Обеспечение микрорайона электроэнергией

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткая характеристика микрорайона

электроснабжение ток замыкание

Данными для проектирования являются: генеральный план микрорайона, представленный на листе 1, сведения о количествах этажей и квартир.

В микрорайоне предусмотрено наличие объектов социально-культурной сферы. Потребители представлены электроприемниками I, II и III категории надежности электроснабжения. Перечень электропотребителей приведен в Приложении А. Жилой фонд состоит из 1-16-и этажных домов, подключенных к сетям как природного газа, так и с электрическими плитами. Объекты социальной сферы оборудованы электроплитами. Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории микрорайона, которые питаются от распределительного пункта, совмещенного с ТП (РТП) 10 кВ.

Микрорайон ограничивают улицы, являющиеся магистральными, районного и местного значения категории Б и В по классификации табл. 56.44 [2].

2. Определение расчетной нагрузки микрорайона

2.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

Определение расчетной нагрузки микрорайона выполнено по гл 2.1, 2.2 [1].

Расчетная электрическая нагрузка квартир P_кв (кВт), приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле

Р_кв=Р_кв.уд•n, (2.1)

где Р_кв.уд - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий) табл. 2.1.1 [1], кВт/квартира;

n - количество квартир.

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

Р_р.ж.д=Р_кв, (2.2)

где Р_кв - расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Расчетная электрическая производственных помещений Р_р.пр (кВт) определяется по формуле

Р_р.пр=Р_уд•F, (2.3)

где Р_уд - удельная электрическая нагрузка помещения, кВт/м²;

F - площадь помещения, м².

Пример расчета 12-ти этажного дома (№1 по генплану):

Нагрузки квартир (см. табл. 2.1):

Р_кв=1,196•943=1127,828 (кВт);

Нагрузки лифтов (см. табл. 2.2)

Р_Лифт=9•11•0,59=58,41 (кВт);

Нагрузки квартир и лифтов (см. табл. 2.3):

Р_р.ж.д=1127,828 +0,9•58,41=1180,4 (кВт).

Расчетные коэффициенты реактивной мощности табл. 2.1.4 [1]:

tg ц_кв=0,92; tg ц_л=0,43.

Реактивная мощность квартир и лифтов (см. табл. 2.3):

Q_р.ж.д=Р_кв•tg ц_кв

Q_р.ж.д =548,74 (кВар).

Полная мощность квартир и лифтов

S_р.ж.д=vР_р.ж.д² + Q_р.ж.д²

S_р.ж.д=v1180,4² +548,74² =1301,71 (кВ•А).

Расчеты для остальных электроприемников выполняются аналогичным образом и приведены для подстанции ТП1-ТП19 в табл. 2.1 и приложении А.

2.2 Расчетные электрические нагрузки общественных зданий и промышленных предприятий

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по табл. 2.2.1 [1]. Результаты расчета приведены в табл. 2.1 и особых пояснений не требуют. Более детальный расчет изложен приведен в приложении.

Таблица 2.1. Расчетная нагрузка электропотребителей микрорайона

№ по ГП	Наименование здания	Степень обеспечения надежности	Этажность	Жилые здания	Общественные здания	Нагрузка на шинах ТП, кВт
				Кол-во квартир, шт.	удельная нагрузка, кВт/квар	Pp, кВт	Площадь, м2	удельная нагрузка кВт/м	Рр, кВт
1	Ж.д. 12 блок-секций лифты 12 шт.	I	12	943	1,196	1127,828	-	-	-	1180,4
1.1	Магазин встроено-пристроенный	II	1	-	-	-	480	0,16	76,8	76,8
1.2	Магазин встроенный	II	1	-	-	-	480	0,16	76,8	76,8
2	Ж.д. 9 блок-секций лифты 9 шт.	I	9-14	496	1,251	620,496	-	-	-	666,97
2.1	Предприятие общественного питания на 100 мест	II	1	-	-	-	100	1,04	104	104
2.2	Предприятия бытового обслуживания, отделение банка отделение связи, аптека	III	1	-	-	-	970	0,2	194	194
3	Ж.д. 8 блок-секций лифты 8 шт.	I	9-14	460	1,258	578,68	-	-	-	622,42
3.1	Библиотека и клубные помещения	II	1	-	-	-	1570	0,046	72,2	72,2
4	Ж.д. 8 блок-секций лифты 8 шт.	I	9	568	1,236	702,048	-	-	-	739,31
4.1	Магазин встроено-пристроенный	II	1	-	-	-	500	0,16	80	80
4.2	Магазин встроено-пристроенный	II	1	-	-	-	500	0,16	80	80

Таблица 2.2. Расчетные нагрузки лифтов жилых домов

№ по ГП	Потребители электроэнергии	Установленная мощность PП, кВт	KС	PР, кВт	cosц	QР, квар	SР, кВА	IР, А
1	Лифтовые установки (11 лифтов)	99	0,59	58.41	0.65	68.29	89.86	136.53
2	Лифтовые установки (9 лифтов)	81	0.6375	51.64	0.65	60.37	79.44	120.70
3	Лифтовые установки (8 лифтов)	72	0.675	48.60	0.65	56.82	74.77	113.60
4	Лифтовые установки (8 лифтов)	72	0.575	41.40	0.65	48.40	63.69	96.77
5	Лифтовые установки (6 лифтов)	54	0.65	35.10	0.65	41.04	54.00	82.04
6	Лифтовые установки (3 лифта)	27	0.9	24.30	0.65	28.41	37.38	56.79
7	Лифтовые установки (8 лифтов)	72	0.575	41.40	0.65	48.40	63.69	96.77
8	Лифтовые установки (5 лифтов)	45	0.7	31.50	0.65	36.83	48.46	73.63
9	Лифтовые установки (6 лифтов)	54	0.65	35.10	0.65	41.04	54.00	82.04
10	Лифтовые установки (0 лифтов)	0	0	0.00	-	-	-	-
11	Лифтовые установки (0 лифтов)	0	0	0.00	-	-	-	-
12	Лифтовые установки (4 лифта)	36	0.8	28.80	0.65	33.67	44.31	67.32
13	Лифтовые установки (5 лифтов)	45	0.8	36.00	0.65	42.09	55.39	84.16
14	Лифтовые установки (9 лифтов)	81	0.6375	51.64	0.65	60.37	79.44	120.70
15	Лифтовые установки (6 лифтов)	54	0.75	40.50	0.65	47.35	62.31	94.67
16	Лифтовые установки (5 лифтов)	45	0.8	36.00	0.65	42.09	55.39	84.16
17	Лифтовые установки (7 лифтов)	63	0.7125	44.89	0.65	52.48	69.06	104.93
18	Лифтовые установки (4 лифта)	36	0.8	28.80	0.65	33.67	44.31	67.32
19	Лифтовые установки (6 лифтов)	54	0.75	40.50	0.65	47.35	62.31	94.67
20	Лифтовые установки (6 лифтов)	54	0.75	40.50	0.65	47.35	62.31	94.67
21	Лифтовые установки (2 лифта)	18	0.9	16.20	0.65	18.94	24.92	37.86

Таблица 2.3. Расчетные нагрузки лифтов и квартир дома №1 по ГП

Потребители электроэнергии	Расчетная активная мощность PР, кВт	Коэффициент мощности cosц	Расчетная реактивная мощность QР, квар	Расчетная полная мощность SР, кВА	Расчетный ток IР, А	Примечание
Квартиры	1127.828	0.92	-	-	-	п. 6.2 [1]
Лифты	58.41	0.65	-	-	-	п. 6.7 [1]
Общая нагрузка на вводе	1180.40	0.91	548.74	1301.71	1977.74	п. 6.10 [1]

2.3 Определение расчетной нагрузки распределительных линий до 1 кВ

Исходя из общей мощности микрорайона предварительно наметим на плане количество питающих трансформаторных подстанций. Распределим электропотребители микрорайона по подстанциям (см. Приложение А). С учетом наличия потребителей первой категории принимаем к установке на каждой подстанции по два силовых трансформатора. Мощности трансформаторов установим исходя из результатов технико-экономических расчетов.

В соответствии с Приложением А общая нагрузка микрорайона составляет 15001,6 кВ•А. Площадь составляет 2 км². Следовательно, удельная плотность нагрузок составляет:

, (2.4)

где S_P - расчетная полная мощность рассматриваемой части населенного пункта, кВ•А;

F - площадь рассматриваемой части населенного пункта, м².

кВ•А/м².

В соответствии с [2], рекомендуемая мощность трансформаторов принимается 630 кВ•А.

Таким образом, общее количество трансформаторных подстанций N_ТП составит:

, (2.5)

где N_Т - количество силовых трансформаторов на подстанции, шт.;

k_З - оптимальный коэффициент загрузки (k_З =0,65);

S_T.HOM - номинальная мощность силового трансформатора, кВ•А.

шт.

В соответствии с нижеследующим расчетом, на РТП-1 установим 2 трансформатора мощностью 1000 кВ•А. Окончательно принимаем N_ТП=19 шт.

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рр.л (кВт), определяется по формуле п. 2.3.1 [1]:

n

Р_р.л = Рзд.max + ? kуi • Р_зд.i, (2.6)

где Рзд.max - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт,

Р_зд.i - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт,

kуi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) табл. 2.3.1 [1].

Приведем пример расчета полной нагрузки для РТП-1:

Р_р.д= 1180,4+0,9 (76,8+76,8+474,07+45+52)=1352,3 (кВт);

В качестве расчетной нагрузки для выбора трансформатора РТП-1 принимается наибольшая из дневной или вечерней расчетных нагрузок, т.е. Р_р.в.

Определим реактивную нагрузку:

Q_р.в= 1352,3 ·0,29=392,2 (кВар).

Полная нагрузка РТП-1 составит:

.

2.4 Светотехнический расчет

Расчет освещения площадей различного назначения должен производиться с учетом обеспечения нормируемых величин на соответствующих функциональных зонах площади п. 9.1 [3].

Освещение улиц и дорог в городах проектируется исходя из нормируемых значений средней яркости дорожных покрытий табл. 56.44 [2]. Рассчитаем электрическую нагрузку наружного освещения, полагая, что улицы, ограничивающие микрорайон, являются магистральными, районного и местного значения категории Б и В по классификации табл. 56.44 [2]. Выбор типа светильника производится в зависимости от ширины проезда, принятой схемы размещения светильников и высоты их подвеса.

Рассмотрим выбор количества светильников на примере основных дорог микрорайона. Светотехнический расчет производим в программе Light-in-Night Road. К установке принимаем светильники GALAD Стандарт LED-120-ШО/К (И).



Рисунок 2.1. Внешний вид светильника GALAD

Стандарт LED-120-ШО/К (И)

Проезжая часть двусторонняя, имеет по две полосы и по тротуару в каждом направлении. Класс дороги Б1 (основные дороги и улицы города районного значения, расположенные за пределами центра города). Нормируемая освещенность 20 лк. Расчетные процедуры для определения нормативных показателей в данной программе базируются на положениях ГОСТ Р 55708-2013 «Освещение наружное утилитарное. Методы расчета нормируемых параметров».

При расчете освещения прямолинейных дорог большой протяженности ограничиваются рассмотрением участка длиной, равной одному пролету между опорами в средней части дороги (для исключения краевых эффектов). При расчете яркостных параметров участка направление движения транспортного потока принято слева направо при изображении этого участка дороги на экране монитора. Расчет проводится для положений наблюдателя по каждой полосе движения

При расчете освещения основными расчетными параметрами являются:

по проезжей части:

- средняя яркость расчетного поля L_ср;

- общая равномерность яркости L_мин/L_ср;

- продольная равномерность яркости L_мин/L_мах;

- средняя освещенность расчетного поля E_ср;

- равномерность освещенности E_мин/E_ср;

- пороговое приращение яркости TI;

- коэффициент использования по освещенности U_E,

по тротуару:

- средняя освещенность расчетного поля E_ср;

- равномерность освещенности E_мин/E_ср;

- коэффициент использования по освещенности U_E.

Расчетное поле - регламентированный участок дороги (проезжей части и тротуара) или освещаемой территории, на котором определяются расчетные значения нормируемых параметров (яркости, освещенности и др.).

Расчетное поле проезжей части представляет собой часть полотна дороги, продольный размер S которого равна шагу ОП, расположенных в одном ряду вдоль дороги, а поперечный размер W_r ограничен шириной всей проезжей части для дорог.

Рисунок 2.2. Пример расчетного поля для яркости

Расчетные значения нормируемых параметров определяются в расчетных точках (узлах) регламентированной расчетной сетки.

Расположение расчетных точек сетки на проезжей части выбираются в соответствии с рисунком.



Рисунок 2.3. Расположение расчетных точек на расчетном поле проезжей части прямолинейного участка

По результатам расчетов принимаем 66 опор на каждый 1 км дороги. Общее количество светильников составляет 73 шт.

Суммарную мощность электроосветительных установок P_ОСВ на дорогах микрорайона определим по формуле:

P_ОСВ=N• P_УСТ.СВ,

где N_СВ - количество светильников, шт.

P_УСТ.СВ - установленная мощность одного светильника, Вт.

P_ОСВ=73•120=8760 Вт.

Графики распределения освещенности и яркости приведены на рис. 4 и рис. 5, соответственно.

Рисунок 2.4. График распределения яркости кд/м²



Рисунок 2.5. График распределения освещенности, лк

В проектируемом микрорайоне города предполагается использовать систему управления наружным освещением «Луч-2» посредством GSM-оператора мобильной связи «Мегафон». Для этого на трансформаторной подстанции устанавливается специальный контроллер управления наружным освещением.

3. Выбор числа и места расположения КТП микрорайона

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

Общее количество трансформаторных подстанции определено в пункте 2.3. Принято 2 силовых трансформатора 1000 кВ•А на РТП-1 и дополнительно 18 двухтрансформаторных подстанций по 1000 кВ•А.

Исходя из величины полной нагрузки РТП-1, примем к рассмотрению трансформаторы мощностью 630 кВ•А и 1000 кВ•А.

Вариант 1. S_НТ=630 кВ•А,

К_з=0,8-0,9 (учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, см. табл 1.1).

Количество трансформаторов N_Т

,

.

Определим величину реактивной мощности, которую можно передать из сети ВН в сеть НН при принятом К_з=0,8:

.

Компенсация реактивной мощности не требуется, т.к. 2 трансформатора мощностью 630 кВ•А могут передать всю расчетную реактивную мощность:

Q_ку= Q_р - Q_в-н.

Q_ку= 531,454-1249<0.

Определим реальный коэффициент загрузки трансформатора:

.

Коэффициент загрузки при выходе одного из трансформаторов составит:

.

, что недопустимо.

Вариант 2. S_HT=1000 кВ•А,

К_з=0,8.

(электроприемники I и II кат. обеспечиваются электроэнергией от 2-х независимых источников питания).

.

Компенсация реактивной мощности не требуется, т.к.

Q_ку= Q_р - Q_в-н = 531,454-3005<0.



.

Результаты расчета по остальным ТП сведены в табл. 3.2.

Окончательно принимаем к установке вариант №1: РТП 2хТМГ-1000 с номинальной мощностью трансформаторов 1000 кВ•А.

В выбранном варианте К_з=0,704, К_з.пав=1,4, что допустимо п. 3.3.13.1 [1]: допускается перегрузка трансформаторов для резервируемых распределительных сетей 0,38 кВ - аварийная - до 1,7-1,8 номинальной мощности трансформатора.

Результаты см. табл. 3.2.

Таблица 3.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

ТП	Рр, кВт	Qр, кВар	Sр, кВ•А	Кз	Кз.пав	Кол-во и мощность тр-ров
РТП-1	1352,3	392,2	1408	0,704	1,4	2хТМГ-1000
ТП-2	908,096	263,3	945,5	0,47	0,95	2xТМГ-1000
ТП-3	647,955	187,9	674,7	0,34	0,67	2xТМГ-1000
ТП-4	1622,83	470,6	1689,7	0,84	1,69	2xТМГ-1000
ТП-5	794,02	230,3	826,7	0,41	0,83	2xТМГ-1000
ТП-6	581,16	168,5	605,1	0,48	0,96	2xТМГ-630
ТП-7	710,42	206,0	739,7	0,59	1,17	2xТМГ-630
ТП-8	935,17	271,2	973,7	0,49	0,97	2xТМГ-1000
ТП-9	836,44	242,6	870,9	0,44	0,87	2xТМГ-1000
ТП-10	1281,42	371,6	1334,2	0,67	1,33	2xТМГ-1000
ТП-11	1544,58	447,9	1608,2	0,80	1,61	2xТМГ-1000
ТП-12	853,26	247,4	888,4	0,44	0,89	2xТМГ-1000
ТП-13	612,12	177,5	637,3	0,32	0,64	2xТМГ-1000
ТП-14	45	13,1	46,9	0,06	0,12	2xТМГ-400
ТП-15	649,28	188,3	676,0	0,34	0,68	2xТМГ-1000
ТП-16	854,622	247,8	889,8	0,44	0,89	2xТМГ-1000
ТП-17	918,746	266,4	956,6	0,48	0,96	2xТМГ-1000
ТП-18	518,42	150,3	539,8	0,43	0,86	2xТМГ-630
ТП-19	688,036	199,5	716,4	0,36	0,72	2xТМГ-1000

3.2 Выбор места расположения ТП

От размещения ТП на генеральном плане микрорайона зависит суммарная протяженность линий электропередачи напряжением 380/220 В и, следовательно, капитальные затраты на их строительство. При нерациональном размещении ТП увеличиваются и потери электроэнергии в распределительных сетях. Поэтому выбор месторасположения ТП является важной экономической задачей.

Оптимальное месторасположение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по выражениям [3]:

; , (3.6)

где S_i - полная мощность i-го потребителя, кВА;

x_i - координата по оси 0Х i-го потребителя, см;

y_i - координата по оси 0Y i-го потребителя, см.

Точка на генплане, имеющая координаты , , будет являться теоретически оптимальным местом расположения ТП, соответствующим наименьшим приведенным затратам на строительство и эксплуатацию электрических сетей.

Намеченное количество ТП равно четырнадцати. Расчет ведем относительно одной, общей для всех ТП, точки начала координат. Найдем условные центры нагрузок (УЦН) для всего микрорайона. Генеральный план микрорайона выполнен в масштабе 1:1000.

Расчет для РТП-1:

; .

Размещаем РТП-1 согласно полученных результатов, учитывая также реальное положение объектов, проездов, тротуаров, а также архитектурные особенности микрорайона.

Поскольку расчетные координаты РТП-1 попадают на жилой дом по генплану, то производим смещение РТП-1 от застройки в сторону источника питания на координаты Xтп=29 см; Yтп=24 см.

Местоположение остальных ТП определяем аналогично. Результаты размещения представлены на листе 1 (Генеральный план).

4. Выбор и обоснование схемы системы электроснабжения 10 кВ

4.1 Распределительная сеть 10 кВ

Схема распределительной сети должна выполняться с условием, чтобы секции сборных шин 10 кВ ЦП (центра питания) не включались в нормальном и послеаварийном режимах на параллельную работу через указанную сеть.

Распределительные пункты 10 кВ следует, как правило, выполнять с одной секционированной системой сборных шин с питанием по взаимнорезервируемым линиям, подключенным к разным секциям. На секционном выключателе должно предусматриваться устройство АВР.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроснабжения электроприемников первой категории является двухлучевая схема с двусторонним питанием при условии подключения взаиморезервирующих линий 10 кВ к разным независимым источникам питания. При этом на шинах 0,38 кВ двухтрансформаторных ТП и непосредственно у потребителя (при наличии электроприемников первой категории) должно быть предусмотрено АВР.

Положения взяты из гл. 4.3 [1].

Для электроснабжения микрорайона с наличием электропотребителей I категории согласно рекомендациям на напряжение 10 кВ применим двухлучевую схему питания трансформаторных подстанций (см. рис. 4.1).



Рисунок 4.1. Схема электрической сети 10 кВ

4.2 Распределительная сеть 0,38 кВ

В рассматриваемом микрорайоне имеются потребители I, II, III категории надежности электроснабжения (см. табл. 2.1). Для питания потребителей первой и второй категории используем радиальную схему гл. 4.3 [1].

Выполним расчет электрических нагрузок сети 0,38 кВ.

Объект №1 (см. табл 2.3):

.

Распределим нагрузку по ВРУ равномерно.

Расчеты электрических нагрузок для РТП-1 приведены в табл. 4.4.

Таблица 4.4. Расчеты электрических нагрузок РТП-1

Объект	Pрл, кВт	Qрл, кВар	Sрл, кВА	Iрл, А
1	1180,4	342,3	1229,6	1949,4
1.1	76,8	22,3	80,0	126,8
1.2	76,8	22,3	80,0	126,8
6	474,07	137,5	493,8	782,9
28	45	13,1	46,9	74,3
39	52	15,1	54,2	85,9

Результаты расчета по остальным ТП сведены в приложение А.

5. Проектирование связи системы электроснабжения 10 кВ с питающей энергосистемой

Расчетные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по табл. 2.4.1 [1]. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,9 (коэффициент реактивной мощности 0,43) п. 2.4.1 [1].

Произведем расчет нагрузок линий связи подстанций 10/0,4 с питающей энергосистемой 10 кВ. Согласно схеме (рис. 4.1) в качестве источника питания принимаем РТП-1 10 кВ, а количество схем с двумя встречными магистралями равно 5.

Линия W1, W2:

Р_w1 = k_y•(Р _pТП8 + Р _pТП9 + Р _pТП10 + Р _pТП11)

Р_w1 = 0,8•(935,17+836,44+1281,42+1544,58) = 3678,09 (кВт);

Q_w1 = Р_w1•tg ц

Q_w1 =3678,09•0,29 = 1066,65 (кВар).

Результаты расчета по всем линиям сведены в табл. 6.1.

Для всех линий определим полную нагрузку Sw и расчетный ток Iр по известным формулам:

;

.

Результаты сведем в табл. 6.1.

Кабели 10 кВ выбираются и проверяются по следующим условиям табл. 5.1 [5]:

1) по экономической плотности тока:

, (5.1)

где F_р - расчетное сечение кабеля, мм²;

I_р - расчетный ток линии, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² табл. 1.3.36 [6].

2) по термической стойкости:

, (5.2)

где F_ст - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_кз⁽³⁾ - расчетное значение тока трехфазного КЗ, А;

t_п - приведенное расчетное время КЗ, t_п=t_c.в+t_защ, с;

С - термический коэффициент, С=62 АсЅ/мм² для кабелей

с алюминиевыми жилами.

Принимается стандартное сечение ближайшее к большему из расчетных сечений и далее проверяется:

3) по нагреву:

, (5.3)

где I_доп - допустимый ток кабеля, А гл. 1.3, табл. 1.3.16 [6];

k_ср - поправочный коэффициент среды, учитывающий отличие

температуры среды от заданной в ПУЭ табл. 1.3.3 [6];

k_пр - поправочный коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке табл. 1.3.26 [6];

k_пер - поправочный коэффициент перегрузки табл. 1.3.1 [6];

Iр.max - расчетная токовая нагрузка линии в нормальном режиме.

4) по допустимой потере напряжения, %:

, (5.4)

где I_рл - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км табл. 5.2 [5];

cos ц_Н=0,92, sin ц_Н=0,39;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

ДU_доп 7.5% п. 5.2.4 [1].

Выбираем марку кабеля: ААШв (кабель с алюминиевыми жилами, бумажной изоляцией, в алюминиевой оболочке, бронированной двумя стальными лентами, с наружным слоем из жгута, для прокладки в земле).

Выберем и проверим сечение кабеля 10 кВ на примере линий связи W1, W2:

1) ;

2) ;

выбираем кабель сечением 185 ммІ: ААНв 3*185;

3) ;

4)

.

Выбор и проверка сечений кабелей 10 кВ для остальных линий аналогичны. Результаты расчетов представлены в табл. 6.2.

6. Проектирование системы электроснабжения микрорайона 10 кВ

6.1 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 10 кВ

Методика расчета нагрузок и выбора сечений кабелей 10 кВ между подстанциями микрорайона соответствует изложенной в разделе 5 настоящей пояснительной записки.

Сечения питающих кабелей 10 кВ выбираются в соответствии с формулами (5.1) - (5.4). Результаты расчетов нагрузок линий и выбора сечения кабелей занесены в табл. 6.1-6.2.

Таблица 6.1. Расчетные параметры линий

Линия	Pw, кВт	Qw, кВар	Sw, кВ•А	Iр, А
W1, W2	3678,1	1066,6	3829,6	221,1
W3, W4	2930,0	849,7	3050,7	176,1
W5, W6	2260,8	655,6	2353,9	135,9

Таблица 6.2. Результаты выбора кабелей 10 кВ

Линия	Iр.max, А	Fр, мм2	F, мм2	Кабель марки	Iдоп•kсрЧ Чkпр•kпер	L, км	ro, Ом/км	хo, Ом/км	ДUр, %
W1	221,1	157,9	150	ААШв 3х150	246	0,24	0,206	0,079	0,2
W2	221,1	157,9	150	ААШв 3х150	246	0,64	0,206	0,079	0,5
W3	176,1	125,8	120	ААШв 3х120	218	0,2	0,253	0,081	0,2
W4	176,1	125,8	120	ААШв 3х120	218	0,16	0,253	0,081	0,1
W5	135,9	97	95	ААШв 3х95	192	0,36	0,32	0,083	0,3
W6	135,9	97	95	ААШв 3х95	192	0,36	0,32	0,083	0,3

6.2 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 0,38 кВ

Кабели 0,38 кВ выбираются (1) и проверяются (2) по следующим условиям табл. 5.1 [5]:

1) по нагреву расчетным током:

, (6.1)

где k_ср - поправочный коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от заданной в ПУЭ табл. 1.3.3 [6];

k_пр - поправочный коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке табл. 1.3.26 [6];

I_доп - допустимый ток кабеля, А гл. 1.3, табл. 1.3.7 [6];

2) по допустимой потере напряжения, %:

, (6.2)

где I_рл - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км табл. 5.2 [5];

cosц_Н=0,95, sinц_Н=0,31;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

ДU_доп 6% для малоэтажных домов;

ДU_доп 4% для многоэтажных домов п. 5.2.4 [1].

Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 ммІ и более, а медные 16 ммІ и более.

В сетях напряжением до 1 кВ с числом часов использования максимума нагрузки, не превышающим 4000-5000 ч сечения кабелей по экономической плотности не выбираются, так как в этом случае они превышают в 2-3 раза сечения, выбранные по нагреву расчетным током гл. 5.1 [5].

Выбираем марку кабеля: АВБ_бШ_В (кабель с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката, бронированный, в шланге из поливинилхлоридного пластиката).

Произведем выбор сечения жил кабелей 0,38 кВ на примере ТП-8.

Объект №2 (жилой дом):

Устанавливаем:

ВРУ-1 для квартир;

Каждое ВРУ объекта №2 запитывается от подстанции по отдельной кабельной линии.

Рассмотрим пример выбора кабеля для ВРУ-1 (См. Приложение А)

I_рл=1101,5/4=275,4 А;

выбираем кабель сечением 150 мм²: 2АВБбШв 4х150

I_доп.1к=335•0,92=308,2 (А) табл. 1.3.7 [6];

k_ср=1 (tж=+65°С, tс=+15°С) табл. 1.3.3 [6];

k_пр=1 [6, табл. 1.3.26];

L=0,12 км; r₀=0,208 Ом/км, х₀=0,079 Ом/км табл. 5.2 [5];

.

Сведем результаты расчета по ТП-8 в табл. 6.3.

Таблица 6.3. Результаты выбора кабелей 0,38 кВ

Объект	Iрл, А	Iдоп., А	kср	kпр	kср*kпр* *Iдоп., А	F, мм2	Кабель марки	L, м	ДUр, %	ДUд, %
ВРУ-1 ЖД 2	275,4	308,2	1	1	308,2	150	АВБбШв 4х150	120	3,3	10
ВРУ-1 ЖД 2	275,4	308,2	1	1	308,2	150	АВБбШв 4х150	120	3,3	10
ВРУ-1 ЖД 2	275,4	308,2	1	1	308,2	150	АВБбШв 4х150	120	3,3	10
ВРУ-1 ЖД 2	275,4	308,2	1	1	308,2	150	АВБбШв 4х150	80	2,2	10
ВРУ-1 2.1	171,8	193,2	1	1	193,2	70	АВБбШв 4х70	80	2,7	10
ВРУ-1 2.2	320,4	354,2	1	1	354,2	185	АВБбШв 4х185	80	1,78	10

6.3 Выбор проводов во внутридомовой сети

Расчет производим для дома №2 (рис. 5.1).

Нагрузка 1-го подъезда дома №2:

Р_рп1=0,76•30=22,8 (кВт);

Q_рп1=22,8•0,29=6,61 (кВар);

S_рп1=23,74 кВА;

I_рп1=36,07 А.

Выбор провода стояка 1-го подъезда:

выбираем провод марки 5*ПВ 1*25

I_доп.=90 А [6]; I_р8п< I_доп.; L=0,07 км;

.

Выбор провода в квартире:

Р_р=4,5•1=4,5 (кВт);

Q_р=4,5•0,29=1,31 (кВар);

S_р=4,69 кВ•А;

I_р=7,13 А;

выбираем провод марки ПУНП 3*2,5

I_доп.=18 А; I_р < I_доп.; I_ном.в=16 А < I_доп.; L=0,015 км;

.

Общая потеря напряжения:

<7.5%.

Для получения напряжения надлежащего качества по ГОСТ 32144-2013 (10%) используем ПБВ трансформатора (трансформатор с переключением без возбуждения). При этом потеря напряжения составит 1,9%, поскольку ПБВ позволяет повысить напряжение на 5%.



Рисунок 6.1. Принципиальная электрическая схема рассчитываемого участка ТП - внутридомовая сеть

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Расчет токов КЗ в сети 10 кВ

Расчет токов короткого замыкания проводится с целью проверки коммутационной аппаратуры и сетевых элементов схемы на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.

Расчет проведен в именованных единицах.

Заданы параметры питающей сети РТП-1 10 кВ:

.

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

, (7.1)

где U_ср - среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается КЗ, кВ;

Z_? - полное суммарное сопротивление прямой последовательности цепи тока КЗ (от источника питания до расчетной точки), Ом.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

. (7.2)

Параметры энергосистемы:

; (7.3)

. (7.4)

Активное и индуктивное сопротивления кабеля определяются по выражениям:

, (7.5)

, (7.6)

где r_О - удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км;

х_О - удельное индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км;

L - длина кабеля, км.

Полное сопротивление кабеля

. (7.7)

Ударный ток определяется по формуле

, (7.8)

где k_у - ударный коэффициент, который определяется по формуле

. (7.9)

Рассмотрим пример расчета КЗ для точки К2 в нормальном режиме.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1. Параметры питающей системы приведены к стороне 10 кВ:

;

;

;

.

2. Сопротивление линии от РТП-1 до точки К2 по данным табл. 6.2 составляет 0,049+0,019j Ом.

Определим токи КЗ:

;

;

;

;

.



Результаты расчета токов КЗ 10 кВ в нормальном режиме представлены в табл. 7.1.

Таблица 7.1.- Результаты расчета токов КЗ 10 кВ в нормальном (max) режиме

Точки КЗ	, кА	, кА	, с		iу, кА
1 (РП-1)	5,12	4,43	-	-	-
2 (ТП-8)	5,05	4,37	0,078	1,88	13,4

7.2 Расчет токов КЗ в сети 0,38 кВ

Расчет проведен в соответсвии с [8].

Рассмотрим пример расчета КЗ для дома №2 ТП 8.

Расчетная схема участка сети 0,38 кВ представлена на рис. 7.1.

Рисунок 7.1. Расчетная схема участка сети 0,38 кВ

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1. Сопротивление питающей системы

2. Параметры трансформатора:

S_T=1000 кВ•А; U_k=5,5%; ?P_k=10,8 кВт (справочные данные);

3. Параметры линий дом 2 (ВРУ-1)

r_w1= 0,208·0,12·10і=24,96 (мОм);

x_w1= 0,079·0,12·10і=9,48 (мОм);

z_w1,пФ-0=2,12·0,12·10і=254,4 (мОм) табл. 6.11 [5];

r_w2 =1,25·0,07·10і=87,5 (мОм);

x_w2=0,09·0,07·10і=6,3 (мОм);

z_w2,пФ-0 =2,96·0,07·10і=207,2 (мОм),

z_w3,пФ-0=26,6·0,015·10і=399,0 (мОм).

4. Сопротивления автоматических выключателей:

R_QF1=0,14 мОм, X _QF1=0,08 мОм;

R_QF2=7,0 мОм, X _QF1=4,5 мОм, табл. 6.4 [5].

Схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рис. 7.2.

Определим токи КЗ для точки К1.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7.2. Схема замещения для расчета токов КЗ 0,38 кВ

Аналогичным образом определяем токи КЗ в остальных точках. Результаты заносим в табл. 7.3.

Таблица 7.3. Результаты расчета токов КЗ 0,38 кВ для дома №2 (ТП-8)

Точки КЗ
1	24,1	3,98	20,9	18,1	32,1	21,5	0,016	1,14	38,85
2	8,5	14,8	7,8	5,2	68,3	13,8	0,002	1,01	12,1
3	2,4	50,5	1,7	2,2	166,2	1,72	0,001	1,00	3,39
4	-	-	-	-	23,2	0,64	-	-	-

Список использованных источников

1. Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий: СП 31-110-2003: введ. 01.01.04. - М.: Энергосетьпроект, 2004. - 59 с.

2. Старкова, Л.Е. Справочник цехового энергетика: учебное пособие для вузов / Л.Е. Старкова. - [2-е изд.]. - Вологда: ВоГТУ, 2011. - 286 с.

3. ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ/ Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. - введ. 01.01.93. - Минск: Изд-во стандартов, 1994. - 36 с.: ил.

4. Анализ режимов короткого замыкания: лабораторный практикум по дисциплине «Переход. процессы в электроэнергет. Системах» / сост.: А.Н. Алюнов, В.А. Бабарушкин, О.С. Вяткина. - Вологда:, 2014. - 47c.

5. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова, 5-е издание, Москва: Академия, 2008. - 448 с.

6. Алюнов, А.Н. Расчет электрического освещения: учебное пособие/ А.Н. Алюнов, О.С. Вяткина. - Вологда: ВоГТУ, 2008. - 74 с.

7. Правила устройства электроустановок 7-е изд. - Москва: Издательство ЭНОС, 2003. - 644 с.

8. Шабад, М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей / М.А. Шабад, А.Л. Соловьев. - Санкт Петербург: Политехника, 2007. - 175 с.

9. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 2014. - 608 с.

10. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. - введ. 01.07.2014. - Минск: ГУП ЦПП, 2014. - 36 с.

11. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (с изм. и доп.). - М.: изд-во НЦ ЭНАС, 2003. - 192 с.

12. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сборник №8 электротехнические установки. СНиП IV-6-82. - М.: Стройиздат, 1985. - 191 с.

13. Санитарные нормы и правила. Сборники укрупненных сметных норм и расценок. Сборник комплексных цен на электрооборудование, монтаж и подключение кабелей или проводов внешней сети к аппаратам и приборам низковольтных комплектных устройств: СНиП IV-14-82: введ. 02.07.82. - М.: Стройиздат, 1983. - 97 с.

Размещено на Allbest.ru

...