Проектирование системы электроснабжения города

1.

Введение

Города являются крупными потребителями электроэнергии, так как в них проживает не только большая часть населения, но и расположено также большое количество промышленных предприятий.

В зависимости от размера города для питания потребителей, расположенных на его территории, должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения. Система электроснабжения охватывает всех потребителей города, включая промышленные предприятия.

Малые города часто располагаются вблизи крупных промышленных предприятий, имеющих самостоятельные системы электроснабжения.

Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей. Для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением 6−10 кВ и сеть общего пользования напряжением 0,38 кВ.

Для городов характерен рост электропотребления, что требует систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления связан не только с увеличением количества жителей и развитием промышленности, но также с беспрерывным проникновением электрической энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.

Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой энергии. Таким образом, сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает определённое народно-хозяйственное значение.

Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

Система электроснабжения города представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений. Она включает электроснабжающие сети (линии напряжением 35 кВ и выше, понижающие подстанции 35−110/6−10 кВ), распределительные сети (линии напряжением 6−10 кВ и 0,4/0,23 кВ) и трансформаторные подстанции 6−10/0,4 кВ.

Основные показатели системы определяются местными условиями: размерами города, наличием источников питания, характеристиками потребителей и т. п.

Городские электрические сети напряжением 6−10 кВ характерны тем, что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по надёжности электроснабжения. Естественно, это требует и надлежащего построения схемы сети.

В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям, размещению, оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не разрешается встраивать в жилые здания, школы, больницы, спальные корпуса санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением взрывоопасны, их не разрешается размещать под и над помещениями, в которых могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.

Подстанции не допускается размещать под помещениями производств с мокрым технологическим процессом, душевыми, уборными, ванными и т. д. Исключения возможны лишь при перекрытиях из монолитного бетона и надёжной гидроизоляции. Необходимо применять меры защиты ТП от возможных повреждений при расположении в непосредственной близости от путей кранов и внутрицехового транспорта.

Повышению надёжности электроснабжения потребителей способствует применение автоматизированных разомкнутых схем сетей с резервированием на стороне высокого или низкого напряжения. Таковы, в частности, двухлучевая и многолучевая схемы, нашедшие практическое применение в сетях Киева и других городов Украины.

2. Электрическая часть В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 140 000 жителей. Предполагается, что район города будет состоять из 72 шестнадцатиэтажных домов с электроплитами и 154 девятиэтажных домов с газовыми плитами.

Шестнадцатиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:

26 домов по 127 квартир;

32 домов по 381 квартире;

14 домов по 508 квартир.

Девятиэтажные дома с газовыми плитами будут распределяться так:

64 домов по 72 квартиры;

52 дома по 108 квартир;

38 домов по 144 квартиры.

Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 38 302. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий:

10 школ по 1300 мест;

7 детских садов по 700 мест;

15 промтоварных магазинов, площадью 200 м²,

35 продовольственных магазинов, площадью 200 м²;

6 универсальных магазинов, площадью 2500 м²;

6 ресторанов по 100 мест;

14 кафе по 30 мест;

4 кинотеатра по 1000 мест;

3 больницы по 1400 мест;

6 гостиниц по 600 мест;

5 поликлиник по 1800 посещений в день;

11 отделений почты по 12 рабочих мест;

6 химчисток производительностью 1000 кг за смену;

4 учебных заведений по 8000 мест;

10 парикмахерских по 10 рабочих мест;

10 учреждений по 600 рабочих мест;

16 аптек площадью 100 м²;

4 котельных.

В районе предусмотрено размещение 5 заводов мощностью 1860, 2800, 3760, 3100 и 4300 кВт. Геометрические размеры района: длина — 3,7 км, ширина — 3,78 км. Центр питания удален от внешней границы района на расстояние 5 км.

Расчёт электроснабжения такого района города осуществляется в следующей последовательности.

2.1 Разработка генплана района Разработку генерального плана района производим в следующем порядке:

Определяем из задания на ДП (таблица П-19 [1])

размеры района города;

число коммунально-бытовых, общественных зданий и сооружений надо разместить в данном районе;

число заводов и их установленную мощность;

расстояние до ближайшего ИП централизованной энергосистемы и мощность к.з., им развиваемая.

Выбираем масштаб генплана.

Разрабатываем условные обозначения и конфигурацию для заданных объектов района.

Выбираем конфигурацию района города.

Размещаем заданные объекты и сооружения на генплане района, учитывая следующее:

высотные здания и спортивные сооружения размещаем на периферии ближе к объездной дороге;

здания среднеэтажные, театры и прочие культурно-развлекательные объекты располагаем ближе к центру города;

магазины, школы, сады-ясли, аптеки, ателье и пр. размещаем в микрорайонах равномерно;

для удобства вычисления электрической нагрузки весь район разбиваем на 8 микрорайонов, разделенных улицами и проспектами и обозначаем их буквами А, Б,…, З.

ширину улиц и проспектов выбираем из условий: 2-х полосные в каждом направлении — 12 м, 3-х полосные — 18 м; газон, т. е. расстояние от ближайшего дома до дорожного полотна — 25-З0м;

заводы размещаем в санитарной зоне за объездной дорогой.

2.2 Расчет нагрузки жилых домов Расчет нагрузок жилых домов сопряжен с определенными трудностями. Электрические нагрузки жилых домов носят, как правило, случайный характер и зависят от наличия бытовых электроприборов, режима их использования, трудового режима семьи, уровней естественной освещенности помещений и ряда других факторов. По мере развития электрификации быта эти нагрузки непрерывно растут за счет увеличения числа и мощности приборов, приобретаемых населением, что вызывает необходимость при проектировании сети учитывать вероятный рост нагрузки в течение расчетного периода, принимаемого в настоящее время для внутренних сетей примерно 15 лет, а для внешних сетей 10 лет.

Для расчетов электрических нагрузок квартир пользуются величинами удельных электрических нагрузок, выраженных в киловаттах на квартиру, приведенных в Указаниях по проектированию электрооборудования жилых зданий (СН 297−64) с изменениями 1973 г. Удельные нагрузки, учитывающие освещение и бытовые приборы, а также освещение общедомовых помещений зависят от вида энергии, применяемой для приготовления пищи (газовая плита, плита на твердом топливе или сжиженном газе, а также от числа квартир, присоединенных к данному элементу сети.

В основе расчёта нагрузок жилых зданий лежит нагрузка одного потребителя, в качестве которой выступает квартира.

Производим расчет нагрузки 127-квартирного 16-этажного дома с электрическими плитами.

Удельная расчетная нагрузка квартир.

Определяем удельную нагрузку, используя линейную интерполяцию данных таблицы П-1.

Удельная расчетная нагрузка квартир 127-этажного дома составляет Ркв.уд.127 = 1,109 кВт/квартиру.

Расчетная нагрузка квартир.

Ркв.127 = Ркв.уд.127 · 127 = 1,109 · 127 = 140,9 (кВт).

127 — число квартир в доме.

Силовая нагрузка общественных электроприёмников.

Силовая нагрузка общественных электроприёмников, включая лифты, определяется с учётом соответствующих коэффициентов спроса.

Мощность ЭД лифта 16-ти этажного дома (таблица П-3 [1]) — Рл.16 = 11 кВт.

Количество лифтов в 127-ми квартирном доме — Nл.127 = 2шт.

Коэффициент спроса лифтов 127-ми квартирного дома (таблица П-2 [1]) — кс.127 = 0,9.

Рс.127 = Nл.127 · кс.127 · Рл.16 = 2 · 0,9 · 11 = 19,8 (кВт).

Суммарная активная нагрузка 127-квартирного дома.

Ржд.127 = Ркв.127 + 0,9 · Рс.127 = 140,9 + 0,9 · 19,8 = 158,7 (кВт).

0,9 — коэффициент совмещения максимумов силовой нагрузки и нагрузки квартир.

Полная нагрузка 127-квартирного дома.

Коэффициент мощности квартир (таблица П-4 [1]) — tgцкв.16 = 0,2.

Коэффициент мощности ЭД лифта (таблица П-4 [1]) — tgцл = 1,33.

Производим аналогичный расчет для оставшихся типов домов. Результаты заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Нагрузки жилых домов

2.3 Расчёт нагрузок общественных зданий Нагрузка таких зданий определяется, как правило, индивидуально в процессе разработки проектов внутреннего электрооборудования. Но в данном расчете мы используем укрупненные показатели нагрузки общественных зданий и предприятий, полученные статистическими методами.

Таблица 2.1 — Удельная нагрузка общественных зданий, количество зданий, количество расчетных единиц и cosц

Расчетная активная нагрузка школы.

Рр.ш = Руд. ш · nш = 0,14 · 1 300 = 182 (кВт).

Руд.ш — удельная нагрузка школы, кВт/чел;

nш — количество расчетных единиц, чел.

Полная нагрузка школы.

Sр.ш = Рр. ш / cosцш = 182 / 0,95 = 191,58 (кВА).

Расчетная активная нагрузка всех школ района.

УРр.ш = Рр. ш · Nш = 182 · 10 = 1820 (кВт).

Nш — число всех школ района, шт.

Полная нагрузка всех школ района.

УSр.ш = Sр. ш · Nш = 191,58 · 10 = 1915,8 (кВт).

Nш — число всех школ района, шт.

Производим аналогичные расчеты для других общественных зданий. Результаты заносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 — Результаты расчетных данных по общественным потребителям района

2.4 Нагрузка домов и общественных зданий микрорайона «А»

После разбивки района города на микрорайоны выписываем всех электропотребителей и их количество. Для микрорайона «А»:

Жилые дома:

16-этажные по 127 квартир — 7 шт;

16-этажные по 381 квартир — 8 шт;

16-этажные по 508 квартир — 5 шт;

9-этажные по 72 квартир — 5 шт;

9-этажные по 108 квартир — 5 шт;

9-этажные по 144 квартир — 6 шт.

Общественные здания:

Для определения количества трансформаторных подстанций и мощности каждой ТП следует сложить всю электрическую нагрузку как жилую, так и общественных учреждений.

Активная и полная мощность, потребляемая жилыми домами микрорайона «А» .

УРж.д.А = Ржд.127 · N127А + Ржд.381 · N381А + Ржд.508 · N508А + Ржд.72 · N72А +

Ржд.108 · N108А + Ржд.144 · N144А = 158,7 · 4 + 388,1 · 6 + 491 · 4 +

+ 58,3 · 5 + 79,1 · 9 + 97,7 · 3 = 7 944 (кВт).

УSж.д.А = Sжд.127 · N127А + Sжд.381 · N381А + Sжд.508 · N508А + Sжд.72 · N72А +

Sжд.108 · N108А + Sжд.144 · N144А = 167 · 4 + 407,6 · 6 + 514 · 4 +

+ 64,4 · 5 + 88 · 9 + 108,3 · 3 = 8 412 (кВА).

N127А, …, N144А — количество домов в микрорайоне с числом квартир, соответственно 127, …, 144.

2.5 Активная и полная мощность, потребляемая общественными потребителями микрорайона «А»

Рр — расчетная активная нагрузка каждого из общественных зданий;

Sр — расчетная полная нагрузка каждого из общественных зданий;

NА — кол-во соответствующих общественных зданий в микрорайоне «А».

Активная и полная мощность, потребляемая всеми потребителями микрорайона «А» .

Суммарную нагрузку микрорайона рассчитываем с учетом нагрузки наружного освещения, доля которого составляет 5% от суммарной нагрузки.

УРА = 1,05· (УРжд.А + УРон. А) = 1,05· (7 944 + 1 487) = 9 903 (кВт);

УSА = 1,05· (УSжд.А + УSон. А) = 1,05· (8 412 + 1 621) = 10 535 (кВА).

Выполняем аналогичные действия для других микрорайонов. Результаты заносим в таблицы 4.1 и 5.1.

Таблица 4.1 — Распределение потребителей по микрорайонам

Таблица 5.1 — Расчетные данные нагрузок микрорайонов

Определение категории надежности электроснабжения объектов.

Требования к надежности электроснабжения регламентированы ПУЭ, согласно которым все электроприемники в этом отношении подразделяются на три категории:

I категория — электроприемники, нарушение электроснабжения, которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, вызванный повреждением оборудования, массовым браком продукции или расстройством сложных и трудно восстанавливаемых технологических процессов, а также нарушением работы особо важных элементов городского хозяйства. В городских электрических сетях рассчитываемого района к I категории относятся: кинотеатры, универсальные магазины, больницы, а также электроприемники технических и силовых установок узлов радиосвязи, телеграфа, телефонных, водопроводных и канализационных станций.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, причем перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического включения резерва (АВР). Независимым называется источник питания данного объекта (в нашем случае объектом может являться группа электроприемников или электроустановок), на котором сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках. При небольшой мощности электроприемников и некоторых других особенностях местных условий в качестве второго источника питания могут быть использованы передвижные электростанции, аккумуляторные батареи, стационарные генераторы с двигателями внутреннего сгорания или паровыми машинами, а также перемычки на низшем напряжении от ближайшего распределительного пункта, имеющего независимое питание, с автоматическим включением резерва.

II категория — электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый простой рабочих, оборудования и промышленного транспорта, а также нарушение нормальной деятельности большого числа жителей. К этой категории относятся: электроприемники жилых зданий, от 6 до 16 этажей включительно, а также меньшей этажности, но оборудованных стационарными кухонными электроплитами, поликлиники, школы, детские сады, учебные заведения, котельные, рестораны, кафе, продовольственные магазины, химчистки, аптеки, гостиницы, учереждения.

Для электроприемников второй категории перерывы питания допускаются на время, необходимое для включения резерва выездной бригадой или дежурным персоналом. Допускается питание рассматриваемых приемников одной воздушной линией при напряжении 6 кВ и более, а при кабельных линиях не менее чем двумя кабелями, присоединяемыми через самостоятельные разъединители. Однако и для электроснабжения потребителей II категории рекомендуется устройство АВР, если применение этого устройства увеличивает капитальные вложения в сеть не более чем на 15% или если эти затраты окупаются за 5−8 лет. Допускается резервирование электроприемников II категории при аварии путем устройства перемычек на стороне низшего напряжения шланговым кабелем длиной до 50 м.

III категория — электроприемники, не подходящие под определение I и II категории. К ней, в частности, неответственные потребители, например парикмахерские или промтоварные магазины. Для этих электроприемников допускаются перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента электроснабжения, но не более чем на сутки.

Вывод: Т.к. в проектируемом районе присутствуют электропотребители I категории, причем они равномерно распределены по всему району, то для соблюдения условий их бесперебойного электроснабжения принимаем следующие схемы питания:

1) ГПП Питание ГПП осуществляем одной двухцепной ВЛ. Сечение провода выбирается по условиям возможности работы одной цепи в послеаварийном режиме.

Применяем схему «одна секционированная система шин» с автоматикой АВР на секционном выключателе. Выбранную схему применяем для сторон ВН, СН и НН ГПП.

Кол-во силовых трансформаторов — 2шт. Мощность выбирается с учетом возможности работы в послеаварийном режиме любого из трансформаторов.

2) ТП Питание ТП осуществляется от двух кабелей, каждый из которых должен выдерживать нагрузку в послеаварийном режиме.

Применяем схему «одна секционированная система шин» на стороне ВН и НН.

Число силовых трансформаторов — 2шт. Мощность выбирается с расчетом возможности работы в послеаварийном режиме любого из трансформаторов.

2.6 Выбор количества и места расположения ТП по микрорайонам.

Суммарная мощность ТП микрорайона «А».

Суммарную мощность всех ТП микрорайона рассчитываем с учетом коэффициента запаса трансформаторов, который принимаем равным кз = 0,77.

УSтр.А = УSА / кз = 10 535 / 0,77 = 13 681 (кВА).

Выбор типа и мощности ТП микрорайона «А».

Согласно выдвинутым ранее требованиям по надежности электроснабжения подстанции выполняем двухтрансфоматорными.

Мощность и число ТП:

2 х 1 000 кВА — 5 шт

2 х 630 кВА — 3 шт

2 х 630 кВА — 1 шт (для питания котельной).

Размещение подстанций на территории микрорайона «А».

Размещаем ТП в микрорайоне как можно ближе к центрам нагрузки и пронумеровываем их (центром нагрузки здания считаем геометрический центр его площади).

Расставляем подстанции и определяем их координаты по координатной системе, предварительно нанесенную на генплан района. Результаты заносим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 — ТП микрорайона «А»

Производим аналогичные действия для остальных микрорайонов. Результаты заносим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 — ТП района города

Нагрузка ТП-1.

Потребители, подключенные к ТП-1.

Жилые дома:

16-этажные по 127 квартир — 3 шт;

16-этажные по 381 квартир — 0 шт;

16-этажные по 508 квартир — 1 шт;

9-этажные по 72 квартир — 0 шт;

9-этажные по 108 квартир — 1 шт;

9-этажные по 144 квартир — 1 шт.

Общественные здания:

Для определения нагрузки на ТП суммируем электрическую нагрузку как жилую, так и общественных учреждений.

Активная и полная мощность, потребляемая жилыми домами микрорайона, подключенными к ТП-1.

Sжд.ТП-1 — расчетная полная нагрузка жилых домов;

NТП-1 — кол-во домов, подключенных к ТП-1.

Активная и полная мощность, потребляемая общественными потребителями, подключенными к ТП-1.

Sон.ТП-1 — расчетная полная нагрузка общественных зданий;

NТП-1 — кол-во общественных зданий, подключенных к ТП-1.

Полная мощность, потребляемая всеми потребителями.

Суммарную нагрузку ТП рассчитываем с учетом нагрузки наружного освещения, доля которого составляет 5% от суммарной нагрузки ТП.

УSТП-1 = 1,05· (УSжд.ТП-1 + УSон. ТП-1) = 1,05· (1211 + 375,3) = 1 665,8 (кВА).

Производим аналогичные действия для остальных ТП. Результаты вычислений заносим в таблицы 8.1−14.1.

Таблица 8.1 — Распределение потребителей по ТП

Таблица 9.1 — Распределение потребителей по ТП

Таблица 10.1 — Распределение потребителей по ТП

Таблица 11.1 — Распределение потребителей по ТП

Таблица 12.1 — Распределение потребителей по ТП

Таблица 13.1 — Распределение потребителей по ТП

Таблица 14.1 — Расчетные данные нагрузок ТП.

2.7 Расчетная мощность заводской нагрузки Расчетную мощность заводской нагрузки определяем, предварительно задавшись назначением заводов и определив усредненный соsц, исходя из технологии производства.

Расчетная мощность завода № 1.

Данные завода:

Тип завода: Металлообрабатывающий.

Потребители: Металлорежущие и обрабатывающие станки, приводимые асинхронными двигателями, выпрямители гальванических ванн.

Активная мощность: РЗ-1 = 4 300 кВт.

Cosц: CosцЗ-1 = 0,67.

Полная мощность, потребляемая заводом.

SЗ-1 = РЗ-1 / CosцЗ-1 = 4 300 / 0,67 = 6 418 (кВА).

Производим аналогичные действия для других заводов. Результаты заносим в таблицу 15.1.

Таблица 15.1 — Сводная таблица характеристик и рассчитанных данных заводов.

Суммарная полная нагрузка заводов УSЗ = УSЗ-1 + УSЗ-2 + УSЗ-3 +УSЗ-4 +УSЗ-5 =

= 6 418 + 2 258 + 4 769 + 6 065 + 2 044 = 21 554 (кВА).

2.8 Определение центра нагрузок Используя расчетные мощности ТП и их координаты по координатной системе рассчитываем абсциссу и ординату центра нагрузки района для размещения в этом месте ГПП.

В расчете не учитываем заводскую нагрузку, т.к. заводы питаются при помощи линии другого класса напряжения (35кВ) нежели городские сети (10кВ).

Расчет производим по следующим формулам:

Sр.i — полная расчетная мощность каждой из ТП;

xi — абсцисса координат соответствующего ТП;

yi — ордината координат соответствующего ТП;

— суммарная расчетная мощность всех ТП района.

После проведения вычисления по этим формулам получаем следующие координаты центра нагрузок района:

х0 = 1 934 м; у0 = 1 760 м.

2.9 Выбор класса напряжений Выбор напряжения линии, питающей ГПП.

Мощность, передаваемая по линии.

УSГПП = УSТП + УSЗ = 68 846 + 21 554 = 90 340 (кВА).

Длина линии ИП — ГПП.

Расстояние от ГПП до границы города замеряем на генплане. Оно составляет ?1 = 1 725 м.

Расстояние от границы города до ИП берем из задания на ДП. ?2 = 5 000 м.

?ВН = ?1 + ?2 = 1 725 + 5000 = 6 725 (м).

Номинальное напряжение линии выбираем по номограмме (рис. 18.4.ж [2]). При выборе учитываем расчетные данные: мощность, передаваемая по линии; длина линии.

Согласно номограмме оптимальным напряжением для линии с такими параметрами является напряжение 110кВ.

Выбор напряжения линии, питающей предприятия.

Мощность, передаваемая по линии (суммарная мощность заводов) 21 554 кВА.

Длина линии (замеряем на генплане) 1,4 км.

Номинальное напряжение линии выбираем по номограмме (рис. 18.4.б [2]). При выборе учитываем расчетные данные: мощность, передаваемая по линии; длина линии.

Согласно номограмме оптимальным напряжением для линии с такими параметрами является напряжение 35кВ.

Выбор напряжения линии, питающей городские ТП.

Величину напряжения выбираем — 10 кВ. Аргументировать такой выбор можно следующим:

1). Потери в сетях 10 кВ намного меньше, чем в сетях 6 кВ.

2). Широкое распространение и удешевление коммутационной, измерительной аппаратуры и силовых трансформаторов на напряжение 10 кВ и сворачивание производства оборудования на 6 кВ.

2.10 Определение типа, числа, расположения и длинны линий распределительной сети 10 кВ Для питания городских ТП применяем два типа схем: радиальную и кольцевую. Каждая из них имеет свои достоинства и недостатки.

Радиальная требует меньших капитальных затрат, но обладает меньшей надежностью. При повреждении произошедшей в любом месте сети прекращает питание всех потребителей, находящихся за местом повреждения. Для повышения надежности радиальные сети делают двухцепными. При такой схеме в случае аварии на одной из цепей вторая находится под двойной нагрузкой, что учитывается при расчетах сечений кабелей. В случае повреждения двух цепей все потребители за местом повреждения окажутся обесточенными.

Кольцевые сети более надежны, но требуют больших капитальных затрат на закольцовку и 2 дополнительные ячейки в РУ ГПП. Линии данного типа также выполняют двухцепными для повышения надежности электроснабжения потребителей. В случае повреждения одной цепи линии и отключении поврежденного участка питание потребителе не прервется. Токи кабелей в этом случае принимают значения от Iном до 2Iном, что должно учитываться в расчетах. Даже в случае повреждения обеих цепей линии питание потребителей не прерывается, но токовая нагрузка кабелей может достигать 2Iном.

Линия 1.

Маршрут: ГПП — ТП7 — ТП5 — ТП6 — ТП4 — ТП3 — ТП1 — ТП2

Тип: Радиальная

2.11 Расчетный и допустимый токи линии Расчетные токи линии и одной цепи определяем с учетом коэффициента одновременности, равного ко = 0,77.

Iр1ц = Iр1л / 2 = 386 / 2 = 193 (А).

Допустимый ток определяем с учетом поправочных коэффициентов к1 и к2, учитывающих условия прокладки — температуру почвы и число и расстояние между кабелями в траншее. Значения коэффициентов выписываем из каталога производителя.

Значение к1 принимаем для 20оС.

к1 = 0,97.

Значение к2 при числе кабелей в траншее 2 шт. при расстоянии между кабелями 200 мм, равно:

к2×2 = 0,92.

Предварительно выбираем сечение кабеля, ориентируясь на расчетный ток линии (сразу учитываем послеаварийный режим).

Для линии 1 выбираем кабель сечением 185 мм² на одну цепь. Следовательно, в траншее будут находиться 2 кабеля.

Номинальная и допустимая токовые нагрузки для кабелей из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ сечением 185 мм² при выбранных условиях прокладки равны:

Iн185 = 364 А;

Iд185 = Iн185 · 1,17 = 364 · 1,17 = 426 (А).

Определяем допустимый ток одной цепи линии в нормальном и послеаварийном режимах.

В послеаварийном режиме в работе остается одна цепь линии.

Iд1 = к1 · к2×2 · Iд185 = 0,97 · 0,92 · 426 = 380 (А).

Iд1па = к1 · Iд95 = 0,97 · 426 = 413 (А).

Т.к. токи в номинальном (Iр1ц = 193 А) и послеаварийном режимах Iр1л = 386 А не превышают допустимые токи в, соответственно, нормальном (Iд1 = 380 А) и послеаварийном (Iд1па = 413 А) режимах, следовательно, выбранное сечение подходит по условию нагрева.

Производим аналогичные действия для других заводов. Результаты заносим в таблицы 16.1 и 17.1.

Таблица 16.1 — Результаты расчетов кабельных линий

Таблица 17.1 — Длины кабельных линий 10кВ и марки кабелей

АПвПу — одножильный с алюминиевой токоведущей жилой с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой усиленной оболочке.

Расчет токов короткого замыкания.

Расчет производим для точек КЗ:

1). На шинах 110 кВ ГПП.

2). На шинах 10 кВ ГПП.

3). На шинах 10 кВ ТП4.

4). На шинах 35 кВ ГПП.

5). На шинах 35 кВ ТП завода № 1.

Согласно заданию мощность короткого замыкания равна бесконечности, при этом реактивное сопротивление системы равно хс = 0. За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА, за базисное напряжение принимаем Uб = 115 кВ.

Тип замыкания: трехфазное симметричное и однофазное.

Длины кабельных и воздушных линий.

Длины замеряем на генплане.

Длина воздушной линии 110 кВ ЦП — ГПП — ?110 = 6,7 км.

Длина воздушной линии 35 кВ ГПП — ТП завода № 1 — ?35 = 3,3 км.

Длина кабельной линии 10 кВ ГПП — ТП4 — ?10 = 3,115 км.

Реактивное сопротивление линий.

Удельные индуктивные сопротивления линий.

х0.110 = 0,413 Ом/км; х0.35 = 0,396 Ом/км; х0.11 = 0,083 Ом/км.

2.12 Реактивные сопротивления линий Так как от ГПП до ТП-2 проложены два параллельно подключенных кабеля одинакового сечения и с одинаковой нагрузкой, сопротивление кабельной линии будет в 2 раза меньше.

Аналогично для линий 35 и 10 кВ.

х35 = 0,107; х10 = 0,129.

Реактивное сопротивление трансформатора ГПП Определяем сопротивление трансформатора отдельно для обмоток ВН — СН и ВН — НН трансформатора ТДЦТН-63 000/110. Технические характеристики трансформатора:

uк.ВН-СН = 10,5%; uк. ВН-НН = 17%; Sнт = 63 МВА.

Аналогично для обмотки НН.

хТ.НН = 0,27.

Базисный ток.

Действующее значение тока трехфазного КЗ в контрольных точках.

Аналогично для точек К2, К3, К4 и К5.

I2`` = 18,8 кА; I3`` = 13,7 кА;

I4`` = 8,2 кА; I5`` = 5,6 кА.

Ударный ток КЗ в контрольных точках.

Ударный коэффициент принимаем равным куд = 1,8.

Аналогично для точек К2, К3, К4 и К5.

iуд2 = 47,8 кА; iуд3 = 34,8 кА;

iуд4 = 21 кА; iуд5 = 14,2 кА.

Ток однофазного КЗ для точки К1.

Выбор силовых трансформаторов ГПП.

Суммарная нагрузка ГПП.

УSГПП = УSТП + УSЗ = 58 802 + 21 554 = 80 360 (кВА).

Мощность одного трансформатора ГПП.

Мощность рассчитываем с учетом коэффициента запаса, равного кз = 0,75.

2.13 Выбор силовых трансформаторов ГПП Выбираем трансформаторы, руководствуясь следующими условиями:

а). Номинальная мощность трансформаторов ГПП должна быть больше или равна 53 570 кВА.

б). Трансформаторы должны быть трехобмоточными с обмотками на напряжение ВН — 110кВ, СН — 35кВ и НН — 10 кВ.

в). Трансформаторы должны быть оборудованы устройствами РПН.

По таблице приложения П8 выбираем трансформатор типа ТДЦТН-63 000/110.

Это трехфазный трехобмоточный трансформатор мощностью 63 000 кВА, с обмотками на напряжения 110, 35 и 10 кВ, с принудительной циркуляцией воздуха и масла, и с устройством РПН.

Проверка режима работы трансформаторов в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим — режим, при котором отключен один трансформатор и вся нагрузка ложится на трансформатор оставшийся в работе.

Согласно ПУЭ допускается перегрузка трансформатора на 40% (S = 140%) в послеаварийном режиме продолжительностью 24 часа.

С учетом коэффициентов допустимой перегрузки (кп = 1,4) и несовпадения максимумов нагрузки (к0 = 0,9). Допустимая нагрузка трансформатора составит

Т.к. допустимая мощность одного силового трансформатора ГПП (98 000 кВА) больше суммарной нагрузки микрорайона (80 360 кВА), следовательно выбранные трансформаторы смогут работать в послеаварийном режиме. Окончательно принимаем для установки на ГПП силовых трансформаторов типа ТДЦТН-63 000/110.

2.14 Выбор аппаратуры на ГПП Выбор и проверка выключателей 110 кВ.

Ток выключателя в послеаварийном режиме.

Предварительно выбираем элегазовый выключатель марки ВГТ-110 II-40/2500 У1, производства ОАО «УРАЛЭЛЕКТРОТЯЖМАШ».

Проверка.

Номинальное напряжение 110 кВ (наибольшее 126 кВ)? 110 кВ;

Максимальный ток 2500 А? 422 А;

Номинальный ток отключения 40 кА? 22 кА;

Наибольший пик сквозного тока 102 кА? 58,4 кА;

Ток динамической стойкости 40 кА? 22 кА.

Проверка на термическую стойкость.

Полный квадратичный импульс тока при трехфазном КЗ.

где фв110 — полное время отключения выключателя, с;

фрз — время срабатывания РЗ, с;

фа — время действия апериодической составляющей тока КЗ, с.

Полный квадратичный импульс тока, выдерживаемый выключателем.

где Iтс — ток термической стойкости выключателя, кА;

фтс — время протекания тока термической стойкости, с.

Т.к. полный квадратичный импульс тока, выдерживаемый выключателем в 4800 А2· с больше импульса тока при трехфазном КЗ в 227,5 А2· с, значит выключатель выдержит ток КЗ по условиям термической стойкости.

Выключатель подходит по всем параметрам.

Для выбора другой аппаратуры производим аналогичные действия. Результаты заносим в таблицу 18.1.

Таблица 18.1 — Результаты выбора и проверки аппаратуры ГПП

2.15 Расчет линий 110 и 35 кВ Линии выполняем в виде двухцепных ВЛ. Две цепи необходимы для обеспечения надежности электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий.

Выбор воздушной, а не кабельной линии объяснятся высокой стоимостью, сложностью и дороговизной обслуживания КЛ напряжением 35 и 110кВ. Применение КЛ высоких напряжений не рекомендуется в городских условиях.

Расчет линии 110 кВ, питающей ГПП.

Номинальный ток линии и одной цепи.

Iц110 = Iл110 / 2 = 422 / 2 = 211 (А).

Сечение проводов ЛЭП выбираем по экономическим интервалам.

Для рассчитанного значения тока оптимальным является сечение 240 мм².

Тип провода — АС-240/39.

Проверка на допустимый нагрев в послеаварийном режиме.

Длительно допустимый ток провода АС-240/39 на открытом воздухе — 610 А. Это значение больше тока линии (422 А), который будет протекать по одной цепи в случае повреждения другой. Следовательно, выбраное сечение подходит по условиям нагрева в послеаварийный период.

2.16 Расчет линии 35 кВ, питающей заводские ТП Произведя расчеты аналогичные расчетам ВЛ 110кВ получим следующие результаты.

Номинальный ток линии и одной цепи.

Iл110 = 356 А; Iц110 = 178 А.

Тип провода — АС-150/24.

Проверка на допустимый нагрев в послеаварийном режиме.

Длительно допустимый ток провода АС-150/24 на открытом воздухе — 450 А. Это значение больше тока линии (356 А), который будет протекать по одной цепи в случае повреждения другой. Следовательно, выбранное сечение подходит по условиям нагрева в послеаварийный период.

2.17 Расчет сети 0,4 кВ котельной Электропотребители котельной.

Электропотребители котельной состоят, в основном, из асинхронных двигателей, которые вращают вентиляторы, дымососы котлов и системы вентиляции, а также множество различных насосов. Основная нагрузка приходится именно на этих потребителей. Освещение и бытовые потребители составляют очень небольшую часть от общей нагрузки.

В таблицу 19.1 заносим всех электропотребителей котельной. Мощность двигателей дымососов принимаем рассчитанной в специальной части дипломного проекта — 45 кВт.

Таблица 19.1 — Расчетные данные электропотребителей котельной.

2.18 Расчетная нагрузка силовых и осветительных щитов Определяем суммарную активную, реактивную мощность и токовую нагрузку каждого щита суммированием соответствующих мощностей и токов потребителей, подключенных к нему. Пусковой ток щита определяем суммированием пускового тока самого мощного потребителя и номинальных токов потребителей меньшей мощности. Результаты расчетов заносим в таблицу 20.1.

Таблица 20.1 — Расчетные нагрузки силовых щитов

2.19 Выбор электрооборудования котельной Для установки коммутационной аппаратуры применяем 9 силовых щитов. 8 из них установлены в электрощитовой котельной и питают силовое оборудование. Один щит находится в помещении мастерской. От него питаются металлообрабатывающие станки и сварочный трансформатор. Щитки основного и аварийного освещения установлены в помещениях котельной.

Для питания силовых щитов в электрощитовой применяем магистральный шинопровод с подключенными к нему силовыми кабелями.

Для коммутации, защиты КЛ, шин и двигателей применяем, контакторы серий КТИ и КМИ, автоматические выключатели серии ВА производства ИЭК (Россия) а также выключатели серии Электрон.

Кабельные линии выполняем полиэтиленовыми кабелями серии АпвВГ (силовые кабели с изоляцией из сшитого политэтилена в оболочке из ПВХ пластиката пониженной пожароопасности) производства кольчугинского завода «Электрокабель» (Россия).

Расчет сечений кабельных линий.

Сечение жил кабелей выбираем по допустимому нагреву. Проверку сечения производим по допустимому падению напряжения на клеммах потребителей.

Поправочный температурный коэффициент.

Поправочный коэффициент, учитывающий условия прокладки кабеля.

Для кабелей, проложенных в лотках кп = 0,9.

Поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей в лотке.

Принимаем среднее число кабелей в лотке — 4 шт., Тогда кN = 0,8.

Сечение кабеля аварийного вентилятора № 1, подключенного к ЩС-1.

Номинальный ток линии — 22,55А.

Допустимый ток кабеля Выбираем сечение кабеля по условию IдопКЛ? IдопВА1.

Принимаем стандартное сечение жилы алюминиевого четырехжильного кабеля — 10 мм².

Выполняем аналогичные действия для остальных линий, питающих потребителей и линий питающих щиты. Результаты заносим в таблицу 21.1.

Таблица 21.1 — Сечения кабельных линий.

2.20 Проверка выбранных кабелей на допустимое падение напряжения Проверку выполняем с учетом переходных сопротивлений контактных соединений и коммутационных аппаратов. Проверяем самые нагруженные и длинные линии.

Падение напряжения на питательном насосе, подключенном к ЩС-1.

Рассчитываем падение напряжения на клеммах двигателя по следующей формуле.

где ?U — падение напряжения на участке сети;