Электроснабжение населенного пункта

ТП 10/0,4 кВ, которые  питают потребителей III категории, будут ответвительными (тупиковыми). Для них принимаем КТП пасынкого типа. Эти КТП комплектуются разъединителями и предохранителями.

2.6.2 Электрический  расчёт ВЛ 10 кВ

 

Определение точки потокораздела необходимо для осуществления экономически целесообразного режима сети 10 кВ, соответствующего или близкого к режиму минимума потерь электроэнергии, точного определения расчётной нагрузки магистралей 10 кВ и места расположения коммутационного аппарата, соединяющего магистрали в послеаварийном и ремонтном режиме сети. На рисунке 2.1 представлена кольцевая схема питания ТП 10/0,4 кВ.

Рисунок 2.1 – Схема для определения точки потокораздела

Точка размыкания кольцевой сети выбирается на основании  определения экономически целесообразного  потокораспределения. Размыкается участок линии, для которого модуль экономически целесообразного потока мощности  наименьший.

Для определения  потоков мощности на головных участках закольцованной сети 10 кВ используем формулы

,         (2.19)

где ,  потоки мощности головных участков магистрали, кВА;

  расчётная мощность i-ого ответвления от линии, кВА;

  расчётная мощность k-ой ТП 10/0,4 кВ, питающейся от линии, кВА;

  длина j-ого участка, км, = 0,725 км, = 0,43 км, = 0,374 км, = 0,3 км, = 0,75 км, = 0,06 км, = 0,514 км, = 0,605 км,

= 1,189 км.

Для определения  потоков мощности остальных участков линии воспользуемся формулой

                                       (2.20)

Расчёт потоков  мощности будем проводить для  расчётных нагрузок потребителей в  дневной максимум нагрузки, так как  в дневной максимум потребляется наибольшая мощность.

 кВА;

 кВА;

 кВА;

 кВА;

 кВА;

 кВА;

 кВА;

 кВА;

 кВА.

Из представленных расчётов видно, что наименьший поток  мощности  на участке W6, поэтому точка потокораздела находится на ТП №5. Номинальная мощность трансформатора ТП №5  63 кВА. Проходных КТП такой мощности ВЭМЗ не выпускается, поэтому для этой ТП будем заказывать подстанцию марки КТП−ПК−100/10/0,4−У1, оборудование на стороне 0,4 кВ  для КТП мощностью 63 кВА, устанавливать трансформатор марки ТМГ−63/10/0,4. К значительному увеличению годовых затрат это изменение не приведёт.

Приведённое выше определение точки потокораздела сетей 10 кВ позволит окончательно определить расчётные мощности магистралей и выбрать сечения проводов. Расчётные мощности участков магистралей принимаются для нормального режима работы сети 10 кВ, т. е. увеличение тока в линии в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.

Расчётную мощность для магистрали Л1 будем определять для вечернего максимума нагрузки, так как её преобладающая нагрузка  коммунально-бытовая; для магистрали Л2 будем определять для дневного максимума нагрузки, так как её преобладающая нагрузка  производственная.

По п. 1.3.25. [5] сечение проводников должно быть проверено по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение s, мм², определяется из соотношения

,                                                     (2.20)

где  расчётный ток i-ого участка линии в максимуме нагрузки, А;

  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 значения.

Определение расчётных мощностей и токов  участков магистралей и ответвлений  от них проводится по методике, представленной ранее в п. 2.3. Все расчёты сводим в таблицу 2.4.

Для примера  выберем сечение участка W1

расчётная мощность участка W1

232,2 + 37,7 + 34,8 + 32,4 + 34 + 34 + 98 + 33,5 = 536,6 кВА,

расчётный ток участка  W1

 А,

расчётное сечение провода  участка W1

 мм².

Соответственно  расчётному сечению выбираем по [2] провод СИП-3 сечением 25 мм². Но из таблицы 2.5.5 [5] следует, что минимально допустимое сечение провода по условиям механической прочности для II района по гололёду должно быть 50 мм², поэтому принимаем к установке провод СИП-3 сечением 50 мм². Также необходимо при выборе сечения участков W1 и W9 учесть, что в них есть переходы через железнодорожные пути.

 

Таблица 2.4 –  Выбор сечений проводов сети 10 кВ

Участок линии	Расчётная мощность, кВА	Расчётный ток, А	Расчётное сечение провода, мм²	Действительное сечение  провода, мм²	Удельные сопротивления  выбранных проводов, Ом/км		Длина участка, км
					r0	x0
1 магистраль
w1	536,6	29,51	22,7	50	0,603	0,333	0,725
w2	497,1	27,33	21,03	70	0,43	0,322	0,43
w3	462,3	25,42	19,55	50	0,603	0,333	0,374
w4	262,1	14,41	11,09	50	0,603	0,333	0,3
w5	44,2	2,43	1,87	50	0,603	0,333	0,75
w10	230,4	12,67	9,75	50	0,603	0,333	0,19
w11	198	10,89	8,37	50	0,603	0,333	4,761
w12	164	9,02	6,94	50	0,603	0,333	1,881
w13	130	7,15	5,5	50	0,603	0,333	0,37
2 магистраль
w9	1039,3	57,15	43,96	70	0,43	0,322	1,189
w8	938,8	51,62	39,71	50	0,603	0,333	0,605
w7	651,8	35,84	27,57	50	0,603	0,333	0,514

Находим удельное индуктивное сопротивление  провода. Расстояние между фазными  проводами при горизонтальном расположении проводов на опоре принимаем равными  = 0,6 м, = 0,6 м и = 1,2 м

 Ом/км;

удельное активное сопротивление находим по [2] = 0,603 Ом/км.

Проверочный расчёт линий 10 кВ на потери напряжения

Выбранные провода магистралей 10 кВ необходимо проверить на потери напряжения. Проверку на потери напряжения будем проводить для нормального и послеаварийных и ремонтных режимов работы сети 10 кВ. Под послеаварийными (ремонтными) режимами работы сети 10 кВ понимаем обрыв (ремонт) на одном из головных участков магистралей, при этом магистрали будут на ТП №5 закольцованы, и аварию (ремонт) на силовом трансформаторе РПП 110/10 кВ, при этом потребители посёлка будут питаться по резервной линии. Расчёты потерь напряжения сводим в таблицу 4 приложения А.

Для примера  рассчитаем потери напряжения на магистрали Л2 в нормальном режиме

%,

%,

%.

Суммарная потеря напряжения

,                                              (2.21)

где  потеря напряжения на i-ом участка магистрали;

n  количество участков;

= 0,602 + 0,277 + 0,163 = 1,042%.

Из представленного расчёта  видно, что суммарная потеря напряжения на магистрали Л2 в нормальном режиме не превышает допустимых значений.

Из таблицы 4 приложения А видно, что в послеаварийном режиме при отключении трансформатора РПП 110/10 кВ потери напряжения превышают  допустимые значения. Следовательно, увеличим сечение проводов линий, где это  необходимо, на одну ступень по стандартному ряду и пересчитаем потери напряжения; результаты расчётов сводим в таблицу 5 приложения А

Пересчёт  с увеличением сечения проводов, показывает, что потери напряжения в послеаварийном режиме снизились  до требуемых значений.

К значительному увеличению годовых затрат на резервную линию  это не приведёт.

2.7 Выбор схемы районной подстанции. расчёт токов коротких замыканий. выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры

2.7.1 Выбор и обоснование схемы  РПП 110/10 кВ

 

Согласно [1], схемы электрических соединений РПП должны удовлетворять следующим  основным требованиям:

─ обеспечивать требуемую степень надёжности электроснабжения потребителей и транзита мощности через  РПП в нормальном, послеаварийном режимах и при ремонте отдельных  элементов;

─ учитывать  перспективу развития;

─ обеспечивать поэтапное развитие распределительных  устройств (РУ) без значительных работ  по реконструкции и перерывов  в питании потребителей;

─ обеспечивать возможность проведения ремонтно-эксплуатационных работ по отдельным элементам  схемы без отключения соседних присоединений.

Поскольку РПП 110/10 кВ является ответвительной, то схему её РУ на высшем напряжении будем строить на основе схемы “блок–линия–трансформатор” (блочная схема). При блочных схемах наряду с применением схем с выключателями в цепях трансформаторов применяют отделители и короткозамыкатели.

Схема  с  отделителями и короткозамыкателями  более дешёвая по сравнению со схемой с выключателями, но при аварии на трансформаторе или при плановых его отключениях необходимо создавать  однофазное короткое замыкание на землю, которое должен отключать головной выключатель на ТП 110/10 кВ, при этом отключится линия 110 кВ, что крайне неблагоприятно. Кроме того, высока возможность отказа короткозамыкателя при работе в зимнее время года. Выключатель же позволяет проводить любые работы на элементах РУ 110 кВ и трансформаторе и отключать РПП от энергосистемы при повреждениях на них без перерыва в электроснабжении других населённых пунктов. Поэтому на проектируемой РПП 110/10 кВ будем применять схему с выключателем в цепи трансформатора.

На РУ 10 кВ будем применять одиночную несекционированную систему сборных шин с использованием шкафов КРУН.

2.7.2 Расчёт токов коротких замыканий

Результаты  расчёта токов коротких замыканий (ТКЗ) в рамках проекта необходимы для выбора электрооборудования  по условиям термической и динамической устойчивости и выбора уставок средств  релейной защиты.

ТКЗ будем  определять с учётом активных и индуктивных  сопротивлений всех элементов подстанции и сети 10 кВ, при этом все сопротивления  приводим к стороне 10 кВ. Расчёт будем  проводить в именованных единицах. Расчётная схема замещения системы  электроснабжения представлена на рис. 2.2.

ТКЗ будем  рассчитывать в точках:

К1 ─ трёхфазный для проверки выключателя 110 кВ по условиям термической и динамической устойчивости;

К2 ─ трёхфазный для проверки вводного и линейных выключателей 10 кВ по условиям термической  и динамической устойчивости, двухфазный для проверки чувствительности релейной защиты вводного выключателя к минимальным  ТКЗ;

К3, К4, К5, К6, К7, К8, К9, К10 ─ трёхфазный для проверки коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ КТП по условиям термической  и динамической устойчивости;

К11 ─ трёхфазный для проверки коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ КТП по условиям термической  и динамической устойчивости, двухфазный для проверки чувствительности релейной защиты линейных выключателей к минимальным  ТКЗ, причём для этой точки необходимо ТКЗ рассчитать для нормального  режима и послеаварийного, когда  произойдёт обрыв на головном участке  магистрали Л1.

Определение параметров схемы замещения

ЭДС и сопротивление  электроэнергетической системы определим по формулам

,                                               (2.22)

,                                                (2.23)

где ─ среднее напряжение сети 110 кВ, = 115 кВ;

─ мощность трёхфазного короткого  замыкания системы, МВА, примем = 200 МВА.

Найдём сопротивление линии 110 кВ

,                                           (2.24)

где , ─ активное и индуктивное сопротивления линии 110 кВ соответственно, Ом, их мы определили ранее (см. раздел 4).

Сопротивления трансформатора определим по формулам

,                                     (2.25)

,                                       (2.26)

,                                       (2.27)

где , , ─ соответственно активное, индуктивное и полное сопротивления трансформатора, Ом;

 ─ потери активной мощности  в обмотке трансформатора, кВт,  справочная величина, принимаем по таблице 3.1;

 ─ напряжение короткого  замыкания трансформатора, справочная величина, принимаем по таблице 3.1;

 ─ номинальное напряжение  обмотки высшего напряжения трансформатора, = 110 кВ.

Сопротивления участков линий 10 кВ определим по формулам приведенным выше. Удельные сопротивления и длины участков принимаем по таблице 5.3.

Сопротивления системы, ВЛ 110 кВ, трансформатора РПП  и ЭДС системы необходимо привести к напряжению 10,5 кВ. Приведение осуществляется по формулам

,                                         (2.28)

,                                           (2.29)

где ─ коэффициент приведения,

,                                             (2.30)

где ─ напряжение, к которому приводятся все параметры схемы замещения, кВ;

 ─ напряжение, параметры элементов  которого приводятся к  , кВ.

,

 кВ,

 кВ,

Рисунок 2.2 – Схема замещения для расчёта ТКЗ

 Ом,

 Ом,

 Ом,

 Ом,

 Ом,

 Ом,

 Ом,

 Ом.

Сопротивления участков линий 10 кВ сводим в таблицу 2.5.

 

Таблица 2.5 – Сопротивления участков линий 10 кВ

Сопро-тивления, Ом	Участки линий
	w1	w2	w3	w4	w5	w6	w7	w8	w9	w10	w11	w12	w13	w14
Активное	0,43	0,18	0,22	0,18	0,32	0,03	0,51	0,26	0,22	0,08	2,05	0,81	0,16	0,11
Индук-тивное	0,24	0,13	0,12	0,10	0,24	0,02	0,38	0,2	0,17	0,06	1,53	0,61	0,12	0,09
Полное	0,49	0,23	0,25	0,20	0,40	0,03	0,64	0,33	0,28	0,10	2,56	1,01	0,12	0,14