Выбор напряжения осветительной установки производится одновременно с выбором напряжения для силовых потребителей, при этом для отдельных частей этой установки учитываются также требования техники безопасности
Для светильников общего освещения рекомендуется напряжение сети 380/220 В. Лампы установлены на напряжение 220 В.
Групповые щитки, расположенные на стыке питающих и групповых линий, предназначены для установки аппаратов защиты и управления электрическими осветительными сетями. При выборе типов щитков учитывают условия среды в помещениях, способ установки щита, типа и количество установленных в них аппаратов.
Щит освещения типа ОВП–3М устанавливается на стене. Низ щита на высоте 1,2 м от уровня пола. Выключатели устанавливаются на высоте 1,6 м от уровня пола, штепсельные розетки на высоте 1,2 м.
Проводка выполняется кабелем АВВГ на тросе и на скобах.
Таблица 16 - Выбор проводов приёмников освещения теплового пункта №1
Тип щита, установленная мощность, кВт
Номер группы
Тип автомата
Ток расцепителя, А
Ном. мощность, кВт
Марка, сечение и способы прокладки
Потеря напряжения, %
ОПВ–3МРу=0,3
1
АЕ–16
12
0,02
АВВГ–1 (2×1,5) на скобах
0,12
2
0,03
3
0,21
При подвеске проводов на опорах около зданий расстояния от проводов до балконов и окон должны быть не менее 1,5м при максимальном отклонении проводов.
Наружная электропроводка по крышам жилых, общественных зданий и зрелищных предприятий не допускается, за исключением вводов в здания (предприятия) и ответвлений к этим вводам.
Незащищенные изолированные провода наружной электропроводки в отношении прикосновения следует рассматривать как неизолированные.
Расстояния от проводов, пересекающих пожарные проезды и пути для перевозки грузов, до поверхности земли (дороги) в проезжей части должны быть не менее 6 м, в непроезжей части – не менее 3,5 м.
Расстояния между проводами должно быть: при пролете до 6м – не менее 0,1 м, при пролете более 6м – не менее 0,15 м. Расстояния от проводов до стен и опорных конструкций должны быть не менее 50 мм.
Прокладка проводов и кабелей наружной электропроводки в трубах, коробах и гибких металлических рукавах должна выполняться в соответствии с требованиями, приведенными в 2.1.63 – 2.1.65, причем во всех случаях с уплотнением. Прокладка проводов в стальных трубах и коробах в земле вне зданий не допускается.
Вводы в здания рекомендуется выполнять через стены в изоляционных трубах таким образом, чтобы вода не могла скапливаться в проходе и проникать внутрь здания.
Расстояние от проводов перед вводом и проводов ввода до поверхности земли должно быть не менее 2,75 м
Расстояние между проводами у изоляторов ввода, а также от проводов до выступающих частей здания (свесы крыши и т. п.) должно быть не менее 0,2 м.
Вводы допускается выполнять через крыши в стальных трубах. При этом расстояние по вертикали от проводов ответвления к вводу и от проводов ввода до крыши должно быть не менее 2,5 м.
Для зданий небольшой высоты (торговые павильоны, киоски, здания контейнерного типа, передвижные будки, фургоны и т. п.), на крышах которых исключено пребывание людей, расстояние в свету от проводов ответвлений к вводу и проводов ввода до крыши допускается принимать не менее 0,5 м. При этом расстояние от проводов до поверхности земли должно быть не менее 2,75 м.
Рис.9.Схема электроснабжения теплового пункта №1
Рис.10.Схема электроснабжения приёмников освещения теплового пункта №1.
2.5 Технико–экономические расчёты
Определяем коэффициенты загрузки кабелей в нормальном режиме
(2.28)
Определяем потери мощности в линии при действительной нагрузке
,кВт (2.29)
где:,кВт (2.30),А (2.31)Кс.п = 0,9
Потери энергии в линии составят ,кВт*ч/год; (2.32)где: ТП = 5000, ч/год;
Стоимость потерь энергии в линии равна ,руб/год; (2.33)где: С0.П = 0,002. Капитальные вложения на сооружение линии определяем по УПС (2.34) где:Куд–стоимость кабельной линии, проложенной в траншее, принята по табл.17.
Таблица 17 Стоимость кабельных линий.
Сечение, мм2
2,5
16
25
95
150
Куд., тыс. руб.
0,5
1,13
1,27
2,43
3,3
Ежегодные амортизационные отчисления составляют
,руб./год; (2.35)
где: Ка = 30 – коэффициент амортизационных отчислений
Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт при всех сечениях жил кабеля будут одинаковой, поэтому в расчётах её не учитываем.
Годовые эксплуатационные расходы составляют
,руб./год; (2.36)
Приведённые затраты на линию равны
, руб./год;
Полученные результаты по всем вариантам заносим в таблицу 12.
Таблица.18.Технико–экономические расчёты кабельных линий
участок
S, мм2
I`доп, А
ΔР`ном, кВт
Кз
ΔРд, кВт
ΔЭа, кВт∙ч/год
К, тыс.руб
Сп, руб/год
Са, руб/год
Сэ, руб/год
З, руб/год
ТП – Тепловой пункт №1
27,9
0,47
0,30
0,04
208
0,008
0,42
0,23
0,09
1,03
ТП – ул. Меньшикова д.11
301,5
1,20
0,50
1504
0,066
3,01
1,98
5,96
14,21
ТП – ул. Меньшикова д.13
2,40
0,60
3009
0,132
6,02
3,96
23,83
40,33
ТП – ул. Меньшикова д.15
4,80
6017
0,264
12,0
7,92
95,32
128,3
ТП – ул. Меньшикова д.11а
112,5
1,26
0,49
1485
0,032
2,97
0,95
2,83
6,80
ТП – ул. Меньшикова д.15а
3,53
0,83
4158
0,089
8,32
2,67
22,18
33,29
ТП – Спорткомплекс
234
2,59
0,63
3174
0,110
6,35
3,28
20,83
34,50
ТП – КНС
81
3,68
0,38
0,54
2706
0,102
5,41
3,05
16,51
29,23
2.6 Выбор числа и мощности трансформаторов
Мощность трансформатора выбирают исходя из:
– графика нагрузок трансформатора, по которому определяют продолжительность tм суточного максимума, а так же коэффициенты, характеризующие форму графика;
– ТЭ показателей намеченных вариантов мощности трансформатора;
– экономически целесообразного режима, под которым понимают режим, обеспечивающиё минимум потерь мощности и электроэнергии трансформаторов при их работе по заданному графику нагрузки;
– нагрузочной способности трансформатора, ее не учёт в послеаварийном режиме и при изменяющейся нагрузке в нормальном режиме может привести к завышению номинальной мощности трансформатора и перерасходу средств.
По графику нагрузок определяют коэффициент Кзг загрузки графика в нормальном режиме и продолжительность суточного максимума tм =2ч:
; (2.37)
По значениям Кзг и tм определяем систематические перегрузки в нормальном режиме по специальным кривым:
Учитывая наличие потребителей 1 и 2 категорий надёжности (К(1+2) =50%), принимаем к установке по два трансформатора на каждую подстанцию.
Нормальную мощность трансформаторов определяем по условию
; (2.38)Выбор Sном трансформаторов ТП производится на основании расчётной активной мощности предприятия Ррп в нормальном режиме и Qэ1:
(2.39)
(2.40)
где: Sмах –расчётный получасовой максимум полной мощности:
(2.41)
(2.42)
Принимаем к установке трансформаторы ТМ 630/6 с номинальной мощностью 630 кВА
Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию
Условие не выполняются. Однако потребители 3 категории в аварийном режиме можно отключить. В этом случае перегрузки трансформаторов составят:
Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме в период максимума нагрузки с учётом возможного отключения электроприёмников третьей категории:
(2.43)
где: К(1+2)=50%–доля электроприёмников первой и второй категории в максимуме суммарной нагрузки:
коэффициент загрузки в нормальном режиме в период максимума нагрузки:
,
;
Трансформаторы мощностью 630 кВА обеспечивают в послеаварийном режиме
электроснабжение потребителей первой и второй категории. Распределительное устройство 6 кВ выполним в виде комплектного распределительного устройства внутреннего исполнения. Все виды защит трансформатора устанавливает завод изготовитель.
2.7 Компенсация реактивной мощности
Устройства компенсации реактивной мощности, устанавливаемые у потребителя, должны обеспечивать потребление от энергосистемы реактивной мощности в пределах, указанных в условиях на при соединение электроустановок этого потребителя к энергосистеме.
Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях следует производить в соответствии с действующей инструкцией по компенсации реактивной мощности.
На предприятии приёмники сети 400 В удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сети Н.Н. требует увеличения сечений проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять КРМ непосредственно в сети Н.Н.
Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором ТП.
Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующих устройств (КУ), равна
, (2.44)
где: Кнс.в = 0,75 – коэффициент, учитывающий несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия. квар
Расчётную мощность НБК комплектных конденсаторных установок (ККУ) рассчитываем по формуле:
(2.45) квар
Так как находим коэффициент мощности
(2.46)Коэффициент мощности и соответствует .Установка компенсаторов реактивной мощности не требуется.
Рис.11.Однолинейная электрическая схема жилого массива
2.8 Защита элементов системы электроснабжения на напряжение до 1 кВ
В сетях напряжением до 1 кВ защиту выполняют плавкими предохранителями и расцепителями автоматических выключателей.
Плавкий предохранитель предназначен для защиты электрических установок от токов КЗ и перегрузок. Основными его характеристиками являются номинальный ток плавкой вставки Iном.вст , номинальный ток предохранителя Iном.пр , номинальное напряжение предохранителя Uном,пр , номинальный ток отключения предохранителя Iном.откл , защитная (времятоковая) характеристика предохранителя.
Номинальным током плавкой вставки называют ток, на который рассчитана плавкая вставка для длительной работы в нормальном режиме. Номинальный ток предохранителя – это ток, при длительном протекании которого не наблюдается перегрева предохранителя в целом. Необходимо иметь в виду, что в предохранителе может использоваться плавкая вставка с номинальным током, меньшим номинального тока предохранителя. Номинальное напряжение предохранителя определяет конструкцию предохранителя и длину плавкой вставки. Отключающая способность предохранителя характеризуется номинальным током отключения, являющимся наибольшим током КЗ, при котором предохранитель разрывает цепь без каких-либо повреждений, препятствующих его дальнейшей работе после смены плавкой вставки.
Наиболее распространённый предохранитель типа ПН2 (насыпной разборный), технические данные приведены в таблице 20.
Таблица.20.Выбор и проверка предохранителей с плавкими вставками
Тип
Условие выбора
Предохранитель
Приёмник ЭЭ разъединителя
ПН2-100
UНОМ.ПР≥UC
380
IОТКЛ.НОМ.≥IK.MAX
50
45
IНОМ.ПР.≥IР.MAX
100
IНОМ.ВСТ.≥IР.MAX
Наряду с плавкими предохранителями в установках напряжением до 1 кВ широко применяют автоматические воздушные выключатели, выпускаемые в одно-, двух- и трёхполюсном исполнении, постоянного и переменного тока.
Автоматические выключатели снабжают специальным устройством релейной защиты, которое в зависимости от типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки, максимальной токовой защиты или двухступенчатой токовой защиты. Для этого используют электромагнитные и тепловые реле. Эти реле называют расцепителями.
В схеме установлены автоматические трёхполюсные выключатели серии ВА51 и ВА52
Таблица.21.Выбор автоматических выключателей
Тип выключателя
Номинальный ток, А
выключателя
Расцепителя
ВА51Г-25
10;16;20;25
ВА52Г-31
25;40;80;100
ВА52Г-33
160
80;100;125;160
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10