Электроснабжение района нагрузок

Аннотация В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения микрорайона «Яблоневый посад» г. Ярославль.

Разработана схема внутри микрорайонного электроснабжения (определены расчётные нагрузки, выбраны номинальные напряжения распределительной сети, определено количество, местоположение и мощность трансформаторных подстанций, на основании технико-экономического сравнения вариантов предложена оптимальная конфигурация схемы электроснабжения, выбраны сечения жил кабелей).

Предложены центры питания, определена суммарная расчётная нагрузка микрорайона.

Рассчитана сеть наружного освещения микрорайона (выбраны типы и мощности светильников, построена конфигурации сети наружного освещения, решены вопросы по управлению наружным освещением).

Введение

Непрерывное развитие инфраструктуры городов обуславливает рост электропотребления, требующего, в свою очередь, систематического расширения электрических сетей, расположенных на территории города.

Рост электропотребления связан не только с увеличением числа жителей и расширением услуг комунально-бытовых сервисов, но и с непрерывным проникновением электроэнергии во все сферы жизнедеятельности населения.

Современная же ситуация в системе электроснабжения городов характеризуется:

— низким уровнем технического оснащения объектов электроснабжения;

— тем, что зачастую схема электроснабжения не обеспечивает необходимую категорию надежности и качество электроэнергии;

— износом сетей 10−0,4 кВ до 75 процентов;

— недостаточностью инвестиций для модернизации системы электроснабжения.

Предлагаемый вниманию дипломный проект посвящен решению актуальной проблемы повышения качества и надежности электроснабжения потребителей селитебной зоны г. Ярославля, обеспечения оптимального и стабильного уровня освещения города, энергосбережения и повышения энергоэффективности использования электроэнергии в городских электрических сетях 10−0,4кВ и сетях наружного освещения.

Исходные данные для проектирования были собраны в ходе преддипломной практики.

1. Анализ существующего участка городских электрических сетей и предпосылки реконструкции заземление электрический нагрузка микрорайон

1.1 Краткая характеристика микрорайона города, его потребителей

1.1.1 Краткая характеристика города как потребителя электрической энергии В соответствии с существующими правилами и нормами, в зависимости от численности населения, города подразделяются на крупные, крупнейшие, большие, средние и малые. В зависимости от назначения, территория городов делится на зоны: промышленную, селитебную, коммунально-складскую и внешнего транспорта. Около 70% городской территории занимает селитебная зона.

Основной структурной единицей селитебной зоны города является микрорайон, на территории которого размещаются жилые дома, учреждения и пункты повседневного обслуживания населения. Второй структурной единицей селитебной зоны является жилой район, включающий несколько микрорайонов, объединенных общественным центром, в состав которого входят учреждения культурно-бытового обслуживания.

Город Ярославль — административный центр Ярославской области, крупный промышленный и культурный центр, расположен в центре Европейской части страны по обоим берегам р. Волги в устье ее правого притока р. Которосль. Город является важным транспортным узлом, связывающим четыре железнодорожных направления — Московское, Вологодское, Ленинградское и Горьковское, несколько автомагистралей федерального и местного значения, а также грузовые и пассажирские речные порты Волжского бассейна. Ярославль относится к числу наиболее старых городов России. Его основание относится к началу XI века. Город вытянут вдоль берега р. Волги с северо-запада на юго-восток. Основная часть города размещается на правом берегу р. Волги. Административно — город разделен на шесть районов: Дзержинский, Заволжский, Кировский, Красноперекопский, Ленинский и Фрунзенский. Население города составляет — 613,3 тыс. человек, жилой фонд — 13 437 тыс.кв.метров общей полезной площади, средняя обеспеченность 21 кв. м на жителя. Городской транспорт — трамвай, троллейбус, автобус.

Город Ярославль расположен в I климатическом районе по гололеду и I районе по скоростному напору ветра. Средне — годовая температура воздуха +5ОС, глубина промерзания грунта 1,4 — 1,6 м., среднемесячная температура почвы в осенне-зимний сезон на глубине прокладки кабеля +5ОС. Грунты — пески пылеватые и мелкие средней плотности, супеси и суглинки. Грунтовые воды залегают на глубине более двух метров. На отдельных пониженных участках рельефа имеется верховодка.

Город Ярославль питается от Ярославской энергосистемы. Основными опорными центрами питания города являются три ТЭЦ и две ПС 220 кВ — Ярославская и Тверицкая.

Непрерывный рост и развитие городов, наблюдаемые в последнее время и связанные с миграцией населения из сельской местности и появлением в городах крупных магазинов, больших спортивных и культурно-развлекательных комплексов, строительством многоэтажных домов с квартирами повышенной комфортности, а также появлением новой бытовой аппаратуры, приводит к значительному возрастанию потребления электроэнергии. В связи с этим, особое внимание в городе уделяется обеспечению качественного и надежного электроснабжения потребителей.

1.1.2 Характеристика микрорайона города Микрорайон «Яблоневый Посад» расположен в Дзержинском районе, северной части города Ярославль. Площадь микрорайона 18,25 га. Количество общей жилой площади 154 250м2, малоэтажная застройка 26 269 м2, нежилые помещения 9 067 м2.

В «Яблоневом посаде» предусмотрено нескольких типов жилья. Во-первых, это одноподъездные дома башенного типа этажностью 15−17 (1 комн. квартиры — 42−43 кв. м, 2 комн. квартиры 62−63 кв. м, 3 комн. квартиры — 86−87 кв. м). Во-вторых, это 8−9 этажные дома, состоящие из нескольких подъездов, которые объединены общим первым этажом, на котором расположены объекты инфраструктуры и паркинг. В северо-восточной части уже построен третий тип жилья — это сблокированные коттеджи этажностью 3 этажа — таунхаусы, которые предназначены для больших семей, имеют отдельный вход, гараж на первом этаже и собственный участок земли. В северной части микрорайона расположена больница.

На территории микрорайона планируется разместить 31 жилое здание, высотой свыше 5 этажей (два дома высотой 17 этажей, два дома высотой 15 этажей, три дома высотой 12 этажей, четыре дома высотой 9 этажей, и 20 домов высотой 8 этажей) с общим количеством квартир 3812, в том числе 180 квартир повышенной комфортности (площадью свыше 90м2). Кроме этого, на территории микрорайона будет размещено восемь общественно-административных и коммунально-бытовых предприятий: торговый центр, продовольственный магазин, клуб, химчистка, два детских сада, две школы и концертно-зрелищный центр.

Полная информация о жилых и общественных зданиях предполагаемых к строительству на территории микрорайона приведена в табл. 1.1 и 1.2. Генеральный план застройки и зонирование микрорайона представлено на листе 1 графической части проекта.

Таблица 1.1 — Характеристика жилых зданий

Таблица 1.2 — Характеристика общественно-административных зданий и коммунально-бытовых предприятий микрорайона

1.2 Существующая система электроснабжения и техническое состояние электрических сетей микрорайона

1.2.1 Распределительная сеть 6−10 кВ Электроснабжение потребителей микрорайона (больницы и участка малоэтажной застройки) от центров питания осуществляется через электрические сети ОАО «ЯГЭС».

Электроснабжение микрорайона осуществляется на напряжении 6кВ. ТП микрорайона — 409,408, 535 питаются по двухзвеньевой схеме через распределительную сеть от РП-30, который в свою очередь получает питание от ПС 110/35/6 Павловская.

Здания ТП находятся в хорошем состоянии и могут быть использованы для дальнейшей эксплуатации, но оборудование ТП 409, 408 вследствие своего большого физического и морального износа, требует своей поэтапной модернизации (технического перевооружения ТП).

По своему конструктивному исполнению сети выполнены кабельными линиями.

Схема построения кабельных сетей комбинированная с включением в нее ТП с секционированными шинами 6−10 кВ. Кабели проложены марок ААБ, ААШв, сечением 50−150 мм2, вследствие своего большого физического не могут быть использованы для дальнейшей эксплуатации.

При существующей нагрузке линии 6 кВ имеют достаточную пропускную способность, но при реализации планов застройки необходимо увеличить пропускную способность сети и рассмотреть целесообразность перевода электроснабжения микрорайона на другие центры питания.

Положение микрорайона относительно близлежащих ЦП ПС 110/10 Брагино, и ПС 110/10 Перевал, а также РП ОАО «ЯГЭС».

1.2.2 Распределительная сеть 0,4 кВ В распределительных сетях до 1000 В используется система напряжения 380/220 В.

Кабельные линии выполнены в районе клинической больницы. Кабельные сети выполнены по петлевой и радиальным схемам, с использованием кабелей различных марок.

Воздушные сети выполнены в районах малоэтажной застройки имеют радиальную схему без резервных перемычек. Воздушные линии выполнены на ж/б опорах проводом марки СИП 2.

1.2.3 Сеть наружного освещения Наружное освещение (НО) имеет большинство существующих улиц и дорог, примыкающих к микрорайону. Для освещения используются светильники с газоразрядными лампами типа ДРЛ.

Существующие установки НО, не в полной мере обеспечивают требуемые значения освещенности улиц, дорог, проездов и т. п. микрорайона.

В ночные часы спада интенсивности движения транспорта отключение части светильников на магистральных улицах не производится (отсутствует фаза вечернего режима), что приводит к дополнительному расходу электроэнергии на нужды освещения города.

Для обеспечения оптимального и стабильного уровня освещения улиц, дорог, проездов и т. п. микрорайона в соответствии с действующими нормативами, обеспечения оперативного контроля и управления сетью НО, повышения надежности работы сети НО, и ее энергоэффективности необходимо выполнить работы по реконструкции существующих сетей, НО и их модернизации (техническому перевооружению).

1.3 Надежность электроснабжения На территории микрорайона находятся, потребители с электроприемниками I и III категории, это клиническая больница и участок малоэтажной застройки соответственно.

Питание потребителей с электроприемниками I категории существующей схемой электрических сетей 6 кВ обеспечивается не в полном объеме. Отсутствие в сетях устройств АВР в значительной степени снижает надежность питания указанных потребителей, а в ряде случаев делает это невозможным. Отсутствие сетевого резервирования питания потребителей без перерыва в электроснабжении приводит к необходимости установки у потребителей автономных источников питания, многие из которых в свою очередь не имеют устройств АВР.

В составе новой застройки микрорайона большую часть потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения составляют потребители первой категории — лифты многоэтажных жилых домов. Ко второй категории относятся электроприемники концертно-зрелищного зала, детских садов, школ, торгового центра, клуба, продовольственного магазина.

2. Расчет электрических нагрузок микрорайона города

2.1 Существующие потребители Расчетные электрические нагрузки существующих коммунально-бытовых потребителей в микрорайоне города определены в соответствии с [п. 2.4.2, 1] (по данным эксплуатационных замеров на шинах 0,4 кВ ТП в часы их собственных максимумов нагрузок) на 2015 год с учетом роста на 5% в год. Данные по электрическим нагрузкам разбиты по трансформаторным подстанциям и сведены в табл. 2.1

Таблица 2.1 — Электрические нагрузки существующих потребителей с разбивкой по ТП

2.2 Новые потребители Расчет электрических нагрузок производится по от низших к высшим ступеням системы электроснабжения и включает два этапа:

— определение нагрузки на вводе к каждому потребителю;

— расчет на этой основе нагрузок отдельных элементов сети.

Расчетная нагрузка потребителя и отдельных элементов сети принимается равной ожидаемой максимальной нагрузке за 30 минут.

2.2.1 Расчет электрических нагрузок жилых зданий Определение расчетных нагрузок жилых зданий основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира, при посемейном заселении домов.

Определим расчетную нагрузку на вводе жилого дома на примере двенадцати этажного 60 квартирного дома с квартирами повышенной комфортности с электрическими плитами мощностью до 10.5 кВт (№ 2 на генплане).

Расчетная активная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого здания, определяется, в зависимости от числа квартир и применяемых кухонных плит по типу пищеприготовления, по выражению, кВт:

(2.1)

где Nкв-число квартир присоединенных к элементу сети, Nкв.=60;

руд.кв.-удельная расчетная нагрузка квартиры, определяемая согласно [табл.2.1.1н, 1], кВт/квартира.

Тогда расчетная активная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого здания равна:

Рр.кв=2,860=168 (кВт) Расчетная активная нагрузка силовых электроприемников определяется нагрузками лифтовых установок, насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических установок. Мощность резервных электродвигателей, а так же электроприемников противопожарных устройств, при расчете электрических нагрузок не учитываются.

В домах данного микрорайона основу силовой нагрузки составляют лифтовые установки, поэтому расчетная силовая нагрузка определяется следующим образом, кВт:

(2.2)

где Kc-коэффициент спроса лифтовых установок, определяемый по [табл.2.1.2, 1] в зависимости от этажности здания и количества лифтов, Kc=0,8;

N-общее количество лифтовых установок в жилом доме, Nл=2.

nпас, nгрколичество пассажирских и грузопассажирских лифтов соответственно;

=4,5 кВт, =7 кВт — мощности электродвигателей лифтовых установок, соответственно пассажирских и грузопассажирских;

Рр.л.=0,8(4.51+7,01)=9,2(кВт) Тогда расчетная активная нагрузка на вводе жилого дома равна, кВт:

(2.3)

где kу.- коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, принимаемый равным 0.9, тогда:

Рр.ж.д.=168+0,99,2=176,28(кВт) Расчетная реактивная нагрузка на вводе жилого дома, кВАр:

(2.4)

где кв.=0.2 -для квартир с электрическими плитами, определяется по [табл.2.1.4, 1] ;

л.=1.17 -для лифтовых установок, [табл.2.1.4, 1] .

Для жилого дома (№ 2 на генплане), расчетная реактивная нагрузка на вводе, определяемая на основании выражения (2.4), равна:

Qр.ж.д.=1680,2+0,99,21,17=43,29 (кВАр) Полная расчетная нагрузка на вводе жилого дома, кВА:

(2.5)

Аналогичные расчеты проводим для других жилых домов микрорайона.

Результаты расчета заносим в табл. 2.2.

В случае, когда количество квартир в доме не совпадает с указанным значением в [табл.2.1.1н, 1], тогда удельная расчетная нагрузка, определяется методом интерполяции, по следующей формуле кВт/кв:

(2.6)

где N'-ближайшее меньшее количества квартир (Nкв.), стандартное табличное;

N" - ближайшее большее количества квартир (Nкв.), стандартное табличное;

руд.ж.зд.(N') и руд.ж.зд.(N") -удельные расчетные нагрузки, [табл.2.1.1н, 1] соответственно для N' и N" .

Таблица 2.2 — Расчет электрических нагрузок жилых домов, намеченных к строительству

Таблица 2.3 — Расчет электрических нагрузок общественных зданий, намеченных к строительству

2.2.2 Расчет электрических нагрузок общественных зданий и учреждений Определение расчетной нагрузки на вводе в общественное здание покажем на примере продовольственного магазина с кондиционированием воздуха (№ 25 на генплане). Основные характеристики данного объекта приведены в табл. 1.2.

Расчетные нагрузки на вводе в общественные здания и учреждения определяются по укрупненным удельным нагрузкам. Активная расчетная нагрузка определяется по формуле, кВт:

(2.7)

где Руд.общ.-удельная расчетная нагрузка единицы количественного показателя (рабочее место, посадочное место, площадь торгового зала в м2 и т. п.), определяемая по [табл.2.2.1н, 1], Руд.общ.=0,23 кВт/ м2

М — количественный показатель, характеризующий пропускную способность предприятия, объем производства и т. д., М=420 м2.

Таким образом, активная расчетная нагрузка будет:

Рр.прод.м=0,23 420=96,6 (кВт) Расчетная реактивная нагрузка на вводе в общественное здание и учреждение определяется по выражению, кВАр:

(2.8)

где tg?-расчетный коэффициент реактивной мощности, определяемый по [табл.2.2.1н, 1], tg?=0,75.

Qр.прод.м=96,60,75=72,45(кВАр) Полная расчетная нагрузка на вводе в общественное здание определяется по формуле 2.5):

Аналогичные расчеты производим для других общественных зданий и учреждений. Результаты расчета представлены в табл. 2.3. Нагрузка торгового центра была определена как сумма нагрузок электроприемников различных групп учреждений

2.3 Расчет нагрузки наружного освещения Удельная нагрузка для расчета наружного освещения ориентировочно определяются исходя из норм яркости или освещенности покрытия улиц и дорог для различных категорий улиц с учетом ширины дорожного покрытия по. Данные сведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 — Средние значение удельной нагрузки наружного освещения для улиц и дорог

Расчетную нагрузку уличного освещения можно определить по формуле:

(2.9)

где Руд.ул.о, i—удельная расчетная нагрузка уличного освещения, кВт/км, Руд.ул.о, 1=25кВт/км; Руд.ул.о, 2=10кВт/км;

Lул, i—длина улицы (или участка), км;

Расчетная нагрузка внутриквартального освещения Рр.вк. определяется по выражению:

(2.10)

где Руд.вк.- удельная расчетная нагрузка внутриквартального освещения, кВт/га, Руд.вк.=1,2 кВт/га;

Fмкр.- общая площадь внутриквартальной территории микрорайона, га.

Светильники на внутриквартальной территории размещаются вдоль внутриквартальных проездов и по периметру территории школ и детских садов. Расчет сведем в табл. 2.5

Таблица 2.5 — Расчет нагрузки уличного освещения

Расчетная нагрузка наружного освещения микрорайона Рр.о.мкр определяется по выражению:

(2.11)

При расчете реактивной составляющей учитывается что применяются светильники с газоразрядными лампами и коэффициентом мощности ПРА не менее cos=0,85 и соответственно tg=0,62 .

Расчетная реактивная составляющая нагрузки наружного освещения микрорайона Qр.о.мкр. определяется по формуле:

(2.12)

Полная расчетная электрическая нагрузка наружного освещения микрорайона Sр.о.мкр. определяется по формуле:

(2.13)

Выбор типов светильников и источников света, мощности, шага и размещения будет сделан в дальнейшей части работы.

2.4 Предварительный расчет электрической нагрузки микрорайона Расчет электрической нагрузки микрорайона выполняется путем суммирования расчетных нагрузок отдельных групп однородных потребителей с учетом коэффициента участия в максимуме наибольшей из нагрузок.

Расчетные активная и реактивная нагрузки микрорайона определяются по выражениям:

(2.14)

(2.15)

где Рр.нб.- наибольшее значение расчетной активной мощности одной из групп однородных потребителей, кВт;

Рр.i — расчетная активная нагрузка остальных групп потребителей; кВт;

Kу.iкоэффициент участия в максимуме нагрузки относительно выбранной наибольшей нагрузки, определяемый по [табл.2.3.1, 1].

tg?зд.нб.-расчетный коэффициент реактивной мощности, соответствующий группе потребителей с наибольшей нагрузкой.

tg?зд.i-расчетный коэффициент реактивной мощности, соответствующий остальным группам потребителей.

В рассматриваемом микрорайоне можно выделить по типу плит для пищеприготовления и типу домов (по комфортности) два «условных дома». Принимая, что к шинам ТП в среднем будут подключено 400 квартир с ГП, и 100 с ЭП.

Объединим все дома с газовыми плитами в первый условный дом, и рассчитаем его нагрузку по методике описанной выше, принимая то, что к одной ТП будет подключено примерно 400 квартир. Всего в микрорайоне 2388 квартир с газовыми плитами.

Удельная расчетная мощность условного дома принимается по [табл.2.1.1н, 1], как для Nкв.=400, Руд. кв =0,71 :

Согласно (2.1) определим Рр.кв.(усл1.)=0,712 388=1695,5 (кВт) Силовая нагрузка лифтовых установок по формуле (2.3)

где Кс1=0,65 — коэффициент спроса, определяемый по [табл. 2.1.2, 1] для домов этажностью до 12 этажей, считая что в среднем на дом приходится 6 лифтовых установок.

Расчетные активную и реактивную мощности условного дома с квартирами ГП определим соответственно по формулам (2.4) и (2.5):

Рр.ж.д.(усл1)= 1695,5 +0,9717,6=2342(кВт)

Qр.ж.д.(усл.1)=1695,50,29+0,9717,61,17=1247(кВАр) Расчетная полная мощность первого условного определяется по формуле (2.6):

Дома с электрическими плитами объединим во второй условный дом Удельная расчетная мощность условного дома принимается по [табл.2.1.1н, 1], как для Nкв.=100, Руд. кв =1,5 :

Согласно (2.1) определим Рр.кв.(усл2.)=1,5632=948(кВт) Силовая нагрузка лифтовых установок по формуле (3):

где Кс2=0,85 — коэффициент спроса, определяемый по [табл. 2.1.2, 1], с помощью интерполяции;

Расчетные активную и реактивную мощности условного дома определим соответственно по формулам (2.4) и (2.5):

Рр.ж.д.(усл2)=1038+0,968,4=1099,6(кВт)

Qр.ж.д.(усл.2)=10 380,2+0,968,41,17=279,6(кВАр) Расчетная полная мощность условного дома с электрическими плитами определяется по формуле (2.6):

Расчетная нагрузка всего микрорайона с учетом наружного освещения микрорайона определяемая по выражениям (2.14) и (2.15) записывается следующим образом:

Рр.мкр.=Рр.ж.д.(усл1.)+Рр.ж.д.(усл2)Ку.ж.д.(усл2)+Рр.концКу.конц.+Рр.дет.сад1.Ку.дет.сад1.+ +Рр.обр.шк1.Ку.обр.шк.1+Рр.прод.м1Ку.прод.м1+Рр.пром.мКу.пром.м.+Рр.парик.Ку.парик.+Рр.кафе.Ку.кафе.+ +Рр.обр.шк2.Ку.обр.шк.2.+Рр.прод.м2Ку.прод.м2+Рр.ул.о. (2.16)

Qр.мк.р=(Рр.квtgкв+0,9Рр.лtgл)(усл1)+(Рр.квtgкв+0,9Рр.лtgл)(усл2)Ку.ж.д.(усл2).+ Рр. конц tg конц Ку. конц.+Рр. дет. сад1tg дет. сад1Ку. дет. сад1+Рр.обр.шк1.tgобр.шк1Ку.обр.шк1.+

+Рр. прод. м1.tg прод. м1 Ку. прод. м1. +Рр. пром.м.tg пром. м Ку. пром. м +Рр. парик. tg парик Ку. парик + +Рр. кафе. tg кафе Ку. кафе.+ Рр.обр.шк2.tgобр.шк2Ку.обр.шк2.+Рр. прод.2.tg прод. м2 Ку. прод. м2. + Qр.о.мкр. (2.17)

По формуле (2.16) расчетная активная нагрузка равна:

Рр.мкр.=2861+1099,6•0,9+72•0,9+115•0,4+125•0,3+128,8•0,8+75,2•0,8+30•0,7+83,2•0,7+ +275•0,3+96,6•0,8+207,12 =4608,3 (кВт) Расчетная реактивная нагрузка микрорайона согласно формулы (2.17) равна:

Qр.мкр.=1398+279,6•0,9+23,76•0,9+28,75•0,4+47,5•0,3+96,6•0,8+36,1•0,8+7,5•0,7+16,64•0,7++104,5•0,3+72,45•0,8+128,4 =2037,5 (кВАр) Полная нагрузка микрорайона равна:

3. Разработка и выбор варианта электроснабжения микрорайона

3.1 Трансформаторные подстанции

3.1.1 Определение числа и мощности трансформаторов и трансформаторных подстанций Число и мощность трансформаторных подстанций (ТП) оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели системы электроснабжения города в целом. От правильного выбора числа и мощности трансформаторов ТП, а также от размещения ТП на территории микрорайона, зависит эффективность функционирования системы электроснабжения.

Основой для выбора числа трансформаторов в ТП является схема электроснабжения и категории электроприемников по надежности электроснабжения.

Мощность трансформаторов, а, следовательно, число и мощность ТП, непосредственно влияют на все последующие решения, связанные с построением системы электроснабжения. В общем виде задача определения мощности трансформаторов может быть решена путем нахождения аналитической зависимости приведенных затрат, связанных с передачей энергии через рассматриваемую систему, от мощности трансформаторов ТП. Однако определение наивыгоднейшей мощности трансформаторов ТП требует перебора большого числа вариантов, что в связи с большой трудоемкостью расчетов не всегда может быть выполнено. Поэтому для ориентировочного определения экономически целесообразной мощности трансформаторов ТП может быть применена формула, полученная на основании многочисленных расчетов:

(3.1)

гдеплотность нагрузки микрорайона (кВА/км2), определяемая по формуле:

(3.2)

где Sр.мк.р.-расчетное значение полной нагрузки микрорайона, кВА;

Fмк.р.-площадь микрорайона, км2.

Экономически целесообразная мощность трансформаторов ТП:

Так как значительную долю потребителей микрорайона составляют потребители 1-й и 2-й категории по надежности электроснабжения, то, согласно требований ПУЭ, электроснабжение необходимо производить от двух независимых источников питания имеющих, поэтому принимаем количество трансформаторов в ТП равное двум, т. е. nтр=2.

Согласно [п. 4.4.3, 1] в районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки 8 МВт./км2 и более оптимальная мощность двухтрансформаторных подстанций должна составлять 2•630 кВА. Предварительно для расчетов принимаем двухтрансформаторную ТП с мощностью каждого трансформатора 630 кВА.

Ориентировочное число ТП определяется по выражению:

(3.3)

где Kз — коэффициент загрузки трансформаторов ТП в нормальном режиме, принимаем Kз=0,75, так как основную долю потребителей микрорайона составляют потребители 2-й категории надежности.

В результате расчета необходимо принять 6 трансформаторных подстанций, т. е. количество ТП nтп =6.

Объекты микрорайона распределяются между ТП с учетом их загрузки и месторасположения в микрорайоне.

Результаты распределения представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 — Распределение объектов электроснабжения микрорайона между ТП

Расчетная нагрузка каждой трансформаторной подстанции определяется аналогично п. 2.4. Расчет электрических нагрузок ТП покажем на примере расчета для ТП 601.

Наибольшую электрическую нагрузку трансформаторной подстанции ТП 601 имеет 17 этажный дом с электроплитами. По [табл.2.3.1, 1] находим коэффициенты участия Ку остальных групп потребителей в максимуме нагрузки.

Расчетная нагрузка ТП с учетом коэффициента участия по формулам (2.14), (2.15) равна:

Рр.ТП 601.=Рр.ж.д.7+ Рр.ж.д.8+ Рр.ж.д.2+ Ку.ж.д.(ГП) (Рр.ж.д.3+ Рр.ж.д.5+ Рр.ж.д.6)+ Рр. конц•Ку.конц.+ Рр.дет.сад1.•Ку.дет.сад1.+ Рр.ул.о.ТП601 (3.4)

Qр.мк.р=(Рр.кв•tgкв+0,9•Рр.л•tgл)(р.ж.д.7)+ (Рр.кв•tgкв+0,9•Рр.л•tgл)(р.ж.д.8)+(Рр.кв•tgкв+0,9•Рр.л•tgл)(р.ж.д.2) + Ку.ж.д.(ГП)•((Рр.кв•tgкв+0,9•Рр.л•tgл)(р.ж.д.3) +(Рр.кв•tgкв+0,9•Рр.л•tgл)(р.ж.д.5) +(Рр.кв•tgкв+0,9•Рр.л•tgл)(р.ж.д.6))+ Рр. конц •tg конц •Ку. конц.+Рр. дет. сад1•tg дет. сад1•Ку. дет. сад1+ Q р.ул.о.ТП601. (3.5)

где Рр.ул.о.ТП601- расчетная активная нагрузка освещения улиц и внутриквартальных территорий, запитываемых от ТП 601, кВт.

На основании формул (3.4) (3.5) получим:

Рр.тп1=206,52+176,28+185,72+0,9•(99,81+93,33+93,33)+0,9•64,80+0,4•46+29=994,79(кВт)

Qр.тп1=50,43+43,29+46,18+0,9•(37,58+43,05+43,05)+0,9•21,38+11,5•0,4+17,98=314,35(кВАр) Полная нагрузка трасформаторной подстанции равна:

Результаты расчетов электрических нагрузок трансформаторных подстанций приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 — Расчет электрических нагрузок трансформаторных подстанций

3.1.2 Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку Систематическая перегрузка трансформатора допустима за счет неравномерности нагрузки его в течении суток (года). Определяется коэффициент перегрузки Кнз трансформаторов:

(3.6)

где Sн.тр.- номинальная мощность трансформатора, кВА;

nтр.- количество трансформаторов в ТП.

Приведем расчет для ТП 601:

Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку не требуется, т.к. Кнз<1.

Проверка трансформаторов на других ТП на систематическую перегрузку проводится аналогично, данные расчетов сведены в табл. 3.3.

3.1.3 Проверка трансформаторов на перегрузку в послеаварийном режиме Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях (аварийных) в течение ограниченного времени, когда перерыв в энергоснабжении потребителей недопустим.

Согласно [п. 4.3.13, 1] допускается перегрузка трансформаторов для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ — аварийная — до 1,7 — 1,8 номинальной мощности.

На аварийную перегрузку проверяются трансформаторы, если на подстанции установлено не менее двух трансформаторов. В качестве послеаварийного режима рассматривается режим с отключением одного трансформатора.

Определяется коэффициент перегрузки К•нтав аварийном режиме для ТП 601:

(3.7)

По суточному графику нагрузки ТП, питающую смешенную нагрузку [рис. 3.1, 4], определяется, по точкам пересечения К•нтав с двухступенчатым (эквивалентном в тепловом отношении) графиком нагрузки, время перегрузки, tn=9 ч.

Рисунок 3.1 -Суточные графики нагрузки ТП, питающей жилые дома (8 0%) и общественные здания (20%)

Определяется коэффициент начальной загрузки

(3.8)

где К1 -приведенная (в тепловом отношении) загрузка до перегрузки, % ;

По [табл. 11, 5] в зависимости от эквивалентной температуры охлаждающей среды? охл, от системы охлаждения трансформатора, от коэффициента начальной загрузки и от времени перегрузки, определяется коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кдоп.ав.

?охл для Ярославля составляет 7,9?С.

Система охлаждения трансформатора — М — с естественной циркуляцией воздуха и масла.

Время перегрузки tn=9 часов.

К доп. ав=1,4

Проверка трансформатора на аварийную перегрузку:

(3.9)

где К2 -приведенная (в тепловом отношении) загрузка во время перегрузки, % ;

;

882 кВА>824,1кВА;

Выбранные трансформаторы ТП 601 удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку.

Проверка остальных трансформаторов на перегрузку проводится аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3 — Проверка трансформаторов на систематическую и послеаварийную перегрузку

Примечание: трансформаторы, установленные в ТП 604, исходя из эквивалентного в тепловом отношении графика, не перегружаются Как видно из табл. 3.3 трансформаторы в послеаварийном режиме загружены в допустимых пределах.

3.1.4 Определение месторасположения ТП Одним из условий построения экономичной системы электроснабжения, то есть системы с малой стоимостью и малыми потерями электроэнергии, является правильный выбор местоположения трансформаторных подстанций. Место установки должно максимально приближенно к центру электрических нагрузок, с учетом планировки жилых кварталов. Расположение трансформаторных подстанций должно соответствовать градостроительным и архитектурным соображениям и требованиям пожарной безопасности.

Местоположение и зона действия ТП на плане микрорайона представлены на листе 1 графической части проекта.

Примечание:

Расчёты показали, что применение меньших типоразмеров трансформаторов (например, 250 кВА) значительно увеличивает их общее число, а также увеличивает протяжённость сети 10 кВ, таким образом такое решение экономически нецелесообразно. Применение больших типоразмеров (например, 1000 кВА) уменьшает число ЦТП, увеличивая общее число РУ до 1 кВ, что снижает надёжность схемы электроснабжения; с другой стороны, данное решение приводит к значительному увеличению протяжённости сети 0,4 кВ, что приводит к общему росту потерь, что также экономически нецелесообразно. Таким образом, принятые типоразмеры 400 кВА и 630 кВА и принятое размещение ЦТП являются наиболее оптимальными с экономической точки зрения и с точки зрения обеспечения требуемой надёжности электроснабжения.

3.2 Выбор структуры системы электроснабжения В системах электроснабжения городов (СЭГ) наибольшее распространение получили трех — и четырехзвенные схемы, выполненные по системе двух напряжений.

В качестве первого звена в системах СЭГ выступают питающие сети высшего напряжения, в состав которых входят понижающие подстанции (ПС) 110(220)/10 кВ, питающие их линии, а также линии, связывающие сеть с источником питания, расположенные на территории города. Как правило, питающая сеть высокого напряжения выполняется в виде кольца 110 либо 220кВ, связывающего территорию города, с расположением вдоль него понижающих ПС 110(220)/10 кВ, размещаемых в центрах нагрузок районов города.

В качестве второго звена систем СЭГ выступают питающие сети среднего напряжения 6(10)-20 кВ, представляющие собой совокупность питающих линий среднего напряжения и распределительных пунктов (РП).

Третьим звеном СЭГ является распределительные сети среднего напряжения, состоящие из трансформаторных подстанций (ТП) и питающих их линий среднего напряжения.

Четвертым звеном системы СЭГ является распределительные сети низшего напряжения, которые соединяют ТП с вводами к потребителям.

Выбор структуры системы СЭГ заключается в выборе и обосновании схем питающей и распределительной сети выше 1000 В и определении структуры сети:

— питание ТП по распределительной сети от имеющихся ЦП без сооружения РП;

— сооружение РП, прокладка питающей сети от ЦП до РП и распределительной сети от РП до ТП;

— применение комбинированной схемы — питание ТП от РП и от ЦП.

Выбор структуры системы СЭГ производится на основании технико-экономического сопоставления возможных решений. Предпочтение следует отдавать трехзвенной схеме.

3.2.1 Центры питания Согласно [п.4.4.3, 1] в районах многоэтажной застройки при плотности нагрузки 8 МВт/км2 и более оптимальная нагрузка РП должна составлять: при напряжении 10 кВ — 12 МВт; при напряжении 6 кВ — 8 МВт. Так как нагрузка микрорайона недостаточная для сооружения РП и составляет около 5 МВт, то принята трехзвенная схема.

В качестве центров питания можно рассмотреть три подстанции: ПС 110/6 Павловская (от этой ПС существующая нагрузка получает питание), ПС 110/10 Перевал, ПС 110/10 Брагино. Характеристика ЦП представлена в табл. 3.4, а расположение ЦП относительно микрорайона на рис. 1.1. Как видно из таблицы 3.4 трансформаторы на ПС 110/6 Павловская в ремонтном или полеаварийном режиме не имеют резерва мощности. Согласно напряжение 10 кВ является предпочтительнее 6 кВ. В следствии этого, не смотря, на близость ПС 110/6 Павловская, и РП-30, электроснабжение потребителей микрорайона предусматривается осуществить от двух существующих подстанций: ПС 110/10 кВ Брагино, и ПС 110/10 кВ Перевал, с переводом существующей нагрузки на 10 кВ.

Таблица 3.4 — Характеристика близлежащих центров питания

3.3 Выбор напряжения системы электроснабжения Система напряжений выбирается с учетом перспективы развития города в пределах расчетного срока, его генерального плана и системы напряжений в данной энергосистеме.

При этом должен выполняться основной принцип развития сети: повышение напряжения распределительной сети до оптимального значения (0.38, 10, 110 кВ) и сокращение числа промежуточных трансформаций.

В распределительных сетях энергосистем наибольшее распространение имеет напряжение 110 кВ и в меньшей степени напряжение 220 кВ. Последнее развивается в отдельных крупных городах. Для большинства городов, в том числе и для Ярославля, оптимальной является система напряжений 110/10/0.38 кВ, которая и внедрятся в проекте.

Задача выбора оптимального напряжения каждой ступени трансформации, а также их числа должна рассматриваться с учетом дальности передачи мощности и величины передаваемой мощности. Дополнительно должны учитываться характеристики и размещение источников питания, а также плотность нагрузки.

В условиях роста электрических нагрузок элементов городской распределительной сети основным и наиболее эффективным мероприятием, обеспечивающим повышение пропускной способности линий и снижение потерь электроэнергии, является перевод сети на повышенное напряжение. Перевод сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ позволит повысить пропускную способность линий в полтора раза и одновременно снизить потери электроэнергии в 2 раза.

Городские электрические сети напряжением 10 кВ должны выполняться трехфазными с изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью, сети напряжением 380 В — трехфазными, с глухим заземлением нейтрали, система TN-C-S.

3.4 Выбор и расчет схемы электроснабжения микрорайона К схемам распределительной сети на напряжение 10 кВ предъявляются следующие требования: обеспечение требуемой надёжности снабжения потребителей; учёт перспективы развития предприятия (возможность поэтапного расширения схемы); учёт требований устройств защиты и автоматики (возможность широкого применения данных устройств); экономичность (возможно более низкое значение потерь активной мощности и энергии). При этом необходим учёт следующих положений: источник питания должен быть, по возможности, приближен к центру электрических нагрузок; в схеме не должно быть «холодного» резервирования; должно быть обеспечено секционирование сборных шин ЦП, РП, ТП и применение АВР (где данное устройство необходимо по условиям обеспечения надёжности); желательна раздельная работа параллельных цепей для снижения токов КЗ и упрощения схем релейной защиты.

К схемам питающей сети на напряжение 0,4 кВ предъявляются следующие требования: обеспечение требуемой надёжности снабжения потребителей; учёт перспективы развития предприятия (возможность поэтапного расширения схемы); экономичность (возможно более низкое значение потерь активной мощности и энергии); обеспечение требуемого качества электроэнергии; удобство в эксплуатации и безопасность в обслуживании.

3.4.1. Выбор схемы распределительной сети низкого напряжения Для выбора распределительной сети напряжением 0,4 кВ необходимо учесть требования, предъявляемые к электроснабжению приемников электроэнергии согласно их категории по надежности электроснабжения [пп. 1.2.18−1.2.20, 6].

Согласно [п. 4.27, 4] при двухлучевой схеме на напряжении 10 кВ с двухтрансформаторными ТП сеть 0,4 кВ выполняется по двухлучевой схеме с односторонним питанием от разных секций одной ТП. Схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ показаны на рис. 3.1

Согласно [п. 7.2, 2] в жилых домах ВРУ рекомендуется размещать в средних секциях, а в общественных зданиях ГРЩ или ВРУ должны располагаться у основного абонента независимо от числа предприятий, учреждений и организаций, расположенных в здании.

Рисунок 3.1 Схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ (вместо рубильника с предохранителем могут выступать автоматические выключатели): а) двухлучевая с АВР для потребителей с электроприемниками I категории надежности; б) двухлучевая без АВР для потребителей с электроприемниками II категории надежности

3.4.2 Расчет распределительных сетей низкого напряжения 0,4 кВ.

Расчет распределительных сетей низкого напряжения заключается в определении тока протекающего по кабелю в нормальном и послеаварийном режиме, определение сечения кабельной линии, выборе аппаратов защиты, с последующей проверкой надежности их срабатывания при однофазном коротком замыкании, и проверкой на предельную отключающую способность при трехфазном коротком замыкании.

Сечения проводов и кабелей должны выбираться по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах и допустимым отклонениям напряжения. При проверке кабельных линий по длительно допустимому току нагрева необходимо учитывать поправочные коэффициенты на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле; на фактическую температуру окружающей среды; тепловое сопротивление грунта и на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме.

Покажем выбор поправочных коэффициентов на примере кабельной линии состоящей из двух кабелей, питающей ВРУ концертно-зрелищного центра (№ 1 на генплане).

Поправочный коэффициент (К1н), учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в нормальном режиме работы, принимается по [табл.1.3.26, 6] для расстояния между кабелями в свету а=100 мм: К1н=0,9 (два кабеля);

Коэффициент (К1п.ав), учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в послеаварийном режиме работы (обрыв одного кабеля рассматриваемой линии), принимается по [табл.1.3.26, 6] для расстояния между кабелями в свету а=100 мм: К1п. ав=1,0 (один кабель).

Поправочный коэффициент (К2) для приведенного теплового сопротивления Rгрунта=80 см· К/Вт и песчано-глинистой почвы с влажностью (12−14)% по [табл.1.3.23, 6] равен К2=1,0

Так как для данной территории нагрузка максимальна в осенне-зимний период, то температура земли на глубине прокладки кабеля равна t=5С [табл.1.3.3, 6]. Следовательно поправочный температурный коэффициент (для нормальной температуры при прокладке в земле t=15C) равен К3=1,08.

Коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме (К4) определяется по [табл.1.3.2, 6], К4=1,25.

Согласно ПУЭ при выборе поправочных коэффициентов вычисляется значение суммарного коэффициента:

для нормального режима:

Кнобщ.=К1.н· К2·К3, (3.10)

Кнобщ.=0,9•1,0•1,08=0,972;

для послеаварийного режима:

Кп.авобщ.=К1.пав· К2·К3·К4, (3.11)

Кп.авобщ.=1,0•1,0•1,08•1,25=1,35

Поправочные коэффициенты для остальных объектов микрорайона приведены в табл. 3.5

Таблица 3.5 Поправочные коэффициенты для выбора сечений КЛ по длительно допустимому току нагрева

Исходными данными для расчета сетей являются длина и нагрузка элементов сети. Длина участков может быть получена из генерального плана микрорайона. Нагрузка элементов сети определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом графиков их нагрузок.

Поэтому кабельные линии, соединяющие электроприемники с трансформаторными подстанциями, выполняются двумя кабелями, присоединенными к разным сборным шинам 0,4 кВ трансформаторных подстанций. Для выбора сечения кабельных линий необходимо знать значение тока в линии, как в нормальном, так и в послеаварийном режиме.

Мощность, передаваемая по каждому из кабелей в нормальном и послеаварийном режимах, определяется на основании расчетных схем, показанных на рис. 3.2.

а) б) Рисунок 3.2 Расчетная схема для определения мощностей на участках линий: а) нормальный режим, б) послеаварийный режим Значение расчетного тока в нормальном режиме определяется по выражению:

(3.12)

где Sнр.-полная расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме, кВА;

Uн — номинальное напряжение сети, Uн=0.38 кВ.

Так как питание концертно-зрелищного центра производится по двум кабелям, то расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме определяется следующим образом:

(3.13)

где Sр. конц-полная расчетная мощность концертно-зрительного зала, согласно табл. 2.3, Sр. конц=75,82 кВА По формуле (3.12):

В послеаварийном режиме (один кабель вышел из строя) расчетный ток может быть определен по формуле:

(3.14)

— полная расчетная мощность на участке сети в послеаварийном режиме,

(3.15)

где 0,9 — поправочный коэффициент для взаиморезервируемых линий, взятый согласно [п.2.3.3, 1].

.

Аналогичные расчеты проводятся для остальных линий питающих жилые дома и общественные здания. Результаты расчетов приведены в табл. 3.6.

Таблица 3.6 Определение расчетных токов на участках линий от ТП до ВРУ

Принимаем для прокладки на территории микрорайона кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией марки ААБл, прокладываемый в земле. Сечение данной марки кабеля выбирается по [табл.1.3.16, 6] в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ, и для линии до ВРУ1, по значению по [табл.1.3.16, 6] для принятой марки кабеля и способа его прокладки выбирается сечение с учетом условия:

(3.16)

где Iдоп — длительно допустимый ток кабеля, определяемый по [табл. 1.3.16, 6] принимаем и соответствующее ему сечение F=10 мм2

65А > 57,6А Определяем фактический допустимый ток и сравниваем его с током нормального режима:

., (3.17)

(3.18)

где Кнобщ. -суммарный поправочный коэффициент для нормального режима работы сети, по табл. 3.5, Кнобщ.=0,972

Если условие (3.18) выполняется, то сечение выбрано верно и необходимо проверить послеаварийный режим, если же не выполняется, то необходимо увеличить сечение на одну ступень и снова сделать проверку.

I’д.=0,972•65=63,2 А.

63,2 А>57,6 А Т.к. условие выполняется, то осуществим проверку в послеаварийном режиме работы распределительной сети низкого напряжения.

Проверку в послеаварийном режиме работы осуществляют по выражению:

(3.19)

(3.20)

где Кп.авобщ. — суммарный поправочный коэффициент в послеаварийном режиме работы сети по табл. 3.5, Кп. авобщ=1,35.

Iр.п.ав — расчетный ток линии в послеаварийном режиме определяемый по табл. 3.6, Iр.п.ав=103,7 А. Если данное условие не выполняется то необходимо увеличить сечение жилы кабеля F еще на одну ступень; если же условие выполняется, то принимаем выбранное сечение жилы.

Iд.п.ав=1,35•65=87,8 А.

87,8 A>103,7 А.

Т.к. условие не выполняется, то увеличиваем сечение на одну ступень и принимаем F=16 мм2, Iдоп.=90 А.

Iд.п.ав=1,35•90=121,5 А.

121,5 A>103,7 А.

Видим, что условия (3.18) и (3.20) выполняются, следовательно дальнейший расчет прекращаем и принимаем окончательно сечение жилы F=16 мм2, Iд.т.=90 А.

Аналогичные расчеты произведены и для других участков линий распределительной сети и представлены в табл. 3.7.

Таблица 3.7 — Расчетная таблица для определения сечения жил кабеля

Выполним проверку выбранных кабелей по отклонению напряжения у приемников электрической энергии. Согласно [п. 5.2.2, 1] должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышающие ±5% номинального напряжения сети в нормальном режиме. Примем, что падение напряжения во внутридомовой сети не должно превышать 1,0%.

(%) (3.21)

Определение потери напряжения в кабельных линиях покажем на примере линии ТП 601-ВРУ1. Эта линия состоит из двух кабелей сечением 16 мм².

Потери напряжения в нормальном режиме работы определяются по формуле:

(3.22)

где I нррасчетный ток в нормальном режиме работы из таблицы 13;

cosопределяемый по [табл.2.2.1н, 1] -для общественных зданий, и по [табл. 2.1.4, 1]-для жилых зданий, cos=0,95;

Uном — номинальное напряжение сети, Uн=380 В;

r0 и x0 -удельные сопротивления кабеля, которые зависят от сечения жилы, и определяется по табл. 3.8; r0=1,95Ом/км; х0=0,06 Ом/км.

Таблица 3.8 — Удельное активное сопротивление кабеля

L — длина линии, L=0,08 км;

Тогда потери в нормальном режиме по формуле (3.22) будут:

.

Проверяем полученные потери по допустимой потере напряжения:

3,7+1%? 5%

Таким образом, предварительно принятое сечение, в нормальном режиме работы удовлетворяет требованиям качества электрической энергии. Аналогичные расчеты проводятся для всех линий сети, а результаты сводятся в табл. 3.9. Расчеты показали что потери напряжения в кабелях до ВРУ 3,4,29 превышают допустимые, вследствие чего было принято решение увеличить сечение этих линий на одну ступень.

Таблица 3.9 — Расчет потерь напряжения распределительной сети 0,4 кВ

3.4.4 Выбор сечения жил кабелей 10 кВ Для выбора сечения жил кабелей необходимо произвести расчёт потокораспределения мощности в установившемся нормальном режиме.

Согласно [п. 2.4.1, 1] расчетные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются где расчетная нагруза трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.),

коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по [табл. 2.1.1, 1] в зависимости от количества трансформаторов. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43). Расчет потокораспределения представлен в табл. 3.10

Таблица 3.10 — Расчет потокораспределения

При этом находится расчётный ток, протекающий по участку

(3.24)

где — расчётная нагрузка, питаемая участком схемы, кВА;

U — напряжение участка схемы, кВ.

Сечения жил кабелей 10 кВ выбираются по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение

(3.25)

где Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2 (по [табл. 1.3.36, 6]). Принимается в зависимости от марки кабеля и числа часов использования максимума активной нагрузки Tма=3100 ч.

Экономически целесообразное сечение округляется до ближайшего стандартного, исходя из которого выбирается марка кабеля.

Проверка кабеля производится:

— по механической прочности (выполняется автоматически при выборе по каталогу);

— по нагреву в послеаварийном режиме, коэффициент предварительной нагрузки 0,6, допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума 3 часа.

— по термической стойкости к токам КЗ (проверка производится в разделе 3.4.6).

Пример выбора сечения жил кабелей для участка сети ТП602-ТП601 линии 1 первого варианта:

А;

19,14 мм².

Принимается кабель ААБл 325 с Iдоп=90 А.

Проверка кабеля в послеаварийном режиме:

; определяется по (3.11)

;

;

А.

;

Условие выполняется.

Расчеты для других линий сведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11 — Расчёт и выбор марок кабелей

Таким образом, для всех выбранных кабелей 10 кВ выполняется условие возможности работы (по условиям нагрева) при перегрузке в послеаварийном режиме.

3.4.6 Расчёт токов КЗ. Проверка сечений жил кабельных линий 10 кВ на термическую стойкость к токам КЗ Для проверки сечений жил кабелей 10 кВ на термическую стойкость необходимо рассчитать начальные значения периодических составляющих токов КЗ для всех проверяемых элементов. При проверке кабелей на термическую стойкость расчетной точкой КЗ является для одиночных кабелей одной строительной длины — точка КЗ в начале кабеля; при проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость расчетным видом КЗ в общем случае является трехфазное КЗ.

Расчёт токов КЗ выполняется на ПЭВМ в программе «Энергия» (Energy TKZ) на основании данных Филиала ОАО «МРСК Центра» — «Ярэнерго»: значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ПС 110/10 Перевал по табл. 3.4 данного проекта.

Для расчётов используется полная схема замещения, построенная в соответствии со схемой электроснабжения приложения 2. Схема с параметрами, рассчитанными в программе «Энергия» приведена в приложении 4.

Принимается, что в качестве защиты линий используется токовая отсечка со временем срабатывания 0,1 с, выключатель срабатывает со временем отключения 0,025 с. (среднее время срабатывания для вакуумных выключателей BB/TEL согласно [13]).

Тепловой импульс (интеграл Джоуля) определяется по формуле:

(3.35)

где tрз — время срабатывания релейной защиты (токовой отсечки; первоначально принимается 0,1 с);

tов — собственное время отключения выключателя (токовой отсечки; первоначально принимается 0,025 с).

Минимально допустимое сечение кабеля по условию термической стойкости к токам КЗ:

(3.36)

где С — параметр, характеризующий допустимый нагрев кабеля; зависит от напряжения и вида изоляции кабеля (для использованных в проекте кабелей ААБл на напряжение 10 кВ С=90 Ас½/мм2).

Для примера приводится расчёт минимально допустимого сечения жил кабелей по термической стойкости к токам КЗ для расчётной точки К1 -секция шины РУ НН ПС 110/10 Перевал. Для этой расчётной точки, IКЗ=7,258 кА.

А2с;

28,5 мм².

В табл. 3.19 приведены действующие значения периодических составляющих токов трёхфазного КЗ в расчётных точках для всех проверяемых кабелей 10 кВ, а также сечения жил, рассчитанные и проверенные по нагреву в части 3.4.4 данной работы, и иные параметры (тепловой импульс, минимальное допустимое сечение кабеля), необходимые для проверки на термическую стойкость.

Таблица 3.19 — Проверка кабелей 10 кВ на термическую стойкость

Как видно из таблицы 3.19 все кабельные линии 10 кВ выдерживают нагрев токами короткого замыкания — являются термически стойкими к действию токов КЗ.

4. Проект КТП

4.1 Выбор типа ТП ТП принимаются выполненными в виде комплектных блочных подстанций в бетонной оболочке на 2 трансформатора, отдельно стоящими, так как данное размещение ТП является, в общем случае, наиболее экономически и экологически целесообразным. РУВН для двух трансформаторных ТП выполнено в виде одиночной секционированной системы. РУНН для двух трансформаторных ТП выполнено в виде одиночной секционированной системы шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора с учетом его перегрузочной способности. Секционный автоматический выключатель в нормальном режиме отключен. На сборных шинах предусмотрено устройство АВР, если от ТП питаются потребители I-II категорий по надёжности.

При лучевой схеме питания ТП обязательна установка отключающего аппарата перед трансформатором. Принимается на всех КТП установка масляных трансформаторов типа ТМГ (предполагается, что особо опасных/активных условий среды, требующих установки трансформаторов с сухой изоляцией (ТС, ТСЗ и т. п.) нет). Согласно [п.3.1.10, 1] в городских распределительных сетях следует применять трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг или треугольник-звезда.

К установке принимаются ТП, производства ПКФ «Автоматика» г. Тула [14], типа 2БКТП-АТ-250…1000/6(10)/0,4-У1. На рис. 4.1 представлена структура условного обозначения.

Рисунок 4.1 Структура условного обозначения КТП.

Двух трансформаторная подстанция 2БКТП-АТ со стоит из трех отдельных блоков:

— блок устройства стороны высшего напряжения — УВН;

— отсек силовых трансформаторов Т1 и Т2;

— блок распределительного устройства стороны низшего напряжения— РУНН.

Распределительное устройство со стороны высшего напряжения реализовано на камерах серии КСО 393АТ с выключателями нагрузки ВНА-10/630.

В блоке силовых трансформаторов могут быть установлены масляные трансформаторы серий ТМ, ТМГ или сухие серии ТСГЛ, ТСЛ;

Вентиляция в блоке силовых трансформаторов — естественная и осуществляется через жалюзийные решётки которые установлены в воротах.

Распределительное устройство со стороны низшего напряжения реализовано на пане лях серии ЩО70, как с устройством АВР, так и без него. В блоке РУНН установлен ящик собственных нужд ЯВ-СН-АТ, который предназначен для:

— внутреннего освещения всех блоков;

— внутреннего освещения камер КСО;

— внешнего освещения подстанции;

— питания схемы управления обогревом.

Блоки УВН и РУНН комплектуются электроконвекторами мощностью 1 кВт, которые предназначены для поддержания температуры в зимнее время в автоматическом режиме.

В комплект поставки подстанции входят:

— модуль подстанции;

— силовой трансформатор;

— измерительные приборы и приборы учета;

— монтажный комплект;

— эксплуатационная документация.

БКТП-АТ транспортируются на автомобилях, железнодорожных платформах.

Подстанция устанавливается на бетонный фундамент, изготовленный с учетом габаритных размеров. Подключение силовых трансформаторов по сторонам высшего и низшего напряжений выполняется кабельными перемычками (гибкая ошиновка) или с помощью шин.

Блоки УВН, РУНН и трансформаторов имеют места соединения внутреннего контура заземления с внешним.

Подстанция устанавливается на кирпичный или бетонный фундамент (имеющий кабельные каналы), изготовленный с учетом габаритных размеров. В двух трансформаторных подстанциях производится стыковка блоков, подключение силового трансформатора к блокам УВН и РУНН. После монтажа БКТП-АТ на фундамент производится установка и подключение приборов измерения и учета, подключение заземляющих проводников.

Выбор конкретного типа ТП и трансформаторов, в них установленных, отражён в табл. 4.1.

Таблица 4.1- ТП 10/0,4 кВ и их характеристики

Примечание:

1. В табл. 4.1 в столбце назначение шкафов РУ НН буквой «в» обозначены вводные шкафы, буквой «л» — линейные, «с» — секционные, без учета панелей АВР.

2. Габариты КТП: длинна 9600 мм., ширина 5950 мм., высота 2900 мм., согласно.

3. Время протекания тока термической стойкости на стороне ВН: для главных ножей 3 с, для заземляющих ножей 1 с.

4.2 Выбор параметров оборудования ТП Для заказа трансформаторной подстанции необходимо заполнить опросные листы на оборудование подстанции. В качестве примера рассмотрим подготовку данных для заполнения опросных листов на ТП 601.

4.2.1 Выбор параметров РУВН — камер КСО 393АТ На рис. 4.2 представлена структура условного обозначения.

Рисунок 4.2 Структура условного обозначения КСО 393АТ Для определения номинального тока камер воспользуемся данными таблицы 3.11 данного проекта. Рассмотрим на примере 1й камеры, она является вводной камерой 1й (условно) секции РУВН ТП 601, она получает питание от ТП 603 по первой линии ЦП. Номинальный ток камеры определяется максимальным длительным током который может протекать через нее, т. е. току в послеаварийном режиме:

(4.1)

Из таблицы 3.11 =105 А, тогда по (4.1) и шкалы номинальных токов из рисунка 4.2 т. е цифра 6 в условном обозначении. Аналогично и для камер 3,5,7.

Во всех ячейках кроме секционной установлена сигнализация о сгорании предохранителей.

Номинальный ток вводных камер трансформаторов определится исходя из тока максимальной загрузки трансформатора. Согласно [п. 4.3.13, 1] допускается перегрузка трансформаторов для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ — аварийная — до 1,7 — 1,8 номинальной мощности, тогда

(4.2)

тогда, т. е цифра 4 в условном обозначении камер.

Полученные данные на КСО 393АТ представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 Параметры РУВН на базе камер КСО 393АТ

4.2.2 Выбор параметров РУНН — панелей ЩО70

На рис. 4.3 представлена структура условного обозначения.

Рисунок 4.3 Структура условного обозначения панелей ЩО70

Для защиты отдельных элементов распределительных сетей напряжением 0,4 кВ в городских электрических сетях широко применяются предохранители и автоматические выключатели, чувствительные элементы которых включаются последовательно с сетью. Предохранители и автоматические выключатели выполняют функции защиты сети от теплового и динамического действия тока, которое возникает при его увеличении выше допустимого значения, например, при перегрузке. В связи с простотой конструкции, малой стоимостью и высокой надежностью в работе, преимущественное распространение в сетях 0,4 кВ городов получили предохранители.

В настоящее время для надежного электроснабжения качественной электроэнергией в городских условиях рекомендуется принимать к установке аппараты защиты, выполняемые плавкими предохранителями типа ПН-2.

Выбор тока плавкой вставки по нормальному режиму работы осуществляется согласно следующих неравенств:

а) в случае если защищаемый объект (кабель) не питает силовую нагрузку (электродвигатели лифтовых установок), ток плавкой вставки предохранителя Iв выбирается из условия:

Iв? Iр. н, (4.3)

б) в случае если кабель питает силовую нагрузку:

(4.4)

где Iр. н — максимальный расчетный ток нормального режима, определяемый по табл. 3.6, Iр. н=137,9 А;

Кп — кратность пускового тока электродвигателя;

? — коэффициент, учитывающий условия запуска электродвигателя, =2,5 т.к. запуск электродвигателя лифтовой установки легкий.

Iн.дв. — номинальный ток электродвигателя лифтовой установки, определяемый по формуле:

(4.5)

где Рн. дв — номинальная мощность электродвигателя лифта, кВт;

Uн.дв — номинальное напряжение электродвигателя лифта кВ, Uн.дв.=0,38кВ.

Вычисления по формуле (3.39) проводим для наибольшего по мощности (грузового) лифта согласно донным таблицы 2.2 данного проекта:

; тогда по

.

Выбираем Iв. ном=200А, ток предохранителя Iпред.=250А, предельный ток отключения Iпр.отк.=40 кА.

Проверим выбранный номинальный ток плавкой вставки предохранителя в послеаварийном режиме по выражению:

(4.6)

где Iмах (пав) — максимальный ток через защищаемый объект в послеаварийном режиме, определяемый по табл. 3.6, Iмах (пав)=248,2 А;

1,4 — коэффициент, учитывающий, что плавкая вставка не перегорит при токе равном 1,4Iв.ном в течение 3-х часов; это условие допустимо, т.к. расчетное время максимума нагрузки составляет 30 минут.

Если данное условие выполняется, то ток плавкой вставки считается выбранным верно; если же условие не выполняется, то следует взять следующую ступень тока плавкой вставки по отношению к ранее выбранному.

Получаем:

200 А >177,3 А.

Проверим согласование защитных характеристик предохранителя с тепловыми характеристиками кабеля. Данное согласование достигается путем сопоставления защитной характеристики аппарата с характеристикой нагрева защищаемого объекта. При этом последняя должна находиться выше характеристики защитного аппарата. Данное согласование проверяется по выражению:

I’д 1,0Iв.ном, (4.7)

где I’д — допустимый ток кабеля с учетом поправочных коэффициентов определяется по табл. 3.7 I’д=270 А.

270 А>200 А.

Видно, что условие выполняется, следовательно, предохранитель выбран правильно.

Аналогичные расчеты проводятся для остальных кабельных линий отходящих от ТП 601, а результаты расчетов приведены в табл. 4.3

Для окончательного выбора защитного аппарата необходима проверка чувствительности. Проверка надежности срабатывания защитных аппаратовпредохранителей типа ПН-2 — производится по току однофазного КЗ, определяемого в наиболее удаленной точке сети.

В качестве примера рассматривается проверка правильности выбора плавкой вставки предохранителя, защищающего кабельную линию, которая питает жилой дом (№ 3 на генпалне).

ТП1 ПН-2 ААБл 4×50 К (1)

D Y0

10 кВ 2*630кВА 0,4 кВ L=120м ВРУ3

Рисунок 4.4 Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ Согласно ПУЭ ток однофазного КЗ определяется по формуле, в которой пренебрегают переходными сопротивлениями коммутационных аппаратов:

(4.8)

где Uф.ср. — фазное среднее напряжение сети, Uф.ср.=230 В;

— полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ,

=0,042 Ом =0,014 Ом;

— полное сопротивление петли фаза-нуль, которое включает в себя сопротивление шин, шинопроводов, проводов и кабелей, аппаратов и контактов, определяемое по выражению:

Zп=Zп.0L (4.9)

здесь Zп.0 — удельное сопротивление петли фаза-нуль, Zп.0=1,42 Ом/км;

L — длина линии до точки КЗ, L=0,12 км.

Таким образом, ток однофазного КЗ в точке К (1):

Чувствительность защитного аппарата к данному току определяется коэффициентом чувствительности, который определяется по формуле:

(4.10)

где Iв. ном — номинальный ток плавкой вставки предохранителя установленного на рассматриваемой линии в РУНН ТП.

Для предохранителя кабеля ТП 601 — ВРУ 3:

9.9>3

Полученное значение коэффициента чувствительности сравнивается с минимально допустимым значением Кч.мин.доп.=3. Можно сказать, что предохранитель линии ПН-2 с номинальным током плавкий вставки 125 А при однофазном токе КЗ отключит поврежденную линию. Если же получается, что Кч<3, то в этом случае необходимо увеличить сечение фазной жилы кабеля F на один шаг и снова сделать проверку.

Согласно [п. 1.7.79, 6] В цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и др. щиты и щитки, время автоматического отключения не должно превышать 5 с.

Для определения времени отключения необходимо воспользоваться время-токовыми характеристиками плавкой вставки. Время-токовые характеристики семейства плавких вставок для предохранителя ПН-2 приведены на рис. 4.5

Рисунок 4.5 Время-токовые характеристики плавких вставок предохранителя ПН-2

Из рисунка видно, что время отключения тока однофазного КЗ 1247,3 плавкой вставкой с Iв. ном=125 А, равно примерно 0,25 с.

0,25<5, это можно считать достаточными для обеспечения электробезопасности.

Проверка правильности выбора плавких вставок предохранителей, защищающих кабельные линии, отходящие от ТП 601 производится аналогично. Результаты расчетов представлены в табл. 4.4.

Таким образам были выбраны предохранители типа ПН-2 с номинальным током 250 А. Такими предохранителями комплектуются линейные панели типа ЩО 70 — 1А — 02У3. Основное оборудование панели: предохранители (250А), амперметры (200/5А), рубильники (250А), трансформаторы тока (200/5А). В скобках указаны номинальные токи оборудования.

Вводные панели ЩО 70 — 1А — 44У3, секционная ЩО 70 — 1А — 72У3, панель АВР ЩО 70 — 1А — 90У3, ошиновка определяются типоразмером трансформатора.

Параметры РУНН на безе панелей ЩО-70 представлены табл. 4.5.

Схема электрических соединений ТП представлена на листе 3, компоновка ТП на листе 4 графической части проекта.

Таблица 4.3 Определение тока плавкой вставки и согласования его с защищаемым проводником

Таблица 4.4 — Расчет токов однофазного КЗ и проверка коэффициента чувствительности для распределительной сети 0,4 кВ

Таблица 4.4 Параметры РУНН на безе панелей ЩО-70

5. Электрические расчеты установившихся режимов работы выбранного варианта электроснабжения Электрические расчеты режимов работы системы электроснабжения производятся на ЭВМ с помощью программного комплекса «Энергия», модуль «Enrgy UR», в соответствии с методикой изложенной в.

Расчет установившегося режима электрической сети выполняется для определения:

1) загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности, проверки сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов;

2) нормированного коэффициента реактивной мощности;

3) уровней напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

4) потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

В данной работе производится расчет режимов максимальных и минимальных нагрузок, а также послеаварийного режима. Режимы максимальных и минимальных нагрузок используются для выявления наибольших значений длительных расчетных потоков мощности. Математическая модель для расчёта установившихся режимов в программе «Энергия» составляется в соответствии с принятой схемой электроснабжения.

В режиме минимальных нагрузок все нагрузки приняты равными 0,7 от максимальных нагрузок (снижены на 30%, согласно п. 5.2.3, 1).

Наличие некоторого расхождения обусловлено разницей в методах расчёта («Энергия» использует численные методы, не производит совмещение максимумов нагрузки), ограниченной точностью расчётов (так ПК «Энергия» проводит расчет итерационным методом, тогда как при расчёте вручную производится лишь одна итерация).

Схемы с рассчитанными режимами максимальных и минимальных нагрузок приведены в приложениях 5, 6 (режимы отрегулированные), послеаварийного в в приложении 7. Напряжения балансирующего узла (системы) принимаются 1,05Uн — в режиме максимальных нагрузок и послеаварийном (10,5 кВ); 1,0Uн — в режиме минимальных нагрузок (10 кВ)).

Согласно [п. 5.2.2, 1], в электрических сетях должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышающие ±5% номинального напряжения сети в нормальном режиме и ±10% в послеаварийном режиме. Примем, что отклонение напряжения во внутридомовой и распределительной сети 0,4 кВ составляют не более 5%. Таким образом, напряжение на шинах НН ТП в нормальном режиме должно лежать в пределах 0,380.0,399 кВ, в послеаварийном режиме в пределах 0,369.0,399 кВ. Для обеспечения необходимых уровней напряжения используются устройства регулирования напряжения типа ПБВ с пределом регулирования 22,5% на трансформаторах ТП. Обычно ПБВ используют для сезонного регулирования напряжения.

Коэффициенты трансформации трансформаторов ТП для разных положений отпаек устройств регулирования приведены в табл. 5.1. Значения коэффициента трансформации определяются по формуле

(5.1)

где — номинальное напряжение на стороне НН трансформатора (0,4 кВ для ТП);

— номинальное напряжение на стороне ВН трансформатора (10,0 кВ для ТП);

n — номер отпайки;

% - ступень регулирования.

Таблица 5.1 — Коэффициенты трансформации с учётом устройств регулирования напряжения