Система электроснабжения строительной площадки двенадцатиэтажного дома

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Рост потребления электроэнергии - одна из основных тенденций развития мировой экономики. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн кВт.ч по сравнению с 14,8 трлн кВт.ч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

Энергетической стратегией России на период до 2020 года" прогнозировался прирост потребления электроэнергии в 2000-2005 гг. 46-50 млрд кВт.ч, однако реальный прирост оказался выше более чем в 1,5 раза и составил 73 млрд кВт.ч. В некоторых регионах разрыв между прогнозным и реальным приростом потребления электроэнергии в 2000-2005 гг. оказался более существенным: в Белгородской области - в 1,8 раза, в Ленинградской области - в 3 раза, в Калининградской области - в 3,4 раза, в Москве и Московской области - в 3,8 раза, в Тюменской области - в 4,8 раза. В указанных регионах потребление электроэнергии уже превысило показатели 1990 года, что в условиях прогрессирующего физического и морального износа и недостаточных объемов ввода новых генерирующих мощностей создает предпосылки формирования дефицита электроэнергии

Для создания надежных и экономичных систем электроснабжения различных предприятий и производств при проектировании необходимо руководствоваться современными методиками электрических расчётов, нормативными указаниями и руководящими документами, такими как: руководящие указания по расчёту нагрузок, руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования, правила устройства электроустановок и пр.

Возникающие при проектировании вопросы необходимо решать комплексно, используя серийно выпускаемое оборудование. Особое внимание надо уделять вопросам обеспечения необходимой надёжности электроснабжения, качества электроэнергии и электромагнитной совместимости устройств. Релейная защита и оперативная автоматика должны работать с высокой степенью быстродействия и селективности.

В данном проекте разрабатывается система электроснабжения строительной площадки жилого дома. Основные расчёты, необходимые для выполнения поставленной задачи: расчёты электрических нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности и расчёт токов короткого замыкания.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Расчёт силовой нагрузки

Расчёт силовой нагрузки производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается суммарная нагрузка строительной площадки для выбора трансформаторов комплектной трансформаторной подстанции (КТП). На втором этапе определяются нагрузки по группам подключения электроприёмников для выбора низковольтного электрооборудования. Выполнение второго этапа расчётов возможно только после разработки схемы низковольтного стройплощадки, поэтому в данной главе рассчитывается только суммарная нагрузка стройплощадки.

Исходными данными к расчёту являются номинальные мощности электрооборудования, перечень которого дан в таблице 1.1.

Таблица 1.1. - Перечень электрооборудования

Наименование электрооборудования	№ на плане	Pэп, кВт
Сварочные трансформаторы (ПВ=25%)	1, 2	20 кВА
Токарно-винторезный станок	3	10,5
Трубогибочный станок	4	2,2
Ножницы механические	5	3,2
Транспортер грузовой	6, 11	5
Кран погрузчик (ПВ=50%)	7, 27	18,2
Башенный кран (ПВ=60%)	8	41,5
Насосы раствора	9, 10, 19, 20, 22	6,5
Малярная станция	12, 13, 14	15
Трансформаторы термообработки бетона (ПВ=40%)	15, 16	50 кВА
Насос водяной поршневой	17, 18	7,5
Подъемник мачтовый грузовой (ПВ=60%)	21, 23	12
Станок-резак по металлу	24	7
Станок наждачный (1-фазный)	25	1,5

Мощности трёхфазного оборудования, работающего в повторно-кратковременном режиме, приводим к длительному режиму:

Рн=Sп•cosц•,

Рн=Pп•,

здесь Рн ? приведенная к длительному режиму мощность;

Рп ? паспортная активная мощность, кВт;

Sп ? полная паспортная мощность, кВА;

cosц ? коэффициент мощности приёмника [1, с. 24?25];

ПВ ? продолжительность включения

Для сварочных трансформаторов, кранов, подъёмников и трансформаторов термообработки бетона имеем:

Р1,2=20•0,35•=3,5 кВт;

Р7,27=18,2•=12,9 кВт;

Р8=41,5•=32,1 кВт;

Р15,16=50•0,95•=30,0 кВт;

Р21,23=12•=9,3 кВт.

Имеющуюся на стройплощадке однофазную нагрузку (наждачный и вертикально-сверлильный станок) необходимо привести к условной трёхфазной мощности. Принимаем, что однофазные приёмники включаются на фазное напряжение, тогда:

Ру(3)=3•Рм.ф(1),

здесь Ру(3) ? условная трёхфазная мощность;

Рм.ф(1) ? мощность наиболее загруженной фазы.

Рм.ф25,26(1)=Р25=1,5 кВт,



Ру25,26(3)=3•1,5=4,5 кВт.

Расчёт суммарной нагрузки стройплощадки выполнен в таблице 1.2 в следующем порядке.

Для каждой группы одинаковых электроприёмников определены значения коэффициента использования Ки i и коэффициента мощности tgцi по [1, табл. 1.5.1; 2, табл. 2.2].

Средние активные Рсрi и реактивные мощности Qсрi каждой группы одинаковых электроприемников рассчитаны по формулам:

Рср i=Рном i·Ки i;

Qср i=Рср i·tg цi ,

где, Рном i - номинальная мощность одного электроприёмника в i-ой группе, кВт.

Средневзвешенные коэффициенты Киср и tgцср для стройплощадки в целом определялись по формулам:

Ки ср=Рср i /Рном?,

tgцср=Qср i / Рср i,

где, Рном? - суммарная номинальная мощность всех электроприёмников, кВт.

Эффективное число электроприемников находится по формуле:

nэ=2·Рном? / Рном.max

где, Рном.max - наибольшая номинальная мощность одного электроприемника.

Коэффициент расчетной нагрузки Кр определяется по [3, табл. 2] в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа электроприемников Кр=f(Ки.ср, nэ).

Расчетная активная и реактивная силовая нагрузка стройплощадки:

Рр=Кр·Рср i ;

Qр=Кр·Qср i .

В результате проведённых расчётов получено:

Рр=105,9 кВт,

Qр=76,8 кВАр.

1.2 Расчет осветительной нагрузки

Кроме силовой нагрузки на участке имеется осветительная нагрузка от рабочего освещения, охранного и сигнального.

Рабочее освещение выполнено на железобетонных опорах прожекторами заливного света типа ПЗС?35, размещенных по периметру территории, охранное ? светильниками типа РКУ с лампами ДРЛ?490, сигнальное ? лампами накаливания (42 Вт).

Так как наименьшая высота установки прожекторов ПЗС?35 с лампами Г220?500 равна 13 м [4, табл. 9.6], то предварительно принимаем, что прожекторы установлены на высоте 15 м, расстояние между ними также составляет 15 м. Таким образом, по периметру стройплощадки устанавливается 11 прожекторов (предварительно).

Установленную мощность прожекторного освещения территории стройплощадки можно рассчитать по формуле [4, с. 254]:

Рпрож..?Ен•Кз•m•S,



где, Ен=10 лк ? нормированная освещенность территории стройплощадки [4, табл. 4-6];

Кз ? коэффициент запаса, принимаем 1,5;

m ? величина, которая установлена для прожекторов с лампами накаливания в пределах 0,2?0,25 Вт/(лк•м2) [4, с. 254];

Sз ? освещаемая площадь.

Руст.н.о.?10•1,5•0,25•15•30=5625 Вт.

Данная величина очень хорошо согласуется с предварительно принятым числом (11) прожекторов ПЗС?35 с лампами Г220?500, установленных по периметру площадки:

Рпрож/Рл=5625/500=11,25,

здесь Рл=500 Вт ? мощность одной лампы Г220?500.

Для охранного освещения используется 6 светильников РКУ с лампами ДРЛ?490, расстояние между ними ? 25?30 м.

Для определения установленной мощности ламп освещения вспомогательных помещений и строительного модуля здания необходимо найти их количество, которое зависит от размещения светильников.

Размещение светильников в плане и в разрезе определяется следующими размерами:

Нв=3,2 м, Нзд=3,6 м - заданными высотами вспомогательных помещений и строительного модуля здания;

hс=0,2 м - расстоянием светильника от перекрытия;

hп=H-hc - высотой светильника над полом;

hр=1 м - высотой расчетной поверхности над полом;

h=hп-hр - расчетной высотой;

L - расстоянием между соседними светильниками;

l - расстоянием от крайних светильников до стены.

Размещение светильников определяется условием экономичности, поэтому важное значение имеет отношение расстояния между светильниками или рядами светильников к расчетной высоте л=L/h, уменьшение его приводит к удорожанию осветительной установки и усложнению ее обслуживания, а чрезмерное увеличение приводит к резкой неравномерности освещения и к возрастанию расходов энергии.

Для освещения вспомогательных помещений и строительного модуля здания предварительно выбираем светильники ППР200 (500) с газонаполненными лампами накаливания Г220?200 (500). Для выбранного светильника ППР200, имеющего равномерную кривую силы свечения, по [5, с. 260, таблица 10.4] определено значение л=2.

Находим значения расчетной высоты h для вспомогательных помещений и строительного модуля здания по формуле:

h=Н-hр-hс (1.12)

hв=3,2-1?0,2=2 м,

hзд=3,6-1-0,2=2,4 м.

Следовательно, расстояние между светильниками во вспомогательных помещениях и в строительном модуле здания:

L=л·h,

Lв=2·2=4 м;

Lзд=2·2,4=4,8 м.

В соответствии с полученными значениями L выполнено размещение светильников, которое показано на рисунке 1.1.



Рис. 1.1. План размещения светильников

Для определения мощности ламп методом коэффициента использования рассчитывается световой поток каждого светильника, необходимый для получения нормы освещённости:

Ф=,

где, Ф ? световой поток одного светильников, лм;

Ен ? нормированная минимальная освещённость, лк;

Кзап=1,3 ? коэффициент запаса для светильников с лампами накаливания [4, табл. 4.4];

S ? площадь помещения, м2;

z=1,15 ? коэффициент неравномерности для ламп накаливания;

з ? коэффициент использования светового потока, о.е.;

N ? число светильников.

Норма освещенности для помещения КТП ? Ен=30 лк [4, с. 95].

Коэффициент использования светового потока является функцией индекса помещения i:

i=,

где, А ? длина помещения, м;

B ? ширина помещения, м.

Индекс помещения для КТП согласно плану:

i==1,25.

Кроме индекса помещения для нахождения коэффициента использования светового потока необходимо знать коэффициенты отражения потолка, стен и рабочей поверхности. Для бетонного потолка в грязном помещении, темных бетонных стен и темной расчётной поверхности: п=30%, с=10%, р=10% [4, табл. 5-1].

По [4, табл. 5-5] определили коэффициент использования светового потока для КТП ? з=24%.

Определяем требуемый световой поток от светильника:

Ф==4672 лм.

Данный световой поток практически в два раза превышает световой поток Фном=2800 лм одной лампы Г220?200 [4, табл. 2.2], поэтому в помещении КТП устанавливаем два светильника ППР200. Тогда:

Ф==2336 лм.

Следовательно, при установке двух светильников номинальный поток от одного светильника будет превышать требуемое значение на 16,6% при допустимых 20% [5, с. 261].

Аналогичным образом выполнен расчёт для остальных помещений, результаты показаны в таблице 2.1.

Таблица 1.3- Световой расчёт

Помещение	Ен, лк	h, м	А, м	В, м	i	з, о.е.	N	Ф, лм	Лампа
сварочный пост	150	2	5	3	0,938	0,25	2	6727	Г220?500
пост металлобработки	150	2	10	5	1,667	0,34	4	8244	Г220?500
склад мет. изделий	30	2	5	4,3	1,156	0,29	1	3325	Г220?200
КТП	30	2	5	5	1,25	0,24	2	2336	Г220?200
трансформаторная	30	2	5	4,4	1,17	0,29	1	3402	Г220?200
помещение с наждаком	150	2	5	5	1,25	0,30	2	9344	Г220?500
помещение с транспорт.	150	2	10	5	1,667	0,34	4	8244	Г220?500
прорабская	150	2	5	3	0,938	0,25	2	6727	Г220?500
душевая	20	2	5	5	1,25	0,30	1	2492	Г220?200
бытовка	75	2	5	5	1,25	0,30	1	9344	Г220?500
строительный модуль	100	2,4	30	10	3,125	0,43	12	8692	Г220?500

Расчётная величина осветительной нагрузки определяется по формуле [5, с. 271]:

Pро=Руст·Кс·КПРА,

где, Руст - установленная мощность ламп;

Кс - коэффициент спроса;

КПРА - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре.

Установленная мощность ламп зависит от их числа и номинальной мощности одной лампы:

Руст=Ni·Рномi,

Суммарные установленные мощности ламп накаливания и ламп ДРЛ:



Руст.нак.=11•500+25•500+5•200+42=19042 Вт;

Руст.ДРЛ.=6•490=2940 Вт.

По [5, с. 271] определили значения коэффициентов спроса и учёта потерь мощности в пускорегулирующей аппаратуре для ламп ДРЛ: Кс=0,8; КПРА=1,1. Следовательно, осветительная нагрузка стройплощадки:

Pро=19,042·0,8+2,94•0,8•1,1=17,8 кВт,

Qро=Pро·tgцо=17,8•0,33=5,9 кВАр.

1.3 Выбор трансформаторов

Суммарная нагрузка стройплощадки с учетом осветительной нагрузки составляет:

РУ=Рр+Pр о,

QУ=Qр+Qро,

РУ=105,9+17,8=123,7 кВт,

QУ=76,8+5,9=82,7 кВАр.

Так как по заданию все электроприёмники имеют 2 категорию по надёжности электроснабжения, то для обеспечения их надёжного электроснабжения принимаем к установке на КТП два трансформатора.

Расчётную мощность трансформатора определяем по формуле:

Sрасч.тр=,

где, Кз=0,7 ? рекомендуемый коэффициент загрузки для двухтрансформаторной ТП [5, с. 103];

N=2 ? число трансформаторов.

Sрасч.тр==88,4 кВА.

Принимаем к установке два трансформатора ТМ-100/10.

Определяем реактивную мощность, которую целесообразно передавать через силовой трансформатор из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ [5, с. 106]:

Qт=;

Qт==65,6 кВАр.

Находим мощность низковольтных компенсирующих установок (НКУ) [3, с. 106]:

QНКУ1=QУ - Qт,

QНКУ1=82,7-65,6=17,1 кВАр.

Мощность НКУ, необходимых для сведения потерь электроэнергии в распределительной сети к минимуму:

QНКУ2=QУ - QНКУ1 -N•Sт.ном.

Расчётный коэффициент зависит от схемы питания КТП и расчётных параметров Кр1 и Кр2, которые определяются по [4, с. 108-109, таблицы 4.6 и 4.7]: Кр1=9, Кр2=2. Для данных значений =0,4

Принимаем, что цеховая ТП получает питание по радиальной схеме, тогда по [3, с. 108-109, рисунок 4.8б] найдено, что =0,42, следовательно:



QНКУ2=82,7-17,1-0,42•2100= ?18,4 кВАр.

Так как значение Qнк20, то принимается Qнк2=0.

Суммарная мощность НБК:

Qнк=Qнк1+Qнк2,

Qнк=17,1+0=17,1 кВАр.

Выбираем тип и мощность батарей конденсаторов по [2, с. 399]: один косинусный конденсатор КС1-0,38-18 3У3.

Фактическая реактивная мощность, передаваемая из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ:

Qнеск=Qр-QККУ,

Qнеск=82,7-18=64,7 кВАр.

1.4 Выбор типа схемы электроснабжения

Схемы низковольтных сетей делятся на магистральные и радиальные. В нашем случае возможно применение только радиальной схемы сети, которая представляет собой совокупность электрических линий, отходящих от РУ низшего напряжения КТП и предназначенных для питания групп приемников электроэнергии, расположенных в различных местах стройплощадки.

Распределение электроэнергии к отдельным электроприемникам осуществляется самостоятельными линиями от распределительных пунктов ПР85?3.

Разработанная система низковольтного электроснабжения показана на рисунке 1.2. Система электроснабжения стройплощадки состоит из пяти распределительных пунктов (РП) типа ПР85, получающих питание от шин распределительного устройства 0,4 кВ ТП. Три распределительных пункта имеют навесное исполнение, а два, устанавливаемых в строящемся здании, ? напольное. Все РП оснащены трех- и однополюсными (для осветительных установок) автоматическими выключателями серии ВА. Каждый из РП питает от 3 до 8 силовых электроприёмников. Прокладка кабелей к РП и отдельным приемникам выполняется открытой, поэтому приняты кабели АВБбШв с поливинилхлоридной изоляцией и защитным покровом из стальных лент в поливинилхлоридном шланге.

Рис. 1.2. Система электроснабжения стройплощадки

1.5 Расчёт электрических нагрузок для выбора питающих кабелей и выключателей

Расчёт выполняется по алгоритму, показанному в главе 1 данного проекта. При этом электроприёмники распределяются по распределительным пунктам, к которым они подключены. Для каждого из РП расчётная активная нагрузка определяется по отдельности по коэффициентам расчётной нагрузки [3, табл. 1] в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа электроприемников для данного РП Кр=f(Ки.ср, nэ).

Расчетная реактивная нагрузка для каждого из РП рассчитывается по формулам в зависимости от эффективного числа электроприемников nэ:

Qр=1,1·Qср i , при nэ10;

Qр=Qср i , при nэ>10.

1.6 Выбор оборудования

В сетях напряжением до 1 кВ защиту электрооборудования выполняют плавкими предохранителями или расцепителями автоматических выключателей.

Так как на стройплощадке устанавливаются распределительные пункты серии ПР85, то необходимо выбрать автоматические выключатели и по ним и числу отходящих от РП линий 0,4 кВ выбрать конкретные типы РП.

1.7 Выбор автоматических выключателей

Наряду с плавкими предохранителями в установках напряжением до 1 кВ широко применяют автоматические воздушные выключатели, выпускаемые в одно-, двух- и трехполюсном 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.

Конструктивно автоматические выключатели намного сложнее предохранителей и представляют собой сочетание выключателя и расцепителя.

Номинальным током автоматического выключателя Iном.а называют наибольший ток, при протекании которого выключатель может длительно работать без повреждений. Номинальным напряжением автоматического выключателя Uном.а называют указанное в паспорте напряжение, равное напряжению электрической сети, для работы в которой этот выключатель предназначен. Номинальным током расцепителя Iном.рас называют указанный в паспорте ток, длительное протекание которого не вызывает срабатывание расцепителя. Током уставки расцепителя называют наименьший ток, при протекании которого расцепитель срабатывает.

При выборе уставок тока срабатывания автоматических выключателей необходимо учитывать различия в характеристиках и погрешности в работе расцепителей выключателей. Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети:

Uном > Uс;

Отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи КЗ, проходящие по защищаемому элементу;

Iоткл > I(3)п0,

где, Iоткл ? номинальный ток отключения автоматического выключателя;

I(3)п0 ? максимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой цепи;

номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу:

Iном.рас >Iр.max;



Автоматический выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента, поэтому ток уставки замедленного срабатывания регулируемых расцепителей следует выбирать по условию:

Iном.рас >(1,11,3)•Iр.max;

при допустимых кратковременных перегрузках защищаемого элемента автоматический выключатель не должен срабатывать, это достигается выбором уставки мгновенного срабатывания электромагнитного расцепителя по условию:

Iном.рас.э>(1,251,35)•iпик;

где, iпик - пиковый ток для группы электродвигателей или пусковой ток для

одного двигателя.

Пиковый ток рассчитывается по формуле:

iпик=iп.max+(Iр?kи•iном.max),

где, iп.max ? наибольший из пусковых токов двигателей группы приёмников;

Iр ? расчётный ток группы приёмников;

kи ? коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток;

iном.max ? номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током.

Расчётные токи в кабелях, питающих РП, и отдельные электроприёмники, определяются по формулам:



,

Iр=,

где Рр, Qр ? расчётные значения активной и реактивной мощностей, текущих по проводнику, значения даны в таблице 4.1;

Рном - номинальная активная мощность одного электроприёмника, кВт;

Uном - номинальное линейное напряжение сети, кВ;

cos? - номинальный коэффициент мощности нагрузки;

- номинальный КПД электроприёмника.

Расчётные токи в кабеле к РП1 и в цепи башенного крана:

IРП1 р==42,7 А,

IЭП8 р==102,9 А.

Рассчитываем необходимые значения для выбора автоматических выключателей, защищающих КЛ к РП1 и ЭП8:

iпик=5•102,9+(42,7?0,1•102,9)=546,9 А,

1,1•IРП1 р=1,1·42,7=47 А,

1,25·iпик=1,25·546,9=684 А,

1,1•IЭП8 р=1,1·102,9=113 А,

1,25·iп=1,25·5•102,9=643 А.

Для защиты кабельной линии к РП1 выбираем автоматический выключатель ВА 53?37 [7, табл. 2.1.1]:

Для защиты присоединения башенного крана, отходящего от РП1, также выбираем автоматический выключатель ВА 53?37 [7, табл. 2.1.1]:

Аналогично выбраны остальные автоматические выключатели, результаты показаны в таблицах 5.1 и 5.2.

Автоматические выключатели для вводов 0,4 кВ трансформаторов ТП и для секционирования шин 0,4 кВ выбираем по наибольшему току в цепи силового трансформатора:

,

ImaxТП==202 А,

iпикТП=5•102,9+(202?0,1•102,9)=706 А,

1,1•ImaxТП=1,1·202=222 А,

1,25·iпик=1,25·706=883 А.

Выбираем автоматические выключатели ВА 55?37 [7, табл. 2.1.1]:

Iном.а=250 А, Uном.а=0,4 кВ, Iном.рас=250 А, Iрас.ном э=1250 А.

Таблица 1.5. - Выбор автоматических выключателей для КЛ к РП

КЛ к…	Iр, А	1,1•Iр, А	iпик, А	1,25•iпик, А	Выключатель	Iном, А	Iрас.ном, А	Iрас.номэ, А
РП1	42,7	47	547	684	ВА 53?37	160	100	700
РП2	80,8	89	227	284	ВА 51?31	100	100	300
РП3	20,1	22	224	280	ВА 51?31	100	31,5	315
РП4	67,4	74	221	276	ВА 51?31	100	100	300
РП5	56,1	62	209	261	ВА 51?31	100	100	300

Таблица 1.6. - Выбор автоматических выключателей для отдельных ЭП

Номер ЭП на плане	Iр, А	1,1•Iр, А	iп, А	1,25•iп, А	Выключатель	Iном, А	Iрас.ном, А	Iрас.номэ, А
1, 2	16	18	16	20	ВА 51?31	100	20	60
3	33,6	37	168	210	ВА 51?31	100	40	280
4	5,9	6,5	29	37	ВА 51?31	100	8	56
5	8,5	9,4	43	53	ВА 51?31	100	10	70
6, 11	16	18	80	100	ВА 51?31	100	20	140
7, 27	41,3	45	207	258	ВА 51?31	100	50	350
8	102,9	113	514	643	ВА 53?37	160	125	875
9, 10, 19, 20, 22	13	14	65	81	ВА 51?31	100	20	140
12, 13, 14	30,1	33	150	188	ВА 51?31	100	40	280
15, 16	50,7	56	51	63	ВА 51?31	100	63	189
17, 18	15	17	75	94	ВА 51?31	100	20	140
21, 23	29,8	33	149	186	ВА 51?31	100	40	280
24	22,4	25	112	140	ВА 51?31	100	31,5	220,5
25	14,4	16	72	90	ВА 51?31	100	20	140

1.8 Выбор распределительных пунктов

По выбранным выключателям и их количеству выберем распределительные пункты серии ПР 85.

От распределительного пункта ПР1 отходят восемь линий 0,4 кВ, в семи из них стоят автоматические выключатели ВА 51?31 и в цепи одной линии ? ВА 53?37. Поэтому выбираем распределительный пункт ПР85?3 028?54?У1 с зажимами на вводе, оснащаемый восьмью трехполюсными выключателями и шестью однополюсными ВА 51?31?1, которые будут использоваться для присоединения осветительных установок. Номинальный ток выбранного РП ? Iном=250 А, что больше расчётного тока для РП1 ? IРП1 р=42,7 А.

Аналогичным образом выбраны остальные РП:

РП2 ? ПР85?3 022?54?У1,

РП3 ? ПР85?3 010?54?У1,

РП4 ? ПР85?3 022?54?У1,

РП5 ? ПР85?3 022?54?У1.



1.9 Выбор сечений проводников

Сечений жил кабелей выбирают по нагреву длительным расчётным током и по условию соответствия выбранному защитному устройству (в нашем случае ? автоматическому выключателю):

Iр Iдоп,

Iдоп kзащ•Iз,

где, Iдоп ? длительно допустимый ток для кабеля [6, с. 402];

Iз - параметр защитного устройства, т.е. ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя;

kзащ=1 - коэффициент защиты [5, табл. 7.6]

Ток в кабеле к РП1 (табл. 5.1) и условие (6.2) для этой КЛ:

IРП1 р=42,7 А,

kзащ•Iрас.ном=1•100=100 А.

Выбираем кабель АВБбШв?370 с длительно-допустимым током Iдл.доп=140 А [6, с. 402].

Аналогичным образом выбираются сечения всех остальных кабелей, результаты расчётов сведены в таблицы 6.1 и 6.2.

Таблица 1.7. - Выбор сечений кабелей к РП

Питаемый РП	Iр, А	Iрас.ном, А	Кабель	Iдл,доп, А
РП1	42,7	100	АВБбШв?370	140
РП2	80,8	100	АВБбШв?350	110
РП3	20,1	31,5	АВБбШв?316	60
РП4	67,4	100	АВБбШв?350	110
РП5	56,1	100	АВБбШв?350	110



Таблица 1.8. - Выбор сечений кабелей к ЭП

Номер ЭП на плане	Iр, А	Iрас.ном, А	Кабель	Iдл,доп, А
1, 2	16	20	АВБбШв?310	45
3	33,6	40	АВБбШв?310	45
4	5,9	8	АВБбШв?310	45
5	8,5	10	АВБбШв?310	45
6, 11	16	20	АВБбШв?310	45
7, 27	41,3	50	АВБбШв?316	60
8	102,9	125	АВБбШв?370	140
9, 10, 19, 20, 22	13	20	АВБбШв?310	45
12, 13, 14	30,1	40	АВБбШв?310	45
15, 16	50,7	63	АВБбШв?325	75
17, 18	15	20	АВБбШв?310	45
21, 23	29,8	40	АВБбШв?316	60
24	22,4	31,5	АВБбШв?310	45
25	14,4	20	АВБбШв?310	45

Потери напряжения рассчитываются по формуле:

/1000,

где, Ip - расчётный ток в кабеле, А;

rуд, худ - удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля [1, табл. 1.9.5];

L - длина КЛ, м.

Определим потерю напряжения в кабеле к ЭП1:

ДUЭП1=·16·(3,12·0,351+0,099·0,936)·20/1000=0,7 В.

Потеря напряжения в питающем РП1 кабеле:

ДUРП1=·42,7·(0,447·0,764+0,081·0,645)·10/1000=0,3 В.



Аналогичным образом рассчитаны потери напряжения в остальных кабелях, результаты сведены в таблицу 6.3, из которой видно, что наибольшая потеря напряжения не превышает 4,4 В или 1,2%.

Таблица 1.9. - Потери напряжения в КЛ

Номер ЭП на плане	Iр, А	rуд, Ом/км	худ, Ом/км	L, м	Iдл,доп, А
1	16	3,12	0,099	20	0,7
2	16	3,12	0,099	19	0,6
3	33,6	3,12	0,099	14	1,3
4	5,9	3,12	0,099	11	0,2
5	8,5	3,12	0,099	6	0,2
6	16	3,12	0,099	2	0,1
7	41,3	1,95	0,095	2	0,2
8	102,9	0,447	0,082	4	0,2
9	13	3,12	0,099	7	0,4
10	13	3,12	0,099	7	0,4
11	16	3,12	0,099	3	0,1
12	30,1	3,12	0,099	3	0,4
13	30,1	3,12	0,099	4	0,5
14	30,1	3,12	0,099	3	0,4
15	50,7	1,25	0,091	4	0,4
16	50,7	1,25	0,091	3	0,3
17	15	3,12	0,099	3	0,2
18	15	3,12	0,099	3	0,2
19	13	3,12	0,099	4	0,2
20	13	3,12	0,099	4	0,2
21	29,8	1,95	0,095	6	0,3
22	13	3,12	0,099	8	0,5
23	29,8	1,95	0,095	8	0,4
24	22,4	3,12	0,099	11	0,7
25	14,4	3,12	0,099	14	0,6
РП1	42,7	0,447	0,082	10	0,3
РП2	80,8	0,625	0,085	13	1,1
РП3	20,1	1,95	0,095	55	3,5
РП4	67,4	0,625	0,085	52	3,3
РП5	56,1	0,625	0,085	75	3,9



1.10 Расчет токов короткого замыкания

Для проверки выбранного электрооборудования необходимо провести расчёт токов трёхфазного и однофазного короткого замыкания (КЗ).

Расчёт токов трёхфазного КЗ

Для расчёта токов КЗ составляем схемы замещения для типовых расчётных точек КЗ ? шины КТП, ввод распределительного пункта и наиболее удалённый ЭП. Составленные схемы даны на рисунке 1.3.

Рис 1.3. Схемы для расчёта токов КЗ в типовых точках

Сопротивление системы, приведённое к напряжению 0,4 кВ:

ХС=·,

где, Iоткл=20 кА - ток отключения выключателя, стоящего на стороне ВН.

ХС=··1000=0,44 мОм.

Сопротивление трансформатора ТМН-100/10 [1, табл. 1.9.1], приведённое к стороне 0,4 кВ:



Zтр=31,5+j64,7 мОм.

Сопротивления кабельных линий определяются по удельным сопротивлениям [1, табл. 1.9.5, 1.9.7] и их длине:

Z=zуд·L.

Сопротивления кабеля, питающего РП3, и кабеля к наиболее удалённому электроприёмнику ЭП23:

ZклРП3=(1,95+j0,095)·55=107,25+j5,23 мОм,

ZклЭП23=(1,95+j0,095)·8=15,6+j0,76 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей найдены по [1, табл. 1.9.3] по их номинальным токам:

ZкВ1=0,4+j0,5 мОм;

ZкВ2=ZкВ3=1,3+j1,2 мОм.

Переходное сопротивление контактных соединений зависит от места КЗ, т.е. от удаленности КЗ от шин ТП [1, табл. 1.9.4]:

RперТП=15 мОм;

Rпер.расп=20 мОм;

RперЭП=30 мОм.

Результирующее сопротивление при КЗ на шинах ТП:

ZУТП=jХС+Zтр+ZкВ1+RперТП,



ZУТП=j0,44+31,5+j64,7+0,4+j0,5+15=46,9+j65,64 мОм.

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ на шинах ТП:

Iп0 ТП=,

Iп0 ТП==2,86 кА.

Ударный ток находится по формуле:

iуд=Iп0·Куд,

где, Куд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та:

Куд=1,02+0,98•,

Та=

Для шин ТП:

Та==0,004 с,

Куд=1,02+0,98•=1,1,

iуд ТП=2,86·1,1=4,45 кА.

Аналогичным образом найдены токи трёхфазного КЗ для остальных типовых точек КЗ, результаты показаны в таблице 8.1.

Таблица 1.8. - Расчет токов трёхфазного КЗ

Точка КЗ	ZУ, мОм	Iп0, кА	iуд, кА
шины ТП	46,9+j65,64	2,86	4,45
РП	160,45+j72,07	1,31	1,90
ЭП23	187,35+j74,03	1,15	1,65

Расчёт токов однофазного КЗ.

Начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:

I(1)п0=,

где, z0 - суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности относительно точки КЗ.

Сопротивления нулевой последовательности шин зависят от многих факторов: расположения и выполнения заземляющих проводников, близости проводящих металлоконструкций и др. В практических расчетах активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности шин принимают в диапазоне соответственно: r0ш=(5...14,7)r1ш; х0ш=(7,5...9,4)x1ш. В большинстве случаев допустимо считать r0ш=10r1ш; х0ш=8,5х1Ш. При отсутствии заводских данных можно принимать: для шинопроводов r0ш=10r1ш и х0ш=10х1ш; для трехжильных кабелей r0к=10r1к; х0к=4х1к.

В таблице 1.9 показаны суммарные сопротивления схем замещения прямой и нулевой последовательностей относительно расчётных точек однофазного КЗ, там же приведены значения периодической составляющей тока однофазного КЗ.



Таблица 1.9. - Расчет токов однофазного КЗ

Точка КЗ	ZУ, мОм	Z0У, мОм	I(1)п0, кА
шины ТП	46,9+j65,64	46,9+j65,64	2,86
РП	160,45+j72,07	1125,7+j87,74	0,47
ЭП23	187,35+j74,03	1293+j91,98	0,41

1.11 Расчет заземления

С целью, повышения безопасности обслуживания электроустановок и для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции используют заземляющее устройство.

Заземление какой-либо части электроустановки - преднамеренное соединение её с заземляющим устройством с целью сохранения в ней низкого потенциала и обеспечение нормальной работы системы или её элементов в выбранном режиме.

Исходные данные:

Климатическая зона - I

Грунт - суглинок;

Зимой - (-18єС);

Летом - (+18єС);

Электроды - вертикальный, стальной уголок 50х50х5;

Длина - L=2,5 м;

Горизонтальный - полоса 40х4 мм.

Заземляющий контур будем выполнять по периметру 1 метр от фундамента во внешнею сторону.

Электроды заземляем на 0,7 метра от поверхности земли.

Зададимся расстоянием между соседними вертикальными электродами б=5 м.

Определяем расчетное сопротивление одного вертикального электрода:



,

где, с - удельное сопротивление грунта, Ом •м;

Ксез. в. - коэффициент сезонности вертикального;

rв =0,3•100•1,9=57 Ом.

В соответствие с ПЭУ требуется сопротивление заземляющего устройства:

Rз.у. ?4 Ом ,

Определяется количество вертикальных электродов:

без учета экранирования (расчетное):

,

где, rв - расчетное сопротивление одного вертикального электрода, Ом;

Rз.у - сопротивление заземляющего устройства, Ом;

N/ в.р - количество электродов без учета экранирования, шт;

,

Принимаем N/ в.р. =15;

с учетом экранирования:

,

где, Nв.р. - количество электродов с учетом экранирования, шт;

N/ в.р - количество электродов без учета экранирования, шт;

зв. - коэффициент использования электрода;

Принимаем Nв.р. =22.

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1м.

Определим длину полосы, соединяющей контур из вертикальных электродов:

Lп =(А+2)•2+(В+2)•2,

где, Lп - длина полосы соединяющей контур из вертикальных электродов, м;

А - длина объекта, м;

В - ширина объекта, м;

Lп =(24+2)•2+(16+2)•2=160 м.

Определяем сопротивление горизонтального электрода (полосы):

,

где, Rг. - сопротивление горизонтального электрода, Ом;

Lп - длина полосы, м;

с - эквивалентное удельное сопротивление, Ом•м;

зг. - коэффициент использования электрода;

t - глубина заложения, м;

b - ширина полосы, м;

Ксез.г - коэффициент сезонности;

Определяем уточненное сопротивление вертикальных электродов:

где Rв - сопротивление вертикальных электродов, Ом;

Nв - количество вертикальных электродов с учетом экранирования. шт;

зв. - коэффициент использования электрода;

rв - расчетное сопротивление одного вертикального электрода, Ом;

Определяем фактическое сопротивление ЗУ:

где, Rз.у - фактическое сопротивление ЗУ, Ом;

Rв - сопротивление вертикальных электрода, Ом;

Rг. - сопротивление горизонтального электрода, Ом;



2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Монтаж кабелей 0,4 и 10 кВ

Кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.

Основными элементами конструкции силовых кабелей являются токопроводящие жилы, изоляция жил, оболочка для защиты изоляции от увлажнения и других воздействий среды, броня из стальных лент или проволоки для защиты оболочки с изоляцией от механических повреждений и противокоррозионное покрытие или специальный защитный покров. Кабельные линии прокладывают в земляных траншеях, в подземных кабельных сооружениях (туннели, каналы, кабельные шахты, коллекторы) непосредственно по строительным поверхностям или на специальных кабельных конструкциях, на лотках и тросах, в трубах, открыто на эстакадах и т. п. трансформатор подъемник электрический выключатель

Монтаж кабельных линий, как и других устройств канализации электроэнергии, состоит из двух стадий: подготовки трасс для прокладки кабелей и прокладки кабелей по подготовленным трассам. Монтаж регламентирован рядом технологических правил и требований, при соблюдении которых обеспечивается сохранность того уровня электрической и механической прочности кабеля, который достигнут на заводе при его изготовлении.

При хранении и перевозке кабелей необходимо сохранять обшивку деревянных кабельных барабанов до прокладки кабеля, герметичные заделки концов кабеля; предохранять кабели с пластмассовой изоляцией (при хранении) от воздействия прямых солнечных лучей. Погрузку, выгрузку, перевозку барабанов и раскатку кабелей выполняют с помощью механизмов: транспортеров ТКБ, оборудованных лебедкой грузовых машин, трубоукладчиков, автопогрузчиков и других грузоподъемных механизмов и такелажных средств. Сбрасывание барабанов с кабелем со всех видов транспортных средств недопустимо. Не разрешается также укладывать барабаны плашмя во избежание смещения слоев и витков кабеля. Под тяжестью кабеля нижние витки легко могут быть смяты и повреждены.

2.2 Прокладка кабеля

Кабели прокладывают в земляных траншеях, воде, воздухе, каналах, блоках, туннелях, по внутренним и наружным стенам зданий, по эстакадам, на лотках и тросах. Канализация энергии кабелями в земляных траншеях не является надежным способом электроснабжения территорий строительных площадок и промышленных предприятий, так как происходят частые разрытия и связанные с ними механические повреждения кабелей. Кроме того, траншейная прокладка создает трудности при ремонтах и заменах кабелей, особенно в зимних условиях. Траншейная прокладка кабелей межцеховых сетей целесообразна только при ограниченном числе кабелей (не более пяти-шести), следующих в одном направлении, на участках территории, не загруженных другими подземными коммуникациями. При большом потоке кабелей на территориях, загруженных коммуникациями, обычно применяют прокладку в специальных кабельных сооружениях (каналах, блоках, туннелях) или открытую прокладку по технологическим эстакадам либо специально сооружаемым кабельным эстакадам, по стенам зданий и т. п.

В последнее время кабели прокладывают с использованием комплекса протяжных устройств с автономным приводом. В него входят следующие механизмы, инструмент и приспособления: универсальный индивидуальный привод ПИК-4У (приводное протяжное устройство), приспособление ПС-50 для раскатки кабеля на прямых участках кабельной трассы, обводное универсальное устройство для прокладки кабелей Л219, линейный распорный ролик ОГК-18, приспособление для ввода кабеля в трубы Л201А, кабельные домкраты, проволочный чулок и кабельный концевой захват.

Конструкция универсального индивидуального привода позволяет прокладывать кабели сечением до 240 мм2 в траншеях, каналах, производственных помещениях и других кабельных сооружениях, причем протяжное устройство может работать как с двигателем внутреннего. Операция замены двигателей проста и доступна для электромонтажников. Индивидуальный привод с двигателем внутреннего сгорания предназначен только для работы в траншеях, каналах и открытых сооружениях, а с электродвигателем -- в закрытых электротехнических помещениях и сооружениях.

2.3 Допустимые радиусы изгиба кабелей

Изоляция и оболочка силовых кабелей могут быть нарушены при чрезмерно крутых изгибах (возникают смещения и разрывы бумажных лент, образование на них морщин, трещины на пластмассовой, резиновой изоляции и оболочках и др.). Поэтому необходимо соблюдать наименьшие радиусы изгиба кабелей, установленные ПУЭ.

Кратность допустимого радиуса изгиба кабелей к наружному диаметру кабеля внесена в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Кратность допустимого радиуса изгиба кабелей.

Напряжение, кВ	Вид изоляции	Радиус изгиба, мм
до 35 кВ	с бумажной изоляцией, в алюминиевой оболочке, бронированных и небронированных	25
до 35 кВ	с бумажной изоляцией, в свинцовой оболочке	15
до 35 кВ	с бумажной изоляцией, для одножильных в свинцовой и алюминиевой оболочке	25
6--10 кВ	Одножильных и многожильных кабелей, с пластмассовой изоляцией и оболочкой, бронированных и небронированных	15
6--10 кВ	Бронированных и небронированных кабелей, в свинцовой оболочке	15

2.4 Допустимые разности уровней

При прокладке кабелей с бумажной изоляцией на вертикальных и наклонных участках трассы необходимо соблюдать максимальную разность уровней, установленную ПУЭ.

Соблюдение допустимых для данного напряжения разностей уровней обусловлено ограничением стекания пропитывающего состава кабеля, расположенного в верхних участках трассы, и гидростатического давления столба пропитывающего состава на свинцовую оболочку и концевую муфту или заделку. Стенание пропитывающего соста- ва приводит к образованию в кабеле воздушных и вакуумных включений и резкому ухудшению электрической прочности. При значительном давлении может произойти деформациячсвинцовой оболочки (алюминиевая оболочка имеет большую механическую прочность, поэтому меньше подвергается этой опасности), нарушение герметичности концевых заделок и течь пропитывающего состава кабеля.

Для кабелей с обедненно пропитанной бумажной изоляцией допустимая разность уровней составляет 100 м, а с резиновой и пластмассовой изоляцией не ограничивается.

Температурные условия прокладки. Кабели необходимо прокладывать, как правило, при положительной температуре окружающего воздуха. Размотка, переноска и прокладка кабелей с бумажной или пластмассовой изоляцией допускается только в том случае, если их температура не ниже 0 °С.

Изгибание кабеля при низких температурах представляет большую опасность прежде всего для его изоляции (как для бумажной, так и для пластмассовой), поскольку при низких температурах пропитанная бумага и пластмасса становятся неэластичными (при изгибаниях неизбежно образуются разрывы). Допускается прокладывать кабель без его предварительного прогрева, если температура воздуха в течение 24 ч была не ниже 0 °С.

Химическое воздействие среды. Это воздействие на металлические покровы кабелей происходит даже в помещениях с нейтральной средой, поэтому оголенная бронь кабеля должна иметь противокоррозионное покрытие (внутри помещений джутовый покров не применяется по противопожарным соображениям).

2.5 Крепление кабелей

Кабели, проложенные по конструкциям, должны иметь запас по длине. При прокладке по лоткам или кронштейнам на горизонта...