48670

Система электроснабжения района города, расположенного в Пермской области

Курсовая

Энергетика

Рассмотрим 2 варианта формирования сети 10 кВ – схема с питанием непосредственно от источника питания и вариант с сооружением РТП. Определение места расположения РТП проводится по формулам. РТП см м Xтп 14.38 Таким образом целесообразное место организации РТП – это подстанция.

Русский

2013-12-22

1.03 MB

2 чел.

1. Характеристика микрорайона города и задач проектирования распределительной электрической сети.

В данном курсовом проекте необходимо спроектировать электрические сети 380 В и 10 кВ системы электроснабжения жилого района города, содержащей 4 микрорайона и располагающегося в Пермской области РФ. Электроснабжение будет осуществляться от городской ПС, расположенной в 6,4 км от рассматриваемого района. В жилых зданиях устанавливаются газовые кухонные плиты.

В состав потребителей электроэнергии заданного района входят:

Обозначение корпуса

на плане

Наименование

здания

Количественный

показатель

1

1

8-этаж. жилой дом

168 кв.

2

2

8-этаж. жилой дом

168 кв.

3

3

8-этаж. жилой дом

120 кв.

4

4

8-этаж. жилой дом

128 кв.

5

5

10-этаж. жилой дом

160 кв.

6

6

10-этаж. жилой дом

160 кв.

7

7

12-этаж. жилой дом

192 кв.

8

8

12-этаж. жилой дом

132 кв.

9

9

8-этаж. жилой дом

84 кв.

10

10

8-этаж. жилой дом

128 кв.

11

11

10-этаж. жилой дом

160 кв.

12

12

10-этаж. жилой дом

160 кв.

13

13

12-этаж. жилой дом

192 кв.

14

14

12-этаж. жилой дом

176 кв.

15

15

8-этаж. жилой дом

64 кв.

16

Д-1

Детский сад

180 мест

17

Д-2

Детский сад

120 мест

18

Ш-1

Средняя школа

1170 уч.

19

Ш-2

Средняя школа

1170 уч.

20

П-1

Поликлиника

600 пос./см.

21

АТ

Автостоянка

60 кВт

22

1

Спорт.товары

600 м2

23

1

Канц.товары

600 м2

24

2

Мебельный

1200 м2

25

3

Кинотеатр

800 мест

26

8

Универсам

700 м2

27

9

Аптека

700 м2

28

14

Универмаг

800 м2


2. Определение расчетных электрических нагрузок           потребителей и микрорайона

2.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

Расчетные электрические нагрузки на вводах в жилые здания определяются на основе сведений о количестве квартир, энергоносителях для приготовления пищи и количестве и номинальной мощности двигателей лифтовых установок. При определении количества квартир в жилом здании учитывается, что в жилых многосекционных зданиях на одном этаже каждой жилой секции располагается 4 жилые квартиры. Число жилых секций жилого многосекционного здания может быть приблизительно определено исходя из размеров жилого здания, по его длине при средней длины одной жилой секции 20-25 м.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) Pр.ж.д., кВт, определяется по формуле (2.1):

Рр.ж.д. = РКВ + куРс ,         (2.1)

где  Ркв – расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт; Рс  расчетная силовая нагрузка жилого дома, кВт; ку – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).

Расчетная нагрузка квартир определяется по формуле (2.2):

РКВ = РКВ удnКВ ,       (2.2)

где Ркв уд – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, кВт/квартира (в данном расчете принимается удельная электрическая нагрузка электроприемников квартир с газовыми плитами); nКВ – количество квартир.

Расчетная мощность силовых установок жилых зданий определяется по формуле (2.3):

       Рс = Рр.л. + Рст.у ,      (2.3)

Мощность лифтовых установок  Рр.л., кВт, определяется по формуле (2.4):

Рр.л. = ксРni ,      (2.4)

где  кс – коэффициент спроса; Рni  - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт; n – количество лифтовых установок.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Рст.у , кВт, определяется по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса по формуле (2.5):

                  Рст.у = кс Рст.у,       (2.5)

Для упрощения рассчетов мощность санитарно-технических устройств принимается:

      Рст.у = 0,05 nКВ.

Расчетные реактивные составляющие нагрузок жилых зданий определяются по активным нагрузкам  и соответствующим коэффициентам реактивной мощности: Qр.ж.д. =QКВ+ куQс ,        

QКВ= РКВ удnКВtgКВ ,

Qс = Рр.л.tgл+ Рст.уtgст.у ,

где  tgкв = 0,29 (для квартир с газовыми плитами),

       tgл = 1,17,

       tgст.у = 0,75;

Полная расчетная мощность жилых зданий определяется по формуле:

 .

Пример расчета для жилого здания № 15:

 nЭТ = 8 – число этажей, 

nс = 2 – количество подъездов,

 nКВ =64,

 nл = 2 – количество лифтовых установок,

 РКВ уд=1,03 – определяется интерполяцией.

Ркв = РКВ удnКВ =  1,0364 = 65,92 кВт

QКВ= РКВ удnКВtgКВ = 1,03640,29= 19,12 квар

Рр.л. = К’сРni = 0,824,5 = 7,2 кВт

Q р.л. = Рр.л.tgл = 7,21,17 = 8,42 квар

Рст.у = Кс Рст.у =  0,05nКВ = 0,0564 = 3,2 кВт

Qст.у = Рст.уtgст.у = 3,20,75 = 2,4 квар

Рр.ж.д. = РКВ + куРс = 65,92 + 0,9(7,2 + 3,2) = 75,28 кВт

Qр.ж.д. =QКВ+ куQс = 19,12 + 0,9(8,42 + 2,4) = 28,86 квар

= 80,62 кВА

Расчет электрической нагрузки остальных жилых зданий проводится аналогично, результаты расчета электрических нагрузок жилых зданий сведены в таблицу 2.1 ниже.

2.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

Для определения расчетных электрических нагрузок на вводе в общественные здания необходимо использовать удельные расчетные электрические нагрузки, количественные показатели общественных зданий и расчетные коэффициенты реактивной мощности. Расчетные электрические нагрузки на вводе в общественные здания определяются по следующим формулам:

Рр = РудМ ,

где Рр – расчетная электрическая нагрузка приведенная к вводу в общественное здание, кВт;  Руд – удельная расчетная электрическая нагрузка общественных зданий; М – количественный показатель общественного здания.

Расчетные реактивные составляющие нагрузок общественных зданий определяются по активным нагрузкам  и соответствующим коэффициентам реактивной мощности:

Qр = Рр tg

Полная расчетная мощность общественных зданий определяется по формуле:

Пример расчета для продовольственного школы (Ш-1 на плане):

Рр = РудМ = 0,25*1170 = 292,5 кВт

Qр = Рр tg = 292,50,33 = 96,52 квар

кВА

Расчет электрической нагрузки остальных общественных зданий производится аналогично, результаты расчета сведены в таблицу 2.2.

2.3 Определение осветительной нагрузки микрорайона

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

Общая площадь микрорайона:

.

Общая площадь застройки:

Fз = 21660 м2.

Расчётная активная мощность внешнего освещения внутриквартальные территорий микрорайона:

,

где – для внутриквартальных территорий.

Расчётная активная мощность внешнего освещения улиц микрорайона:

,

где– для улиц, - периметр микрорайона, м.

Расчётная активная мощность внешнего освещения микрорайона:

.

Расчётная реактивная мощность внешнего освещения микрорайона:

,

где , .

 

2.4  Определение электрической нагрузки микрорайона в целом

Расчетные электрические нагрузки микрорайона в целом или его частей, включающих группы зданий, следует определять по суммарному количеству квартир, лифтовых установок жилых зданий, общественных зданий определенного назначения с учетом при этом соответствующих коэффициентов, характеризующих несовпадение максимумов нагрузок потребителей (расчетные нагрузки на одну квартиру, коэффициент спроса,  коэффициент участия в максимуме определяется по табл. 6.1 - 5 ).

Суммарное количество квартир равно 2192

Суммарное количество лифтов равно 604,5 кВт и 157 кВт

Суммарная активная расчетная электрическая нагрузка всех жилых зданий микрорайона определяется по следующей формуле:

   Рр.ж.д.  = РКВ удnКВ  + 0,9сРуд.л.nл  + 0,05 nКВ).

Рр.ж.д.  = 21920,67 +0,9(0,55157 + 0,35604,5 +0,052192) = 1704,3 кВт.

Суммарная активная расчетная электрическая нагрузка микрорайона в целом определяется по следующей формуле:

Рр м-на  =  Рр.ж.д. + кур дет.сад-1 + Рр дет.сад-2) + кур школа1 + Рр школа2) + куРр поликлиника + +куРр кино ур аптека + Рр спорттов.+ Рр мебель + Рр универмаг+ Рр канцтов.) + куРр автост. +

+ куРр универсам  + Pосвещ .

Рр м-на   = 1704,3 + 0,4(82,8 + 55,2) + 0,3(292,5 + 292,5) +0,6120+ 0,9112 +  +0,8(112 + 96 + 96 + 192 + 128) + 0,960 + 0,8175  + 64,17  = 2865,17 кВт.

Реактивная составляющая суммарной расчетной электрической нагрузки микрорайона в целом определяется  по коэффициентам реактивной мощности каждого из потребителей:

Qр.ж.д.  = РКВ удnКВ  tgКВ + 0,9сРуд.л.nл  tgл+ 0,05 nКВ tgст.у).

Qр.ж.д.  = 21920,670,29 + 0,9(604,50,351,17 + 0,0521920,75) = 660,2 квар.

Qр м-на =  Qр.ж.д. + ку(Qр дет.сад-1 + Qр дет.сад-2) tg дет.сад + ку(Qр школа1 + Qр школа2)tg шк  + + куQр поликлиника  tg поликлиника + куQр кино tg кино +   ку(Qр аптека + Qр спорттов.+

+Qр мебель + Qр универмаг+ Qр канцтов.) + куQр автост. + куQр универсам  + Qосвещ .

Qр м-на  = 660,2 + 0,4(82,8+55,2)0,25 + 0,3(292,5+292,5)0,33 + 0,61200,2 + +1120,90,48+ 0,8(112+ 96+192+128+96)0,48 + 0,9600,484 + 0,81750,75 + +21,11= 1186,57 квар.

Полная суммарная расчетная электрическая нагрузка микрорайона в целом определяется  по формуле:

кВА.


3. Выбор мощности и типа трансформаторных                    подстанций 10/0,38 кВ и проектирование распределительной электрической сети 380 В

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

Проектирование распределительных электрических сетей 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.

Проектирование этих сетей осуществляется совместно с выбором мощности и количества устанавливаемых в трансформаторных  подстанциях 10/0,4 В (ТП) трансформаторов, что обусловлено тесной технологической взаимосвязью схемы и параметров сетей 380 В, ТП и их технико-экономическими показателями.

При проектировании в первую очередь определяется наибольшая расчетная нагрузка ТП. Далее в зависимости от требования к надежности электроснабжения и схемных решений по сетям 10 и 0,38 кВ, а также с учетом допустимых систематических и кратковременных перегрузок трансфоматоров, выбирается количество и номинальная мощность.

Основным фактором, влияющим на экономически целесообразную мощность городских ТП, является поверхностная плотность нагрузки  (р,тп) в рассматриваемом жилом районе. Здесь подразумевается плотность активной нагрузки, приведенная к шинам 380 В ТП и определяемая суммарной расчетной активной нагрузкой (Рр м-на) и площадью микрорайона (Fм-на):

 МВА/км2 .

В 5  приведены рекомендации экономически целесообразных мощностей ТП 10/0,38 кВ жилых районов городов и населенных пунктов.

При р,тп 5 МВт/км2 в 5  не дается однозначных рекомендаций о числе трансформаторов в ТП. По требованиям надежности электроснабжения согласно 5  однотрансформаторные ТП могли бы применятся в широком диапазоне жилой застройки зданиями до 16 этажей. Вместе с тем, зависимость экономической мощности ТП от плотности нагрузки в сочетании со спецификой эксплуатации трансформаторов жилой застройки может обуславливать целесообразность применения двухтрансформаторных ТП ориентировочно при S > 8-10 МВт/км2.

Можно получить ориентировочное расчетное выражение экономически целесообразной мощности отдельно стоящих ТП 10/0,38 кВ в следующем виде:

кВА,  

 кВА.

 

 В зависимости от номинальной мощности, количества трансформаторов в одной ТП и с учетом допустимых перегрузок трансформаторов устанавливается необходимое количество ТП микрорайона, обеспечивающее надежное электроснабжение всех потребителей электроэнергии.

Вариант установки в ТП двух трансформаторов мощностью по 630 кВА каждый:

, т.е. 4  ТП 2 х 630 кВА.

3.2 Выбор экономически целесообразного места расположения ТП на территории микрорайона

    Экономически целесообразное расположение ТП на территории микрорайона приблизительно соответствует «центру нагрузок», питаемых каждой подстанцией. 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. Если одно из зданий имеет существенно большую расчетную нагрузку, то ТП следует располагать вблизи такого здания.

 Расчет центров нагрузок групп потребителей проводится с учетом следующих условий:

  •  за начало координат принимается левый нижний угол границы микрорайона;
  •  в связи с разнообразной формой жилых и общественных зданий, расстояние от начала координат выбирается до предполагаемого геометрического центра каждого здания.

Расчет осуществляется по формулам (3.1) и (3.2):

  ,       (3.1)

                     , (3.2)

где  - координаты «центра нагрузок», соответственно по горизонтальной и вертикальной осям координат,  - сумма расчетных нагрузок, питающихся от одной ТП.

     Расчет координат «центра нагрузок» группы потребителей, обслуживаемых ТП4 (дома №6,7,13 и дом №14 с магазином):

,

,

.

   

Расчет «центров нагрузок» для ТП2, ТП3 и ТП1 проводится аналогично, результаты сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1. Координаты «центра нагрузок»

ТП1

ТП2

ТП3

ТП4

см

м

см

м

см

м

см

м

Xтп

9,9

198

8

160

19,9

400

21

420

Yтп

15,5

310

4,3

87

4,2

85

11,9

238

ТП1 обслуживает жилые здания №1 (с магазинами спорт.товаров и канц.товаров), №8 (с универсамом), школу 1, детский сад 1.

Суммарная активная расчетная электрическая нагрузка всех жилых зданий, обслуживаемых ТП1 определяется по следующей формуле:

Рр.ж.д.ТП1 = Р КВ удn КВ + 0,9сРуд.л.nл  + 0,05 n КВ),

n КВ = 300,  nл =9 4,5 кВт и 3 7 кВт,

Рр.ж.д.ТП1 = 3000,74+0,9(64,50,65+0,75 (34,5+37)+0,05300) = 274,6 кВт.

Суммарная активная расчетная электрическая нагрузка всех  зданий, обслуживаемых ТП1 определяется по следующей формуле:

Рр ТП2  =  Рр школа + куРр.ж.д.ТП1 + куРр дет.сад + кур канц.+ Рр спорт.+ Рр универсам. ).

Рр ТП2 = 292,5 + 0,4274,6 + 0,882,8 + 0,8∙(96+96+175) = 762,2 кВт.

Реактивная составляющая суммарной расчетной электрической нагрузки зданий, обслуживаемых ТП1 определяется  по коэффициентам реактивной мощности каждого из потребителей:

Qр.ж.д.ТП1  = Р КВ удn КВ  tg КВ + 0,9сРуд.л.nл  tgл+ 0,05 n КВ  tgст.у).

Qр.ж.д.ТП1  = 3000,740,29+0,9(64,50,651,17+0,75 (34,5+37) 1,17+0,053000,75)=

= 120,2 квар.

Qр ТП1  = Рр школаtg школа  + куQр.ж.д.ТП1 + куРр дет.садtg дет.сад + +кур канц.+ Рр спорт.+

р универсам. ) tg маг .

Qр ТП1  = 292,50,33 + 0,4120,2 + 0,882,80,25 + 0,8∙(96+96+175) 0,48 = 339,9 квар.

Полная суммарная расчетная электрическая нагрузка зданий, обслуживаемых ТП2 определяется  по формуле:

кВА .

Коэффициент загрузки ТП1 рассчитывается по следующей формуле:

.

Для остальных ТП расчет аналогичен. Результаты представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Расчётные нагрузки ТП

№ ТП

Sном тр

Обсл. здания

PТП, кВт

QТП, кВар

SТП, кВА

Кзагр.тр.

1

630

№1, 8, магазины в №1, 8, Ш-1, Д-1

762,2

339,9

834,5

0,66

2

№2, 3, 4, 5, магаз. в №2, к/т, Ш-2

790,7

307,1

848,2

0,67

3

№9 (с аптекой), 10, 11, 12, 15 АТ, Д-2, П-1

705,6

263,2

753,1

0,60

4

№6, 7, 13, 14, магазин в №14

690,8

290,6

749,5

0,60

3.3 Формирование и выбор схемы и параметров распределительных  сетей 380 В.

В состав потребителей электроэнергии микрорайона входят в основном электроприемники II категории надежности, а также и электроприёмники I категории. Поэтому для их обеспечения будут применяться радиальные и магистральные резервированные схемы сетей.

Применение двух параллельных магистральных линий обеспечивает надёжность питания, необходимую для потребителей II категории только в сочетании с секционированием шин ВРУ – 380 В здания. Данный тип схемы обычно применяется при застройке зданиями в 9 этажей и более. Надёжность, необходимая для потребителей I категории, при данной схеме обеспечивается лишь при условии установки АВР на вводе к электроприёмнику.

Внутриквартальные трассы линий  намечаются с учётом выбранного расположения ТП и расположения зданий микрорайона. Эти трассы должны в основном располагаться вдоль контуров зданий, под пешеходными дорожками, по возможности, не пересекать зоны озеленения, спортивные и детские площадки.

Сечения жил кабелей линий 380 В должны выбираться по соответствующим расчётным электрическим нагрузкам линий в нормальных и послеаварийных режимах работы на основе технических ограничений допустимого нагрева и допустимых потерь напряжения, а также с учётом применения минимальных сечений по условиям механической прочности.

3.3.1. Выбор сечений жил кабелей 380 кВ по нагреву:

В распределительных сетях 380 В будет применяться кабель c изоляцией  из сшитого полиэтилена марки АПвБбШп.

Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учётом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т.п.

Допустимый ток определяется по формуле (3.3):

,     (3.3)

где  - допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле, - коэффициент прокладки, учитывающий число кабелей, проложенных в траншее, - поправочные коэффициенты на токи при расчётной температуре среды  ,  %, а  %.

При этом следует учитывать, что расчётная электрическая нагрузка линии  до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий определяется по формуле (3.4):

,     (3.4)

где – наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии,  – расчётные нагрузки других зданий, питаемых по линии, – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов по [5].

Пример расчёта магистральной линии при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий, которая питает дом №3 и кинотеатр от ТП2:

,

,

,

.

Возьмем сечение 185 мм2. Тогда:

,

.

,

.

Следовательно, окончательно принимаем сечение жил кабеля 185 мм.

Для остальных кабелей выбор сечения проводится аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3. Выбор сечений КЛ.

от ТП 1

P,кВ

Q,квар

S, кВА

I, А

I п/ав, А

F

I доп, А

I доп п/ав,А

1.1

Ш-1

292.50

96.53

308.02

233.99

467.98

240

267.79

497.32

1.2

Д-1

82.80

20.70

85.35

64.84

129.67

50

110.85

205.87

1.3.1

ТП - 3с.№1

157.02

62.91

169.15

128.50

257.00

120

161.46

286.73

1.3.2

3с.№1+ 3с.№1

91.62

36.86

98.76

75.02

150.05

50

98.54

174.99

1.4.1

ТП - 2 маг.

172.80

82.94

191.68

145.61

291.22

150

184.02

326.79

1.4.2

к.т - сп.т

96.00

46.08

106.49

80.89

161.79

50

98.54

174.99

1.5

ТП - №8

138.05

63.26

151.85

115.36

230.72

70

119.31

211.89

1.6

ТП - маг (8)

175.00

131.25

218.75

166.18

332.36

185

206.57

366.85

от ТП 2

2.1

Ш-2

292.50

96.53

308.02

233.99

467.98

240

267.79

497.32

2.2

Мебельный

192.00

92.16

212.97

161.79

323.58

185

206.57

366.85

2.3.1

№2 - 3с.

157.02

62.91

169.15

128.50

257.00

120

161.46

286.73

2.3.2

№2 - 3с.

91.62

36.86

98.76

75.02

150.05

50

110.85

205.87

2.4.1

ТП - к/т

217.14

95.47

237.20

180.19

360.38

185

206.57

366.85

2.4.2

к/т - №3

116.82

46.34

125.68

95.47

190.94

50

110.85

205.87

2.5.1

ТП -№4

123.03

48.31

132.18

100.41

200.82

150

184.02

326.72

2.5.2

ТП - №5

147.27

56.35

157.68

119.78

239.57

70

134.23

249.28

от ТП 3

3.1.1

ТП- Д-2

194.27

46.58

199.78

151.77

303.53

120

181.64

337.33

3.1.2

Д-2 - №15

150.11

35.54

154.26

117.19

234.38

120

181.64

337.33

3.1.3

№15 - п-ка

120.00

24.00

122.38

92.97

185.93

50

110.85

205.87

3.2.1

ТП - №12

201.27

63.35

211.00

160.29

320.58

185

206.57

366.85

3.2.2

№12 - АТ

60.00

29.04

66.66

50.64

101.28

50

110.85

205.87

3.3

ТП - №11

147.27

37.21

151.89

115.39

230.78

95

142.46

253.00

3.4

№10

123.03

30.72

126.81

96.33

192.67

95

142.46

253.00

3.5.1

ТП - аптека

148.65

68.50

163.67

124.34

248.68

120

161.46

286.73

3.5.2

апт - №9

91.62

36.86

98.76

75.02

150.05

50

110.85

205.87

от ТП 4

4.1

№6

147.27

56.35

157.68

119.78

239.57

95

142.46

253.00

4.2

№7

185.65

82.41

203.12

154.30

308.61

150

184.02

326.79

4.3

№13

185.65

82.41

203.12

154.30

308.61

185

193.66

336.64

4.4

№14

174.76

78.9164

191.756

145.67

291.343

185

193.66

336.6399

4.5

универмаг

128

61.44

141.982

107.86

215.7193

95

133.56

232.1654

В таблице 3.4 приведена протяженность кабельных линий одного сечения в сетях 380 В микрорайона.

Таблица 3.4. Протяженности КЛ.

F,

50

70

95

120

150

185

240

l, м

250

275

355

430

200

630

330

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 затрудняет и удорожает монтажные и эксплуатационные работы. Поэтому целесообразно осуществлять унификацию применяемых сечений жил кабелей.

При поверхностной плотности нагрузки в района 10-15 МВА/км2, возможна унификация до 2 сечений, с разницей в 2 раза.

Таким образом в распределительных сетях 380 В  рассматриваемого микрорайона города выбираем стандартные сечения жил кабелей  120 и 240 мм.

3.3.2. Проверка выбранных сечений жил кабелей 380 В по допустимым потерям напряжения.

ГОСТ  13109-97  допускает нормальные отклонения напряжения от номинального значения в сетях до 1000 В 5 %. Поэтому необходима  проверка  потерь напряжения в выбранных по условиям  допустимого нагрева кабельных линиях.

По линии передаётся активная и реактивная мощность. Сечения проводников линий равны по всей длине.

В этом случае , определяется по формуле (3.5):

,      (3.5)

где - активное и реактивное сопротивление на единицу длины линии; lдлина линии.

Далее определяется отклонение напряжения в процентах от номинального:

%.

Пример расчёта суммарной потери напряжения в магистрали от ТП2 до жилого дома кинотеатра и жилого дома №3:

Суммарные потери напряжения в магистрали будут складываться из потерь напряжения на головном участке и на участке, следующим за ним.

Потери напряжения на головном участке:

,

% =0,31 %.

В послеаварийном режиме аналогично:

,       .

Потеря напряжения на участке, следующим за головным:

,

% = 0,03 %.

В послеаварийном режиме аналогично:

,       .

Суммарная потеря напряжения от ТП3 до жилого дома №3 в п/ав. режиме:

%

Суммарная потеря напряжения не превышает 5 %, что удовлетворяет требованиям ГОСТа, а следовательно, выбранные кабели удовлетворяют техническим ограничениям по потере напряжения.

Остальные сечения жил кабелей проверяются аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.3. Выбор сечений КЛ.

от ТП 1

P,кВ

Q,квар

F

L, м

, В

%

, %

1.1

Ш-1

292.50

96.53

240

120

6.93

13.86

3.65

1.2

Д-1

82.80

20.70

120

40

1.19

2.38

0.63

1.3.1

ТП - 3с.№1

157.02

62.91

240

110

3.53

7.07

1.86

1.3.2

3с.№1+ 3с.№1

91.62

36.86

120

60

2.06

4.11

1.08

2.94

1.4.1

ТП - 2 маг.

172.80

82.94

240

110

4.04

8.08

2.13

1.4.2

к.т - сп.т

96.00

46.08

120

60

2.20

4.40

1.16

3.28

1.5

ТП - №8

138.05

63.26

240

220

6.39

12.77

3.36

1.6

ТП - маг (8)

175.00

131.25

240

220

9.22

18.44

4.85

от ТП 2

2.1

Ш-2

292.50

96.53

240

70

4.04

8.09

2.13

2.2

Мебельный

192.00

92.16

240

100

4.08

8.16

2.15

2.3.1

№2 - 3с.

157.02

62.91

120

100

5.87

11.75

3.09

2.3.2

№2 - 3с.

91.62

36.86

120

60

2.06

4.11

1.08

4.17

2.4.1

ТП - к/т

217.14

95.47

240

50

2.26

4.53

1.19

2.4.2

к/т - №3

116.82

46.34

120

5

0.22

0.44

0.11

1.3

2.5.1

ТП -№4

245.75

93.62

240

140

3.51

7.02

1.85

2.5.2

ТП - №5

147.27

56.35

240

180

5.37

10.75

2.83

от ТП 3

3.1.1

ТП- Д-2

194.27

46.58

120

20

1.39

2.78

0.73

3.1.2

Д-2 - №15

150.11

35.54

120

50

2.68

5.36

1.41

3.1.3

№15 - п-ка

120.00

24.00

120

80

3.39

6.79

1.79

3.93

3.2.1

ТП - №12

201.27

63.35

240

120

4.73

9.47

2.49

3.2.2

№12 - АТ

60.00

29.04

120

55

1.26

2.52

0.66

3.16

3.3

ТП - №11

147.27

37.21

120

50

2.64

5.28

1.39

3.4

№10

123.03

30.72

120

55

2.43

4.85

1.28

2.67

3.5.1

ТП - аптека

148.65

68.50

120

150

8.48

16.95

4.46

3.5.2

апт - №9

91.62

36.86

120

5

0.17

0.34

0.09

4.55

от ТП 4

4.1

№6

147.27

56.35

120

160

8.77

17.54

4.62

4.2

№7

185.65

82.41

240

90

3.49

6.98

1.84

4.3

№13

185.65

82.41

240

50

1.94

3.88

1.02

4.4

№14

174.76

78.9164

240

90

3.30

6.59

1.74

4.5

универмаг

128

61.44

120

90

4.40

8.80

2.32

3.4. Формирование и выбор структуры, схемы и параметров электрических  сетей 10 кВ района города

Объект электроснабжения - жилой район, состоит из 4 одинаковых микрорайонов. В каждом микрорайоне установлены 4 ТП мощностью 2630 кВА. Электроснабжение района осуществляется от одного источника питания: городской подстанции, удалённой от границы района на 6,4 км.

В жилой район входят в основном потребители II категории по надёжности электроснабжения, но присутствуют также и потребители I категории.

Для подключения городских подстанций с двумя трансформаторами номинальной мощностью по 630 кВА применяем двухлучевую схему со встречно направленными магистралями. При выходе из строя одной магистрали высшего напряжения или трансформатора, ТП питается через неповрежденную магистраль и трансформатор.

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 напряжений.

Рассмотрим 2 варианта формирования сети 10 кВ – схема с питанием непосредственно от источника питания и вариант с сооружением РТП.

Определение места расположения РТП проводится по формулам (3.1) и (3.2) аналогично выбору места расположения ТП, рассмотренному выше.

РТП

см

м

Xтп

14.37

287.46

Yтп

37.52

750.38

Таким образом, целесообразное место организации  РТП – это подстанция 3.1.

3.4.1 Определение потокораспределения в  распределительных сетях 10 кВ.

При определении потокораспределения принимается, что мощность ТП между ее трансформаторами распределена равномерно.

Расчётные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются умножением суммы расчётных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединённых к рассматриваемой линии, коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по [5].

Расчетна электрическая нагрузка линии определяется по формуле (3.6):

    Pлсн = ку.трPТП ,      (3.6)

где ку.тр – коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов, PТП – расчетная мощность ТП.

Пример расчета для головного участка магистрали 1.1 (вариант без РТП):

Ргу = ку.тр(PТП3.2/2 + PТП4.1/2 + PТП4.2/2 + PТП4.3/2 + PТП4.4/2) =

=0,85(790,7/2 + 762,2/2+790,7/2 + 690,8/2+ 705,6/2) = 1589,5 кВт,

Qгу = ку.тр(QТП3.2/2 + QТП4.1/2 + QТП4.2/2 + QТП4.3/2 + QТП4.4/2)=

=0,85(307/2 + 339,9/2+307/2 + 290,6/2+ 263,1/2) = 640,8 квар

кВА .

Расчет распределения мощности на других участках магистрали и на остальных магистралях проводится аналогично. Результаты расчета для двух вариантов будут представлены в таблице 3.4 и 3.5 ниже.

3.4.2 Выбор сечений жил КЛ по экономической плотности тока.

В распределительных сетях 10 кВ будет применяться кабель с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена.

Согласно 2 необходимо произвести выбор сечений КЛ по экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение определяется по формуле  (3.7):

      F = Iрасч / jэк,         (3.7)

где Iрасч – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы (3000 ч  Tнб 5000 ч),  выбирается по 2.

Наибольший ток при нормальном режиме работы рассчитывается по формуле (3.8):

,     (3.8)

где S – мощность нагрузки кабеля, кВА; Uном – номинальное напряжение кабеля, кВ; n – количество кабелей

          Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах не учитывается.

Пример расчета для головного участка (ГУ) кабеля магистрали 1.1.

Расчет проводится в следующей последовательности:

А.

Расчет экономически целесообразного сечения:

Fэк1.1 = Iрасч1 / jэк = 98,9/1,4 = 70,7 мм2

Округление результатов доближайшего стандартного сечения F1.1 = 70 мм2.

Выбор сечений жил остальных КЛ 10 кВ аналогичен, результаты расчета сведены в таблицы 3.4 и 3.5.

Таблица 3.4.

Выбор сечений КЛ 10 кВ для варианта без РТП.

P, кВт

Q, квар

S, кВА

I, А

Fэк, мм2

F, мм2

магистраль 1.1

ИП - 3.2

1589.48

640.75

1713.77

98.94

70.67

70

3.2 - 4.1

1253.43

510.27

1353.32

78.13

55.81

70

4.1 - 4.2

929.51

365.81

998.90

57.67

41.19

50

4.2 - 4.3

628.37

249.17

675.97

39.03

27.88

50

4.3 - 4.4

345.39

145.29

374.70

21.63

15.45

50

магистраль 1.2

ИП - 4.4

1589.48

640.75

1713.77

98.94

70.67

70

4.4 - 4.3

1295.90

517.26

1395.31

80.56

57.54

70

4.3 - 4.2

996.02

405.42

1075.37

62.09

44.35

50

4.2 - 4.1

698.80

291.11

757.01

43.71

31.22

50

4.1 - 3.2

395.35

153.51

424.11

24.49

17.49

50

магистраль 2.1

ИП - 3.1

1738.25

701.74

1874.55

108.23

77.31

70

3.1 - 3.3

1522.96

601.14

1637.31

94.53

67.52

70

3.3 - 3.4

1223.09

489.30

1317.33

76.06

54.33

70

3.4 - 2.3

929.51

365.81

998.90

57.67

41.19

50

2.3 - 2.4

666.67

268.91

718.86

41.50

29.65

50

2.4 - 2.2

395.35

153.51

424.11

24.49

17.49

50

магистраль 2.2

ИП - 2.2

1738.25

701.74

1874.55

108.23

77.31

70

2.2 - 2.4

1510.84

615.12

1631.26

94.18

67.27

70

2.4 - 2.3

1217.25

491.63

1312.78

75.79

54.14

70

2.3 - 3.4

917.38

379.79

992.89

57.32

40.95

50

3.4 - 3.3

660.49

271.37

714.07

41.23

29.45

50

3.3 - 3.1

381.09

169.95

417.27

24.09

17.21

50

магистраль 3.1

ИП - 2.1

1577.35

654.73

1707.84

98.60

70.43

70

2.1 - 1.2

1253.43

510.27

1353.32

78.13

55.81

70

1.2 - 1.1

917.38

379.79

992.89

57.32

40.95

50

1.1 - 1.4

628.37

249.17

675.97

39.03

27.88

50

1.4 - 1.3

352.79

131.57

376.53

21.74

15.53

50

магистраль 3.2

ИП - 1.3

1577.35

654.73

1707.84

98.60

70.43

70

1.3 - 1.4

1277.48

542.89

1388.05

80.14

57.24

70

1.4 - 1.1

983.90

419.40

1069.56

61.75

44.11

50

1.1 - 1.2

698.80

291.11

757.01

43.71

31.22

50

1.2 - 2.1

381.09

169.95

417.27

24.09

17.21

50

Таблица 3.5.

Выбор сечений КЛ 10 кВ для варианта с РТП.

P, кВт

Q, квар

S, кВА

I, А

Fэк, мм2

F, мм2

ГУ

4128.95

1680.89

4457.98

257.38

183.84

185

магистраль 1.1

РТП - 3.2

1589.48

640.75

1713.77

98.94

70.67

70

3.2 - 4.1

1253.43

510.27

1353.32

78.13

55.81

70

4.1 - 4.2

929.51

365.81

998.90

57.67

41.19

50

4.2 - 4.3

628.37

249.17

675.97

39.03

27.88

50

4.3 - 4.4

345.39

145.29

374.70

21.63

15.45

50

магистраль 1.2

РТП - 4.4

1589.48

640.75

1713.77

98.94

70.67

70

4.4 - 4.3

1295.90

517.26

1395.31

80.56

57.54

70

4.3 - 4.2

996.02

405.42

1075.37

62.09

44.35

50

4.2 - 4.1

698.80

291.11

757.01

43.71

31.22

50

4.1 - 3.2

395.35

153.51

424.11

24.49

17.49

50

магистраль 2.1

РТП - 3.3

1522.96

601.14

1637.31

94.53

67.52

70

3.3 - 3.4

1223.09

489.30

1317.33

76.06

54.33

70

3.4 - 2.3

929.51

365.81

998.90

57.67

41.19

50

2.3 - 2.4

666.67

268.91

718.86

41.50

29.65

50

2.4 - 2.2

395.35

153.51

424.11

24.49

17.49

50

магистраль 2.2

РТП - 2.4

1522.96

601.14

1637.31

94.53

67.52

70

2.4 - 2.3

1217.25

491.63

1312.78

75.79

54.14

70

2.3 - 3.4

917.38

379.79

992.89

57.32

40.95

50

3.4 - 3.3

660.49

271.37

714.07

41.23

29.45

50

3.3 - 3.1

381.09

169.95

417.27

24.09

17.21

50

магистраль 3.1

РТП - 2.1

1577.35

654.73

1707.84

98.60

70.43

70

2.1 - 1.2

1253.43

510.27

1353.32

78.13

55.81

70

1.2 - 1.1

917.38

379.79

992.89

57.32

40.95

50

1.1 - 1.4

628.37

249.17

675.97

39.03

27.88

50

1.4 - 1.3

352.79

131.57

376.53

21.74

15.53

50

магистраль 3.2

РТП - 1.3

1577.35

654.73

1707.84

98.60

70.43

70

1.3 - 1.4

1277.48

542.89

1388.05

80.14

57.24

70

1.4 - 1.1

983.90

419.40

1069.56

61.75

44.11

50

1.1 - 1.2

698.80

291.11

757.01

43.71

31.22

50

1.2 - 2.1

381.09

169.95

417.27

24.09

17.21

50

3.4.3 Выбор сечений КЛ по нагреву

При выборе сечений жил кабелей по допустимому нагреву определяющим будет послеаварийный режим, при котором полностью отключается одна из магистральных линий. Расчет проводится аналогично расчету распределительных сетей 380 В.

Расчетный ток послеаварийного режима определяется по формуле (3.9):

,    (3.9)

где S п.ав. – мощность нагрузки кабеля в послеаварийном режиме работы, кВА; Uном – номинальное напряжение кабеля, кВ; nп/ав – количество кабелей в послеаварийном режиме работы.

Далее, полученный ток сравнивается с длительно допустимым током, который рассчитывается по формуле (3.3) аналогично расчету для сетей 380 В.

Пример расчета для головного участка (ГУ) кабеля от ИП до РТП (вариант2):

Ргу = ку.тр(4PТП1 + 4PТП2 + 4PТП3 + 4PТП4) = 0,74(762,2 + 790,7+705,6+690,8) = =8257,9 кВт,

Qгу = ку.тр(4QТП1 + 4QТП2 + 4QТП3 + 4QТП4) = 0,74(339,9 + 307+263,2+290,6) =

= 3361,8 квар,

кВА .

А,

.

Расчетное значение превышает допустимое, следовательно необходимо увеличить сечение до 240 мм2. Тогда:

, сечение удовлетворяет условиям проверки.

Расчет распределения мощности на других участках магистрали и на остальных магистралях в послеаварийном режиме проводится аналогично.

Выбор сечений жил остальных КЛ 10 кВ по допустимому нагреву в послеаварийным режиме проводится аналогично.

 Результаты представлены в таблицах 3.6 и 3.7 для вариантов без РТП и с РТП соответственно.

Таблица 3.6.

(вариант без РТП)

P, кВт

Q, квар

S, кВА

I, А

Iдоп, А

F, мм2

магистраль 1.1

ИП - 3.2

2991.96

1206.11

3225.92

186.25

221.38

70

3.2 - 4.1

2359.40

960.51

2547.42

147.08

234.40

70

4.1 - 4.2

1749.66

688.58

1880.28

108.56

189.75

50

4.2 - 4.3

1186.91

470.66

1276.83

73.72

189.75

50

4.3 - 4.4

621.71

261.51

674.47

38.94

189.75

50

магистраль 1.2

ИП - 4.4

2991.96

1206.11

3225.92

186.25

221.38

70

4.4 - 4.3

2439.34

973.66

2626.47

151.64

234.40

70

4.3 - 4.2

1874.87

763.14

2024.23

116.87

189.75

50

4.2 - 4.1

1319.95

549.88

1429.90

82.56

189.75

50

4.1 - 3.2

711.64

276.31

763.40

44.07

189.75

50

магистраль 2.1

ИП - 3.1

3259.21

1315.76

3514.78

202.93

221.38

70

3.1 - 3.3

2866.75

1131.56

3082.00

177.94

234.40

70

3.3 - 3.4

2302.29

921.04

2479.68

143.16

234.40

70

3.4 - 2.3

1749.66

688.58

1880.28

108.56

189.75

50

2.3 - 2.4

1259.27

507.94

1357.85

78.40

189.75

50

2.4 - 2.2

711.64

276.31

763.40

44.07

189.75

50

магистраль 2.2

ИП - 2.2

3259.21

1315.76

3514.78

202.93

221.38

70

2.2 - 2.4

2843.93

1157.87

3070.60

177.28

234.40

70

2.4 - 2.3

2291.30

925.42

2471.12

142.67

234.40

70

2.3 - 3.4

1726.83

714.90

1868.97

107.90

189.75

50

3.4 - 3.3

1247.59

512.59

1348.79

77.87

189.75

50

3.3 - 3.1

685.96

305.92

751.08

43.36

189.75

50

магистраль 3.1

ИП - 2.1

2969.14

1232.43

3214.76

185.60

221.38

70

2.1 - 1.2

2359.40

960.51

2547.42

147.08

234.40

70

1.2 - 1.1

1726.83

714.90

1868.97

107.90

189.75

50

1.1 - 1.4

1186.91

470.66

1276.83

73.72

189.75

50

1.4 - 1.3

635.03

236.83

677.75

39.13

189.75

50

магистраль 3.2

ИП - 1.3

2969.14

1232.43

3214.76

185.60

221.38

70

1.3 - 1.4

2404.67

1021.91

2612.80

150.85

234.40

70

1.4 - 1.1

1852.04

789.46

2013.28

116.24

189.75

50

1.1 - 1.2

1319.95

549.88

1429.90

82.56

189.75

50

1.2 - 2.1

685.96

305.92

751.08

43.36

189.75

50

Таблица 3.7.

(вариант с РТП)

P, кВт

Q, квар

S, кВА

I, А

Iдоп, А

F, мм2

ГУ

8257.892

3361.773

8915.96

514.76

514

240

магистраль 1.1

РТП - 3.2

2991.96

1206.11

3225.92

186.25

234.40

70

3.2 - 4.1

2359.40

960.51

2547.42

147.08

234.40

70

4.1 - 4.2

1749.66

688.58

1880.28

108.56

189.75

50

4.2 - 4.3

1186.91

470.66

1276.83

73.72

189.75

50

4.3 - 4.4

621.71

261.51

674.47

38.94

189.75

50

магистраль 1.2

РТП - 4.4

2991.96

1206.11

3225.92

186.25

234.40

70

4.4 - 4.3

2439.34

973.66

2626.47

151.64

234.40

70

4.3 - 4.2

1874.87

763.14

2024.23

116.87

189.75

50

4.2 - 4.1

1319.95

549.88

1429.90

82.56

189.75

50

4.1 - 3.2

711.64

276.31

763.40

44.07

189.75

50

магистраль 2.1

РТП - 3.3

2866.75

1131.56

3082.00

177.94

234.40

70

3.3 - 3.4

2302.29

921.04

2479.68

143.16

234.40

70

3.4 - 2.3

1749.66

688.58

1880.28

108.56

189.75

50

2.3 - 2.4

1259.27

507.94

1357.85

78.40

189.75

50

2.4 - 2.2

711.64

276.31

763.40

44.07

189.75

50

магистраль 2.2

РТП - 2.4

2843.93

1157.87

3070.60

177.28

234.40

70

2.4 - 2.3

2291.30

925.42

2471.12

142.67

234.40

70

2.3 - 3.4

1726.83

714.90

1868.97

107.90

189.75

50

3.4 - 3.3

1247.59

512.59

1348.79

77.87

189.75

50

3.3 - 3.1

685.96

305.92

751.08

43.36

189.75

50

магистраль 3.1

РТП - 2.1

2969.14

1232.43

3214.76

185.60

234.40

70

2.1 - 1.2

2359.40

960.51

2547.42

147.08

234.40

70

1.2 - 1.1

1726.83

714.90

1868.97

107.90

189.75

50

1.1 - 1.4

1186.91

470.66

1276.83

73.72

189.75

50

1.4 - 1.3

635.03

236.83

677.75

39.13

189.75

50

магистраль 3.2

РТП - 1.3

2969.14

1232.43

3214.76

185.60

234.40

70

1.3 - 1.4

2404.67

1021.91

2612.80

150.85

234.40

70

1.4 - 1.1

1852.04

789.46

2013.28

116.24

189.75

50

1.1 - 1.2

1319.95

549.88

1429.90

82.56

189.75

50

1.2 - 2.1

685.96

305.92

751.08

43.36

189.75

50

3.4.4 Проверка выбранных сечений жил кабелей 10 кВ по термической стойкости к токам короткого замыкания

Определение токов короткого замыкания и проверка оборудования и линий по термической устойчивости к току короткого замыкания производятся в соответствии с общей методикой расчета.

Проверка на нагревание от токов короткого замыкания для одиночных кабелей должна производиться исходя из короткого замыкания в начале кабеля.

 Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена условием термической стойкости является условие (3.10):

  ,     (3.10)

где Iкз 1с – допустимый односекундный ток короткого замыкания, I(3)кз – ток трёхфазного короткого замыкания в начале кабеля.

Если ток короткого замыкания протекает в кабеле время, не равное 1 секунде, то определяющим будет условие (3.11):

.       (3.11)

В задании на расчет определены действующие значения установившихся токов короткого замыкания на шинах 10 кВ  подстанции  - 11 кА. Величина выдержки времени срабатывания  защиты равно 0,6 с.

Пример расчета для головного участка (ГУ) кабеля магистрали 1.1 (вар. 1).

Сечение головного участка магистрали рассчитывается по следующей формуле

 .

Сопротивление системы ( гор. ПС) равно:

,

.

Выбранное сечение не соответствует условию термической стойкости к токам КЗ. Следовательно необходимо увеличить его до 95 мм2.

 Проверка термической стойкости кабелей неголовных участков должна производиться с учётом уменьшения тока короткого замыкания за счёт сопротивления кабеля головного  участка:

.

Далее в таблицах 3.8 и 3.9 представлены результаты проверки для вариантов с РТП и без РТП соответственно.

Таблица 3.8.

(вариант с РТП)

L, км

R, Ом

X, Ом

Z, Ом

I, кА

I доп, кА

FТС, мм2

ГУ

6.4

0.8

0.63

1.02

11

17.95

240

М. 1.1

РТП - 3.2

0.23

0.07

0.03

1.40

4.12

8.52

70

3.2 - 4.1

0.17

0.05

0.02

1.47

3.94

8.52

70

4.1 - 4.2

0.23

0.07

0.03

1.52

3.81

6.07

50

4.2 - 4.3

0.38

0.12

0.04

1.58

3.65

6.07

50

4.3 - 4.4

0.18

0.06

0.02

1.69

3.41

6.07

50

М. 1.2

РТП - 4.4

1.1

0.35

0.13

1.40

4.12

8.52

70

4.4 - 4.3

0.18

0.06

0.02

1.72

3.36

8.52

70

4.3 - 4.2

0.38

0.12

0.04

1.77

3.25

6.07

50

4.2 - 4.1

0.23

0.07

0.03

1.89

3.06

6.07

50

4.1 - 3.2

0.17

0.05

0.02

1.96

2.94

6.07

50

М. 2.1

РТП - 3.3

0.42

0.13

0.05

1.40

4.12

8.52

70

3.3 - 3.4

0.18

0.06

0.02

1.52

3.80

8.52

70

3.4 - 2.3

0.24

0.08

0.03

1.57

3.67

6.07

50

2.3 - 2.4

0.18

0.06

0.02

1.64

3.51

6.07

50

2.4 - 2.2

0.39

0.12

0.04

1.70

3.40

6.07

50

М. 2.2

РТП - 2.4

0.39

0.12

0.04

1.40

4.12

8.52

70

2.4 - 2.3

0.18

0.06

0.02

1.51

3.82

8.52

70

2.3 - 3.4

0.24

0.08

0.03

1.56

3.69

6.07

50

3.4 - 3.3

0.18

0.06

0.02

1.63

3.53

6.07

50

3.3 - 3.1

0.42

0.13

0.05

1.69

3.42

6.07

50

М. 3.1

РТП - 2.1

0.38

0.12

0.04

1.40

4.12

8.52

70

2.1 - 1.2

0.17

0.05

0.02

1.51

3.83

8.52

70

1.2 - 1.1

0.23

0.07

0.03

1.56

3.71

6.07

50

1.1 - 1.4

0.32

0.10

0.04

1.63

3.55

6.07

50

1.4 - 1.3

0.18

0.06

0.02

1.72

3.36

6.07

50

М. 3.2

РТП - 1.3

1.1

0.35

0.13

1.40

4.12

8.52

70

1.3 - 1.4

0.18

0.06

0.02

1.72

3.36

8.52

70

1.4 - 1.1

0.32

0.10

0.04

1.77

3.25

6.07

50

1.1 - 1.2

0.23

0.07

0.03

1.87

3.09

6.07

50

1.2 - 2.1

0.17

0.05

0.02

1.94

2.97

6.07

50

Таблица 3.9.

(вариант без РТП)

L, км

R, Ом

X, Ом

Z, Ом

I, кА

I доп, кА

FТС, мм2

М. 1.1

ИП - 3.2

6.64

2.94

0.79

0.52

11.00

11.49

95

3.2 - 4.1

0.17

0.08

0.02

3.22

1.79

8.52

70

4.1 - 4.2

0.23

0.10

0.03

3.30

1.75

6.07

50

4.2 - 4.3

0.38

0.17

0.05

3.40

1.70

6.07

50

4.3 - 4.4

0.18

0.08

0.02

3.58

1.61

6.07

50

М. 1.2

ИП - 4.4

7.14

3.16

0.85

0.52

11.00

11.49

95

4.4 - 4.3

0.18

0.08

0.02

3.45

1.67

8.52

70

4.3 - 4.2

0.38

0.17

0.05

3.53

1.64

6.07

50

4.2 - 4.1

0.23

0.10

0.03

3.70

1.56

6.07

50

4.1 - 3.2

0.17

0.08

0.02

3.81

1.52

6.07

50

М. 2.1

ИП - 3.1

6.69

2.96

0.80

0.52

11.00

11.49

95

3.1 - 3.3

0.42

0.19

0.05

3.24

1.78

8.52

70

3.3 - 3.4

0.18

0.08

0.02

3.44

1.68

8.52

70

3.4 - 2.3

0.24

0.11

0.03

3.52

1.64

6.07

50

2.3 - 2.4

0.18

0.08

0.02

3.63

1.59

6.07

50

2.4 - 2.2

0.39

0.17

0.05

3.71

1.56

6.07

50

М. 2.2

ИП - 2.2

6.8

3.01

0.81

0.52

11.00

11.49

95

2.2 - 2.4

0.39

0.17

0.05

3.29

1.75

8.52

70

2.4 - 2.3

0.18

0.08

0.02

3.47

1.66

8.52

70

2.3 - 3.4

0.24

0.11

0.03

3.55

1.62

6.07

50

3.4 - 3.3

0.18

0.08

0.02

3.66

1.58

6.07

50

3.3 - 3.1

0.42

0.19

0.05

3.74

1.54

6.07

50

М. 3.1

ИП - 2.1

7.07

3.13

0.84

0.52

11.00

11.49

95

2.1 - 1.2

0.17

0.08

0.02

3.42

1.69

8.52

70

1.2 - 1.1

0.23

0.10

0.03

3.49

1.65

6.07

50

1.1 - 1.4

0.32

0.14

0.04

3.60

1.60

6.07

50

1.4 - 1.3

0.18

0.08

0.02

3.74

1.54

6.07

50

М. 3.2

ИП - 1.3

7.45

3.30

0.89

0.52

11.00

11.49

95

1.3 - 1.4

0.18

0.08

0.02

3.59

1.61

8.52

70

1.4 - 1.1

0.32

0.14

0.04

3.67

1.57

6.07

50

1.1 - 1.2

0.23

0.10

0.03

3.82

1.51

6.07

50

1.2 - 2.1

0.17

0.08

0.02

3.92

1.47

6.07

50

В результате этих проверок и унификации получаем, что для варианта 1 без РТП вся сеть выполняется сечением 95мм2, а для варианта 2 с РТП для головного участка принимаем сечение 240 мм2, а для всей остальной сети – 70 мм2.

3.4.5. Проверка выбранных сечения жил кабелей 10 кВ по потерям напряжения.

Расчет проводится аналогично расчету распределительных сетей 380 В. Результаты расчётов для первого варианта в таблице  3.10.

Таблица 3.10.

(вариант без РТП)

Uнр, кВ

%

Суммарн.

Uп/ав, кВ

%

Суммарн.

М. 1.1

ИП - 3.2

0.39

3.86

0.73

7.27

3.2 - 4.1

0.01

0.08

0.01

0.15

4.1 - 4.2

0.01

0.08

0.01

0.15

4.2 - 4.3

0.01

0.09

0.02

0.16

4.3 - 4.4

0.00

0.02

4.13

0.00

0.04

7.77

М. 1.2

ИП - 4.4

0.42

4.15

0.78

7.82

4.4 - 4.3

0.01

0.09

0.02

0.16

4.3 - 4.2

0.01

0.14

0.03

0.26

4.2 - 4.1

0.01

0.06

0.01

0.11

4.1 - 3.2

0.00

0.02

4.46

0.00

0.04

8.39

М. 2.1

ИП - 3.1

0.43

4.26

0.80

7.98

3.1 - 3.3

0.02

0.23

0.04

0.44

3.3 - 3.4

0.01

0.08

0.02

0.15

3.4 - 2.3

0.01

0.08

0.02

0.15

2.3 - 2.4

0.00

0.04

0.01

0.08

2.4 - 2.2

0.01

0.06

4.75

0.01

0.10

8.91

М. 2.2

ИП - 2.2

0.43

4.33

0.81

8.11

2.2 - 2.4

0.02

0.22

0.04

0.41

2.4 - 2.3

0.01

0.08

0.02

0.15

2.3 - 3.4

0.01

0.08

0.02

0.15

3.4 - 3.3

0.00

0.04

0.01

0.08

3.3 - 3.1

0.01

0.06

4.81

0.01

0.11

9.01

М. 3.1

ИП - 2.1

0.41

4.10

0.77

7.71

2.1 - 1.2

0.01

0.08

0.01

0.15

1.2 - 1.1

0.01

0.08

0.01

0.15

1.1 - 1.4

0.01

0.07

0.01

0.14

1.4 - 1.3

0.00

0.02

4.35

0.00

0.04

8.18

М. 3.2

ИП - 1.3

0.43

4.32

0.81

8.13

1.3 - 1.4

0.01

0.08

0.02

0.16

1.4 - 1.1

0.01

0.12

0.02

0.22

1.1 - 1.2

0.01

0.06

0.01

0.11

1.2 - 2.1

0.00

0.02

4.60

0.00

0.04

8.66

В результате аналогичных расчетов для варианта 2 было выявлено, что порети превышают допустимые. В результате сечения для неголовных участков были увеличены до 95 мм2. Результаты расчета после увеличения сечения приведены в таблице 3.11.

Таблица 3.11.

(вариант с РТП)

Uнр, кВ

%

Суммарн.

Uп/ав, кВ

%

Суммарн.

ГУ

0.44

4.36

0.87

8.7

М. 1.1

РТП - 3.2

0.01

0.13

0.03

0.25

3.2 - 4.1

0.01

0.08

0.01

0.15

4.1 - 4.2

0.01

0.08

0.01

0.15

4.2 - 4.3

0.01

0.09

0.02

0.16

4.3 - 4.4

0.00

0.02

9.11

0.00

0.04

9.47

М. 1.2

РТП - 4.4

0.06

0.64

0.12

1.20

4.4 - 4.3

0.01

0.09

0.02

0.16

4.3 - 4.2

0.01

0.14

0.03

0.26

4.2 - 4.1

0.01

0.06

0.01

0.11

4.1 - 3.2

0.00

0.02

9.66

0.00

0.04

10.50

М. 2.1

РТП - 3.3

0.02

0.23

0.04

0.44

3.3 - 3.4

0.01

0.08

0.02

0.15

3.4 - 2.3

0.01

0.08

0.02

0.15

2.3 - 2.4

0.00

0.04

0.01

0.08

2.4 - 2.2

0.01

0.06

9.21

0.01

0.10

9.64

М. 2.2

РТП - 2.4

0.02

0.22

0.04

0.41

2.4 - 2.3

0.01

0.08

0.02

0.15

2.3 - 3.4

0.01

0.08

0.02

0.15

3.4 - 3.3

0.00

0.04

0.01

0.08

3.3 - 3.1

0.01

0.06

9.20

0.01

0.11

9.61

М. 3.1

РТП - 2.1

0.02

0.22

0.04

0.41

2.1 - 1.2

0.01

0.08

0.01

0.15

1.2 - 1.1

0.01

0.08

0.01

0.15

1.1 - 1.4

0.01

0.07

0.01

0.14

1.4 - 1.3

0.00

0.02

9.19

0.00

0.04

9.60

М. 3.2

РТП - 1.3

0.06

0.64

0.12

1.20

1.3 - 1.4

0.01

0.08

0.02

0.16

1.4 - 1.1

0.01

0.12

0.02

0.22

1.1 - 1.2

0.01

0.06

0.01

0.11

1.2 - 2.1

0.00

0.02

9.64

0.00

0.04

10.45

  1.   Сравнение вариантов сети 10 кВ и выбор одного из них по критерию минимума дисконтированных затрат.

Выбор оптимального варианта производится по критерию минимума дисконтированных затрат, которые определяются выражением (3.12):

где – суммарные капиталовложения, включающие в себя капиталовложения в КЛ 380 В и оборудование ПС 10/0,4 кВ; – ежегодные эксплуатационные издержки; –ежегодные  издержки на возмещение потерь электроэнергии; – ставка дисконтирования; – расчетный период.

Показатели  и  нормативно не зафиксированы. В данной работе принимается

При определении дисконтированных затрат по формуле (3.12) были использованы следующие допущения:

  1.  полный объем капиталовложений в сеть вкладывается в нулевой год;
  2.  эксплуатация сети на проектной мощности начинается с первого года.

При определении суммарных затрат обязательным условием является исключение одинаковых составляющих.

При сопоставлении вариантов таких небольших объектов, каким является проектируемая сеть, равно-экономичными считаются варианты, значения приведенных затрат для которых отличаются не более чем на 5%.

Фактические издержки на эксплуатацию сети определяются в конце года по объему истраченных средств. При учебном проектировании, а также при обосновании каких-либо показателей электрических сетей на будущий период допустимо использовать укрупненные нормативы издержек:

aэкс КЛ = 2,3%, aэкс тр. = 5%.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии в сети рассчитываются по формуле (3.13):

где – тариф на электроэнергию, для Пермской области, где проектируется сеть, равный 1,47 руб./кВт;  – суммарные потери электроэнергии в сети, определяемые выражением (3.14):

где – условно-переменные потери электроэнергии в сети; – условно-постоянные потери электроэнергии в сети.

Условно-переменные потери электроэнергии в элементе сети определяются по формуле (3.15):

где  – время потерь; – потери активной мощности в элементе сети в режиме НБ нагрузок;  и – активные и реактивные мощности, протекающие по линии в режиме НБ нагрузок.

Время потерь   приближенно может быть оценено по выражению:

,

где Tнб – время использования максимум а нагрузки, равное 5200 ч.

Условно-постоянные потери электроэнергии в элементе сети определяются как произведение условно-постоянных потерь мощности   и числа часов работы данного элемента сети – времени включения  по (3.16):

Для КЛ = 0, следовательно,

Расчет капиталовложений и издержек по этой методике приведен в таблицах 3.12 – 3.

Таблица 3.12. Расчет капиталовложений в КЛ

Вар.

Линия

L, км

F, мм2

К0, тыс.руб.

К, тыс.руб

КΣ, тыс.руб.

Иэкспл, тыс.руб/год

1

1 ИП - 3.2

6.64

95

875.63

5814.19

133.7264

2 ИП - 3.1