47264

Электроснабжение нового микрорайона города с реконструкцией существующей электрической сети

Дипломная

Энергетика

Значения расчетных электрических нагрузок жилых домов зависит от количества квартир, типа энергоносителя для приготовления пищи и количества и номинальной мощности двигателей лифтовых установок.

Русский

2013-11-27

6.09 MB

118 чел.

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Дипломная работа

«Электроснабжение нового микрорайона города с реконструкцией существующей электрической сети»

 

                                                                                              Выполнил: Журавлев С.В.

                                                                             Группа: Э-09-05

                                                                                                    Руководитель: Сипачева О.В.

Москва

2011 г.

Содержание.

Введение   .   .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .     .   .   .   .    ..  .  .    .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .     3

1.Общая характеристика задач проектирования.

1.1.Общие сведения о потребителях микрорайона.   .   . .   .   .   .   .   .   .    .   .  ..   .   .   .   .    .  . 6

1.2.Характеристики жилых домов .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .     .   .  .  .  .    .   .   .   .   .    .   .   .     8

1.3.Характеристики общественных зданий(помещений).   .   .     .   .   .   .   .   .     .   .  . .   .   .     9

2.Определение расчётных электрических нагрузок потребителей и микрорайона.

2.1. Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий     .   .   .   .   .   .   .  . . .   10

2.2. Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий    .   .    .   .  . . .  14  

2.3. Определение осветительной нагрузки микрорайона  .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .   .   .  .  .  .  17

2.4. Определение электрической нагрузки микрорайона в целом  . .  .   .   .   .  .   .   .   .   .  .  .  18

3.Выбор мощности и типа трансформаторных  подстанций 10/0,4 кВ и проектирование распределительной электрической сети 380 В.

3.1. Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ   .   .  .  .    .   .   .   . .    19

3.2.Формирование и выбор схемы и параметров распределительных сетей 380 В и выбор места расположения ТП на территории микрорайона    .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .    .     22

3.3.Выбор оптимального варианта схемы сети 380 В по критерию минимума дисконтированных затрат    .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .   .   .   .   .   .   .   .   .  .    .    30

4. Выбор целесообразной конфигурации сети 10 кВ для электроснабжения нового микрорайона с рассмотрением вариантов реконструкции существующей сети.

4.1. Выбор варианта реконструкции ПКЛ 10 кВ.   . .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .    34

4.2.Выбор типа и сечения кабелей ПКЛ 10 кВ.   .    .   .   ..   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   . . .   .   35

4.3. Расчет затрат на реконструкцию РТП-146.   .    .   .   ..   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .   .  .     44

4.4. Расчет затрат на реконструкцию ПКЛ от ТЭЦ-11 до РТП-146   .   .   .   .   .   .  .   .   .   .     46

5. Формирование и выбор структуры, схемы и параметров распределительной электрической сети 10 кВ района города.

5.1.Выбор схемы сети 10 кВ.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .  . .   47

5.2.Выбор типа и сечения кабеля РЭС 10 кВ.   .     .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .    .     49

6.Качество напряжения на электроприемниках жилых и общественных зданий нового микрорайона.

6.1. Оценка обеспечение качества напряжения по его отклонениям от номинального. . . . .   55

6.2. Оценка и обеспечение качества напряжения по размаху его изменений  ..  . .  . .  .   .  .    58

7.Выбор средств защиты от токов коротких замыканий  и однофазных замыканий на землю сети 380 В и трансформаторов 10/0,4 кВ.

7.1. Выбор предохранителя.   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .   .   .   .   .  .     .   . 60

7.2. Проверка нулевой жилы кабеля на термическую стойкость к однофазным коротким замыканиям    .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .  .  .   .    .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    61

8.Технико-экономические расчеты и показатели спроектированной сети.

8.1. Расчет капиталовложений в сеть 10  кВ .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .   .   .   .   .   .   .   .   .   .     63

8.2. Расчет издержек в сеть 10  кВ    .   .     .  .  .   .    .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    63

8.3. Расчет издержек в сети 0,38 кВ с учетом реновации    .   .       .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    65

8.4. Расчёт себестоимости электропередачи    .   .   .  . .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    66

9. Техника безопасности при монтаже кабельных линий напряжением до 35 кВ.

9.1. Требования к расположению кабельных линий в земле .    .   .  .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  .  67

9.2. Производство земляных работ   .   .     .  .  .   .    .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .  . 69

9.3. Погрузка, выгрузка и перемещение барабанов с кабелем        .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    72

9.4. Прокладка кабеля      .   .   .   .   .   .   .   .   . .   .   .  . .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  . .  73

9.5. Оконцевание и соединение кабелей    .   .   .  . .     .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    76

9.6. Испытание кабельных линий    .   .   .  . .  .   .   .   .   . .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .  .    77

Список  литературы.   .     .    .    .     .    .      .    .    .    .    .   .   .    .    .    .    .    .     . .    .   .   .   .  .  79

Приложение №1.Выбор сечения КЛ 380 В.    .    .    .    .   .   .    .    .    .    .    .     . .    .   .   .   .  .  80

Приложение №2. Проверка выбранного сечения кабелей 380 В по допустимым потерям напряжения.    .      .   .    .   .    .     .       .       .   .   . .    .    .   .   .    .    .    .    .    .     . .    .   .   .   .    86

Приложение №3. Расчет кап.вложений и издержек на КЛ 380 В. .    .    .    .     . .    .   .   . .   .  93

Приложение №4. Выбор предохранителя ПН-2   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .     .   .   .     .  101

Приложение №5. Листы альбома А5-92.  .  .   .   .  .   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .    .   .   .   .   . 105

Приложение №6. Технология монтажа термоусаживаемой соединительной муфты для 3-х жильных кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10кВ..  .    .   .   .  107

Приложение №7. ПУЭ. Глава 1.8.40. Силовые кабельные линии  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .   .   .   .   114

Приложение №8. Сметы на реконструкцию РТП-146,

ПКЛ 10 кВ от ТЭЦ-11 до РТП-146.  .  .   .   .  .   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .   . .  .  .  .  .  .    .   .   .   .   . 119


Введение.

Работа состоит из восьми разделов.

Первый раздел «Общая характеристика задач проектирования» дает краткую характеристику о потребителях нового микрорайона города. В нем приводятся данные, по которым производится определение расчетных нагрузок.

Второй раздел работы «Определение расчетных электрических нагрузок потребителей и микрорайона» включает в себя расчет электрических нагрузок потребителей жилых и общественных зданий, осветительной нагрузки и микрорайона в целом. Это позволяет в дальнейшем приступить к проектированию распределительных сетей 0,38 кВ и 10 кВ.

В третьем разделе «Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и проектирование распределительных сетей 0,38 кВ  »  на основе результатов расчетов раздела 2 проводится выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и  проектирование распределительных сетей 0,38 кВ. А также их технико-экономическое сравнение и выбор лучшего варианта по критерию минимума дисконтированных затрат.

В четвертом разделе «Выбор целесообразной конфигурации сети 10 кВ для электроснабжения нового микрорайона с рассмотрением вариантов реконструкции существующей сети»  определяется  вариант реконструкции питающие сети 10 кВ, выбор типа и сечения кабеля ПКЛ 10 кВ. Производится расчет затрат на реконструкцию РТП-146 и ПКЛ 10 кВ от ТЭЦ-11 до РТП-146.

В пятом разделе «Формирование и выбор структуры, схемы и параметров распределительной электрической сети 10 кВ микрорайона города»  определяется тип схемы распределительной сети 10 кВ, выбор типа и сечения кабеля РЭС 10 кВ.

В шестом разделе «Качество напряжения на электроприемниках жилых и общественных зданий микрорайона» проводится оценка и обеспечение качества напряжения по его отклонениям от номинального и по размаху изменений напряжения.

В седьмом разделе проводится расчет и выбор средств защиты от КЗ трансформаторов 10/0,4 кВ ТП и распределительных КЛ 380В.

В восьмом разделе осуществляется технико-экономический расчет спроектированной сети.

В девятом разделе «Безопасность и экологичность проекта» рассматривается вопрос о технике безопасности при монтаже кабельных линий напряжением до 35 кВ.


РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ.

Характеристика микрорайона города и задач проектирования распределительной электрической сети.

Объектом электроснабжения является микрорайон города, расположенный в г.Москве РФ. Все потребители электроэнергии в заданном микрорайоне условно можно разделить на две группы: жилые дома и общественно-коммунальные учреждения. В состав микрорайона входят электроприемники, относящиеся к I категории надежности электроснабжения. Это лифтовые установки, аварийное освещение и системы противопожарной безопасности в 24-этажных жилых домах.

  1.  Общие сведения о потребителях микрорайона.

Таблица 1.1. Общие сведения о потребителях микрорайона.

Жилые здания

№ здания

Тип здания

Кол-во секций

Кол-во этажей

Примичание

1,16

П-44Т

2

17

1 угловая секция

11

П-44Т

2

17

 

7

П-44Т

4

17

 

8,9,10

П-44Т

4

17

1 угловая секция

2,15

П-44Т

5

17

1 угловая секция

14

П-44Т

5

17

 

3,4,5

КОПЭ

2

17

 

12,13

И-155

1

24

Повыш. Комфортности

Общественные здания

19

Школа

 

2

на 1000 мест

20

Техникум и спортивный зал

 

3

на 1200 мест

21,22

Детский сад

 

2

на 200 мест

23

АЗС

 

 

 

24

Небольшой продовольственный магазин

 

1

 

25

Закрытый гараж на 800 мест

 

8

 

ЦТП 1-6

ЦТП микрорайона

 

1

120 кВт

Общественные здания, расположенные в жилых домах

1 этаж д.2

Прод.магазин

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.2

Контора ЖЭКа

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.6

Магазин автозапчасти

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.7

Химчистка

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.7

Прод.магазин

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.9

Парикмахерская

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.9

Прод.магазин

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.10

Пром.магазин

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.10

Прод.магазин

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.10

Аптека

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.14

Прод.магазин

1

 

на 1 секции

1 этаж д.14

Салон красоты

1

 

на 1 секцию

1 этаж д.20

Прод.магазин

1

 

на 1 секцию

Общая площадь микрорайона:

Коэффициент застройки микрорайона  

В данном курсовом проекте электроснабжение осуществляется от шин 10 кВ районной ТЭЦ №11 с током КЗ на шинах 10 кВ равным 6,2 и 6,1 кА. Расположен ИП на расстоянии 3,0 км до рассматриваемого микрорайона. В жилых зданиях установлены электрические кухонные плит. Подача горячей воды и отопление зданий осуществляется от ТЭЦ.

  1.  Жилые дома

Количество квартир в  жилом здании рассчитываем исходя из типового решения, при котором в многосекционных жилых зданиях на одном этаже каждой жилой секции располагается 4 жилых квартиры.

Необходимо учитывать тот факт, что в некоторых жилых зданиях (№2,6,7,8,9,10,14) на первом этаже расположены общественные помещения.

Пример расчета кол-ва квартир для жилого здания №1, не совмещённого с общественным:

 

Пример расчета кол-ва квартир для жилого здания №2:

 

Для остальных домов расчет аналогичен. Результаты сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2. Кол-во квартир в жилых зданиях.

№ здания

Nэт

Nсекц

Nкв. на секц

NквΣ

1,16

17

2

4

136

11

17

2

4

136

7

17

4

4

264

8

17

4

4

268

9

17

4

4

272

10

17

4

4

260

2

17

5

4

332

15

17

5

4

340

14

17

5

4

332

6

17

4

4

268

3,4,5

17

2

4

124

12,13

24

1

5

120

1.3.Общественные здания (помещения).

Таблица 1.4. Общественные здания и помещения.

Общественные здания

№ здания

Кол-ный пок-ль

19

Школа,стадион

1000 мест

20

Техникум,спортивный зал

1200 мест

21

Детский сад

200 мест

22

Детский сад

200 мест

23

АЗС

24

Продовольственный магазин

180 м2

25

Закрытый гараж на 800 мест

800 мест

ЦТП1-6

ЦТП микрорайона

Общественные помещения

1 этаж д.2

Прод. Магазин

324 м2 торг. зала

1 этаж д.2

Контора ДЭЗ

324 м2 общ.пл.

1 этаж д.6

Магазин автозапчасти

324 м2 торг. зала

1 этаж д.7

Химчистка

500 кВт/кг вещей

1 этаж д.7

Прод.магазин

432 м2 торг. зала

1 этаж д.9

Парикмахерская

10 раб. мест

1 этаж д.10

Пром.магазин

324 м2 торг. зала

1 этаж д.10

Прод.магазин

324 м2 торг. зала

1 этаж д.10

Аптека

324 м2 торг. зала

1 этаж д.14

Прод.магазин

324 м2 торг. зала

1 этаж д.14

Салон красоты

10 раб. мест


РАЗДЕЛ ВТОРОЙ.

Определение расчетных электрических нагрузок потребителей и микрорайона.

2.1. Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий.

 Все потребители электроэнергии в заданном районе условно можно разделить на две группы: жилые дома и общественно-коммунальные учреждения. В состав района входят электроприемники, относящиеся к I категории надежности электроснабжения. Это лифтовые установки, аварийное освещение и системы противопожарной безопасности в 25-этажных жилых домах.

Значения расчетных электрических нагрузок жилых домов  зависит от количества квартир,  типа энергоносителя для приготовления пищи и количества и номинальной мощности двигателей лифтовых установок.

Приведем пример расчета электрической нагрузки на ВРУ жилого дома №1.

  1.  Расчетная электрическая нагрузка, кВт, квартир определяется в зависимости от числа квартир по выражению:

- удельная расчетная нагрузка квартиры, определяем по табл.2.1.1.[1].

- количество квартир

 Расчетная реактивные составляющие нагрузок жилых зданий определяются по активным нагрузкам и соответствующим коэффициентам реактивной мощности:

Расчетная активная нагрузка определяется:

- расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого здания, кВт

- коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, принимаемый равным, 0,9.

  1.  Расчетная нагрузка силовых электроприемников на вводе в здание кВт, определяется:

- нагрузка лифтовых установок;

- нагрузка электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств, кВт.

а) нагрузка лифтовых установок

- коэффициент спроса лифтовых установок, принимаемая по табл.2.1.2 [1].

- количество лифтовых установок;

-установленная мощность электродвигателя i-го лифта, кВт.

Результаты расчета сводим в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Расчет нагрузок лифтовых установок в жилых зданиях.

№ здания

mл.пас

mл.груз

mлΣ

Pл.пас, кВт

Pл.груз, кВт

k`c

Pр.л, кВт

Qр.л, квар

1,16

2

2

4

7

7

0,8

22,4

26,21

11

2

2

4

7

7

0,8

22,4

26,21

7

4

4

8

7

7

0,7

39,2

45,86

8

4

4

8

7

7

0,7

39,2

45,86

9

4

4

8

7

7

0,7

39,2

45,86

10

4

4

8

7

7

0,7

39,2

45,86

2

5

5

10

7

7

0,6

42

49,14

15

5

5

10

7

7

0,6

42

49,14

14

5

5

10

7

7

0,6

42

49,14

6

4

4

8

7

7

0,6

33,6

39,31

3,4,5

2

2

4

7

7

0,8

22,4

26,21

12,13

1

2

3

11

11

0,9

29,7

34,75

б) нагрузку электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно технических устройств принимаем равной:

;      

Расчетная активная нагрузка силовых электроприемников будет равна:

Расчетная реактивная нагрузка силовых электроприемников будет равна:

Расчетная активная нагрузка:

Расчетная реактивная нагрузка:

Расчетная нагрузка на ВРУ жилого здания №1:


Для остальных домов расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. Расчет электрических нагрузок на ВРУ жилых зданий.

№ здания

NквΣ

pр.уд.1кв., кВт/кв

Pр.кв., кВт

Pр.л, кВт

Pр.СТУ, кВт

Pр.с, кВт

Pр.ж.зд, кВт

Qр.кв., квар

Qр.л, квар

Qр.СТУ, квар

Qр.с, квар

Qр.ж.зд, квар

Sр.ж.зд., кВА

1,16

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

11

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

7

264

1,33

351,12

39,2

13,2

52,4

398,28

70,22

45,86

9,90

55,76

125,99

417,73

8

268

1,33

356,44

39,2

13,4

52,6

403,78

71,29

45,86

10,05

55,91

127,20

423,34

9

272

1,33

361,76

39,2

13,6

52,8

409,28

72,35

45,86

10,20

56,06

128,42

428,95

10

260

1,33

345,8

39,2

13

52,2

392,78

69,16

45,86

9,75

55,61

124,77

412,12

2

332

1,3

431,6

42

16,6

58,6

484,34

86,32

49,14

12,45

61,59

147,91

506,42

15

340

1,3

442

42

17

59

495,10

88,40

49,14

12,75

61,89

150,29

517,41

14

332

1,3

431,6

42

16,6

58,6

484,34

86,32

49,14

12,45

61,59

147,91

506,42

6

268

1,33

356,44

33,6

13,4

47

398,74

71,29

39,31

10,05

49,36

120,65

416,59

3,4,5

124

1,47

182,28

22,4

6,2

28,6

208,02

36,46

26,21

4,65

30,86

67,31

218,64

12,13

120

1,93

231,6

29,7

6

35,7

263,73

46,32

34,75

4,50

39,25

85,57

277,26

∑ повыш.комф.

240

1,81

434,4

49,5

12

61,5

489,75

86,88

57,92

9,00

66,92

153,80

513,33

обыч

2980

1,19

3546,2

257,6

152

409,6

3986,24

723,52

301,39

114,00

415,39

1138,91

4145,75




2.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий.

При коммунально-общественных потребителях (магазины и т.п.), встроенных в жилые здания осуществляются раздельные вводные распределительные устройства 380 В для жилой и общественной частей здания. Соответственно раздельно определяются их расчетные нагрузки.

Расчетные электрические нагрузки на вводе в общественные здания или встроенные в жилые дома предприятия определяются по укрупненным удельным нагрузкам по выражению:

- удельная расчетная нагрузка общественного здания, кВт/единицу количественного показателя  (количество рабочих мест, учащихся, площадь торгового зала, м2 и т.п.) [1, табл.2.2.1];

- количественный показатель;

cosφ- определяется по [1, табл.2.2.1]

Пример расчета для детского сада №22

    

Результаты расчета сведены в табл. 2.3.


Таблица 2.3. Общественные здания и помещения.

Общественные здания

Nэт

№ здания

 

Кол-ный пок-ль

Pр.уд, кВт/уд. п-ль

Pр.общ.зд., кВт

tgφ

Qр.общ.зд., квар

Sр.общ.зд., кВА

kу

kу•Sр.общ.зд., кВА

2

19

Школа,стадион

1000 мест

0,25

255

0,33

84,15

268,53

0,40

107,41

3

20

Техникум,спортивный зал

1200 мест

0,46

557

0,62

345,34

655,37

0,40

262,15

2

21

Детский сад

200 мест

0,46

92

0,25

23,00

94,83

0,40

37,93

2

22

Детский сад

200 мест

0,46

92

0,25

23,00

94,83

0,40

37,93

 

23

АЗС

 

 

50

0,7

35,00

61,03

0,90

54,93

 

24

Продовольственный магазин

180 м2

0,25

45

0,75

33,75

56,25

0,80

45,00

 

25

Закрытый гараж на 800 мест

800 мест

0,25

200

0,57

114,00

230,21

0,60

138,13

 

ЦТП1-6

ЦТП микрорайона

 

 

120

0,75

90

150,00

0,70

105,00

Общественные помещения

 

1 этаж д.2

Прод. Магазин

324 м2 торг. зала

0,25

81

0,75

60,75

101,25

0,80

81,00

 

1 этаж д.2

Контора ДЭЗ

324 м2 общ.пл.

0,054

17,496

0,57

9,97

20,14

0,70

14,10

 

1 этаж д.6

Магазин автозапчасти

324 м2 торг. зала

0,16

51,84

0,48

24,88

57,50

0,80

46,00

 

1 этаж д.7

Химчистка

500 кВт/кг вещей

0,075

37,5

0,75

28,13

46,88

0,80

37,50

 

1 этаж д.7

Прод.магазин

432 м2 торг. зала

0,25

108

0,75

81,00

135,00

0,80

108,00

 

1 этаж д.9

Парикмахерская

10 раб. мест

1,5

15

0,25

3,75

15,46

0,80

12,37

 

1 этаж д.10

Пром.магазин

324 м2 торг. зала

0,16

51,84

0,48

24,88

57,50

0,80

46,00

 

1 этаж д.10

Прод.магазин

324 м2 торг. зала

0,25

81

0,75

60,75

101,25

0,80

81,00

 

1 этаж д.10

Аптека

324 м2 торг. зала

0,16

51,84

0,48

24,88

57,50

0,80

46,00

 

1 этаж д.14

Прод.магазин

324 м2 торг. зала

0,25

81

0,75

60,75

101,25

0,80

81,00

 

1 этаж д.14

Салон красоты

10 раб. мест

1,5

15

0,25

3,75

15,46

0,80

12,37



2.3 Определение осветительной нагрузки микрорайона.

В составе потребителей электроэнергии микрорайона города следует учитывать наружное электрическое освещение улиц, проездов, площадей, бульваров и внутриквартальных незастроенных территорий.

Электрические нагрузки сетей наружного освещения улиц определяются согласно СНиП по естественному и искусственному освещению. Для ориентировочных расчетов можно использовать следующие нормы:

Магистральные улицы районного значения; улицы преимущественно грузового движения; площади перед крупными общественными зданиями – 30-50 кВт/км

Улицы и проезды жилой застройки, дороги промышленных предприятий – 10 кВт/км

Внутриквартальные территории – 1,2 кВт/га

Внутриквартальная территория:

Магистральные улицы районного значения:

Улицы жилой застройки

2.4 Определение электрической нагрузки микрорайона в целом.

- наибольшая расчетная нагрузка жилых зданий с одинаковым типом кухонных плит, питаемых по линии или от ТП; последняя нагрузка определяется по суммарному количеству квартир и лифтовых установок;

- расчетные нагрузки других зданий, питаемых от линии или от ТП;

- коэффициенты участия в максимуме электрических нагрузок потребителей относительно потребителя с наибольшей нагрузкой (табл.2.3.1,[1]) .


РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ.

Выбор мощности и типа трансформаторных  подстанций 10/0,4 кВ и проектирование распределительной электрической сети 380 В.

3.1 Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ.

Все вновь проектируемые распределительные электрические сети до 1000 В жилых районов городов и населенных пунктов должны выполняться при напряжении 380 В трехфазными четырехпроходными с глухим заземлением нейтрали.

Проектирование РЭС городов должно проводиться исходя из требований обеспечения комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей рассматриваемого источника питания, а также комплексного подхода к выбору схем электроснабжения потребителей с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

Проектирование этих сетей осуществляется совместно с выбором мощности и количества устанавливаемых в трансформаторных подстанциях 10/0,38 кВ (ТП) трансформаторов, что обусловлено тесной технологической взаимосвязью схемы и параметров сетей 380 В и ТП и их технико-экономическими показателями. При этом существенное значение имеет задача обеспечения обоснованной надежности электроснабжения потребителей.

Большая часть приемников и потребителей электроэнергии жилых районов города относится ко II категории, перерыв в электроснабжении которых связан с нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей, но не приводит к тяжелым последствиям при ограничении длительности этого перерыва. Потребители II категории должны обеспечиваться сетевым резервом, ввод которого разрешается производить действиями оперативного персонала. Лишь единичные электроприемники или их группы в жилых районах относятся к I категории по требованиям надежности электроснабжения. Основным решением задачи обеспечения надежности электроснабжения потребителей, содержащих электроприемники I категории, является применение АВР в ТП, на вводах к потребителю и электроприемнику. В некоторых случаях отсутствуют резервные линии 380 В и АВР у электроприемника, если имеются резервирующие установки, как, например, по две лифтовых установки в каждой секции многоэтажных зданий.

Отмеченные положения обусловливают специфику выбора количества и мощности трансформаторов ТП в увязке со схемой и параметрами электрической сети 380 В.

При проектировании в первую очередь определяется (по техническим и технико-экономическим соображениям и расчетам) наибольшая расчетная нагрузка ТП. Далее в зависимости от требований к надежности электроснабжения и схемных решений по сетям 10 и 0,38 кВ, а также с учетом допустимых систематических и кратковременных перегрузок трансформаторов, выбирается количество и номинальная мощность последних.

Основным фактором, влияющим на экономически целесообразную мощность городских ТП, является поверхностная плотность электрической нагрузки в рассматриваемом жилом районе:

 

- суммарная расчетная активная нагрузка;

- площадь микрорайона

Зависимость экономической мощности ТП от плотности нагрузки в сочетании со спецификой эксплуатации трансформаторов жилой застройки может обуславливаться целесообразность применения двухтансформаторных ТП ориентировочно при

Ориентировочное расчетное выражение экономически целесообразной мощности отдельностоящих ТП 10/0,38 кВ:

- поверхностная плотность полной нагрузки кВ·А/км2

Далее рассмотрим два варианта схем сети 380 В:

  1.  с установкой на ТП двух трансформаторов мощностью 2х630 кВА;
  2.  с установкой на ТП двух трансформаторов мощностью 2х1000 кВА; Определяем необходимое количество ТП микрорайона для двух вариантов:

При взаимном резервировании трансформаторов городских ТП 10/0,38кВ выбор номинальной мощности этих трансформаторов производится с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режимах до 140%

3.2 Формирование и выбор схемы и параметров распределительных сетей 380 В и выбор места расположения ТП на территории микрорайона.

3.2.1. Расстановка ТП .

Экономически целесообразное расположение ТП на территории микрорайонов приблизительно соответствует «центру нагрузок», питаемых каждой подстанцией. «Центр нагрузок» определяется аналогично центру тяжести на плоскости, где расположены силы веса некоторой группы масс. ТП должна располагаться вблизи внутриквартальных проездов на расстоянии не менее 10 м от зданий, но не должна сооружаться в центральных частях зон озеленения, отдыха, спорт- и детских площадок и т. п. Если одно из зданий рассматриваемой зоны имеет существенно большую расчетную нагрузку, то ТП следует располагать вблизи такого здания.

Для определения центра электрических нагрузок:

- геометрические центры зданий по оси , а n – количество зданий питающихся от ТП.

 Расстановку ТП осуществляем таким образом, чтобы коэффициент загрузки в нормальном режиме находился в пределах  

Таблица 3.1. Загрузка ТП в нормальном режиме.

№ вар-та

ТП №

Sтр-ра ном, кВА

Sрасч, кВА

Кз н.р.

1

1

630

884,96

0,70

2

941,32

0,75

3

940,62

0,75

4

836,79

0,66

5

885,65

0,70

6

945,61

0,75

7

883,98

0,70

8

849,29

0,67

2

1

1000

1 372,41

0,69

2

1 421,98

0,71

3

1 415,93

0,71

4

1 444,56

0,72

5

1 463,33

0,73


Рис.3.1. Вариант  расстановки ТП 630 кВА.

Рис 3.2. Вариант расстановки ТП 1000 кВА


3.2.2. Выбор сечений жил кабелей 380 В по допустимому нагреву.

 Все линии в сети 380 В выполнены кабелем марки АПвБбШп-1 с  изоляцией из сшитого полиэтилена. Кабели должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Сечение жил кабелей 380В должно определяться по току в нормальном и послеаварийных режимах. Для этого нам надо знать нагрузки на ВРУ общественных и жилых зданий. В многосекционных зданиях  обычно от одного ВРУ 380 В питается 2-3 жилые секции.

Методика расчета нагрузок на ВРУ жилых и общественных зданий аналогична методике, описанной в первом разделе.

Результаты расчета нагрузок ВРУ зданий сведены в таблице 3.2.

Условие выбора сечения жил 380 В

Длительно допустимый ток:

-допустимый длительный ток для кабеля 380 В, прокладываемых в земле

- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле

- поправочный коэффициент на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха.

- коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме или коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме.

-для фактической температуры среды +5ºС (Москва);

- для нормального режима для кабелей с изоляцией из СПЭ;

- для п/ав режима для кабелей с изоляцией из СПЭ;

-расчетный ток в нормальном режиме


Таблица 3.2.Электрические нагрузки ВРУ зданий.

 

Nкв. на секц

NквΣ

pр.уд.1кв., кВт/кв

Pр.кв., кВт

Pр.л, кВт

Pр.СТУ, кВт

Pр.с, кВт

Pр.ж.зд, кВт

Qр.кв., квар

Qр.л, квар

Qр.СТУ, квар

Qр.с, квар

Qр.ж.зд, квар

Sр.ж.зд., кВА

корп.2 (ВРУ-1)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.2 (ВРУ-2)

2

128

1,45

185,6

22,4

6,4

28,8

211,52

37,12

26,21

4,80

31,01

68,13

222,22

корп.2 (ВРУ-3)

1

68

1,95

132,6

12,6

3,4

16

147,00

26,52

14,74

2,55

17,29

43,81

153,39

корп.2 (ВРУ-Маг)

4

144

1,44

207,36

22,4

7,2

29,6

234,00

41,47

26,21

5,40

31,61

73,08

245,15

корп.6 (ВРУ-1)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.6 (ВРУ-2)

2

132

1,45

191,4

22,4

6,6

29

217,50

38,28

26,21

4,95

31,16

69,44

228,32

корп.7 (ВРУ-1)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.7 (ВРУ-2)

2

128

1,45

185,6

22,4

6,4

28,8

211,52

37,12

26,21

4,80

31,01

68,13

222,22

корп.8 (ВРУ-1)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.8 (ВРУ-2)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.9 (ВРУ-1)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.9 (ВРУ-2)

2

132

1,45

191,4

22,4

6,6

29

217,50

38,28

26,21

4,95

31,16

69,44

228,32

корп.10 (ВРУ-1)

2

128

1,45

185,6

22,4

6,4

28,8

211,52

37,12

26,21

4,80

31,01

68,13

222,22

корп.10 (ВРУ-2)

2

132

1,45

191,4

22,4

6,6

29

217,50

38,28

26,21

4,95

31,16

69,44

228,32

корп.14 (ВРУ-1)

2

128

1,45

185,6

22,4

6,4

28,8

211,52

37,12

26,21

4,80

31,01

68,13

222,22

корп.14 (ВРУ-2)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.14 (ВРУ-3)

1

68

1,95

132,6

12,6

3,4

16

147,00

26,52

14,74

2,55

17,29

43,81

153,39

корп.15 (ВРУ-1)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.15 (ВРУ-2)

2

136

1,45

197,2

22,4

6,8

29,2

223,48

39,44

26,21

5,10

31,31

70,75

234,41

корп.15 (ВРУ-3)

1

68

1,95

132,6

12,6

3,4

16

147,00

26,52

14,74

2,55

17,29

43,81

153,39


Пример выбора кабеля для ТП №1 питание дома №12 , 1-ый вариант (для остальных кабелей расчет аналогичен и результаты расчета сведены в Приложение №1 табл. П.1.(1 вариант), табл.П.2.(2 вариант)):

Допустимый длительный ток для кабеля сечением 185 мм2

Проверка выбранного сечения кабельной линии по условию нагрева в п/ав режимах.

Т.к.  сечение   удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по нагреву в п/ав режимах.

3.2.3. Унификация кабелей 380 В.

Из-за различий электрических нагрузок отдельных линий, выбранные сечения жил кабелей охватывают значительную часть шкалы стандартных номинальных сечений. Такое многообразие сечений в пределах электрических сетей одной ТП, одного квартала и т.п. затрудняет и удорожает монтажные и эксплуатационные работы. Поэтому целесообразно осуществлять экономически оправданную унификацию (ограничение количества) принимаемых сечений жил кабелей.

При целесообразно использовать одно или два сечения.

Таблица 3.3. Сечения и длины КЛ 380 В ( вариант №1).

35

50

70

95

120

150

185

240

Итого

1260

0

1050

2104

640

90

1738

1795

8677

После унификации

95

240

Итого

4414

4263

8677

Таблица 3.4. Сечения и длины КЛ 380 В ( вариант №2).

35

50

70

95

120

150

185

240

Итого

1464

0

1840

2470

440

90

3224

1768

11296

После унификации

95

240

Итого

5774

5522

11296

3.2.3. Проверка выбранных кабелей 380 В по потерям напряжения.

Допустимые потери напряжения в сетях 380 В в нормальных и послеаварийных режимах работы должны составлять не более 5%.

Приведем пример расчета только для ТП №1 питание дома №13, 1-ый вариант (для остальных кабелей расчет аналогичен и результаты расчета сведены в Приложении №2 табл. П.3. (1 вариант), П.4. (2 вариант)):

 

Потери напряжения в нормальном режиме:

          

При питании дома №13 существуют 2 наиболее тяжких п/ав режима:

  1.  Отключение 2 кабелей.
  2.  Питание 1-ой секции ВРУ 1-м кабелем (один кабель несёт половину нагрузки дома).

Выбранное сечение не проходит по условиям потерь напряжения в п/ав режиме. Следует увеличить сечение КЛ до 240 мм2.


3.3.Выбор оптимального варианта схемы сети 380 В по критерию минимума дисконтированных затрат.

Примем, что сеть сооружается в течение одного года, а затем начинается ее нормальная эксплуатация,  норма дисконтирования Е=0,1, расчетный срок 10 лет.

, где

- суммарные капиталовложения в сеть, - суммарные годовые издержки на эксплуатацию сети, - суммарные годовые издержки на возмещение потерь электроэнергии, - нормативный коэффициент дисконтирования, - расчетный срок (10 лет), - коэффициент, учитывающий рост тарифа на электроэнергию.

3.3.1.Расчет капиталовложений в сеть.

1. Капиталовложения в кабельную сеть 380 В

Сеть сооружается в г.Москве.

, где

- базовая стоимость прокладки 1 км КЛ 380 В (определяется на основании сметы в ценах на март 2010 года), - стоимость 1 км кабеля по состоянию на III квартал 2010 года. Данные сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5. Базовая стоимость кабельной линии.

Сечение кабеля

Космр, тыс.руб/км

Кокабель, тыс.руб/км

95

460

300

240

510

690

Приведем пример расчета для кабельной линии  от ТП-1 до корп. 12   (Вариант 1). Для остальных кабелей расчет аналогичен и результаты расчета сведены в Приложение №3 табл. П.5. и П.6.:

 

2. Издержки в кабельной сети 380 В.

Издержки на эксплуатацию сети:

Нормы ежегодных отчислений на капитальный ремонт и обслуживание элементов электрической сети:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии:

 

где,  - время наибольших потерь,  - тариф на электроэнергию на 2010г.

Пример расчета для кабельной линии  от ТП-1 до корп. 12 (Вариант 1):

Потери мощности в кабельной линии:

 


3.8.3. Капиталовложения в ТП.

Таблица 3.6. Издержки и капиталовложения ТП.

 

 

630 кВА

1000 кВА

К 1ТП, тыс.руб

 

4500

5500

К ТП, тыс.руб

 

36000

27500

аэкспл, %

 

5,9

5,9

Иэкспл, тыс.руб/год

 

2124

1947

Uк, %

 

5,5

5,5

Uном, кВ

 

10

10

Sном, кВА

 

630

1000

ΔPк, кВт

 

7,6

10,8

ΔPхх, кВт

 

1,24

1,6

Iхх, %

 

0,6

0,5

t

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Σ(1+Е)-t

(1+Е)-t

1

0,909

0,826

0,751

0,683

0,621

0,564

0,513

0,467

0,424

0,386

6,145

Таблица 3.7. Издержки на возмещение потерь ЭЭ в ТП. (I вариант)

ТП

Sрасч, КВА

ΔPтп, кВт

ΔPхх, кВт

ΔЭтп, кВтч

ИΔЭ, тыс.руб/год

1

884,96

0,70

7,50

2,48

44190

132,57

2

940,62

0,75

8,47

2,48

47104,8

141,31

3

836,79

0,66

6,70

2,48

41810,9

125,43

4

885,65

0,70

7,51

2,48

44225,4

132,68

5

945,61

0,75

8,56

2,48

47375,1

142,13

6

883,98

0,70

7,48

2,48

44140,4

132,42

7

849,29

0,67

6,91

2,48

42415,4

127,25

8

941,32

0,75

8,48

2,48

47143

141,43

 

 

 

 

 

 

1 075,22

Таблица 3.8. Издержки на возмещение потерь ЭЭ в ТП. (II вариант)

ТП

Sрасч, КВА

ΔPтп, кВт

ΔPхх, кВт

ΔЭтп, кВтч

ИΔЭ, тыс.руб/год

1

1372,41

0,69

10,17

3,2

58505,9

175,52

2

1421,98

0,71

10,92

3,2

60747

182,24

3

1415,93

0,71

10,83

3,2

60468,9

181,41

4

1444,56

0,72

11,27

3,2

61793,9

185,38

5

1463,33

0,73

11,56

3,2

62677,1

188,03

 

 

 

 

 

 

912,58

Так как  для дальнейшего рассмотрения оставляет вариант сети 380 В с ТП 2х1000 кВА.

4.Выбор целесообразной конфигурации сети 10 кВ для электроснабжения нового микрорайона с рассмотрением вариантов реконструкции существующей сети.

4.1. Выбор варианта реконструкции ПКЛ 10 кВ.

Питание РТП-146 осуществляется от ТЭЦ-11, которая расположена примерно в 3100 м от РТП. Альтернативным источником питания РТП-146 является ПС-770, которая расположена в 2900 м от РТП-146.

Существует несколько вариантов реконструкции питающей сети.

Вариант №1.

Перекладка существующей питающей КЛ 10 кВ от ТЭЦ-11 до РТП-146 (Замена существующей КЛ 10 кВ, выполненной кабелем АСБл-10 3х240 мм2, на КЛ, выполненной с использованием кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена).

                     

Рис.4.1. Вариант №1 реконструкции существующей ПКЛ.

Вариант №2.

Прокладка дополнительной питающей КЛ 10 кВ от ПС-770 до РТП-146.

Рис.4.2. Вариант №2 реконструкции существующей ПКЛ.

Преимущества варианта №1 по сравнению с вариантом №2:

  1.  Меньшая стоимость прокладки КЛ, т.к. кабели идут в одной траншеи.
  2.  Нет необходимости в использовании дополнительного присоединения на питающем центре.
  3.  При реконструкции будет использована существующая трасса, в которой до этого были проложены кабели.

Преимущества варианта №2 по сравнению с вариантами №1:

  1.  Большая надежность, т.к. кабели идут в разных траншеях и питание РТП-146 идет от технологически разнесенных ИП.

На основании вышеизложенного далее будем рассматривать первый вариант реконструкции ПКЛ 10 кВ.

4.2.Выбор сечения ПКЛ  10 кВ.

Для того, чтобы выбрать сечение ПКЛ 10 кВ нам необходимо знать расчетную мощность ТП, питающих новый микрорайон города, с учетом потерь в трансформаторах 10/0,4 кВ.

Пример расчета для ТП №1

Результаты сведены в таблицу.

Таблица 4.1.Загрузка ТП 10/0,4 кВ.

ТП

Pрасч, кВт

Qрасч, квар

Sрасч, кВА

∆Pтр, кВт

Qтр, квар

P`расч, КВт

Q`расч, квар

S`расч, кВА

1

1 203,28

660,04

1 372,41

13,37

137,24

1 216,65

797,28

1 454,61

2

1 314,79

541,63

1 421,98

14,12

142,20

1 328,91

683,82

1 494,53

3

1 322,09

506,88

1 415,93

14,03

141,59

1 336,11

648,48

1 485,17

4

1 378,70

431,18

1 444,56

14,47

144,46

1 393,17

575,64

1 507,41

5

1 371,24

510,92

1 463,33

14,76

146,33

1 386,00

657,25

1 533,94

Сечения жил кабелей 10 кВ выбираются по экономической плотности тока, а также по техническим ограничениям термической стойкости к токам короткого замыкания, допустимому нагреву в нормальных и послеаварийных режимах и по допустимым потерям напряжения.

4.2.1. Выбор сечений ПКЛ 10 кВ по экономической плотности тока.

Для того, чтобы выбрать сечение ПКЛ 10 кВ, необходимо знать нагрузку секций шин РТП-146. При анализе исходных данных выяснилось, что секции шин РТП-146 загружены неравномерно. Поэтому расчетную нагрузку будем находить отдельно для первой и второй секции шин РТП-146.

Существующая нагрузка (пример расчета для одного фидера):

Примем, согласно п.2.4.1. [1], что на всех отходящих фидерах, по которым питается старая нагрузка, .

Для остальных фидеров РТП-146 м РТП-102 расчет аналогичен.

Результаты сведены  таблицу 4.2.

Таблица 4.2.Расчет существующих нагрузок РПТ-146 и РПТ-102.

Наименование

 

№ фидера

I , А

cosϕ

Uном,кВ

S, кВА

P, кВт

Q, квар

РТП-146

секц.1

ТП880А

27

0,92

10,5

491,04

451,75

192,45

ТП198А

24

0,92

10,5

436,48

401,56

171,06

ТП883

30

0,92

10,5

545,60

501,95

213,83

секц.2

ТП880Б

36

0,92

10,5

654,72

602,34

256,59

ТП504Б

42

0,92

10,5

763,83

702,73

299,36

ТП884

13

0,92

10,5

236,42

217,51

92,66

РТП-102

секц.1

ТП472Б

21

0,92

10,5

381,92

351,36

149,68

ТП913А

49

0,92

10,5

891,14

819,85

349,25

ф23

47

0,92

10,5

854,77

786,39

335,00

ф21

3

0,92

10,5

54,56

50,19

21,38

ТП504А

72

0,92

10,5

1 309,43

1 204,68

513,19

ТП396Б

50

0,92

10,5

909,33

836,58

356,38

секц.2

ТП472А

28

0,92

10,5

509,22

468,49

199,57

ф.9

40

0,92

10,5

727,46

669,26

285,11

ТП913Б

35

0,92

10,5

636,53

585,61

249,47

ТП461Б

16

0,92

10,5

290,98

267,71

114,04

ТП360А

11

0,92

10,5

200,05

184,05

78,40

ТП396А

45

0,92

10,5

818,39

752,92

320,74

Будем считать, что нагрузка нового микрорайона будет распределена поровну относительно секций шин РТП-146.

Пример расчета для первой секции шин РТП-146.

 

Kсовм.тр-р-коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов,

определяется согласно таблице 2.4.1.[1] для жилой застройки ;

Pсущ∑-суммарная существующая нагрузка;

Ррасч.тр-р i-расчетная нагрузка i-го трансформатора, питающего новый микрорайон.

Коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов необходимо использовать только для Ррасч.тр-р i, т.к. Pсущ∑-это фактически измеренная нагрузка на отходящих фидерах, которая учитывает данный коэффициент.

При этом нужно учесть, что kсовм тр-р необходимо взять не для пяти тр-ров, а для восьми.

Выбираем кабель по экономической плотности тока

Согласно таблице 3.35. [5] для кабелей с БМИ изоляцией и Tнб≥5000 ч/год

Округляем полученные сечения до ближайшего стандартного значения.

Для второй секции шин РТП-146 расчет аналогичен. Результаты сведены в табл.4.3.

Таблица 4.3.Выбор сечения ПКЛ 10 кВ по экономической плотности тока.

Наименование

 

Pрасч, кВт

Qрасч, квар

Sрасч, кВА

I ∑.

Fэк, мм2

Fитогэк, мм2

РТП-146

секц.1

4 019,60

1 922,33

4 455,62

257,25

257,25

240

 

секц.2

4 186,91

1 993,60

4 637,32

267,74

267,74

240

4.2.2.  Проверка сечений жил кабелей ПКЛ 10 кВ по условию допустимого нагрева.

Проверка выбранных сечений жил кабелей 10 кВ по условию допустимого нагрева в нормальном и п/ав режимах, аналогична проверке  кабелей 380 В.

Длительно допустимый ток:

,

где

-допустимый длительный ток для кабеля с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемого  треугольником;

- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле;

- поправочный коэффициент на токи для кабелей в зависимости от температуры земли и воздуха ;

- коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме или коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме.

-для расчетной температуры среды +5ºС (г.Москва);

- для нормального режима для кабеля с изоляцией из СПЭ;

- для нормального режима для кабеля с БМИ;

- для послеаварийного режима для кабеля с изоляцией из СПЭ;

- для послеаварийного режима для кабеля с БМИ.

Проверка выбранной кабельной линии по условию нагрева в нормальном и п/ав режимах.

Для кабелей, питающих РТП-146 от ТЭЦ-11, существуют два наиболее тяжелых аварийных режимов:

  1.  Питание РТП-146 осуществляется по одному кабелю;
  2.  Один кабель ПКЛ 10 кВ питает одну секцию шин РТП-146 и одну секцию шин РТП-102(1сРТП146+1сРТП-102;2cРТП-146+2сРТП-102).

П/ав режим №2( 1сРТП-146+1сРТП-102)

Для третьего п/ав режима расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в табл.4.4.

Т.к. питающая КЛ 10 кВ существующая, то проверку по нагреву в нормальном и п/ав режимах должен проходить кабель марки АСБл-10 сечением 240 мм2.

, но  

Следовательно, существующий кабель АСБл-10 3х240 не удовлетворяет условиям нагрева в нормальном и п/ав режимах.

Воспользуемся кабелем с изоляцией из сшитого полиэтилена марки АПвПуг-10 сечением 240 мм2.

и

Следовательно, кабель АПвПуг-10 3(1х240/50 мм2)  удовлетворяет условиям нагрева в нормальном и п/ав режимах.

Таблица 4.4.Выбор сечений ПКЛ 10 кВ  по нагреву в нормальном и п/ав режиме.

Кабель АСБ-10

От

До

L,км

Sп/ав1расч, кВА

Sп/ав2расч, кВА

Sп/ав3расч, кВА

Iп/ав1, А

Iп/ав2, А

Iп/ав3, А

Iдоп н.р., А

Iдоп п/ав, А

F, мм2

ТЭЦ-11

РТП-146( с1)

3,18

8720,0

8668,3

 

503,4

500,5

 

270,9

489,2

240

ТЭЦ-11

РТП-146( с2)

3,00

8720,0

 

7631,9

503,4

 

440,6

270,9

489,2

240

Кабель АПвПуг-10

От

До

L,км

Sп/ав1расч, кВА

Sп/ав2расч, кВА

Sп/ав3расч, кВА

Iп/ав1, А

Iп/ав2, А

Iп/ав3, А

Iдоп н.р., А

Iдоп п/ав, А

F, мм2

ТЭЦ-11

РТП-146( с1)

3,18

8 720,0

8 668,3

 

503,4

500,5

 

281,8

523,4

240

ТЭЦ-11

РТП-146( с2)

3,00

8 720,0

 

7 631,9

503,4

 

440,6

281,8

523,4

240

4.2.4. Проверка выбранных сечений жил кабелей РЭС 10 кВ по термической стойкости к токам короткого замыкания.

 Сечение, при котором проводник обладает термической стойкостью к току короткого замыкания при заданной величине времени срабатывания защиты определяется:

,где

-допустимый односекундный ток КЗ для кабеля из СПЭ.

- фактическое время протекания токов КЗ

 

На шинах 10 кВ питающей подстанции  №770 расчетное значение тока КЗ равно 8 кА.

- сопротивление системы со стороны ПС

На шинах 10 кВ районной ТЭЦ-11  расчетное значение тока КЗ равно 6,2 и 6,1 кА, соответственно для первой и второй секции шин.

- сопротивление системы со стороны 1с ТЭЦ-11.

 - сопротивление системы со стороны 2с ТЭЦ-11.

Пример расчета для линии ТЭЦ-11-РТП-146   

Расчетное место КЗ- начало кабеля (РУ 10 кВ ТЭЦ-11).

Расчетные данные для кабеля АПвПуг-10 3(1х240/50 мм2)                                   

Для кабеля марки АПвПуг-10 3(1х240/50 мм2 )

Следовательно кабель удовлетворяет условиям проверки на термическую стойкость к токам КЗ.

Для остальных линий расчет аналогичный.

Результаты расчета сведены в таблицу 5.

4.3. Расчет затрат на реконструкцию РТП-146.

При реконструкции РП и ТП широкое применение нашли ячейки RM-6.

Рис.4.3. Принципиальный вид ячейки RM-6.

RM6 – компактное устройство, предназначенное для установки в радиальных, магистральных и петлевых распределительных сетях 6, 10, 20 кВ, выполняющее функции присоединения, питания и защиты одного или двух распределительных трансформаторов мощностью до 3 000 кВА с помощью комбинации выключателя нагрузки и плавких предохранителей или силового выключателя с защитой. Коммутационные аппараты и сборные шины расположены в герметичном корпусе, заполненном элегазом и “запаянном” на весь срок службы.

История развития RM-6:

1983 - появление на рынке первого компактного RM6.

1987 - создание моноблока с выключателем и встроенной защитой, не

требующей дополнительного источника тока.

1990 - создание блока RM6 на одно присоединение.

1994 - создание RM6 для сетевых пунктов с телеуправлением.

1998 - создание RM6 с выключателем 630 А для защиты линии со встроенными реле и RM6 c возможностью расширения (наращивания числа присоединений на объекте).

Достоинства RM-6 по сравнению с аналогичной ячейкой серии КСО-298:

  1.  полностью обеспечивает безопасность персонала:

-стойкость к внутренней дуге;

- видимое положение главных контактов;

- аппарат на три положения, обеспечивающий естественную блокировку от

неправильных действий;

- указатель гарантированного положения контактов аппарата;

2) устойчивость к воздействию окружающей среды:

- кожух из нержавеющей стали, степень защиты IP67,

- раздельные металлизированные герметичные шахты для плавких

предохранителей;

3) отличается высоким качеством

- соответствие международным стандартам и нормам ГОСТ,

- сертификат качества конструирования ISO 9001, сертификат качества

производства ISO 9002,

- успешный опыт эксплуатации 350 000 установленных устройств во всем мире;

4) экологически безопасен

- возможность утилизации элегаза по истечении срока эксплуатации,

- аттестация производства по международным экологическим нормам ISO 14001;

5) удобен и прост в монтаже

- удобное подсоединение кабелей с передней стороны с высоким

расположением точек подключения,

- простота крепления к полу с помощью четырех болтов;

6) экономичен

- от 1 до 4 присоединений помещены в единый герметичный металлический

корпус, где изоляционной и дугогасящей средой является элегаз,

- срок службы - 30 лет;

7)  не требует обслуживания в течение всего срока эксплуатации

-устройство изготовлено, собрано, заполнено элегазом и "запаяно" на весь

срок службы на заводе;

8) имеет малые габариты.

При реконструкции РТП-146 используются трансформаторы марки ТМГ.

РТП-146 было введено в эксплуатацию в 1973 году. РУ 10 кВ состоит из 16 ячеек. План реконструкции состоит в том, чтобы демонтировать 4 трансформатора по 630 кВА и трансформатор 160 кВА от которых осуществлялось электроснабжение промышленного предприятия, а также демонтируются все  ячейки 10 кВ. Смонтировать 22 новые ячейки, 2 тр-ра ТМГ мощность 1000 кВА и 2 РУ 0,4 кВ.

Ориентировочная стоимость работ устанавливается на основании сметы, которая является приложением №8 и выполнена в базе ТЕР МО с учетом индексов пересчета на декабрь 2010 г.

4.4. Расчет затрат на реконструкцию ПКЛ 10 кВ.

Состав работ при реконструкции ПКЛ 10 кВ:

  1.  Демонтаж существующей ПКЛ 10 кВ от ТЭЦ-11 до РТП-146, выполненной кабелем АСБл-10 3х240 мм2;
  2.  Прокладка новой ПКЛ 10 кВ от ТЭЦ-11 до РТП-146, выполненной кабелем АПвПуг-10 3(1х240/50 мм2).

Т.к. мы не имеем геоподосновы, то примем ориентировочно, что 40% кабеля проложено в трубах, а 60% в траншее.

Ориентировочная стоимость работ устанавливается на основании сметы, которая является приложением №8 и выполнена в базе ТЕР МО с учетом индексов пересчета на декабрь 2010 г.

5.Формирование и выбор структуры, схемы и параметров распределительной электрической сети 10 кВ района города.

Структура городских электросетей может быть: а) однозвеньевой, когда непосредственно к шинам 10 кВ ИП подключена распределительная сеть, питающая ТП 10/0,4 кВ; б) двухзвеньевой, когда от шин ИП отходят питающие линии, подающие электроэнергию к распределительным пунктам, к шинам которых присоединена распределительная сеть 10 кВ[4].

Следует стремится к полному использованию пропускной способности кабелей РЭС, в связи с чем в нормальных режимах по каждому из кабелей целесообразно питать 4-6 трансформаторов 10/0,4 кВ.

При магистральных автоматизированных РЭС с двухтрансформаторными ТП целесообразно питание групп ТП по линиям 10 кВ, идущим от двух независимых ИП.

5.1.Выбор схемы распределительной сети 10 кВ.

Питание нового микрорайона будет осуществляться от реконструируемой РТП-146. Распределительная сеть 10 кВ выполнена по двухлучевая автоматизированная схеме со встречно направленными магистралями.


Рис.5.1. Схема РЭС 10 кВ (вариант 1).


5.2.Выбор сечения кабеля РЭС 10 кВ.

Сечения жил кабелей 10 кВ выбираются по экономической плотности тока, а также по техническим ограничениям термической стойкости к токам короткого замыкания, допустимому нагреву в нормальных и послеаварийных режимах и под допустимым потерям напряжения.

5.2.1. Выбор сечений КЛ РЭС 10 кВ по экономической плотности тока.

Определяем потокораспределение в схеме сети. Принимаем, что мощность ТП между ее трансформаторами распределена равномерно. Также необходимо учесть, что потокораспределение определяется с учетом коэффициента одновременности нагрузок трансформаторов. Зная потокораспределение определяем сечение по экономической плотности тока.

Все линии в сети 10 кВ выполнены кабелем марки АПвПуг-10 с изоляцией из сшитого полиэтилена. Кабели должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Длительно допустимый ток:

,

где

-допустимый длительный ток для кабеля с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемого  треугольником;

- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле;

- поправочный коэффициент на токи для кабелей в зависимости от температуры земли и воздуха ;

- коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме или коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме.

-для расчетной температуры среды +5ºС (г.Москва);

- для нормального режима для кабеля с изоляцией из СПЭ;

- для послеаварийного режима для кабеля из СПЭ.

Пример выбора кабеля 10 кВ для участка ТП№1-ТП№2 магистрали ТП№1-ТП№5: По линии питается одновременно 4 тр-ра. Коэффициент совмещения максимумов нагрузок тр-ров для жилой застройки

Расчетная активная нагрузка

Выбираем кабель по экономической плотности тока ((выбираем F=120 мм2)

Таблица 5.1.Выбор сечений КЛ 10 кВ РЭС по экономической плотности тока.

Магистраль ТП1-ТП5

От

До

L,км

P, кВт

Q, квар

Sн.р., кВА

I, А

Fэк, мм2

F, мм2

ТП1

ТП2

0,220

2 313,78

1 090,20

2 557,76

147,67

113,59

120

ТП2

ТП3

0,420

1 749,00

799,58

1 923,10

111,03

85,41

95

ТП3

ТП4

0,290

1 250,63

554,80

1 368,16

78,99

60,76

70

ТП4

ТП5

0,240

693,00

328,62

766,97

44,28

34,06

35

Магистраль ТП5-ТП1

От

До

L,км

P, кВт

Q, квар

Sн.р., кВА

I, А

Fэк, мм2

F, мм2

ТП1

ТП5

0,370

2 313,78

1 090,20

2 557,76

147,67

113,59

120

ТП5

ТП4

0,240

1 724,73

810,87

1 905,84

110,03

84,64

95

ТП4

ТП3

0,290

1 199,26

599,54

1 340,77

77,41

59,55

50

ТП3

ТП2

0,420

664,46

341,91

747,27

43,14

33,19

35

5.2.2.  Проверка сечений жил кабелей РЭС по условию допустимого нагрева.

Проверка выбранных сечений жил кабелей 10 кВ по условию допустимого нагрева, аналогична проверке  кабелей 380 В.

Пример расчета для участка ТП №1-ТП№2 магистрали ТП№1-ТП-№5

Проверка выбранной кабельной линии по условию нагрева в нормальном и п/ав режимах.

и  - условия выполняются     =>     F=120 мм2

Результаты расчета сведены в  таблицу 5.2.

Таблица 5.2.Выбор сечений КЛ 10 кВ РЭС по нагреву в нормальном и п/ав режиме.

Магистраль ТП1-ТП5

От

До

L,км

P, кВт

Q, квар

Sн.р., кВА

Iп/ав, А

Iдоп н.р., А

Iдоп п/ав, А

F, мм2

ТП1

ТП2

0,220

4 355,36

2 052,15

4 814,61

277,97

213,70

357,18

120

ТП2

ТП3

0,420

3 292,23

1 505,09

3 619,96

209,00

168,95

313,77

95

ТП3

ТП4

0,290

2 362,30

1 047,95

2 584,31

149,21

124,66

221,38

70

ТП4

ТП5

0,240

1 247,40

591,52

1 380,55

79,71

100,91

179,21

35

Магистраль ТП5-ТП1

От

До

L,км

P, кВт

Q, квар

Sн.р., кВА

Iп/ав, А

Iдоп н.р., А

Iдоп п/ав, А

F, мм2

ТП1

ТП5

0,370

4 355,36

2 052,15

4 814,61

277,97

213,70

357,18

120

ТП5

ТП4

0,240

3 246,56

1 526,35

3 587,46

207,12

168,95

313,77

95

ТП4

ТП3

0,290

2 265,27

1 132,46

2 532,57

146,22

124,66

221,38

50

ТП3

ТП2

0,420

1 196,02

615,44

1 345,08

77,66

100,91

179,21

35

5.2.3. Унификация кабелей РЭС 10 кВ.

Из-за различий электрических нагрузок отдельных линий, выбранные сечения жил кабелей охватывают значительную часть шкалы стандартных номинальных сечений. Поэтому целесообразно осуществлять экономически оправданную унификацию (ограничение количества) принимаемых сечений жил кабелей.

После унификации необходимо выбрать одно сечение жил кабелей для РЭС.

Таблица 5.3. Сечения кабельных линий РЭС  10 кВ.

F, мм2

35

50

70

95

120

Итого:

L, км

0,660

0,290

0,290

0,660

0,590

2,490

Для РЭС 10 кВ

Таким образом, на участке от ТП №1 до ТП № 5 магистрали ТП №5- ТП №1 и на участке от ТП №1 до ТП № 2 магистрали ТП №1- ТП №5  вместо 1 кабеля сечением 120 мм2, необходимо проложить 2 кабеля сечением 95 мм2.


5.2.4. Проверка выбранных сечений жил кабелей РЭС 10 кВ по условию термической стойкости к токам короткого замыкания.

 Проверка выбранных сечений жил кабелей РЭС 10 кВ по условию термической стойкости к токам КЗ, аналогична проверке  кабелей ПКЛ 10 кВ.

Результаты расчетов сведены  в таблицу 5.4.

Таблица 5.4.Проверка на термическую стойкость к КЗ кабелей 10 кВ.

Магистраль ТП2-ТП5

От

До

L,км

F, мм2

r0, Ом/км

х0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

X, Ом

R, Ом

Z, Ом

I.(τ), кА

I.доп.(1с), А

τ, с

I.доп.(τ), А

Fитог, мм2

ТП1

ТП2

0,220

95

0,320

0,114

0,04

0,013

1,243

0,397

1,305

4,43

8,90

0,5

12,59

95

ТП2

ТП3

0,420

95

0,320

0,114

0,13

0,048

1,255

0,433

1,328

4,35

8,90

0,5

12,59

95

ТП3

ТП4

0,290

95

0,320

0,114

0,09

0,033

1,303

0,567

1,421

4,06

8,90

0,5

12,59

95

ТП4

ТП5

0,240

95

0,320

0,114

0,07

0,027

1,336

0,660

1,490

3,87

8,90

0,5

12,59

95

Магистраль ТП5-ТП2

От

До

L,км

F, мм2

r0, Ом/км

х0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

X, Ом

R, Ом

Z, Ом

I.(τ), кА

I.доп.(1с), А

τ, с

I.доп.(τ), А

Fитог, мм2

ТП1

ТП5

0,370

95

0,320

0,114

0,06

0,021

1,165

0,375

1,224

4,72

8,90

0,5

12,59

95

ТП5

ТП4

0,240

95

0,320

0,114

0,08

0,027

1,186

0,434

1,263

4,57

8,90

0,5

12,59

95

ТП4

ТП3

0,290

95

0,320

0,114

0,09

0,033

1,213

0,511

1,317

4,39

8,90

0,5

12,59

95

ТП3

ТП2

0,420

95

0,320

0,114

0,13

0,048

1,246

0,604

1,385

4,17

8,90

0,5

12,59

95

Линии от ИП до ТП

От

До

L,км

F, мм2

r0, Ом/км

х0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

X, Ом

R, Ом

Z, Ом

I.(τ), кА

I.доп.(1с), А

τ, с

I.доп.(τ), А

Fитог, мм2

ТЭЦ-11

РТП-146(1с)

3,18

240

0,125

0,098

0,40

0,31

0,93

0,00

0,93

6,20

22,70

0,5

32,10

95

ТЭЦ-11

РТП-146(2с)

3,00

240

0,125

0,098

0,38

0,29

0,95

0,00

0,95

6,10

22,70

0,5

32,10

95

5.2.5 Проверка выбранных сечений жил кабелей по допустимым потерям напряжения.

Проверка кабелей 10 кВ по допустимым потерям напряжения производится аналогично проверке кабелей 380 В.

Потери напряжения в сети 10 кВ не должны превышать 3,5% в нормальном и 7% в п/ав режимах работы.

Таблица 5.5.Проверка по потерям напряжения кабелей 10 кВ.

Магистраль ТП2-ТП5

От

До

L,км

F, мм2

R, Ом

X, Ом

P, кВт

Q, квар

ΔUн.р., кВ

ΔUн.р., %

Pп/ав, кВт

Qп/ав, квар

ΔU п.ав., кВ

ΔU п.ав., %

ТП1

ТП2

0,220

95

0,035

0,013

2 314

1 090

0,010

0,10

4355

2052

0,018

0,18

ТП2

ТП3

0,420

95

0,134

0,048

1 749

800

0,027

0,27

3292

1505

0,051

0,51

ТП3

ТП4

0,290

95

0,093

0,033

1 251

555

0,013

0,13

2362

1048

0,025

0,25

ТП4

ТП5

0,240

95

0,077

0,027

693

329

0,006

0,06

1247

592

0,011

0,11

Магистраль ТП5-ТП2

От

До

L,км

F, мм2

R, Ом

X, Ом

P, кВт

Q, квар

ΔUн.р., кВ

ΔUн.р., %

Pп/ав, кВт

Qп/ав, квар

ΔU п.ав., кВ

ΔU п.ав., %

ТП1

ТП5

0,370

95

0,059

0,021

2 314

1 090

0,016

0,16

4355

2052

0,030

0,30

ТП5

ТП4

0,240

95

0,077

0,027

1 725

811

0,015

0,15

3247

1526

0,029

0,29

ТП4

ТП3

0,290

95

0,093

0,033

1 199

600

0,013

0,13

2265

1132

0,025

0,25

ТП3

ТП2

0,420

95

0,134

0,048

664

342

0,011

0,11

1196

615

0,019

0,19

Линии от ИП до ТП

От

До

L,км

F, мм2

R, Ом

X, Ом

P, кВт

Q, квар

ΔUн.р., кВ

ΔUн.р., %

Pп/ав, кВт

Qп/ав, квар

ΔU п.ав., кВ

ΔU п.ав., %

ТЭЦ-11

РТП-146(1с)

3,18

240

0,40

0,31

4 019

1 922

0,22

2,20

7873,47

3747,80

0,43

4,30

ТЭЦ-11

РТП-146(2с)

3,00

240

0,38

0,29

4 186

1 993

0,22

2,16

7873,47

3747,80

0,41

4,05

Наименование магистрали

ΔUн.р., кВ

ΔUн.р., %

ΔU п.ав., кВ

ΔU п.ав., %

ТЭЦ-РТП№146-ТП№5

0,276

2,76

0,536

5,36

ТЭЦ-РТП№146-ТП№2

0,271

2,71

0,508

5,08



РАЗДЕЛ ЩЕСТОЙ.

Качество напряжения на электроприёмниках жилых и общественных зданий микрорайонов.

6.1. Оценка  обеспечения качества напряжения по его отклонениям от номинального.

В соответствие с требованиями [8] нормально допустимый диапазон установившегося отклонения напряжения на вводах электроприемников соответствует ±5%.

Для определения электрически близкого и электрически удаленного ЭП, сведем полученные ранее результаты в таблицу.

Пример расчета для ТП №3.

В режиме НМ и НБ нагрузок ТП №3 питается от двух ИП по встречно направленным магистралям.

Потери напряжения в линиях среднего напряжения от ТЭЦ-11(1с) до ТП №3 (Луч А):

Потери напряжения в линиях среднего напряжения от ТЭЦ-11(2с) до ТП №3 (Луч Б):

Потери напряжения в трансформаторах  ТП №3:

       Потери напряжения в линиях 380 В, питаемых от ТП №3:

Самым электрически близким электроприемником, питаемым от ТП№3 будет ВРУ-3 корп.2

Самым электрически удаленным электроприемником, питаемым от ТП№3 будет ВРУ ЦТП-1

Суммарные потери в ЛСН, трансформаторах ТП №3, линиях 380 В будут равны:

При отсутствии необходимых данных расчеты режима НМ будет проводить по нагрузкам равным 30 % от нагрузок НБ режима.

Таблица 6.1. Определение электрически близкого и электрически удаленного ЭП                      ( режим НБ и НМ нагрузок).

 

ΔUлсн, %

ΔUлнн, %

ΔUтр, %

Эл.близ (НБ)

Эл.уд(НБ)

Эл.близ (НМ)

Эл.уд        ( НМ)

ТП 1А

2,20

0,45

2,46

5,12

6,74

1,53

2,02

ТП 1Б

2,16

2,08

 

5,08

6,70

1,52

2,01

ТП 2А

2,30

0,35

2,20

4,85

7,55

1,45

2,26

ТП 2Б

2,71

3,05

 

5,25

7,96

1,58

2,39

ТП 3А

2,57

0,71

2,11

5,39

6,81

1,62

2,04

ТП 3Б

2,60

2,13

 

5,42

6,84

1,63

2,05

ТП 4А

2,71

0,07

1,93

4,71

6,95

1,41

2,08

ТП 4Б

2,47

2,31

 

4,48

6,71

1,34

2,01

ТП 5А

2,77

0,92

2,15

5,84

6,84

1,75

2,05

ТП 5Б

2,32

1,92

 

5,38

6,39

1,62

1,92

Из таблицы видно, что самым электрически близким ЭП в режимах НМ и НБ нагрузок будет ТП №4Б ВРУ парикмахерской, а самым электрически удаленным будет ТП №2Б корпус №5 ВРУ №1.

Потери для самого электрически удаленного ЭП в п/ав режимах.

Таким образом, максимальные потери будут при отключении питающей линии 10 кВ ТЭЦ-ТП№1.

Рассчитаем требуемые ответвления ПБВ для обеспечения требуемого качества ЭЭ.

Суммарные потери напряжения от ИП до зажимов электроприемниках ВРУ-1 корпуса №5 , питающегося от ТП №2 в п/ав режиме.

 - потери напряжения в линиях внутренней сети здания. По [1] для 17 этажного здания в п/ав режиме

Отклонение напряжения на шинах ИП в режиме наибольших нагрузок  принимаем  равным 5 % от номинального напряжения сети среднего напряжения из условия встречного регулирования напряжения.

-для электрически удаленного ЭП во всех режимах работы.

Таким образом,

Суммарные потери напряжения от ИП до зажимов электроприемников ВРУ-1 корпуса №5, питающихся от ТП №2 в режиме НМ нагрузок.

           Отклонение напряжения на шинах ИП в режиме НМ нагрузок  принимаем  равным 0 %.

                 

        Суммарные потери напряжения от ИП до зажимов электроприемников ВРУ парикмахерской, питающихся от ТП №4 в режиме НБ нагрузок.

 - для зданий до 5 этажей в  режиме НБ нагрузок 1,5%.

-для электрически близкого ЭП во всех режимах работы.

Таким образом,

Суммарные потери напряжения от ИП до зажимов электроприемников ВРУ парикмахерской , питающихсяся от ТП №4 в режиме НМ нагрузок.

           Отклонение напряжения на шинах ИП в режиме НМ нагрузок  принимаем  равным 0 %.

                 

Для обеспечения требуемого качества ЭЭ добавки напряжения, создаваемые устройствами ПБВ на ТП должны лежать в пределах

На всех трансформаторах ТП 10/0,4 кВ необходимо поставить третье положение ПБВ, что соответствует добавки .

6.2. Оценка и обеспечение качества напряжения по размаху его изменений.

Резкопеременные изменения напряжения возникают при работе электроприемников с резкопеременным характером нагрузки. Наиболее характерным примером колебаний напряжения в сети является снижение напряжения, вызванное пуском короткозамкнутого асинхронного электродвигателя, пусковой ток которого в 4-8 раз превышает его номинальный ток. Из-за этого в первый пуск в сети возникает резкое снижение напряжения, длящееся сравнительно малое время, затем по мере разгона двигателя и уменьшения величины пускового тока напряжение снова повышается. В жилых районах городов короткозамкнутые асинхронные электродвигатели в основном применяются в качестве приводных двигателей лифтовых установок жилых и общественных зданий.

Поэтому проектируемые сети 380 В должны проверятся по условию соблюдения допустимых значений размаха изменений напряжения. При определении дополнительного снижения напряжения при пуске двигателя лифта напряжение на шинах высшего напряжения трансформаторов 10 кВ принимается практически не  изменяющимся, так как сопротивления сети 10 кВ значительно меньше сопротивлений сети 380 В. Поэтому следует учитывать потери напряжения в трансформаторах ТП и на соответствующих участках сети 380 В, к которым подключён электродвигатель.

Для расчёта размаха изменения напряжения рассматривается наиболее электрически удалённый двигатель микрорайона. Таким двигателем является двигатель лифта в доме №5.

Сопротивления кабельной линии 380 В:

Сопротивления трансформатора, приведенные к низкому напряжению:

Суммарные сопротивления:

Коэффициент мощности двигателя при пуске принимаем :

.

Соответственно .

КПД двигателя: .

Рассчитаем пусковой ток двигателя:

Размах изменений напряжения равен:

В процентах:

Но т.к. в микрорайоне есть дома 24 этажа в которых установлены двигатели лифтовых устройств с Pном=11 кВт, то расчет размаха изменения напряжения необходимо провести и для них.

Самым электрически удаленным двигателем с Pном=11 кВт будет двигатель корпуса №12

Суммарные сопротивления:

Коэффициент мощности двигателя при пуске принимаем :

.

Соответственно .

КПД двигателя: .

Рассчитаем пусковой ток двигателя:

Размах изменений напряжения равен:

В процентах:

Таким образом наибольший размах напряжения будет вызван электродвигателем, установленным в корпусе №12.

Для m=90 1/час или 1,5 1/мин согласно [8]

Размах изменения напряжения на электроприемнике удовлетворяет требованиям ГОСТа.

РАЗДЕЛ СЕДЬМОЙ

ВЫБОР СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ  И ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ СЕТИ 380 В И ТРАНСФОРМАТОРОВ 10/0,4 кВ.

Защита от токов КЗ является обязательной для всех элементов сети и время её действия должно быть минимальным для уменьшения термического эффекта тока КЗ. Защита сетей до 1000 В осуществляется плавкими вставками или автоматическими выключателями.

Как правило, в линиях распределительных сетей на ТП и на вводах в зданиях устанавливают предохранители типа ПН-2.

7.1. Выбор предохранителей.

Плавкий предохранитель предназначен для защиты электрических установок от токов КЗ и перегрузок.

Основными его характеристиками являются:

- номинальный ток плавкой вставки ;

- номинальный ток предохранителя ;

- номинальное напряжение предохранителя ;

- защитная (времятоковая) характеристика предохранителя.

Выбор предохранителей производят по условиям:

- активное и реактивное сопротивления петли фаза-ноль. Удельные сопротивления одной жилы:

 - активное и реактивное сопротивления трансформатора,

приведенное к сторони низкого напряжения.

  Приведем пример расчета для кабеля от ТП1 до корп.12 (ВРУ-1):

 

Из таблицы П.2. возьмем токи в нормальном и п/ав режимах.

Тогда выберем предохранитель ПН2 с характеристиками:

 

Для остальных кабельных линий расчет аналогичен и сведен в ПРИЛОЖЕНИЕ №4.

7.2. Проверка нулевой жилы кабеля на термическую стойкость к однофазным коротким замыканиям.

Произведем проверку для нулевого проводника с наименьшим сечением и  наибольшей протяженностью трасы кабельной линии, т.к. ток однофазного кз при таких условиях будет минимальным, а чем меньше ток, тем медленней сработает предохранитель.  

Допустимая длительность протекания тока однофазного кз по нулевому проводнику: 

Набольшая протяженность трасы кабельной линии 380 В сечением 95 мм2 от ТП №2 до корп.5 длиной 245 м.

Время срабатывания предохранителя ПН2 160/250 при  выбирается по времятоковым характеристикам ПН2 и равно:

, следовательно, проверка выполняется.

РАЗДЕЛ ВОСЬМОЙ

Технико-экономические расчеты и показатели спроектированной сети.

Капиталовложения и издержки на сеть 380 В были рассчитаны в разделе №3.

Проведем расчет дисконтированных затрат для сети 10 кВ.

8.1.Расчет капиталовложений в сеть 10  кВ.

, где

- удельная стоимость прокладки 1 км КЛ 10 кВ (с учетом стоимости кабеля) по состоянию на декабрь 2010 г.

- устанавливается на основании сметы, выполненной в базе ТЕР МО.

Приведем пример расчета для кабельной линии  от ТП №2 до ТП №3  . Для остальных кабелей расчет аналогичен и результаты расчета сведены в табл.8.1:

8.2.Расчет издержек в сеть 10  кВ.

.Издержки на эксплуатацию сети (с учетом реновации):

Нормы ежегодных отчислений на капитальный ремонт и обслуживание элементов электрической сети:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии:

 

где,  - время наибольших потерь,  - тариф на электроэнергию на 2010г.

Пример расчета для кабельной линии  от ТП№2 до ТП№3:

Потери мощности в кабельной линии:

Издержки на возмещение потерь

Для остальных линий 10 кВ расчет аналогичен. Результаты сведены в таблицу 8.1.

Таблица 8.1. Расчет кап.вложений и издержек на КЛ 10 кВ .

Магистраль ТП1-ТП5

От

До

L,км

F, мм2

К0 кл 380 В, тыс.руб

К кл 380 В, тыс.руб

Иэкс, тыс.руб/год

ΔP, кВт

ΔЭ, кВт•ч/год

ИΔЭ, тыс.руб/год

ТП1

ТП2

0,220

95

4 352,3

957,52

69,899

2,30

5501,03

16,50

ТП2

ТП3

0,420

95

2 321,3

974,98

71,174

4,97

11873,66

35,62

ТП3

ТП4

0,290

95

2 321,3

673,20

49,144

1,74

4149,59

12,45

ТП4

ТП5

0,240

95

2 321,3

557,13

40,671

0,45

1079,20

3,24

Магистраль ТП5-ТП2

От

До

L,км

F, мм2

К0 кл 380 В, тыс.руб

К кл 380 В, тыс.руб

Иэкс, тыс.руб/год

ΔP, кВт

ΔЭ, кВт•ч/год

ИΔЭ, тыс.руб/год

ТП1

ТП5

0,370

95

4 352,3

1 610,38

117,558

3,87

9251,73

27,76

ТП5

ТП4

0,240

95

2 321,3

557,13

40,671

2,79

6663,69

19,99

ТП4

ТП3

0,290

95

2 321,3

673,20

49,144

1,67

3985,10

11,96

ТП3

ТП2

0,420

95

2 321,3

974,98

71,174

0,75

1792,79

5,38

Линии от ИП до ТП

От

До

L,км

F, мм2

К0 кл 380 В, тыс.руб

К кл 380 В, тыс.руб

Иэкс, тыс.руб/год

ΔP, кВт

ΔЭ, кВт•ч/год

ИΔЭ, тыс.руб/год

ТЭЦ-11

РТП-146(1с)

3,18

240

-

20 285,11

1 480,813

78,89

188450,32

565,35

ТЭЦ-11

РТП-146(2с)

3,00

240

-

80,64

192639,64

577,92

ИТОГО

27 263,66

1 990,25

178,08

425 386,75

1 276,16

8.3. Расчет издержек в сети 0,38 кВ с учетом реновации.

1)Эксплуатационные издержки с учетом реновации

2)Издержки на возмещение потерь

Потери холостого хода в трансформаторах (Суммарные условно-постоянные потери).

Суммарные нагрузочные  потери

Т.к. мы считаем показатели только для нового микрорайона, то от потерь в ПКЛ 10 кВ нужно взять только ту часть, которую создает нагрузка нового микрорайона.

           

Суммарные потери электроэнергии.

Электроэнергия, отпущенная потребителям.

Суммарные потери электроэнергии в процентах.

Суммарные потери активной мощности в сети в процентах.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии.

8.4.Расчёт себестоимости электропередачи.

Результаты расчетов сведем в таблицу 8.2.

Таблица 8.2. Показатели спроектированной сети

ΔPΣ%, %

ΔЭΣ%, %

cсети, коп./кВт*ч

3,59

2,75

30,8

РАЗДЕЛ ДЕВЯТЫЙ

Техника безопасности при монтаже кабельных линий напряжением до 35 кВ

Согласно [2], кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии или отдельных импульсов ее, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла.

В данной главе будет рассмотрены вопросы по технике безопасности при монтаже кабельных линий (КЛ) напряжением до 35 кВ, а именно:

- Требования к расположению кабельных линий в земле;

- Производство земляных работ;

- Погрузка, выгрузка и перемещение барабанов с кабелем;

- Прокладка кабеля;

- Оконцевание и соединение кабелей;

- Испытание кабельных линий.

9.1.Требования к расположению кабельных линий в земле.

При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.