Электроснабжение населенного пункта

 

Таблица 2.1 – Расчёт ЦЭН  районов посёлка

№ варианта	Координаты ЦЭН районов, см
	Район № 1		Район № 2		Район № 3		Район № 4		Район № 5		Район № 6
	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y
Вариант 1	4,1	8,2	11,8	10,3	14	10,1	20,9	31,7	17,8	21,2	40,7	25,9
Вариант 2	4,1	8,2	11,8	10,3	14	10,1	27,5	38,7	12,3	14,9	45,9	19

Расчётный ток головного участка отходящей  линии определим из расчётной  мощности этого участка  , которая находится аналогично расчётной мощности ТП 10/0,4 кВ (см. п. 2.2)

                                                    (2.10)

Для примера  определим потерю напряжения для  ТП № 2.

Длина магистрали составит l = 0,468 км, тогда её сопротивления

 Ом,

 Ом,

где cosφ и sinφ – коэффициенты мощности, принимаем по таблице 47.2 [1] в зависимости от преобладающего вида потребителей, расчётная мощность головного участка магистрали составит = 23,61 кВА.

Тогда

 А,

Потеря напряжения не превышает допустимых значений ( = 2,35% < = 5% согласно ГОСТ 13109).

Результаты  расчёта наибольших потерь напряжения для ВЛ 0,38 кВ сводим в таблицу 2.2.

 

Таблица 2.2 – Наибольшие потери напряжения для ВЛ 0,38 кВ

№ района	Расчётная мощность, кВА	Расчётный ток, А	Длина магистрали, км	Удельные сопротивления проводов магистрали, Ом/км		Коэффициенты мощности		Потери напряжения, %
						cos φ	sin φ
Район № 1	20,73	29,91	0,8	0,576	0,1	0,93	0,38	3,2
Район № 2	23,61	34,07	0,47	0,576	0,1	0,93	0,38	2,12
Район № 3	21,36	30,82	0,45	0,576	0,1	0,93	0,38	1,85
Район № 4	61,60	88,89	0,6	0,443	0,1	0,8	0,6	4,76
Район № 5	20,23	29,19	0,42	0,576	0,1	0,93	0,38	1,63
Район № 6	60,2	86,87	0,7	0,32	0,1	0,8	0,6	4,92

Из  таблицы 2.2 видим, что потери напряжения не превышают допустимых значений согласно ГОСТ 13109. Суммарная длина линий составила 2,81км.

2.4 Определение расчётных нагрузок на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ

 

Расчётные нагрузки на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ будем определять исходя из расположения ТП 10/0,4 кВ и  их расчётных нагрузок. Согласно [1], линии распределительных сетей 10 кВ будем осуществлять по магистральным  схемам. По генплану проведём две магистрали ВЛЗ 10 кВ и определим, какие ТП 10/0,4 кВ будут по ним питаться.

Расчётные нагрузки головных участков отходящих линий 10 кВ определим суммированием расчётных  мощностей ТП 10/0,4 кВ, питающихся по ним, по таблице 47.13 [1] и выражению (2.5) (аналогично сетям 0,38 кВ) отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Для первой магистрали:

по ней  питается 7 ТП 10/0,4 кВ: ТП № 1, ТП № 2, ТП № 4, ТП № 5, ТП “Завод” с = 22 кВА, = 47 кВА, две ТП “Северный” с = 22 кВА, = 47 кВА и = 95 кВА, = 130 кВА.

219 + 16,1 + 14,9 + 14,2 + 14,4 + 14,4 + 70,8 = 363,8 кВА;

232,2 + 37,7 + 34,8 + 32,4 + 34 + 34 + 98 = 503,1 кВА.

Для второй магистрали:

по ней  питается 6 ТП 10/0,4 кВ: ТП № 3, ТП № 6, ТП “Гараж”  с  = 364 кВА, = 218 кВА, две ТП “Леспромхоз” с = 364 кВА, = 218 кВА и = 280 кВА, = 168 кВА , ТП “Ферма” с = 91 кВА, = 55 кВА.

364 + 287 + 220 + 67,8 + 13,2 + 101 = 1053 кВА;

218 + 169 + 129,5 + 38,8 + 31,7 + 141,5 = 728,5 кВА.

Расчётная нагрузка головного участка линии 10 кВ, питающей посёлки Христофорово и Сосновка, 135 кВА, 190 кВА.

Для определения  расчётных нагрузок на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ суммируем по таблице 47.13 [1] расчётные нагрузки головных участков отходящих линий

1053 + 286 + 102 = 1441 кВА;

728,5 + 402,5 + 147 = 1278 кВА.

За расчётную  нагрузку на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ в  дальнейших расчётах будем принимать  её нагрузку в дневной максимуме, т. к. она наибольшая.

2.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции

2.5.1 Выбор количества силовых трансформаторов РПП

 

Для электроснабжения посёлков применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции напряжением 35/10 кВ мощностью 630 ÷ 6300 кВА, 110/10 кВ мощностью 2500 ÷ 10000 кВА, 110/35/10 кВ мощностью 6300 ÷ 16000 кВА.

На проектируемой  нами РПП 110/10 кВ необходимо устанавливать  один трансформатор, так как не выполняется  ни одно из условий согласно [1]. Для обеспечения надёжности электроснабжения потребителей II категории и промышленных предприятий рассмотрим два варианта резервирования сети 10 кВ ─ установка дизельной электростанции и строительство резервной линии от соседней подстанции.

2.5.2 Определение мощности и типа силового трансформатора РПП 110/10 кВ.

 

Расчётную мощность силового трансформатора определим  исходя из расчётной нагрузки на шинах 10 кВ РПП и мощности собственных  нужд подстанции по формуле

,                                             (2.11)

где  мощность собственных нужд подстанции, кВА.

Мощность  собственных нужд подстанции определим  в 0,5 % от номинальной мощности трансформатора, тогда

 кВА.

Номинальную мощность силового трансформатора определим  по условию

,                                                   (2.12)

где  номинальная мощность трансформатора, кВА.

По [2] выбираем трансформатор масляный напряжением 110/10 кВ мощностью 2500 кВА, так как

1453,5 кВА ≤ 2500 кВА.

Согласно  [1], для обеспечения требуемого качества электроэнергии у потребителей следует устанавливать силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Следовательно, принимаем к установке на РПП 110/10 кВ трансформатор типа ТМН−2500/110/10. Справочные данные по этому трансформатору из [2] представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Справочные данные по трансформатору РПП 110/10 кВ

Тип	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ		Потери, кВт		uk, %	Ixx, %	Масса, т	Площадь, м²
		ВН	НН	ΔPxx	ΔPкз
ТМН−2500/110/10	2,5	121	10,5	6,5	22	10,5	1,5	24,5	400

2.5.3 Технико-экономическое сравнение вариантов резервирования сети 10 кВ.

 

Так как на проектируемой РПП устанавливается  один трансформатор, а в посёлке  имеются потребители II категории, необходимо сеть 10 кВ зарезервировать на случай выхода силового трансформатора из строя или на время проведения ремонтных работ на нём.

Рассмотрим  два варианта резервирования:

 использование дизельной электростанции в виде источника электроэнергии;

 строительство линии 10 кВ питаемого от подстанции 110/10 кВ до п. Кунья длиной 10 км.

Продолжительность их работы в году равна эквивалентной  продолжительности отключений трансформатора, которое по таблице 47.21 [1] равна 12 ч/год.

Сравним эти  варианты по приведённым годовым  затратам на них и выберем экономически целесообразный.

Определим мощность, которую будет потреблять посёлок  при отключении трансформатора на РПП. Эта мощность будет складываться из расчётных мощностей ТП 10/0,4 кВ, которые питают потребителей II категории, и мощностей промышленных предприятий посёлка, т. е. ТП № 4, ТП “Северный” с = 95 кВА, = 130 кВА, ТП № 6, ТП “Гараж”, две ТП “Леспромхоз”, ТП “Чмиль ” .

364 + 170 + 287 + 70,8 + 220 + 100,5 + 69,3 = 1281,6 кВА.

1) С учётом  этой нагрузки примем к рассмотрению  дизельную электростанцию типа  АСДА–1000/Т–10500–АЗД-У4 мощностью  Рном  = 1000 кВт напряжением Uном = 10,5 кВ, cos φ = 0,8, n = 750 об/мин, удельный расход топлива = 260 г/кВт∙ч.

Приведённые годовые затраты на ДЭС определим  по формуле (2.10), где  = 6,4%, К = 2250 тыс. руб., расходы на потери и производство электроэнергии

,                          (2.13)

где  потери активной электроэнергии в сетях, которые примем приблизительно в 5% от номинальной мощности установки, кВт;

  время работы установки, ч;

  стоимость выработанного ДЭС 1 кВт∙ч, определяем из стоимости 1 л. дизельного топлива и расхода его на 1 кВт∙ч

,

где = 23,0 руб./л.  стоимость дизельного топлива;

 руб./ кВт∙ч;

= 0,001 тыс. руб./ кВт∙ч  средневзвешенная стоимость электроэнергии для потребителей.

2) Подстанция 35/10 кВ имеет  = 0,9 кВА, на ней установлено два трансформатора мощностью по 1 МВА. Следовательно, есть возможность зарезервировать проектируемые сети 10 кВ от этой подстанции.

Определим сечение  провода резервной линии 10 кВ.

Сечение проводов ВЛ напряжением выше 1 кВ определяется, согласно п. 1.3.25. [5], по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение s, мм², определяется из соотношения

,                                                    (2.14)

где  расчётный ток линии, А, который находим по формуле

                                             (2.15)

где  расчётная мощность линии, кВА, = 1281,6 кВА;

  номинальное напряжение  линии, кВ, = 10 кВ;

  нормированное значение экономической плотности тока, А/мм , для заданных условий работы, выбираемое по таблице 1.3.36. [5].

Сечение, полученное в результате расчёта, округляется до ближайшего стандартного сечения.

 А,

 мм².

Выбираем по [2] провод СИП-3 сечением 70 мм².

Найдём теперь приведённые годовые затраты  на резервную линию.

Отчисления по ВЛЗ 10 кВ по таблице 46.25 [1] составляют = 3,6 %, = 0,4 %.

Потери мощности в линии, кВт, определим по формуле

,                                      (2.16)

где  сопротивление линии, Ом,

  ,                                               (2.17)

  удельное сопротивление  линии, Ом/км, по [2] для провода СИП-3 сечением 70 мм² = 0,443 Ом/км;

l  длина линии, км, l = 10 км.

 Ом,

 кВт.

Капитальные затраты на линию  К = 1083 тыс. руб.;

 тыс.руб.

Проверим  теперь резервную линию на соответствие потери напряжения в ней требуемым  значениям. Потерю напряжения определим  по формуле

  ,                      (2.18)

где  коэффициенты мощности, потребителей со смешанной нагрузкой по  [1] равны 0,8 и 0,75 соответственно;

  индуктивное сопротивление линии, которое находим аналогично активному сопротивлению, для провода СИП-3 сечением 70 мм² по [2] =0,1 Ом/км

(Ом),

%.

Потеря напряжения не превышает допустимых значений ( = 4,79%< , для сетей 10 кВ в послеаварийных режимах работы =10%).

Из приведённых  расчётов видно, что экономически целесообразным является вариант с резервной  линией 10 кВ.

2.6 Проектирование системы электроснабжения 10 кв посёлка

 

Согласно  [1], сети 10 кВ населённых пунктов целесообразно выполнять по магистральным, а не радиальным схемам, причём для обеспечения надёжности их закольцовывают.

Сети 10 кВ посёлка  состоят из двух магистралей, трассы которых мы определили в п. 2.3 второго  раздела проекта. Магистрали должны иметь возможность взаимного  резервирования при аварии или ремонте  на одной из них. В этих случаях  магистрали в определённой точке  с помощью коммутационного аппарата замкнуты на одной из ТП 10/0,4 кВ оперативным  персоналом, обслуживающим данные сети, т. е. закольцованы. В нормальном режиме магистрали работают разомкнуто.

2.6.1. Выбор марок КТП для подстанций 10/0,4 кВ

 

Марки КТП  выбираем по номинальной мощности трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ. Номинальные мощности и марки трансформаторов были выбраны ранее (смотри пункт 2.2).

ТП 10/0,4 кВ, которые  питают потребителей II категории (ТП №4, ТП №6), будут проходного типа. Для них принимаем киосковые КТП марки КТП−ПВ−250/10/0,4. Четвёртая буква в марке КТП означает тип подстанции (П − проходная, Т − тупиковая); пятая  высоковольтный ввод (В − воздушный, К − кабельный). На высшей стороне КТП комплектуются выключателями нагрузки,  разъединителями и предохранителями.