Электроснабжение 8-го микрорайона города Оренбурга

Выбранные электрические сети наружного освещения удовлетворяют условиям проверки согласно ПУЭ.

7 Выбор числа и мощности потребительских ТП

7.1 Предварительный расчет мощности трансформаторов ТП

Согласно ПУЭ электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

При наличии центролизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

(7.1.1)

где PУmax - суммарная активная мощность, кВт;

cosцср.взв - средневзвешенное значение cosц, который определяется через tg цср.взв:

(7.1.2)

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

(7.1.3)

где К3прин- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора,

К3 прин.=0,7

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы повторяются по действительному коэффициенту загрузки:

(7.1.4)

K3дейст?К3прин

Пример расчета мощности трансформаторов потребительской подстанции № 3 приведен в таблице 8.

Таблица 8 - Потребители ТП № 3

УР=49,7+42+79,1+53,24+52+52+22+5,94=355,94 кВт;

УQ=14,41+12,18+36,23+19,9+15,1+15,1+16,5+2,87=132,27 кВАр;

Суммарная расчетная активная мощность PУmax, определяется при питании от трансформаторной подстанции жилых домов и общественных зданий по формуле:

PУmax= Pзд.max+Pзд.1*К1+ Pзд.2*К2+…+ Pзд.n*Кn, (7.1.5)

где Pзд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

Pзд.1, Pзд.2, Pзд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;

К1, К2, Кn - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий) /2/.

PУmax=49,7+42+79,1+53,24+52+52+22*0,8+5,94=355,64 кВт

Мощность одного трансформатора:

Принимаем два трансформатора типа ТМ-250/10/0,4 кВ

Sнт=250 кВА

Проверяем выбранные трансформаторы по действительному коэффициенту загрузки:

Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 9.

7.2 Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

Систематическая перегрузка трансформатора допустима за счет неравномерности нагрузки его в течении суток (года). Определяется коэффициент перегрузки К*нт трансформаторов:

(7.2.1)

Если К*нт?1, то трансформаторы не испытывают систематической нагрузки и проверка не требуется /7/.

1,32>1

Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку не требуется.

Проверка трансформаторов на других ТП на систематическую перегрузку проводится аналогично, данные расчетов снесены в таблицу 10.

7.3 Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях (аварийных) в течении ограниченного времени, когда перерыв в энергоснабжении потребителей недопустим.

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

Определяется коэффициент перегрузки К*нт в аварийном режиме:

(7.3.1)

Наносится К*нтав на суточный график нагрузки (рисунок 2). Определяется, по точкам пересечения К*нтав с графиком нагрузки, время перегрузки, tn=5 ч.

Определяется коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме:

Рисунок 2 - Зимний суточный график нагрузки

(7.3.2)

где Si - мощность i-го участка времени;

Дti - временной участок, г;

tn - время перегрузки за сутки, ч.

По таблице «Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов» /12/ в зависимости от эквивалентной температуры охлаждающей среды Иохл, от системы охлаждения трансформатора, от коэффициента начальной загрузки К1ав и от времени перегрузки Tn, определяется коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кдоп.ав.

Иохл для Оренбурга составляет - 13,4єС.

Система трансформатора - М - с естественной циркуляцией воздуха и масла.

Время перегрузки Tn - 6 часов.

К г.доп.ав=1,7

Проверка трансформатора на аварийную перегрузку:

(7.3.3)

250*1,7?378,34

425кВА>378,34кВА

Выбранные трансформаторы ТП№3 удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку.

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку проводится аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 10.

Таблица 10 Проверка трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку

8 Выбор схемы распределительных сетей ВН

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью /1/.

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта , удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения.

Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, по разомкнутой петлевой с АВР, по замкнутой петлевой.

Представлен вариант распределительных сетей, выполненный по радиальной или магистральной схеме (рисунок 3), так как данный вариант является наиболее простым и не дорогим.

Рисунок 3 - Схемы распределительных сетей

Характерной особенностью этих схем является одностороннее электроснабжение потребителей. При аварии на любом участке линии Л1 и Л2 или на шинах 10 кВ подстанции автоматически отключится головной масляный выключатель В1 или В2 и вне подстанции прекращают подачу электроэнергии потребителям на время ремонта. Такие схемы применяются для потребителей III категории, так как в этих схемах отсутствуют резервное питание и осуществляется минимальная надежность электроснабжения.

Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме (рисунок 4). Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителей.

Рисунок 4 - Кольцевая схема электроснабжения

Для увеличения электроснабжения магистральная сеть выполняется с двумя источниками питания (от разных секущих шин РП) рисунок 5.

Рисунок 5 - Магистральная схема электроснабжения

В дипломном проекте для сравнения рассматриваются две схемы распределительных сетей ВН: кольцевая схема электроснабжения и магистральная схема с двумя источниками питания.

Согласно /4/ электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м /1/.

9 Предварительный выбор сечения кабельной линии 10 кВ

В соответствии с /3/ сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях 10кВ при прокладке их в земляных траншеях, следует принимать не менее 35 мм2. Выбор экономически целесообразного сечения производится по экономической плотности тока в зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки /1/:

(9.1)

где Im - расчетный максимальный ток, А;

jэ - нормальное значение экономической плотности тока, А/мм2,

jэ=1,6 А/мм2 /3/

(9.2)

где Sm - максимальная расчетная мощность, передающаяся по кабелю, кВА;

(9.3)

Выбираем сечение кабеля на участке п/ст «Шелковая» - РП с ТП-2 (Рисунок 6).

(.9.4)

где Ку=0,8 /2/

РУi - суммарная расчетная нагрузка i-й ТП.

Рm0-2=( РУ1+ РУ2+ РУ3+ РУ4+ РУ5+ РУ6)*0,8=(355,64+237+323+450,4+417+

+512)*0,8=1836 кВ

cos ц=0,92 - на шинах РП /2/

tg ц=0,43

Qm0-2= Qm0-1*tg ц=1836*0,43=789,5 кВт

Выбираем кабель марки ААБ с сечением жилы 95 мм2 Iдоп = 240А

Расчет кольцевой распределительной сети 10 кВ

Рисунок 6 - Расчетная схема распределительных сетей 10 кВ, Вариант I, кольцевая схема.

Выбираем сечения кабелей распределительной сети 10 кВ от РП.

Определяется точка потокораздела:

Проверка:

S21+S23=УSm

1015,2+1078,8=2094

2094 кВА=2094 кВА

Потоки мощности по участкам:

S36=S23-S3=1078,8-378=700,8 кВА;

S65=S36-S6=700,8-550=150,8 кВА;

S54=S65-S5=150,8-433=-282,2 кВА;

S14=S12-S1=1015,2-249=766,2 кВА;

S45=S14-S4=766,2-484=282,2 кВА;

S56=S45-S5=282,2-433=-150,8 кВА;

ТП-5 является точкой потокораздела:

P21=S21*cos цср.вз.=1015,2*0,94=954,3 кВт;

P23=S23*cos цср.вз.=1078,8*0,94=1014 кВт;

P36=S36*cos цср.вз.=700,2*0,94=658,2 кВт;

P65=S65*cos цср.вз.=150,8*0,94=141,75 кВт;

P14=S14*cos цср.вз.=766,2*0,94=720,2 кВт;

P45=S45*cos цср.вз.=282,2*0,94=265,3 кВт.

Определяется ток на каждом участке сети 10 кВ:

(9.5)

По определенному току рассчитывается экономическая плотность тока и принимается стандартное большее сечение кабеля. Марка кабеля - ААБ, стандартное сечение кабеля 35-240 мм2 /9/.

F21=36,7 мм2; Fст.21=50 мм2; Iдоп=140 А

F14=27,7 мм2; Fст.14=35 мм2; Iдоп=115 А

F45=10,2 мм2; Fст.45=35 мм2; Iдоп=115 А

F56=5,4 мм2; Fст.56=35 мм2; Iдоп=115 А

F63=25,3 мм2; Fст.63=35 мм2; Iдоп=115 А

F23=39 мм2; Fст.23=50 мм2; Iдоп=140 А

Производится проверка выбранных сечений кабеля в аварийных режимах: обрыв линии 1-2 или обрыв линии 2-3. Питание распределительной сети 10 кВ осуществляется от одной из двух секций шин РП-10кВ. Расчет производится аналогично расчету в нормальном режиме. Результаты расчетов снесены в таблицу 11.

Таблица 11

Потери напряжения при найденном сечении определяются по формуле /9/:

(9.6)

где ДUтб- табличное значение удельной величины потери напряжения, %/кВт*км /9/;

Ма -сумма произведений активных нагрузок на длины участков линий, кВт*м.

Расчетная потеря напряжений ДU сравнивается с допустимой потерей напряжения ДUдоп.

(9.7)

ДUдоп=5% - в нормальном режиме работы;

ДUдоп=10% - в аварийном режиме работы.

Определяются потери напряжения в нормальном режиме работы:

Потеря напряжения на участке 2-1-4-5:

ДU2-1-4-5=0,654*954,3*220*10-6+0,925*(720,2*320+265,3*300)*10-6=

=0,42%<5%

Потеря напряжения на участке 2-3-6-5:

ДU2-3-6-5=0,654*1014*320*10-6+0,925*(658,2*230+147,75*310)*10-6=

=0,4%<5%

Определяются потери напряжения в аварийном режиме работы:

Обрыв участка 1-2

ДU2-3-6-5-4-1=0,654*1968*320*10-6+0,925*(1613*230+1094*310+689*300

+234*320)*10-6=1,33%<10%

Обрыв участка 2-3

ДU2-1-4-5-6-3=0,654*1968*220*10-6+0,925*(1734*320+1279*300+

+872*310+355*230)*10-6=1,48%<10%

Выбранные сечения кабельной сети удовлетворяют условиям проверки по нагреву длительно допустимым током и по потери напряжения.

Расчет двухлучевой схемы распределительной сети 10 кВ

Рисунок 7 - Двухлучевая схема . Вариант II

Определяются потоки мощности по участкам:

S21=S1+S4+S5=249+484+433=1166 кВА;

S14=S4+S5=484+433 кВА;

S45=S5=433 кВА;

S23=S6+S3=378+550 кВА;

S36=S6=550 кВА.

Расчет и выбор сечений кабельной сети производится аналогично, как и для варианта I. Расчет в аварийном режиме производится при обрыве из цепи двухцепной линии. Результаты расчетов снесены в таблицу 12.

Таблица 12

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9