Электроснабжение микрорайона г. Оренбурга

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

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

 

 

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

 

PΣmax= 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/.

 

PΣmax=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;

Δti – 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 Θохл, от системы охлаждения трансформатора, от коэффициента начальной загрузки К1ав и от времени перегрузки Tn, определяется коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кдоп.ав.

Θохл для Оренбурга составляет – 13,4ºС.

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

№ ТП	К*нт	К*нтав	К1ав	К2доп	Sнт*К2доп, кВА	Sm, кВА
ТП № 1	1,26	0,6	0,63	1,6	256	249
ТП № 2	1,45	0,7	0,56	1,7	425	344
ТП № 4	1,65	0,8	0,52	1,8	720	484
ТП № 5	1,84	0,9	0,49	1,9	760	433
ТП № 6	1,45	0,7	0,56	1,7	680	550

 

 

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/

РΣi – суммарная расчетная нагрузка i-й ТП.

 

Рm0-2=( РΣ1+ РΣ2+ РΣ3+ РΣ4+ РΣ5+ РΣ6)*0,8=(355,64+237+323+450,4+417+

+512)*0,8=1836 кВ

 

cos φ=0,92 -  на шинах РП /2/

 

tg φ=0,43

 

Qm0-2= Qm0-1*tg φ=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=ΣSm

 

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 φср.вз.=1015,2*0,94=954,3 кВт;

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

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

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

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

P45=S45*cos φср.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.

Обрыв участка	№ i-го участка	Siав, кВА	Рiав, кВт	Iiав, А	Fст., мм2	Uдоп,А	Fст.принятое, мм2
1-2	2-3	2094	1968	121	50	140	50
	3-6	1716	1613	99,2	35	115	35
	6-5	1166	1094	67,4	35	115	35
	5-4	733	689	42,4	35	115	35
	4,1	249	234	14,4	35	115	35
2-3	1-2	2094	1968	121	50	140	50
	1-4	1845	1734	107	35	115	35
	4-5	1361	1279	79	35	115	35
	5-6	928	872	54	35	115	35
	6-3	378	355	22	35	115	35