Электроснабжение 8-го микрорайона города Оренбурга

12.2.9 Собственные нужды РП

Потребителями собственных нужд РП является электроосвещение, электроотопление, система оперативного тока для защиты, автоматики и сигнализации, а так же нагрузки ремонтных и наладочных работ. В целях надежности, питание собственных нужд предусмотрено на напряжение 400 В от обоих выводов силовых трансформаторов на основной щит. Питающие выводы на панель собственных нужд оборудованы АВР. В РП предусматривается рабочее освещение на напряжение 220 В и аварийное на напряжение 36 В. В РУ 10 кВ для рабочего освещения фасадов камер и коридора управления используются световые капризы камер КСО-292. В помещение распределительного щита 400 В в целях большей индустриализации работ светильники устанавливаются непосредственно на панелях щита.

Электроотопление помещения РУ-10кВ предусматривается в виду того, что по техническим условиям работа камер КСО-292 допускается при температуре окружающего воздуха от минус 5єС дл плюс 35єС. Управление приборами отопления ручное с помощью автоматов, установленных на панели собственных нужд.

12.2.10 Измерение и учет электроэнергии

В РП устанавливаются следующие измерительные приборы:

- вольтметры с переключателями на каждой секции шин 10 кВ (Э-365);

- амперметры на отходящих линиях и секционном выключателе 10 кВ (Э-335);

- амперметры на стороне 0,4 кВ силовых трансформаторов (Э-335);

- вольтметр с переключателем на каждой секции шин 0,4 кВ.

В РП, предназначенных для городских электрических сетей устанавливаются счетчики: на вводных линиях - САЗУ-И670М; на отходящих линиях и силовых трансформаторах - САЗУ-И673М.

12.3 Расчет схемы распределительной сети 0,4 кВ

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями (рисунок 10) и кольцевую схему, запитывающую 2-3 здания (рисунок 11). В кольцевой схеме в случае выхода из строя одной питающей линии, питание здания осуществляется по резервной линии.

Рисунок 10 - Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ

Рисунок 11 - Кольцевая схема электроснабжения 0,4 кВ

Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными, кабелем марки ААШВ. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах /9/.

12.3.1 Расчет кабельных линий 0,4 кВ

Выбор сечения кабеля проводится по потере напряжения. Суммарные допустимые потери напряжения в сетях жилых районов города до наиболее удаленного ЭП принимаются: для трансформаторов мощностью 160 кВА - 7,62%, для трансформаторов мощностью 400 кВА - 7,85%. Располагаемые потери напряжения во внутренней проводке зданий принимаются 2% /8/.

Расчет кабельной линии 0,4 кВ рассмотрим на примере жилого дома №1, питающегося от ТП№1с мощностью трансформаторов 2х160 кВА. Электроснабжение осуществляется по двум кабелям.

Рр.ж.д. = 79,1 кВт; cosц = 0,91; l = 0,09 км

Определяется расчетное значение удельной потери напряжения:

?Uуд = ?Uкл/Ма, /8/ (12.3.1.1)

где ?Uкл - располагаемые потери напряжения в кабельной сети, %;

Ма - произведение активной нагрузки на длину участка линии, кВт*км;

Ма = Рр.ж.д.*l (12.3.1.2)

Располагаемые потери напряжения в кабельной линии на участке от ТП№1 до ввода в жилой дом №1:

?Uкл = 7,62% - 2% = 5,62 %.

Определяется момент нагрузки:

Ма = (79,1/2)*0,09 = 3,56 кВт*км;

?Uуд = 5,62/3,56 = 1,58 %/кВт*км.

По /9/ подбираем сечения кабеля с алюминиевыми жилами с ближайшим меньшим значением удельной потери напряжения:

?Uуд тб = 1,39 %/кВт*км;

Fст = 16 мм2;

Определяется фактическая потеря напряжения на участке по формуле:

?Uф = Ма*?Uуд тб, % (12.3.1.3)

?Uф = 3,56*1,39 = 4,95 %

Определяется потеря напряжения в аварийном режиме (выход из работы одного кабеля):

?Uав = Рр.ж.д.*l*?Uуд тб, % (12.3.1.4)

?Uав = 79,1*0,09*1,39 = 9,9 % > 5,62 %;

Выбираем сечение кабеля 35 мм2 с удельной потерей напряжения
?Uуд тб = 0,658 %/кВт*км.

?Uав = 79,1*0,09*0,658 = 4,68 %

Принимаем кабель марки АВВГ 3х35+1х16.

Сечение нулевого провода принимается равным половине фазного /1/.

Выбранный кабель необходимо проверить по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах:

Iм ? Iдоп; (12.3.1.5)

Iав ? Iдоп (12.3.1.6)

Iм = (Р/*U*cosц)/2, А (12.3.1.7)

Iав = Р/*U*cosц, А (12.3.1.8)

Iм = (79,1/*0,4*0,91)/2 = 62,8 А;

Iав = 79,1/*0,4*0,91 = 125,6 А.

Для кабеля марки АВВГ 3х35+1х16, Iдоп = 135 А /1/. Кабель удовлетворяет условиям проверки.

Сечения кабельных линий остальных участков выбираются и проверяются аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицы 22 и 23.

Таблица 22

Таблица 23

Продолжение таблицы 23

12.4 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ

Кабельные линии 0,4 кВ защищаются предохранителями типа ПН-2.

Выбор и проверку предохранителей рассмотрим на примере кабельной линии 0,4 кВ ТП-1 - жилой дом №1.

Кабельная линия выполнена кабелем марки АВВГ (3х35+1х16),
Iдоп = 135 А, Iр = 62,8 А; Iав = 125,6 А.

Т.к. предохранитель должен пропускать аварийный ток линии, то номинальный ток плавкой вставки должен быть больше аварийного тока.

Iн.пл.вст. ? Iав, (12.4.1)

Выбираем предохранитель типа ПН-2-250.

Uн.пр. = 380 В; Iном.пр. = 250 А; Iн.пл.вст. = 150 А; Iотк = 40 кА.

При замыкании на землю или нулевой провод должно соблюдаться условие:

Iн.пл.вст. ? Iкз(1) /3 (12.4.2)

где Iкз(1) - минимальный ток однофазного короткого замыкания, определяемый величиной полного сопротивления петли провода фаза-нуль.

Iкз(1) = Uф /Zп, (12.4.3)

где Zп - сопротивление петли фаза-нуль /8/;

Zп = 2,9 Ом/км для кабеля сечением жилы 35 мм2.

Iкз(1) = 220 /2,9*0,09 = 843 А;

150 < 843/3;

150 А < 281 А.

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки. Предохранители остальных линий выбираем аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 24.

Панели распределительных щитов серии ЩО-70 комплектуются рубильниками типа РПБ-3 на токи 100-630 А.

Таблица 24

Продолжение таблицы 24

13 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схемы электроснабжения микрорайона

Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов: I - кольцевая схема (рисунок 8) и II - двухлучевая магистральная схема (рисунок 9).

Расчет производится по минимуму годовых приведенных затрат:

(12.1)

где Зi - приведенные годовые затраты по каждому варианту, т.руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0,12;

Кi - капитальные первоначальные вложения по каждому варианту, т.руб.;

Сi - ежегодные эксплуатационные расходы i-го варианта. т.руб.;

Уi - годовой ущерб от перерывов электроснабжения, т.руб.

1. Определение первоначальных капиталовложений по вариантам:

Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:

(12.2)

где Ктп - капитальные затраты на строительство ТП, т.руб.;

Ккл - капитальные вложения на строительство кабельной линии, т.руб.

(12.3)

где Lкп - протяженность кабельной линии, км;

Куд.кi - удельная стоимость 1 км КП, т.руб.;

Куд.тi -удельная стоимость траншей в зависимости от числа кабелей:

1 кабель - Куд.тI =16,6 т.руб.

2 кабеля - Куд.кII=19.2 т.руб.

Куд.сi - стоимость разборки и восстановления асфальтовых дорожных покрытий при сооружении кабельных линий в городах; За траншею длиной 1 км и шириной 200 мм, Куд.сI =20 т.руб.; Куд.cII =30 т.руб.

Кn.кi - поправочный коэффициент, Кn.кi 1,1;

Кдоп - дополнительные затраты на кабельные конструкции, наружное освещение и заземление, принимается равным 0, т.к. кабель прокладывается в траншее.

)

Таблица 25

КклI=(0,54*1,1*(169,74+15,6+20)+1,16*1,1*(150,28+15,6+20))=

=359,15 т.руб.

КклII=2,78*(150,28+19,2+30)*1,1=610 т.руб.

Данные расчета затрат на строительство РП и ТП сведены в таблицу 26.

Таблица 26

Таблица верна для всех вариантов схем электроснабжения, т.к. количество оборудования на ТП и РП неизменно.

КI=4806,5+359,15=5165,65 тыс.руб.

КII=4806,5+610=5417 тыс.руб.

2. Определение ежегодных эксплуатационных расходов

(12.4)

где Сэ- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.руб.;

Со.т.- годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, тыс.руб.;

Сс.н.- отчисления на социальные нужды, т.руб.;

Ср.э.- годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, тыс.руб.;

Ср.с. - годовые затраты на ремонт строительной части, т.руб.;

Са - амортизационные отчисления на полное восстановление (реновацию) от основных фондов, тыс.руб.;

Со.с- платежи по оюязательному страхованию имущества, тыс.руб.;

Ск.р - затраты на оплату процентов по краткосрочным кредитам, тыс.руб.;

Спр - прочие расходы, тыс.руб;

Соб - общественные расходы, тыс.руб.

2.1 Определение стоимости потерь электроэнергии

(12.5)

где Zэ - одноставочный тариф на электрическую энергию;

ДW - годовые потери электроэнергии, кВт*ч;

Zэ=58 коп./кВт*ч

(12.6)

(12.7)

где ДРм - потери активной мощности, кВт;

фм = годовое число максимальных потерь, ч;

Тм - время использования максимальной нагрузки, ч;

Тм=3500 ч,

(12.8)

где ДРкл - потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт;

ДРтр - потери мощности в трансформаторах, кВт.

Потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, определяется по формуле:

(12.9)

где I - расчетный ток, протекающий по кабельной линии, А;

с - удельное сопротивление для кабеля;

ААБ 35 мм2 - с=0,89 Ом/км;

ААБ 50 мм2 - с=0,62 Ом/км;

l - протяженность кабельной линии.

Расчеты потерь мощности в кабельной линии для двух вариантов схем приведены в таблице 27.

Таблица 27 - Расчет потерь мощности в кабельных линиях

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6