Расчет электрических нагрузок микрорайона

1. Расчет электрических нагрузок микрорайона

1.1 Расчет жилых зданий микрорайона

Расчетная нагрузка питающих линий, вводов и на шинах РУ — 0,4 кВ ТП от электроприемников квартир (Р_кв) определяется по формуле:

кВт. (1)

где Р_кв — удельная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая по таблице 6.1. в зависимости от числа квартир, присоединенных к линии, типа кухонных плит.

Реактивную мощность, потребляемую нагрузками квартир, определим с помощью коэффициента реактивной мощности tgц_кв, представленного в табл. 2.1.4. [2]:

квар. (2)

Полная нагрузка от квартир:

кВА (3)

где — расчетный коэффициент реактивной мощности жилых домов в табл. 2.1.4.

Все дома проектируются с электрическими плитами. Произведем расчет для 4-х секционного жилого дома на 128 квартир:

кВт,

квар,

кВА.

Для остальных домов расчеты производим аналогично, результаты сводим в табл. 2.

Таблица 2-Расчет жилых зданий микрорайона

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) Р_р.ж.д. определяется по формуле:

(4)

где Р_с — расчетная нагрузка силовых электроприемников, которая определяется по формуле [2]:

(5)

где Р_р.л. — мощность лифтовых установок,

Р_ст.у — мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств.

Мощность лифтовых установок определяется по формуле:

(6)

где — коэффициент спроса, который определяем по табл. 2.1.2 [2],

n_л — количество лифтовых установок,

P_ni — установленная мощность электродвигателя лифта.

Реактивная мощность лифтовых установок:

(7)

где tgц — коэффициент реактивной мощности лифтов п. 2.1.4.

Полная нагрузка лифтовых установок:

. (8)

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств определяем по формуле:

(9)

где — коэффициент спроса, который определяем по табл. 2.1.3.

Поскольку в зданиях нет электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств =0, тогда =(=).

Произведем расчет мощности лифтовых установок по вышеприведенным формулам. Принимаем электродвигатели типа АС 81−6/24 (5 кВт) и АС 2−92 6/24 (10 кВт) Результаты расчетов сведем в табл. 3.

Таблица 3 — Расчет мощности лифтовых установок

Расчетная реактивная нагрузка жилого дома:

(10)

Полная нагрузка жилого дома:

(11)

Определим расчетные нагрузки жилых домов по вышеуказанным формулам, результаты расчетов занесем в табл. 4.

Таблица 4 — Расчетные нагрузки жилых домов

1.2 Расчет общественных зданий микрорайона

Активная и реактивная нагрузки для средней школы с электрифицированной столовой и спортивным залом определяем по формулам:

(12)

(13)

где Р_уд.шк. — удельная расчетная нагрузка школы, которую определяем по табл. 6.14 [1];

n — количество учащихся;

tgц — коэффициент принимаемый по табл. 2.2.1.

Полная нагрузка школы:

(14)

кВт,

квар,

кВА.

Аналогично выполняем расчеты для других общественных зданий социального назначения и для различных общественных зданий. Результаты сводим в таблицу 5.

Таблица 5 — Расчетные нагрузки общественных зданий социального назначения

1.3 Расчет уличного освещения

Уличное освещение микрорайона будет осуществляться светильниками серии РСУ-21−250−001 с газоразрядными лампами высокого давления ДРЛ 250 (мощность 250 Вт), поток 12 000 лм. Коэффициент мощности светильника cosц =085. Длина пролета между светильниками 30 м.

Расчет наружного освещения будем производить согласно СНиП 23−05−95.

Освещение микрорайона № 1

Длина освещаемых улиц микрорайона № 1−630 м,

Число количество устанавливаемых светильников определим по формуле:

(15)

где L_ул.i. — длина улицы;

L_прол. — длина пролета между cветильниками.

шт.,

Устанавливаем 21 светильник.

Активная нагрузка определяется по формуле:

(16)

кВт.

Реактивная нагрузка определяется по формуле:

(17)

где tgц = 0,62 — коэффициент реактивной мощности.

Расчетная нагрузка, приведенная к шинам 10 кВ питающей подстанции:

Освещение микрорайона № 2

Длина освещаемых улиц микрорайона № 2−700 м,

Число количество устанавливаемых светильников определим по формуле (15):

шт.

Устанавливаем 24 светильника.

Активная нагрузка определяется по формуле (16):

кВт.

Реактивная нагрузка определяется по формуле (17):

квар

Расчетная нагрузка, приведенная к шинам 10 кВ питающей подстанции:

кВА

Освещение микрорайона № 3

Длина освещаемых улиц микрорайона № 3−500 м

Число количество устанавливаемых светильников определим по формуле (15):

шт.,

Устанавливаем 17 светильников.

Активная нагрузка определяется по формуле (16):

кВт.

Реактивная нагрузка определяется по формуле (17):

квар

Расчетная нагрузка, приведенная к шинам 10 кВ питающей подстанции:

кВА

Освещение микрорайона № 4

Длина освещаемых улиц микрорайона № 4−550 м

Число количество устанавливаемых светильников определим по формуле (15):

шт.,

Устанавливаем 19 светильников.

Активная нагрузка определяется по формуле (16):

кВт.

Реактивная нагрузка определяется по формуле (17):

Расчетная нагрузка, приведенная к шинам 10 кВ питающей подстанции:

кВА

2. Выбор числа места, типа трансформаторных подстанций и мощности трансформаторов

Определим расчетную нагрузку кварталов по формуле:

(18)

где n — количество жилых зданий в квартале

m — количество общественных зданий в квартале;

— расчетная электрическая нагрузка освещения квартала.

Плотность нагрузки кварталов:

(19)

где F — площадь территории квартала, км².

Плотность нагрузки микрорайона № 1:

где:

Площадь застройки F_района=0,059 км²;

Плотность нагрузки микрорайона № 2:

где:

Площадь застройки F_района=0,065 км²;

Плотность нагрузки микрорайона № 3:

где:

Площадь застройки F_района=0,044 км²;

Плотность нагрузки микрорайона № 4:

где:

Площадь застройки F_района=0,049 км²;

Поскольку в микрорайоне многоэтажная застройка и высокая плотность нагрузки мощность трансформаторов ТП согласно п. 4.4.3 принимаем 630 кВ•А.

Поскольку в микрорайоне в основном потребители второй категории, в соответствии с требованиями по надежности электроснабжения потребителей, принимаем к установке двухтрансформаторные ТП.

Оптимальное число ТП в каждом квартале определяем по формуле:

(20)

где: S_ном.т — номинальная мощность трансформаторов ТП, кВ*А;

1,8 — допустимая перегрузка трансформаторов п. 4.3.13.1.

Определим оптимальное число ТП первого квартала:

шт.

В 1 микрорайоне устанавливаем 2 двухтрансформаторные ТП.

Определим оптимальное число ТП второго квартала:

шт.

В 2 микрорайоне устанавливаем 2 двухтрансформаторные ТП.

Определим оптимальное число ТП третьего квартала:

шт.

В 3 микрорайоне устанавливаем 1 двухтрансформаторное ТП.

Определим оптимальное число ТП четвертого квартала:

шт.

В 4 микрорайоне устанавливаем 2 двухтрансформаторные ТП.

Трансформаторных подстанций располагаем учитывая расположение домов в районе, дорог, образовательных учреждений. Согласно противопожарным нормам и с учетом исключения вредного воздействия на окружающую среду, а также на здоровье и санитарно-бытовые условия жизни населения.

В кварталах устанавливаем трансформаторы типа: ТМ-630/10

Минимальное расстояние от ТП до жилых и общественных зданий при различных степенях огнестойкости зданий, согласно расстояниям, указанным в табл. 1 принимаем — 18 м.

2.1 Расчетные электрические нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП

Активная расчетная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП:

(21)

где — наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП;

— расчетные нагрузки других зданий, питаемых от ТП;

— коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по табл. 2.3.1.

Реактивная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП:

(22)

где — наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП;

— расчетные нагрузки других зданий, питаемых от ТП.

Полная расчетная нагрузка:

. (23)

Произведем расчет для ТП № 1 установленной в квартале № 1. К ТП1 присоединены жилые дома 25, 26, 27, 28,29 продовольственный магазин площадью 410 и промтоварный магазин площадью 432.

кВт, квар, кВА.

Аналогично произведем расчеты для остальных ТП, результаты занесем в табл. 8

Реактивная электрическая нагрузка на наружное освещение:

(24)

где tgц =0,62 — коэффициент реактивной мощности светильников.

Суммарная активная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП:

. (25)

Суммарная реактивная нагрузка на шинах 0,4 ТП:

. (26)

Полная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП:

. (27)

К ТП1 подключено половина нагрузки освещения квартала. Произведем расчет для ТП1.

кВт, квар,

кВ*А.

Аналогично произведем расчеты для остальных ТП, результаты занесем в табл. 6.

Таблица 6 — Расчетные электрические нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП.

Таблица 7 — Расчетные электрические нагрузки миерорайона.

2.2 Загрузка трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

Загрузку трансформаторов в нормальном и аварийном режимах определим по формулам:

(28)

. (29)

Определим загрузку трансформаторов в нормальном режиме и аварийном режимах:

< 1,8 (ГОСТ 14 209−97).

Аналогично произведем расчеты для остальных ТП и результаты сводим в табл. 10.

Таблица 10 — Загрузка трансформаторов в нормальном и аварийном режимах

3. Расчет параметров распределительной сети 10 кВ по вариантам

Схемы условно объединены в три группы в зависимости от уровня надежности электроснабжения потребителей, создаваемого сетью, выполненной по той или иной схеме:

1. Схемы, для которых учитывается, что при повреждении любого элемента распределительной сети восстановление питания потребителей может быть произведено только после его замены или ремонта сети. Уровень надежности, создаваемый схемами, находится в пределах, требуемых приемниками 3 категории.

2. Схемы, в которых восстановление питания потребителей обеспечивается при повреждении элементов сети за счет ввода резервных элементов действиями оперативного персонала.

3. Схемы, для которых характерен автоматический ввод резервных элементов при нарушениях нормального режима работы сети. Схемы являются наиболее совершенными, так как при возникновении повреждения в сети перерыв питания определяется временем действия автоматических устройств.

К первой группе относятся сети, выполняемые по радиальной нерезервированной схеме. Эти сети наиболее дешевые и создают самую минимальную надежность потребителей. Схемы второй и третьей группы предусматривают резервирование питания потребителей.

Схемы второй группы образуются на использовании так называемых петлевых линий, т. е. линий, имеющих двухстороннее питание. При этом предусматривается также частичное резервирование трансформаторов через сеть напряжением 0,38 кВ. Вторая группа схем удовлетворяет требованиям, предъявляемым к электроснабжению основной массы городских потребителей, т. е. к электроприемникам 2 категории надежности. Учитывая простоту и наглядность схемы, удовлетворительные технико-экономические показатели петлевых сетей, они рекомендуются в настоящее время в качестве основных.

Третья группа включает различные схемы с автоматическим вводом резерва. Такие сети создают высокую надежность электроснабжения потребителей, так как при повреждении элементов сети, их питание может нарушиться только на время действия автоматических устройств. Электроприемники 1 категории произвольно размещаются на территории города. В связи с этим при выборе схемы используется выборочная автоматизация, т. е. автоматические устройства предусматриваются для узлов сети с приемниками 1 категории надежности или же сеть автоматизируется полностью.

К третьей группе относятся так называемые многолучевые сети с устройством АВР на стороне 6…10 кВ или на стороне 0,38 кВ.

В городских районах могут находиться потребители 2 категории. Основным принципом построения распределительной сети для электроприемников 2 категории является петлевая схема. Допускается использование автоматизированных схем для питания электроприемников 2 категории, если их применение приводит к увеличению приведенных затрат на сооружение сети не более, чем на 5%.

Различают две разновидности петлевых сетей. Первая представляет собой сеть напряжением 0,38 кВ с петлевыми линиями в сочетании с сетью 6…10 кВ. Вторая — представляет собой сеть напряжением 0,38 кВ с петлевыми линиями в сочетании с сетью 6…10 кВ тоже с петлевыми линиями. Схема предусматривает возможность двухстороннего питания ТП по сети 6…10 кВ и вводов, присоединяемых к петлевым линиям напряжением 0,38 кВ. Мощность трансформаторов в ТП выбирается с резервом на случай питания потребителей, присоединяемых к петлевым линиям 0,38 кВ при отключении одного из трансформаторов, работающих в узле сети.

Петлевые линии 0,38 кВ содержат специальное распределительное устройство, так называемый распределительный пункт. В нормальном режиме распределительная сеть 0,38 кВ работает с расключением в соединительных пунктах, в результате чего трансформатор питает определенный район сети 0,38 кВ.

3.1 Расчет параметров петлевой сети

Питание ТП получают по петлевым линиям (W₁-W₂), линия W₁ запитана I-ой секции шин РУ 10 кВ ЦП, а линия W₂ запитана от II-ой секции шин РУ 10 кВ ЦП.

Рис. 1. Петлевая схема сети 10 кВ

В результате, петлевая линия 10 кВ состоит как бы из двух частей W₁ и W₂. В нормальном режиме каждый жилой дом линия питает определённое количество ТП.

Расчётные нагрузки сети 10 кВ определяются путём суммирования расчётных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединённых к данному элементу сети, умноженных на коэффициент совмещения максимумов нагрузок (К_у), принимаемый по.

Точку потокораздела кольцевого участка петлевой схемы распределительной сети определим по формуле:

(30)

где n — количество узлов (центров потребления);

S_i — нагрузка центров потребления, кВт;

l_i — расстояния от соответствующих нагрузок до ЦП.

(31)

(32)

кВА

Определим расчётные нагрузки линий 10 кВ. Линия W₁ питает ТП4, ТП3, ТП2, ТП1 с суммой нагрузок S_УW1=3772 кВА. Тогда приведённая расчётная нагрузка W₁ будет:

(40)

где К_у = 0,85 по[1].

S_Pw1 = 0,85•3772 = 3206 кВ•А.

Линия W₂ питает ТП7, ТП6, ТП5 с суммой нагрузок S_УW2=2799 кВ•А. Тогда приведённая расчётная нагрузка W₂ будет:

Выбираем ближайшие стандартные сечения кабелей по таблице 1.3.7. Согласно п. 7.2.6 в распределительных сетях 10 кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм².

Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме для линии W₁:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А>185,3.

Условия выбора выполняются.

Проверим выбранный кабель по нагреву токами нагрузки в послеаварийном режиме, когда линия W₁ или линия W₂ будет повреждена на головном участке, тогда оставшаяся в работе линия примет нагрузку поврежденной линии.

Определим ток в послеаварийном режиме:

где К_у — коэффициент максимума нагрузок= 0,8 по.

I_доп=358А > I_ав=304А.

Условия выбора в послеаварийном режиме:

к • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275= 358А > 304А.

где k=1,3 — коэффициент перегрузки для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией.

Условия выбора выполняются.

Определим расчётный ток в нормальном режиме для участка ТП4-ТП3.

.

Экономическое сечение будет:

.

Выбираем стандартное сечение кабеля марки АСБ2 л-10−3×150 мм². Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме.

Условия выбора в нормальном режиме:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А > I_рн=144А.

Условия выбора выполняются.

Проверим выбранный кабель по нагреву в послеаварийном режиме:

.

Условия выбора в послеаварийном режиме:

1,3 • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275 = 358А > 281А.

Условия выбора выполняются.

Определим расчётный ток в нормальном режиме для участка ТП3-ТП2.

.

Экономическое сечение будет:

.

Аналогично вышеописанному принимаем стандартное сечение кабеля марки АСБ2 л-10−3×150 мм².

Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме. Условия выбора в нормальном режиме:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А;

275А > 76А.

Условия выбора выполняются.

1,3 • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275 = 358А > 234А.

Определим расчётный ток в нормальном режиме для участка ТП2-ТП1.

.

Экономическое сечение будет:

.

Аналогично вышеописанному принимаем стандартное сечение кабеля марки АСБ2 л-10−3×150 мм².

Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме. Условия выбора в нормальном режиме:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А;

275А > 50А.

Условия выбора выполняются.

Проверим выбранный кабель по нагреву в послеаварийном режиме:

.

Условия выбора в послеаварийном режиме:

1,3 • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275 = 358А > 187А.

Условия выбора выполняется.

Определим расчётный ток в нормальном режиме для участка ТП7-ТП6.

.

Экономическое сечение будет:

.

Выбираем стандартное сечение кабеля марки АСБ2 л-10−3×150 мм².

Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме. Условия выбора в нормальном режиме:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А > I_рн=95А.

Условия выбора выполняются.

Проверим выбранный кабель по нагреву в послеаварийном режиме:

.

Условия выбора в послеаварийном режиме:

1,3 • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275 = 358> 280А.

Условия выбора выполняется.

Определим расчётный ток в нормальном режиме для участка ТП6-ТП5.

.

Экономическое сечение будет:

.

Выбираем стандартное сечение кабеля марки АСБ2 л-10−3×150мм².

Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме. Условия выбора в нормальном режиме:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А > I_рн=91А.

Условия выбора выполняются.

Проверим выбранный кабель по нагреву в послеаварийном режиме:

.

Условия выбора в послеаварийном режиме:

1,3 • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275 = 358А> 276А.

Условия выбора выполняется.

Определим расчётный ток в нормальном режиме для участка ТП5-ТП1.

.

Экономическое сечение будет:

.

Выбираем стандартное сечение кабеля марки АСБ2 л-10−3×150мм².

Проверим выбранный кабель по нагреву в нормальном режиме. Условия выбора в нормальном режиме:

I_доп.? I_рн;

I_{доп.табл.}=275А > I_рн=90А.

Условия выбора выполняются.

Проверим выбранный кабель по нагреву в послеаварийном режиме:

.

Условия выбора в послеаварийном режиме:

1,3 • I_доп.? I_ав;

1,3 • 275 = 358А < 275А.

Условия выбора выполняется.

Результаты расчета сведены в табл. 11.

Таблица 11 — Сводная таблица расчетов сечений кабелей

3.2 Расчёт параметров кабельной сети напряжением 10 кВ по двухлучевой схеме

Для рассмотрения схемы сети на напряжении 10кВ в качестве второго варианта намечаем двойную двухлучевую сеть с устройством АВР на стороне напряжения 0,4 кВ в каждой ТП. В каждой ТП устанавливаются два трансформатора, которые питаются по самостоятельным линиям 10 кВ. Выбор сечения линий 10 кВ и мощности трансформаторов производится по условию взаимного резервирования без учета двухстороннего питания. Сеть 0,4 кВ выполняется в соответствии с категорией электроприемников, как правило в пределах одной ТП, так как параллельная работа через шины ТП или сеть 0,4 кВ недопустима. Дублирование элементов сети увеличивает стоимость ее сооружения, поэтому используются различные предложения по удешевлению стоимости сети.

Выбор сечения кабелей 10 кВ для двухлучевой схемы выполняется аналогично петлевой схеме с учетом поправочного коэффициента на количество работающих кабелей, лежащих рядом, согласно п. 1.3.18.

Рис. 2. Двойная двухлучевая схема сети 10 кВ Определяются потоки мощности по участкам:

Sцп-тп4=Sтп-4+Sтп3+Sтп2+ Sтп1=847,3+969,7+946,5+1008,8= 3772 кВА;

Sтп4-тп3=Sтп3+Sтп2+ Sтп1=969,7+946,5+1008,8=2925 кВА;

Sтп3-тп2= Sтп2+ Sтп1=946,5+1008,8=1955 кВА;

Sтп2-тп1= Sтп1=1008,8 кВА;

Sцп-тп7=Sтп-7+Sтп6+Sтп5 = 872,8+956,5+969,7=2799 кВА;

Sтп7-тп6= Sтп6+ Sтп5=956,5+969,7=1926 кВА;

Sтп6-тп5= Sтп5=969,7 кВА;

(41)

где k_п— из таблицы 1.3.26 [9]:

По условию взаимного резервирования производиться проверка сечений кабельных линий в послеаварийном режиме в случае повреждения одной из магистральных линий.

Таблица 12 — Сводная таблица расчетов сечений кабелей

4. Выбор схемы распределительной сети 10 кВ на основе вариантов технико-экономического сравнения

Распределительная сеть, сооружаемая на территории города представляет собой совокупность распределительной сети 6…10 кВ, ТП и распределительные сети 0,4 кВ. К распределительной сети предъявляются следующие основные требования: сеть, прежде всего, должна обеспечивать требуемое качество электроснабжения потребителей. Под качеством в данном случае понимается требуемый уровень надежности электроснабжения приемников и регламентированный уровень напряжения на их зажимах. Качество электроснабжения должно обеспечиваться в пределах обоснованных затрат, т. е. выбор принципа построения сети необходимо производить на основании технико-экономических соображений, с тем, чтобы стоимость сооружений сети и последующей эксплуатации находились в оптимальных пределах.

Во всех режимах работы сети должно обеспечиваться требуемое качество электроэнергии, имея ввиду установленные уровни напряжения у потребителей.

Учитывая бесперебойный рост нагрузки городских потребителей, распределительная сеть должна содержать возможности ее систематического развития по мере увеличения нагрузки без ее коренного переустройства. Сеть должна иметь простую схему, быть удобной в эксплуатации и безопасной для обслуживающего персонала. Основные технико-экономические показатели сети в первую очередь определяются принципом или схемой ее построения.

Для сравнения выбираем два варианта:

1. Распределительная сеть построена по петлевой схеме.

2. Распределительная сеть построена по упрощенной двухлучевой схеме с АВР на 0,38 кВ.

Варианты схем электроснабжения района представлены на листе 2.

4.1 Технико-экономическое сравнение вариантов схем распределения

Технико-экономические показатели вариантов определяем рассматривая городскую сеть, как единое целое; включая все её элементы: сеть 10 кВ, сеть 0,38 кВ и трансформаторные подстанции. Критерием экономичности являются приведенные затраты, которые определяем по формуле:

З=Е*К+И (42)

где Е — нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаем Е = 0,12;

К — единовременные капитальные вложения, тыс. руб.;

И — ежегодные издержки, тыс. руб./год:

(43)

где Е_а — норма амортизационных отчислений;

Е _р.э — коэффициент отчислений на все виды ремонтов и обслуживание;

С_э — удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

ДW — годовые потери электрической энергии кВт*ч./год.

Тариф на электроэнергию = 1056,69 руб. за МВт.ч. утвержденный приказом комитета по тарифам и ценовой политике от 27.12.2011 г. № 227-п по Ленинградской области на 2012 год.

В расчете учитываем стоимость кабельных линий и оборудования трансформаторных подстанций, так как в общей сумме капиталовложений она составляет основную долю.

Основные кабельные сети 0,4 кВ в обоих вариантах одинаковые, поэтому учитываем только дополнительные затраты в петлевой схеме на кабели для подключения зданий с потребителями I категории к трансформаторам, подключенным к другой половине петли.

Не учитываем в расчете стоимость строительно-монтажных работ, поскольку они примерно одинаковы в обоих вариантах.

Стоимости кабелей и оборудования приняты из источника.

Норма амортизационных отчислений составляет [7]:

для кабельных линий — 4%;

для силового оборудования — 4,4%.

Отчисления на ремонт и обслуживание принимаем [7]:

для кабельных линий — 2,3%;

для силового оборудования — 5,9%.

Определим годовые потери электроэнергии в кабельных линиях 10 кВ по формуле:

(44)

где I_i — расчетный ток на каждом участке кабельной линии, А;

r_oi — сопротивление i-го участка кабельной линии, Ом/км;

l_i — длина i-го участка кабельной линии, км;

ф — число часов максимальных потерь в году, которое определяем по формуле:

(45)

где Т_м = 3900 ч/год — число часов использования максимума нагрузки за год.

ч/год.

Произведем расчеты и результаты сведем в табл. 13.

Таблица 13 — Годовые потери электроэнергии в кабельных линиях 10 кВ

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах ТП кВт*ч/год:

(46)

где ДР_хх — потери холостого хода, кВт;

Т_вкл. — продолжительность включения трансформатора под напряжение в году, принимаем 8460 ч/год;

ДР_кз — потери мощности короткого замыкания, кВт;

S_расч. — расчетная нагрузка ТП, кВ*А;

S_ном. — номинальная мощность трансформаторов ТП, кВ*А.

Технические данные трансформатора ТМ-630/10 приведены в табл. 14.

Таблица 14 — Технические данные трансформатора

Данные о потерях электроэнергии в трансформаторах приведем в табл. 15.

Таблица 15 — Потери электроэнергии в трансформаторах

Сравнение капиталовложений в кабели 10 кВ приведено в табл. 16.

Таблица 16 — Сравнение капиталовложений в кабели 10 кВ

Капитальные вложения по вариантам приведены в табл. 17.

Таблица 17 — Капитальные вложения по вариантам

Технико-экономические показатели вариантов приведены в табл. 18.

Таблица 18 — Технико-экономические показатели вариантов

Приведенные затраты по вариантам отличаются на незначительно т. е. сравниваемые варианты равноэкономичны. Для дальнейшего проектирования принимаем двойную двухлучевую схему распределительной сети 10 кВ, поскольку она является предпочтительней по надежности электроснабжения потребителей.

5. Распределительная сеть 0,4 кВ

Распределительная сеть 0,4 кВ выполнена радиальными двумя кабельными линиями. В трансформаторных подстанциях на напряжении 0,4 кВ применяется АВР.

Прокладываем четырехжильные кабели марки ААБл (кабель силовой с алюминиевыми жилами, и бумажной изоляцией, с броней из стальных лент и усиленной подушкой под оболочкой) по табл. 3.1 10.

Расчетные токи для каждого участка кабельной сети определяем по формуле:

(47)

где — расчетные нагрузки кабелей, питающих ТП, кВ*А.

. (48)

Выбор сечения кабелей определим по экономической плотности тока по формуле:

(49)

где j_{э, табл} =1,4 А/мм² — нормированное значение экономической плотности тока из таблицы 1.3.36 при числе использования максимума нагрузки в год ч/год.

Ближайшие стандартные сечения кабелей выбираем по таблице 1.3.16. Сечения кабелей проверяем по условиям послеаварийного режима.

Проверку осуществляем по условию взаимного резервирования в случае повреждения одной из линий.

. (50)

Допустимый ток послеаварийного режима:

(51)

где k=1,3 — коэффициент перегрузки для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией.

(52)

где — поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом из таблицы 1.3.26.

Если кабель не удовлетворяет поставленному условию, то увеличиваем сечение до ближайшего большего и снова проверяем по условию послеаварийного режима.

Таблица 19 — Сводная таблица расчетов сечений кабелей

Определим годовые потери электроэнергии в кабельных линиях 0,4кВ по формуле:

(53)

где I_i — расчетный ток на каждом участке кабельной линии, А;

r_oi — сопротивление i-го участка кабельной линии, Ом/км, по табл. 3.29 [7];

l_i — длина i-го участка кабельной линии, км;

(54)

где ч/год — число часов использования максимума нагрузки за год.

ч/год.

В зданиях с наличием электроприемников I категории предусматривается АВР. Питание зданий относящихся ко II категории по надежности электроснабжения осуществляется по схеме с двумя независимыми кабельными вводами.

5.1 Проверка сечений кабелей 0,4 кВ по допустимой потере напряжения

Предварительный выбор сечений кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме в сетях 0,4 кВ (от ТП до вводов в здания) не более 4−6% п. 5.2.4.

Потери напряжения определяем по формуле:

(55)

где P и Q — активная и реактивная мощности, передаваемые по кабельной линии;

R и X — активное и реактивное сопротивления кабельной линии:

(56)

(57)

где r₀, х₀ — активное и реактивное удельные сопротивления кабеля определяем по таблице 3.28.

Потери напряжения в процентном выражении относительно номинального напряжения сети:

. (58)

Напряжение в конце линии:

. (59)

Произведем расчеты и результаты расчетов сводим в табл. 21.

Таблица 21 — Проверка сечений кабелей 0,4кВ по допустимой потере напряжения

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчет выполнен согласно требованиям «Руководящих указаний по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153−34.0−20.527−98». Расчет токов КЗ необходимо произвести с целью выбора электрических аппаратов и токоведущих частей ТП, а также определения уставок релейной защиты.

6.1 Расчет тока трехфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ ТП

Расчет токов КЗ будем производить в базисных единицах. В связи с тем, что ни в одном из режимов параллельная работа элементов схемы электроснабжения не предусматривается, расчетная схема КЗ не будет содержать параллельных ветвей.

Расчетная схема и схема замещения приведены на рис. 1 а, б.

Рис. 3. Расчетная схема и схема замещения Принимаем следующие базисные условия:

МВ*А;

кВ.

Определяем базисный ток по формуле:

; (60)

кА.

Определяем сопротивления системы по формулам:

; (61)

; (62)

;

.

Определим сопротивления трансформатора ЦП по формулам:

; (63)

. (64)

где х_тв; r_тв — сопротивления высшего напряжения;

х_тн; r_тн — сопротивления высшего напряжения.

Сопротивления обмотки высшего напряжения:

; (65)

где k_р — коэффициент расщепления, принимаем k_р = 3,5, согласно.

. (66)

Сопротивление обмотки вторичного напряжения:

; (67)

. (68)

Расчет токов КЗ для выбора оборудования следует выполнять для трансформаторов на габарит больше, так как система электроснабжения микрорайона проектируется с учетом его возможного расширения в будущем. Расчеты ведем для трансформатора следующего из ряда мощностей.

Технические данные трансформатора приведены в табл. 22.

Таблица 22 — Технические данные трансформатора

;

;

;

.;

;

.

Сопротивления кабельных линий определим по формулам:

; (69)

(70)

где х_уд, r₀ — удельное реактивное и активное сопротивления кабельной линии по таблице 3.29 [7], Ом/км;

l — длина кабельной линии, км.

Результаты расчета сопротивлений кабельных линий схемы сводим в табл. 23.

Таблица 23 — Расчет сопротивлений кабельных линий схемы

Определим сопротивления до точки КЗ К1:

.

Полное сопротивление в точке КЗ будет равно:

. (71)

Определяем отношение, если < 3, то расчет токов КЗ производим по полному сопротивлению.

.

Расчет токов КЗ для точки К1 будем производить без учета активных сопротивлений:

.

Периодическую составляющую токов КЗ определим по формуле:

. (72)

Определим периодическую составляющую токов КЗ в точке К1:

кА.

Учитывая удаленность точек КЗ, отношение начального сверхпереходного тока КЗ на шинах 110 кВ районной подстанции к установившемуся равно единице:

(73)

Ударный ток КЗ определим по формуле:

(74)

где k_уд — ударный коэффициент, определяемый по определятcя по рис. 6.1.

Для точки К1 ударный коэффициент будет равен k_у1 = 1,83, тогда ударный ток в точке К1:

кА.

6.2 Расчет трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ каждой ТП

Определим индуктивное сопротивление, приведенное к ступени низшего напряжения трансформатора, по формуле

(75)

где и — средние номинальные напряжения на сторонах обмоток соответственно высшего и низшего напряжений трансформатора, В;

— ток КЗ, А, при повреждении на выводах обмотки высшего напряжения трансформатора.

Рассчитаем индуктивное сопротивление, приведенное к ступени низшего напряжения трансформатора для ТП-1:

мОм Определим активное и индуктивное сопротивления понижающего трансформатора, приведенные к ступени низшего напряжения по формулам:

(76)

(77)

где S_Тном — номинальная мощность трансформатора, кВА;

ДР_к — потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

U_номНН — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

и_к — напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Технические данные трансформатора приведены в табл. 17.

мОм,

мОм.

Определим сопротивление шин по формуле:

(78)

(79)

где — удельные реактивное и активное сопротивления шин, по табл. 8.11 [17], мОм;

l — длина шины.

мОм,

мОм.

Сопротивление переходных сопротивлений контактов аппаратов:

=0,1 мОм, (80)

гдеориентировочные значения переходных сопротивлений контактов аппаратов, по таблице 9.2.

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ определяем по формуле:

(81)

где — суммарное индуктивное сопротивление КЗ, мОм:

— суммарное активное сопротивление КЗ, мОм.

Суммарное индуктивное и суммарное активное сопротивление определим по формулам:

(82)

. (83)

Ударный ток КЗ на шинах 0,4 кВ ТП определим по формуле:

(84)

где — ударный коэффициент, который определяется по кривым на рис. 6.1.

Произведем расчеты и результаты записываем в табл. 25.

Таблица 25 — Расчет трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ каждой ТП

7. Выбор аппаратов 10 кВ и 0,4 кВ

7.1 Выбор выключателей 10 кВ

Принимаем для установки вакуумные выключатели типа ВВ/TEL-10−20/1600У2. Технические данные выключателя ВВ/TEL-10−25/1600У2: U_ном. = 10 кВ; I_ном. = 1600 А; I_откл. = 25 кА; I_{терм.ст.} = 31,5 кА; t_{терм.ст.}=3с; i_дин.ст. = 64 кА.

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:

1. по номинальному напряжению:

; (85)

10 кВ = 10 кВ;

2. по току продолжительного режима:

(86)

в качестве расчетного тока продолжительного режима принимаем ток послеаварийного режима I_па из табл. 12.

1600 А > 436 А.

Произведем проверку выключателей по следующим условиям:

1. По отключающей способности:

— на отключение периодической составляющей расчетного тока КЗ:

(87)

где I_{ном.отк} — номинальный ток отключения выключателя;

кА — действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

20 кА > 6,7 кА,

— на отключение апериодической составляющей расчетного тока КЗ:

?, (88)

где в_норм = 40% - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключенном токе из каталога.

— апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:

(89)

где — наименьшее время отключения от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

с, (90)

где t_с.в. — собственное время отключения выключателя из каталога (t_с.в. = 15 мс),

с.

Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей:

(91)

кА, (92)

кА

=кА,

14,1 кА > 6,5 кА.

2. По термической стойкости:

(93)

где I_терм.в-предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя;

t_терм = 3 с — время протекания тока термической стойкости;

В_к. — расчетный тепловой импульс тока КЗ:

(94)

где В_к.п. — импульс квадратичного тока КЗ от периодической составляющей:

; (95)

В_к.а. — импульс квадратичного тока КЗ от апериодической составляющей, если, то, тогда

(96)

где — время отключения КЗ:

(97)

где = 0,7 с — время действия релейной защиты;

— полное время отключения выключателя из каталога.

с, кА²_*с.

2977 кА²*с,

2977 кА²*с > 35,5 кА²_*с.

3. По электродинамической стойкости:

(98)

64 кА > 17,4 кА, где i_дин — амплитудное значение тока динамической стойкости по каталогу.

Выбранный выключатель удовлетворяет всем поставленным условиям.

7.2 Выбор разъединителей 10 кВ на ТП

Принимаем для установки разъединитель типа РВЗ-10/630. Технические данные выключателя РВЗ-10/630: U_ном. = 10 кВ; I_ном. = 630 А; I_{терм.ст.} = 31,5 кА; t_{терм.ст.}=3 с; i_дин.ст. = 50 кА.

Выбор разъединителей осуществляем по следующим условиям:

1. По номинальному напряжению:

(99)

10 кВ = 10 кВ.

2. По току продолжительного режима:

(100)

630 А > 436А.

3. По термической стойкости:

(101)

кА²*с > 35,5 кА²*с.

4. По электродинамической стойкости:

(102)

50 кА > 17,4 кА.

7.3 Конструктивные решения трансформаторных подстанций

Выбираем для установки двухтрансформаторные комплектные подстанции (КТП) киоскового типа мощностью 630 кВА Чебоксарского завода силового электрооборудования. КТП предназначены для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 10кВ, преобразования ее в электрическую энергию переменного тока частотой 50 Гц напряжением 0,4 кВ.

Таблица 26 — Основные технические данные КТП

КТП киоскового типа состоит из следующих основных частей:

1. Металлического корпуса — модуля, который состоит из следующих отсеков:

· устройств высокого напряжения (УВН);

· силовых трансформаторов;

· распределительных устройств низкого напряжения (РУНН).

Все отсеки изолированы друг от друга. В двухтрансформаторной КТП отсек РУНН, УВН имеет коридор обслуживания.

УВН КТП проходного типа состоит из семи камер КСО-399: камеры ввода высокого напряжения, камеры вывода высокого напряжения и камеры с высоковольтными предохранителями. В камерах устанавливаются высоковольтные аппараты коммутации и защиты.

УВН КТП тупикового типа состоит из 5 камеры ввода высокого напряжения КСО-399 и шкафа шинного ввода.

КТП с кабельными высоковольтными вводами / выводами и кабельным низковольтным выводом.

Конструкция отсека силового трансформатора предусматривает возможность замены силового трансформатора. Отсек силового трансформатора имеет естественную вентиляцию — жалюзи на дверях отсека. При необходимости жалюзи можно закрыть с помощью шторок, расположенных на дверях отсека. Двухтрансформаторная КТП имеет два отсека силовых трансформаторов.

В двухтрансформаторной КТП предусмотрена АВР РУНН КТП состоит из панелей ЩО70:

· вводной панели ЩО70, в которой устанавливается вводной автомат;

· линейных панелей ЩО70, в которых устанавливаются стационарные автоматические выключатели отходящих линий 0,4 кВ;

· щитка учета ЩО70 для учета электрической энергии;

· ящика собственных нужд с линией уличного освещения с автоматическим управлением В целях обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и исключения ошибочных переключений на КТП на стороне ВН установлены защитные и блокировочные устройства.

7.4 Камера КСО-399

Комплексные распределительные устройства из камер одностороннего обслуживания типа КСО-399 (КРУ) предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ.

Основные технические требования представлены в табл. 27.

Таблица 27 — Основные технические требования

Камеры КСО представляют собой сварную металлоконструкцию из стальных профилей. Внутри камеры размещена аппаратура главных цепей, доступ к камере обеспечен через дверь, на которой имеется окно для обзора внутренней зоны.

Для избежания ошибочных операций при обслуживании и ремонте в камерах выполнены следующие блокировки, не допускающие:

· включения заземляющих ножей при включенных главных ножах выключателя или разъединителя;

· открывания двери камеры КСО при включенных главных ножах разъединителя;

· включения выключателя ввода и секционного выключателя при включенных заземляющих ножах заземления сборных шин.

Камеры КСО-399 комплектуются выключателями нагрузки ВНА 10/630−20, разъединители РВЗ, ограничителями перенапряжения ОПН, трансформаторами тока ТОЛ-10, трансформаторами напряжения НАМИТ-10, предохранителями для трансформаторов напряжения ПКН 001−10, предохранителями ПКТ 103−6 (10).

7.4.1 Проверка камер КСО-399

1. По току продолжительного режима

? I_па, (103)

в качестве расчетного тока продолжительного режима принимаем ток послеаварийного режима I_па:

I_па = 338,9 А (максимально загруженная ТП)

630 A > 338,9A.

2. По термической стойкости:

(104)

кА²*с.> 35,5 кА²*с.

3. По электродинамической стойкости:

(105)

51 кА > 17,4 кА.

Камеры КСО-399 удовлетворяют всем поставленным условиям.

нагрузка здание трансформаторный подстанция

Список источников

1. СП 31−110−2003 Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.

2. РД 34.20.185−94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей.

3. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153−34.0−20.527−98