакс=0,381 кВ, Uмин=0,372 кВ.

Загрузка элементов системы электроснабжения не превышает допустимой и составляет:

-для КЛ 10 кВ - Кмакс=0,62; Кмин=0,058;

-для трансформаторов - Кмакс=0,63; Кмин=0,43;

Суммарные потери мощности составляют: P=136 кВт; Q=306 квар.

в) Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного режима рассматриваем обрыв (отключение) питающей линии № 1 на участке ТП 605 - ТП 604. Для обеспечения напряжения на шинах НН ТП предполагаем срабатывание АРВ.

В послеаварийном режиме отклонения напряжения получаются в пределах допустимого:

- на шинах НН ТП: Uмакс=0,4 кВ, Uмин=0,369 кВ.

Загрузка элементов системы электроснабжения не превышает допустимой и составляет:

-для КЛ 10 кВ - Кмакс=1,29; Кмин=0,06;

-для трансформаторов - Кмакс=1,82; Кмин=0,63;

Наличие расхождения обусловлено разницей в методах расчёта.

Результаты расчета минимального и максимального режимов представлены на листе 6 графической части проекта.



6. Вопросы учета и контроля электропотребления

Учет и контроль потребления электроэнергии в ОАО «Ярэнерго» осуществляется с помощью счетчиков «Меркурий PLC», а в сооружаемых объектах будет установлена измерительная интегральная автоматизированная система управления энергосбережением (ИАСУЭ).

6.1 Характеристика Счетчики «Меркурий PLC»

Счетчик ватт-часов активной энергии переменного тока электронный «Меркурий-201»:

- предназначен для учета активной электрической энергии в двухпроводных сетях переменного тока с напряжением 220 В, частотой 50 Гц, номинальным/максимальным током 5/50 А или 10/80 А;

- обеспечивает регистрацию и хранение значений потребляемой электроэнергии по одному тарифу с момента ввода счетчика в эксплуатацию;

- может эксплуатироваться как самостоятельно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии;

- счетчик с электромеханическими отсчетными устройствами имеют 5 черных барабанов отображающих целые значения потребленной электроэнергии в кВт.ч и один красный, показания которого соответствуют десятым долям кВт.ч.

- счетчики с жидкокристаллическими индикаторами отображают в 6 разрядах до запятой целые значения, и в двух разрядах после запятой - сотые доли потребленной электроэнергии в кВт.ч.

Счетчик электрической энергии тарифный статический «Меркурий 230АМ»:

- предназначен для учета электрической энергии в трехфазной трех- или четырех проводной сети переменного тока с напряжением 3х57,7/10 В или 3х220/380 В, частотой (50+/-2,5) Гц, номинальный/максимальным током в соответствии с табл. 7.1;

счетчик обеспечивает регистрацию значений потребляемой электроэнергии по одному тарифу с момента ввода счетчика в эксплуатацию;

счетчик может эксплуатироваться автономно или в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.

Таблица 6.1 - Модификации счетчика, выпускаемые предприятием-изготовителем

Модификация счетчика	Класс точности	Номинальный (максимальный) ток, А	Номинальное напряжение, В
«Меркурий 230АМ-00»	0,5	5(7,5)	57,7
«Меркурий 230АМ-01»	1,0	5(10)	220
«Меркурий 230АМ-02»	1,0	10(100)	220
«Меркурий 230АМ-03»	0,5	5(7,5)	220

Считывание показаний потребления электроэнергии с отчетных устройств в различных вариантах исполнения счетчика

4 черных барабана отображают целые значения потребления электроэнергии в кВт.ч, 2 барабана после запятой отображают сотые доли кВт.ч

5 черных барабанов отображают целые значения потребления электроэнергии в кВт.ч, 1 барабан после запятой отображает десятые доли кВт.ч

6 черных барабанов отображают целые значения потребления электроэнергии в кВт.ч

5 черных барабанов отображают целые значения потребления электроэнергии кВт.ч, 1 барабан после запятой отображает десятые доли кВт.ч

Сейчас эти счетчики устанавливаются в домах вместо индукционных счетчиков с истекшим сроком службы. Также счетчики устанавливаются в строящихся домах.



6.2 Возможности развития системы учета на основе счетчиков «Меркурий PLC»

6.2.1 Возможности системы на основе счетчиков «Меркурий PLC»

Система Меркурий PLC - современная автоматизированная система учета потребления электроэнергии легко адаптируемая к установке как в многоквартирных домах, так и в коттеджах - везде, где доступ к электричеству затруднен.

Все счетчики системы (Меркурий-200, Меркурий-201, Меркурий-230) имеют встроенный модем для передачи данных по силовой сети.

Концентратор располагается в электрощитовой жилого дома или на силовой подстанции, и накапливает информацию о потреблении электроэнергии. Сменный интерфейсный модуль концентратора обеспечивает передачу данных до диспетчерского пункта с использованием каналов GSM, TCP/IP и т.д.

Затраты времени и средств на проектирование, монтаж и эксплуатация системы минимальны.

Основные элементы системы учета представлены на рис. 6.1.

Рисунок 6.1 Основные элементы системы учета на основе счетчиков «Меркурий PLC»

6.2.2 Технология системы на основе счетчиков «Меркурий PLC»

Распределительная силовая сеть 220В/Гц как средства передачи данных характеризуется следующими основными параметрами:

- Модуль характеристического импеданса в полосе пропускания от долей до единиц и десятков Ом.

- Помехи непредсказуемой формы и мощности как широкополосные, так и с концентрированным спектром.

- Сигнальная неравномерность частотной характеристики с резкими провалами и пиками.

- Непредсказуемые изменения импеданса во времени и вдоль линии передачи.

- В основу обмена информацией в системе положен принцип передачи данных с использование всех известных видов разделения сигналов - временного, частотного и кодового, что позволяет осуществлять передачу данных в самых неблагоприятных условиях.

6.2.3 Характеристика системы на основе счетчиков «Меркурий PLC»

Пиковая мощность излучения передатчика - 0,5 Вт

Ток потребления модемом составляет - 7 мА

Количество счетчиков поддерживаемых концентратором - более 3.000

Стоимость системы на одну точку учета в 2 раза меньше аналогичных.

Помехоустойчивость системы в несколько раз превышает помехоустойчивость лучших аналогов (по амплитуде). Для передачи данных используются современные широкополосные цифровые технологии. Модульное исполнение модема позволяет встраивать его в счетчики разных типов. Работа по настройке системы не требует высокой квалификации, и сводятся к установке индивидуальных адресов счетчиков в пределах сети, поддерживаемой данным концентратором.

При много-тарифном учете, встроенные в счетчиках часы синхронизируются от периодически корректируемых часов концентратора.

7. Применение СИП в городских электрических сетях

7.1 Современные проблемы

Анализ технического состояния городских электрических сетей вынуждает раз за разом возвращаться к проблеме надежности ВЛ. В последнее десятилетие ежегодный объем нового строительства, технического перевооружения и реконструкции ВЛ 0,4-10 кВ не превышает 30% от нормативного, который обеспечивал бы необходимый уровень надежности и благоприятную возрастную структуру сетей. В неудовлетворительном и непригодном состоянии находятся в эксплуатации более 125 тыс. км ВЛ 0,4 кВ и 130 тыс. км ВЛ 6-10 кВ. В общем сейчас требуют замены провода в объеме, превышающем 400 тыс. км.

Весь многолетний опыт строительства и эксплуатации ВЛ 0,4-10 кВ, систематически проявлявшиеся недостатки традиционных линий с подвешенными на них неизолированными проводами, необходимость постоянной разработки мероприятий по устранению их органических дефектов и предотвращению аварийных отключений, высокие эксплуатационные расходы подчеркивают преимущества ВЛИ.

Два главных достоинства характеризуют такие линии: они обеспечивают высокую надежность электроснабжения и незначительные затраты на обслуживание.

Очевидные преимущества СИП, технико-экономическая эффективность их применения, особенно в зонах интенсивных и регулярных гололедно-ветровых воздействий, в схемах электроснабжения потребителей, предъявляющих высокие требования к надежности электроснабжения, эстетика сетевых сооружений открывают дальнейшие широкие перспективы применения изолированных проводов в городских сетях.

Учитывая высокую эффективность СИП на ВЛ 0,4 кВ, в главе 2.4 ПУЭ изменены требования к применяемым проводам. При проектировании нового строительства и реконструкции линий следует отдавать безусловное предпочтение СИП.

7.2 Самонесущие изолированные провода - для воздушных линий электропередачи на напряжение до 0,6 / 1 кВ включительно

7.2.1 Достоинства

По сравнению с воздушными линиями, сооруженными с применением голого провода (А или АС) ВЛИ 0,38 кВ с самонесущими изолированными проводами имеет следующие достоинства:

- провода защищены от схлестывания;

- на проводах практически не образуется гололед;

- существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии;

- исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

- безопасность обслуживания, возможность подключения абонентов и новых ответвлений под напряжением;

- нет необходимости в вырубке просеки перед прокладкой и в процессе эксплуатации;

- простота монтажных работ и соответственно уменьшение сроков их проведения;

- высокая механическая прочность проводов;

- невозможность короткого замыкания между проводами и землей, исключение короткого замыкания при схлестывании, что повышает пожаробезопасность линии, а также бесперебойность электроснабжения;

- снижение потерь напряжения вследствие малого реактивного сопротивления СИП (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов);

- возможность прокладки СИП по фасадам зданий, а также совместной подвески с проводами низкого, высокого напряжения, линиями связи, что дает существенную экономию на опорах;

- возможность применения существующих опор или новых опор меньшей высоты, а также уменьшение безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений;

- уменьшение не менее чем на 30% гололедно-ветровых нагрузок на опору;

- сокращение эксплуатационных расходов;

- увеличение длины пролета до 60м.;

Список можно продолжать, но и этого уже достаточно для того, чтобы обосновать безоговорочную необходимость использования СИП. Но здесь-то и возникает сложность, обоснованная тем, что существует слишком широкий выбор систем СИП. Какая из них необходима в каждом конкретном случае.

СИП предоставляет собой провод с алюминиевыми токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, скрученными в жгут. Понятие общее и охватывает одновременно все системы.

7.2.2 Системы СИП

В соответствии с новыми требованиями, предъявляемыми к развитию линий электропередач, разработан национальный стандарт России ГОСТ Р 52373-2005, на самонесущие изолированные и защищенные провода, напряжением 0,4 и 6-35 кВ, который вступил в действие с 01.07.2006 г.

Стандартом определены основные типы и конструктивное исполнение СИП для сооружения магистральных линий электропередачи:

СИП-1 -- вокруг неизолированной несущей нулевой жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава АВЕ высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного сшитого полиэтилена.

СИП-2 -- вокруг изолированной нулевой несущей жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава АВЕ высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного сшитого полиэтилена.

СИП-4 -- без несущей жилы представляет собой скрученные в жгут основные токопроводящие и нулевая жилы, покрытые изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена.

ГОСТ Р 52373-2005 допускает применение СИП-4 только на ввода в дом или прокладку по фасадам зданий (сечением: 2х16, 2х25, 4х16, 4х25). На магистральном участке ВЛ 0,4 кВ необходимо использовать только СИП с изолированной (СИП-2) или с неизолированной (СИП-1) несущей нулевой жилой из алюминиевого сплава.

Сравнение параметров различных систем приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1 Сравнение параметров СИП-1, СИП-2, СИП-4

Параметр	СИП-4	СИП-1	СИП-2
Конструкция СИП
Структура СИП	4 изолированных алюминиевых жилы без нулевой несущей жилы из сплава (СИП-4)	3 изолированных термопластичным сшитым полиэтиленом Изолированные основные токопроводящие жилы + 1 неизолированная несущая нулевая жила из алюминиевого сплава (СИП-1)	3 изолированных термопластичным сшитым полиэтиленом изолированные основные токопроводящие жилы + 1 изолированная несущая нулевая жила из алюминиевого сплава (СИП-2)
Распределение механических нагрузок между нулевой и токопроводящими жилами	Не симметричное распределение механических нагрузок между нулевой и токопроводящими жилами. Высокая механическая нагрузка на изоляцию всех жил.	Отсутствует механическая нагрузка на токопроводящие жилы	Отсутствует механическая нагрузка на токопроводящие жилы
Устойчивость к атмосферным перенапряжениям	Высокая	Средняя	Высокая
Трудоемкость выполнения ответвлений	Средняя	Малая	Малая
Возможность прокладки по стенам зданий	Есть	Нет	Есть
Антикоррозионные свойства	Высокие	Средние	Высокие
Возможность соединения СИП в пролете	Нет, соединение СИП осуществляется в шлейфах на опорах.	Есть, надежное герметичное соединение выполняется при помощи соединительных зажимов типа MJPT.	Есть, надежное герметичное соединение выполняется при помощи соединительных зажимов типа MJPT.
Стоимость линейной арматуры выполненной по Европейскому стандарту CENELEC	Стоимость выше на 30-40% по сравнению с арматурой для СИП-1 и СИП-2. Также требуется больше арматуры из-за невозможности Соединения СИП-4 в пролете.	Стоимость ниже чем для СИП-4, но немного выше, чем для СИП-2.	Стоимость ниже, чем для СИП-4 и СИП-1. Арматура для СИП-2 Наиболее технологичная и не требует применения специального инструмента для монтажа.
Трудоемкость монтажа	Сложнее, чем для СИП-1 и СИП-2. Труднее определить нулевую жилу. Требуется динамометрический ключ	Легко и просто монтировать, так как вся анкерная и подвесная арматура крепит одну несущую жилу. Требуется динамометрический ключ.	Легко и просто монтировать, так как вся анкерная и подвесная арматура крепит одну несущую жилу.

7.3 Защищенные провода - для воздушных линий электропередачи на напряжение 10 - 20 и 35 кВ