Электрические нагрузки

Электрические нагрузки

Характеристики электропотребителей и системы электроснабжения микрорайона.

2.1 Характеристика электроприемников городских электрических сетей.

По характеру электропотребления и показателям электрической нагрузки все потребители города разбиваются на следующие группы : промышленные потребители, коммунальные потребители общегородского значения(водопровод, канализация и т.д.), потребители районов прилегающих к городу, жилые зоны города и коммунальные общественные здания.

Электроприемники жилых зданий.

Современные жилые здания насыщены большим количеством электроприемников. К ним относятся различные осветительные и бытовые приборы и силовое электрооборудование. Рост энергетики и объема производства электроэнергии в значительной мере способствует расширению номенклатуры и увеличению количества электроприборов, применяемых в быту.

Электроприемники жилых зданий могут быть подразделены на две основные группы: Электроприемники квартир и Электроприемники общедомового назначения. К первым относятся осветительные и бытовые электроприборы. Ко вторым относятся светильники лестничных клеток, лифтов.

Электрическое освещение квартир осуществляется с помощью светильников общего и местного освещения, как правило, с лампами накаливания. Для общего освещения жилых помещений применяются многоламповые светильники (различных конструкций с различными лампами).

Бытовые электроприборы по назначению можно условно разделить на следующие характерные группы: нагревательные для приготовления пищи, для обработки и хранения продуктов, хозяйственные (для уборки помещений, электроинструменты и др.), культурно-бытовые, санитарно-гигиенические, бытовые кондиционеры воздуха, водонагреватели, приборы для отопления помещений.

Условно все электроприемники делятся на две большие группы: осветительные и силовые. В основных помещениях общественных зданий в целях экономии электроэнергии и получения высоких уровней освещенности, как правило, используются светильники с люминесцентными лампами в исполнении, соответствующими условиями среды и выполняемой работы. Во вспомогательных помещениях, складах и кладовых применяются лампы накаливания. В ряде случаев для целей архитектурного и декоративного освещения используются светильники в специальном исполнении с различными лампами.

В зависимости от выполнения технологических операций к силовым относятся электроприемники механического оборудования, электротеплового оборудования: холодильных машин, подъемно-транспортного оборудования, санитарно-технических установок, связи, сигнализации и противопожарных устройств, аппаратуры управления и других видов технологического оборудования.

Энергоемкими потребителями являются коммунальные предприятия.

2.2 Определение графиков нагрузок потребителей.

Потребление электроэнергии не остается постоянным, а изменяется в зависимости от характера производства, вида и типа электроприемников, времени года, часов суток. Следовательно, изменяется и режим работы электростанций и трансформаторных подстанций.

Изменение нагрузок характеризуется графиками, показывающие изменение потребляемой мощности в зависимости от времени суток. Форма суточного графика нагрузки и его характеристика (заполнение графика), а так же максимум нагрузки потребителей городского типа изменяется в широких пределах. Поэтому для исследования строятся ориентировочные графики активной мощности. С помощью этих графиков можно анализировать работу электростанций, трансформаторных подстанций, элементов сети или группы потребителей.

Для электрических сетей городов характерны летний и зимний суточные графики нагрузок. Оба графика имеют два ярко выраженных максимума в утренние и вечерние часы, причем вечерний максимум нагрузки выше утреннего. Летний график нагрузки отличается от зимнего тем, что нагрузки летнего периода ниже зимних и вечерний максимум летом наступает позднее.

Графики нагрузок жилых зданий так же имеют ярко выраженный максимум в утренние вечерние часы и различаются в зависимости от времени года. Однако для некоторых общественных зданий, например продовольственных магазинов, нагрузки летнего периода, могут быть значительно выше в результате работы холодильного оборудования и кондиционеров.

На рис. 2.1-2.4 приведены ориентировочные графики активной мощности характерных коммунально-бытовых потребителей:

а) Суточный график активной нагрузки жилого дома с газовыми плитами в квартирах рис.2.1

Коэффициенты, которыми пользуются при проектировании и эксплуатации электрических установок определим по формулам 5.1,5.2,5.3 [6]

1) средняя нагрузка, %

где W-расход электроэнергии (площадь графика)

Т-время, час

Рср= (20*2+15*4+30*2+45*2+30*2+25*2+30*2+75*2)/24=42%

2) число часов использования максимума нагрузки

где Pmax-наибольшая нагрузка за определенный период времени

час

3) коэффициент заполнения графика нагрузки

б) Суточный график активной нагрузки столовой (бар, кафе, ресторан) рис.2.2

Аналогично предыдущему случаю находим по тем же формулам:

1) средняя нагрузка, %

Рср=(15*6+70*2+100*2+90*2+100*2+90*2+80*2+50*2+30*2+15*2)/24=1340/24=55,8%

2) число часов использования максимума нагрузки

час

3) коэффициент заполнения графика нагрузок

в) Суточный график активной нагрузки химчистки одежды (обобщенный) рис.2.3

1)средняя нагрузка %

Рср=(20*6+30*2+90*2+100*2+95*2+90*2+95*2+90*2+70*2+30*2)/24=1500/24=62,5%

2) число часов использования максимума нагрузки

час

3) коэффициент заполнение графика нагрузки

г) Суточный график активной нагрузки трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ питающей жилые здания с газовыми плитами в квартирах, рис .2.4

Рср=(30*2+25*4+40*2+30*2+35*2+30*4+48*2+90*2+100*2+65*2)/24=1096/24=45,6%

час

2.3 Расчет электрических нагрузок жилых микрорайонов города.

В соответствии с [1] укрупненная расчетная нагрузка микрорайона, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП (трансформаторной подстанции), определяется по формуле (кВт):

Рр м-р=(Руд.ж.д+Руд.общ.зд)*F*0,001 (2.1)

где Руд.ж.д- удельная расчетная нагрузка жилых домов на шинах напряжением 0,4 кВ ТП (табл 4)

Руд.общ.зд -удельная нагрузка общественных зданий микрорайонного значения, принимаемая при домах с электрическими плитами 2,6 Вт/мІ, а с плитами на газообразном или твердом топливе 2,3 Вт/мІ

F- общая площадь жилых домов подключенных к шинам напряжения 0,4 кВ ТП, мІ

Расчет электрической нагрузки первого микрорайона.

Рр м-р=(10,67+2,3)*96600*0,001=1252,9 кВт

cos ц=0.93 табл 4

Sр.м-р=1347,2 кВА

где Руд.ж.д=10,67Вт/мІ-находим путем интерполяции табл. 4

F=96600 мІ-заданно в исходных данных к проэкту.

Результаты дальнейших расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 Расчет электрических нагрузок жилого района

3. Выбор вариантов системы электроснабжения Октябрьского микрорайонов.

3.1 Выбор вариантов системы электроснабжения.

Для выбора системы электроснабжения необходимо выбрать напряжение передачи всей мощности проектируемого жилого района. Величину нестандартного рационального напряжения можно выбрать по формуле инженера Веикерта:

U=3vS + 0.5l

а так же по двум эмпирическим формулам:

и

Так для S=5973 кВА

U=3v5,973 + 0.5*3=8,89 кВ

Исходя из полученного значения, принимаем стандартное напряжение 10 кВ.

К рассмотрению предлагаем два варианта схемы электроснабжения жилого района.

I вариант-Схема электроснабжения 10 кВ с РП. Структурная схема

ЦП-РП-ТП. Эта схема имеет радиальную структуру энергоснабжения микрорайонов.

II вариант-Схема электроснабжения 10 кВ без РП. Структурная схема

ЦП-ТП. Данная схема имеет кольцевую структуру снабжения микрорайонов.

Оба варианта обеспечивают требуемую надежность питания потребителей района.

Для сравнения вариантов необходимо найти приведенные затраты по каждому из них, при этом принимаем некоторые допущения, которые заключаются в следующем:

а) расчет приведенных затрат производим для электроснабжающей и питающей сети 10 кВ.

б) схему источника питания для обоих вариантов принимаем одинаковую.

в) некоторые количественные изменения распределительных сетей 10 кВ после окончательного выбора варианта не влияют на технико-экономическое обоснование вариантов, поэтому вышеуказанные допущения применимы в данном случае.

1. Расчет приведенных годовых затрат по I варианту.

Sp=3886 кВА Sp=3711 кВА

Ip=224 A Ip=214 A

Iоб=438 А

Суммарная мощность на РП вместе с ТСН S=7650 кВА.

Согласно [1] питание РП необходимо осуществлять двумя кабельными линиями (по 2 кабеля в линии).

а) Выбор сечения кабелей по нагреву длительно допустимым током.

Согласно табл. 1.3.16 [4] кабель с алюминиевыми жилами сечением 120 ммІ имеет Iдоп=375 А. С учетом понижающего коэффициента к=0,92 табл. 1.3.24 [4] каждая линия имеет пропускную способность 490 А.

Загрузка кабеля в нормальном режиме (в работе 4 кабеля):

кз=224/438*100%=51%

Загрузка кабеля в аварийном режиме (в работе 2 кабеля):

кз=438/490*100%=89,3%

что находится в пределах нормы табл. 1.3.2[4]

б) Выбор сечения кабеля по экономической плотности тока. Согласно табл. 1.3.36 [4] для Тм=1600 ч j=1,6 А/ммІ

q=I/j=192/1.6=120 ммІ

Учитывая аварийный режим, оставляем сечение 120ммІ.

в) Потеря напряжения в кабеле:

?U=P*l* ?Uo

где Р- активная мощность на линии, МВт

l- длина линии в км.

?Uo- удельная потеря напряжения, %/МВт*км

?U1=(3,886/2)*0,92*3*0,475=2,5%<6

?U2=(3,324/2)*0,92*3*0,475=2,4 %<6

?U3=(7,650/2)*0,92*3*0,475=5%<12

Для проверки выбранного сечения по термической устойчивости необходимо определить ток кз на шинах 10 кВ ИП.

Ток к.з. приведен в разделе

Iк=5,17 кА

iу=131 кА

tд=0,2+1,4=1,6 с

Сечение кабеля, термически устойчивое к току кз определяется по формуле:

Тmin=I?*(vtcp/e)

где e- коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла

в проводнике после и до кз (для алюминия e=65)

Тmin=5,17*(v1,6/65)=98 ммІ

Следовательно, выбранное сечение кабельной линии удовлетворяет условиям проверки на термическую устойчивость.

Экономическим критерием, по которому определяют более выгодный вариант, является минимум приведенных затрат, руб/год,

З=Ен*К+Н

где Ен- нормативный коэффициент сравнительной эффективности

капитальных вложений (Ен=0,15)

К- единовременные, капитальные вложения в сооружение объекта

Н- ежегодные эксплуатационные издержки.

Состав капитальных затрат:

К=К1*К2*К3

где К1- стоимость ВРУ (К1=20 тыс . руб)

К2- стоимость кабельной линии 10 кВ при прокладке в траншее

на 1 км (К2=198000 руб 95 ммІ: К2=250000 руб 120ммІ).

К3- стоимость РП (К3=1 млн. руб)

К=20000*2+(2*633600+2*594000)+1000000=3495000 руб

Суммарные годовые отчисления:

для РУ до 20 кВ - 10,4 %;

для кабельной линии до 10 кВ, проложенной в земле

с алюминиевой жилой - 5,8 %;

для РП до 20 кВ - 10,4 % .

Ежегодные эксплуатационные издержки определяются как:

И=Иэ+Иа

где Иэ-отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживания;

Иа-стоимость потерь электроэнергии;

Иэ=40000*0,104+2455000*0,058+1000000*0,104=250550 руб

Потери электроэнергии в кабельной линии 10 кВ:

?А=3IІс(l/s)t

где l-длина линии в км

s-сечение кабеля в ммІ

I-номинальный ток, кА

T-время наибольших потерь

с-удельное сопротивление жилы кабеля Ом мм/км

?А1=3*0,224І*29,7 (3/120*2)*1600=89,4 тыс кВт/год

?А2=3*0,176І*29,7 (3/120*2)*1600=81,6 тыс кВт/год

?А95мм=30 тыс кВт/год

Стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии 1,04 руб/кВт ч

Иа=201*1,04=209040 руб

И=250550+209040=459590 руб

Общие приведенные затраты:

З=0,15*3495000+459590=983840 руб

2. Расчет приведенных годовых затрат по 2 варианту.

S1=1410.15 кВА S'1=1591.2 кВА

I1=81.4 А I'1=91.87 А

S2=1719.2 кВА S'2=1941.4 кВА

I2=99.26 А I'2=112.08 А

Расчет ведем исходя из следующих соображений:

а) Все линии выполняются кабельными жилами.

б) Каждая пара кабелей прокладывается в отдельной траншее. Поправочный коэффициент 0,9.

Определение приведенных затрат ведется аналогично предыдущему варианту.

З=Ен*К+И

К=К1+?Ккл10

где К1- стоимость ВРУ (К1=20 тыс . руб)

?Ккл10 - стоимость кабельных линий 10 кВ, при прокладки в траншеях, для двух кабелей в одной траншее.(для 1км К=141000)

К=2*20000+2*423000+846000=1732000 руб

Иэ= 40000*0,104+1692000*0,058=102296 руб

?А1=3*0,0814І*31,5(3/70)*1600=42,93 тыс кВт/ год

?А2=63,84 тыс кВт/ год

?А'1=54,69 тыс кВт/ год

?А'2=81,4 тыс кВт/ год

?А=242,86 тыс кВт/ год

Иа=242,86*1,04=252,57 т руб

И=102296+252570=354866 руб

З=0,15*1732000+354866=614666руб

3. Сравнение вариантов табл. 3.1

Согласно исходных данных для проектирования жилой район имеет электроприемники второй и третьей категории. Схему сети 10 кВ выбираем применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого жилого микрорайона.

Согласно [1] основным принципом построения распределительной сети для электроприемников 2 и 3 категории является сочетание петлевых сетей

10 кВ обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП и петлевых линий напряжением 0,4 кВ, для питания потребителей. На основании технико-экономического сравнения вариантов выбираем схему без РП в жилом районе.

Схема представляет собой две петлевые линии, каждая из которых обеспечивает двухстороннее питание сети ТП.

Все линии согласно ПУЭ выполняем кабелями с алюминиевыми жилами, прокладываемые в траншее.

РУ ГПП принимается с одиночной секционированной системой шин. Трансформаторы должны работать раздельно. Резервирование блоков осуществляется путем устройства АВР на секционном выключателе РУ-10кВ.

Определяем нагрузку на шинах 10 кВ ГПП по формуле:

Sp=kодн*?S тп i

где kодн - коэффициент одновременности, принимаем по табл kодн=0,75

Sp =0,75*7964=5976 кВА

Петлевые сети 10 кВ в нормальном режиме работают разомкнуто. На основании определения экономически целесообразного потокораспределения петлевых линий, при которых реальное потокораспределение окажется максимально приближенным к экономически целесообразному.

3.2 Выбор числа и типа трансформаторных подстанций.

Согласно (1) мощность ТП принимается в зависимости от плотности нагрузки на шинах 0,4 кВ.

В районах многоэтажной застройки (5 этажный и выше) при плотности нагрузки более 5 МВт/кмІ оптимальная мощность подстанций составляет 400кВА.

Результаты выбора числа и типа ТП заносим в таблицу 2.2

Таблица 2.2 Выбор числа трансформаторных подстанций.

Располагаем ТП в центре условно закрепленной за каждым ТП территории

микрорайона.

3.3 Выбор сечения кабельных линий 10 кВ.

Распределительные линии состоят из петлевых линий, имеющих на различных участках различные нагрузки и следовательно могут выполняться различными сечениям.

Практически линии на всем протяжении от первой секции ЦП до второй секции ЦП выполняются одним сечением, как и на головных участках. Во всех случаях к прокладке в траншеях принимаем кабель марки ААБл с алюминиевыми жилами. Сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях напряжением 10-20 кВ при прокладке в земляных траншеях следует принимать не менее 70 ммІ.

Выбор сечений кабелей первой петли.

Расчетная схема рис 2.5

При допущении об «однородности» сети (т.е. одинаковости отношений ri/xi для всех участков) производим расчет потокораспределения мощности:

Sa-1=(S1La'-1+ S2 L2-a'+ S3 L3-a'+ S4 L4-a'+ S5 L5-a'+ S6 L6-a'+ S7 L7-a')/ La-a'=(738*6.92+738*66+673*5.8+673*5.5+537*5.1+537*4.9+537*4.7)/10.38=

=2454.4 кBA

Sa'-7=(738*3.46+738*3.78+673*4.58+673*4.88+537*5.28+537*5.48+537*5.68)/

10.38=1980.4 kBAк

Sa-1+ Sa'-7=? S тп i

С помощью 1 закона Кирхгофа определяем мощности на других участках и находим точку потокораздела.

Уточняем нагрузку головных участков линии с учетом коэффициента одновременности.

Sp=kодн*?S тп i

Sp а-1=(738+738+673)*0,8=1719,2 кВА

Sp а'-7=(537+537+537+673)*0,85=1941,4 кВА

Sp ав =(738+738+673+673+537+537+537)*0,75=3324,75 кВА

A

A

А

Выбираем сечение кабеля по экономической плотности тока.

где Jэ- нормированное значение экономической плотности тока А/ммІ

для Тм=3000ч Jэ=1,6 А/ммІ

ммІ

Проверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами в свинцовой или алюминиевой оболочке прокладываемого в земле для сечения 70 ммІ Iдоп=165 А.

а)загрузка кабеля в нормальном режиме

кз=(Iр /Iдоп)*100%=(112,08/165)*100%=67,9%

б) загрузка кабеля в аварийном режиме

кз=(Iaв/ Iдоп)*100%=(191,75/165)*100%=116%

что находится в пределах нормы согласно 1.3.2 [4]

Находим потерю напряжения в линии по формуле :

?U=(?P* L)*?Uтаб

где P-нагрузка отдельных участков линии

L-длина линии в км

?Uтаб- удельная потеря напряжения %(МВт*км )

?Uа3=[0,673*0,92*0,8+(0,673+0,738)*0,9*0,92*0,325+(0,738+0,738+0,673)*0,8*0,92*3,46]*0,498=3,16%

?Uа'4=[0.673*0.92*0.4+(0.673+0.537)*0.9*0.92*0.2+(0.673+0.537+0.537)*0.85*0.92*0.2+(0.673+0.537+0.537+0.537)*0.85*0.92*4.7]*0.498=4.54%

?U10кВ<6%

Проверяем выбранное сечение кабеля на термическую устойчивость при токах к.з.

Для проверки выбранного сечения кабеля на термическую устойчивость необходимо определить ток к.з на шинах 10кВ ИП.

Определим предварительно возможный ток и мощность к.з на шинах ИП. На подстанции установлено 2 трансформатора по 16 МВА каждый, Uк=17%

Мощность системы Sc=?, хc=0

Обмотки трансформаторов 115/11 кВ

Мощность к.з

МВА

Тогда ток к.з будет

кА

Проверка сечения кабеля на термическую устойчивость производится по формуле:

тmin=(I?/е) vtпр

где ?-сечение жилы кабеля, мм2

е-коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике до и после к.з (для алюминия е=95)

При расчете Iкз в распределительной сети 10 кВ весьма часто затухание не учитывают, в этом случае: tд =tпр

Действительное время слагается из действия защиты и собственного время выключателя: tд=tзащ+tвык

где tзащ-время действия защиты, принимается =0,5 с

tвык-собственное время выключателя, принимается =0,15 с

tд=0,5+0,15=0,65 с

?min=(5,17*v0,65)/95=44 ммІ

Выбранный кабель удовлетворяет условиям проверки.

Выбор сечения кабелей второй петли.

Расчетная схема рис 2.6

Аналогично предыдущему случаю находим потокораспределения мощностей и определяем точку потокораздела.

Sa8=(467*5,135+596*4,6+596*4,41+596*4,21+562*3,76+357*3,6+357*3,39)/9,2= 1619,3 кВА

Sa14=(467*4,065+596*4,56+596*4,79+596*4,96+562*5,44+357*5,625+357*5,81)/

=1909,7 кВА

С помощью первого 1 закона Кирхгофа находим мощности на других участках и находим точку потокораздела.

Уточняем нагрузку головных участков линии с учетом коэффициента одновременности, который принимается из табл 7 [1]

Sрa-8=(467+596+596)*0,85=1410,15 кВА

Sрa'-14=(596+562+357+357)*0,85=1591,2 кВА

Токи на участках

А

А

А

Выбираем сечение кабеля по экономической плотности тока:

ммІ

Принимаем ближайшее стандартное сечение жилы кабеля 70 ммІ

Проверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемого в земле для сечения 70 ммІ Iдоп=140 А

а)загрузка кабеля в нормальном режиме:

кз=(Iр /Iдоп)*100%=(91,87/140)*100%=65,6%

б) загрузка кабеля в аварийном режиме:

кз=(Iaв/ Iдоп)*100%=(163/140)*100%=116,4%

что находится в пределах нормы согласно 1.3.2 [4]

Находим потерю напряжения в линии по формуле :

?U=(?P* L)*?Uтаб

где P-нагрузка отдельных участков линии

L-длина линии в км

?Uтаб- удельная потеря напряжения %(МВт км )

?Uа10=[0,596*0,92*0,225+(0,596+0,596)*0,9*0,92*0,5+(0,467+0,596+0,596)*0,85*0,92*4,056]*0,68=4%<6%

?Uа'11=[0,596*0,92*0,2+(0,596+0,562)0,92*0,9*0,185+(0,596+0,562+0,357)*0,92*0,85*0,185+(0,596+0,562+0,357+0,357)*0,92*0,85*3,39]*0,68=3,71%<6%

Проверяем выбранное сечение кабеля на термическую устойчивость при токах к .з.

Ток короткого замыкания на шинах подстанции Iкз=5,17 кА

tд=tзащ+tвык=0,65 с

?min=(5,17*v0,65)/95=44 ммІ

Выбранный кабель условиям проверки удовлетворяет.

Результаты выбора кабелей заносим в табл 2.3.

В связи с дальнейшим ростом нагрузок в этих линиях при строительстве применить кабель с сечением 120ммІ, что обеспечит дальнейшее развитие этой ветки электроснабжения города Сыктывкара.

Преимущества кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ перед кабелями с пропитанной бумажной изоляцией:

· более высокая надёжность в эксплуатации;

· меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий;

· низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,0003 вместо 0,004);

· большая пропускная способность за счёт увеличения допустимой температуры нагрева жил: длительной (90є С вместо 70є С), при перегрузке (130є С вместо 90є С);

· более высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (250єС вместо 200єС);

· высокая стойкость к повреждениям;

· низкая допустимая температура при прокладке без предварительного подогрева (-20єС вместо 0єС);

· низкое влагопоглощение;

· меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах;

· возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;

· улучшение экологии при монтаже и эксплуатации кабелей (отсутствие свинца, масла, битума);

· Система качества соответствует требованиям ISO 9001.

3.4 Расчет токов короткого замыкания на стороне 10 кВ.

Технические данные тр-ра: ТДН 16000/110

Uвн=115 кВ, Uнн=11 кВ, ?Рхх=32 кВт, ?Ркз=105 кВт, Iхх=1,05%.

Каждая ветвь «система - трансформатор - питающая линия 10 кВ» работают в нормальном режиме изолированно друг от друга, поэтому расчет тока короткого замыкания в точке К ведем по одной ветви.

Принимаем Sб=100 МВА и приводим к ней все сопротивления:

хс=0 т.к Sс=?:

Для трансформаторов:

Определяем: кА

При Uб=Uср=10,5 кВ

Результирующее сопротивление: x?=x б=1,07

Т.к Sс=? и периодический ток от системы не изменяется:

Iк=I?=I?=const

Ток и мощность короткого замыкания в точке К:

I?к= Iб/ x?=5,5/1,07=5,14 кА

Sк=v3*Uср* I?к=1,73*10,5*5,14=93,4 МВА

Ударный ток в точке К

Iу=куv2 I?к=1,8*v2*5,14=12,96 кА

ку=1,8

Таблица 2.6 Ток и мощности к.з

3.5 Расчет внутриквартальных электрических сетей напряжением

до 1000 В.

К разработке по сетям до 1000 В принят 3 микрорайон ДАВПОН. Питание потребителей 3 микрорайона осуществляется от 3-х ТП: 2Ч400 и 2(2Ч250) кВА. Микрорайон застраивается зданиями 2-й и 3-й категории по надежности электроснабжения.

Номера зданий в ходе дальнейшего расчета принимаем по генеральному плану.

Страницы: 1, 2