Система электроснабжения поселка

Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

трансформатор электроснабжение схема

В данной выпускной квалификационной работе (далее ВКР) разработана система электроснабжения поселка имени Желябова. Данный населенный пункт расположен в восточной части Устюженского района, на правом берегу реки Молога, был основан в 1945 году, имеет численность населения 1100 человек. В 2000 году постановлением губернатора Вологодской области посёлок городского типа преобразован в сельский населённый пункт. Летом 2015 года было закончено строительство моста через реку Молога, что позволило связать данный населенный пункт с автотрассой А114 и деревней Лентьево, открыть новый транспортный путь на Тверь и Псков минуя город Устюжну. Ожидается повышение привлекательности для вложения частного капитала, увеличению строительства жилого сектора и как следствие экономическому росту населенного пункта.

В ближайшее время появится необходимость в создании новой системы электроснабжения данного населенного пункта, которое диктуется новыми требованиями к ней по надёжности с учетом электробезопасности и способности обеспечивать потребителей необходимым количеством электроэнергии. Надежность питания зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных групп электроприемников, а также от надежной работы элементов системы электроснабжения.

В настоящее время в результате развития прогрессивных технологий и увеличения плотности строительства частных домов, общественных зданий, государственных учреждений, растут удельные мощности электроприемников. Все эти изменения приводят к необходимости использования нового оборудования на подстанциях и в распределительных сетях, в результате чего достигается значительная экономия потребления электроэнергии и снижения эксплуатационных затрат на техническое обслуживание электросетей, улучшатся условия работы эксплуатационного персонала.

Требуемый уровень надежности и безопасности схемы электроснабжения обеспечивается строгим соблюдением при выборе оборудования и элементов защиты норм и правил, изложенных в правилах устройства электроустановок (ПУЭ), СНиПах и ГОСТах.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается электроснабжение населенного пункта поселок имени Желябова. Исходными данными для проектирования является генеральный план населенного пункта, который представлен на листе (лист 1) со сведениями о этажности зданий и количестве квартир.

В населенном пункте предусмотрено наличие объектов социально-культурной сферы: школа, детский сад, больничный городок, котельная, магазины, водокачки. Так же на территории населенного пункта располагается лесоперерабатывающий комбинат ООО «ЛПК имени Желябова». Жилой фонд состоит из 1-о, 2-ух этажных домов. Объекты социальной сферы оборудованы электроплитами.

На территории населенного пункта проходят две высоковольтные линии электропередач. Основную нагрузку несут жилые дома, которые составляют примерно 65%, остальные - 35% составляют общественные здания и сооружения. Потребители получают питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории населенного пункта, а ТП запитаны от ВЛ-10 кВ питающихся от подстанции 110/10,5 кВ «Желябово».

По населенному пункту проходят улицы, районного и местного значения как с асфальтовым, бетонным покрытием, так и грунтовые.

Основные потребители в населенном пункте относятся к третьей категории, но есть и потребители второй категории, допустимое время перерывов в электроснабжении таких электроприёмников определяется временем включения резервного источника, действиями дежурного персонала или выездной бригады электромонтеров. Ко второй категории надёжности в населенном пункте относятся жилые дома с электроплитами, котельная, больничный городок, школа, детский сад, ООО «ЛПК имени Желябова», магазины, водокачки.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК

2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

Произведем расчет нагрузки частных домов населенного пункта [2].

Определим расчетную нагрузку для одноэтажных одноквартирных домов. Расчетная электрическая нагрузка жилых домов Р_жд, кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

, кВт, (2.2)

где Р_жд.уд - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий) по табл. 2.1.1 [2] (кВт/квартира);

n - количество квартир, шт.

Удельные расчетные нагрузки для коттеджей общей площадью до 150 м² без электрической сауны определяются как для типовых квартир с плитами на природном или сжиженном газе, или электрическими плитами.

Расчетная нагрузка частных жилых домов по формуле 2.2:

, (кВт).

Реактивная нагрузка:

[2],

, (квар).

Полная нагрузка:

, (кВ·А).

Определим расчетную нагрузку для одноэтажных двухквартирных домов. Расчетная электрическая нагрузка квартир Р_кв, кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

, кВт, (2.2)

где Р_жд.уд - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий) по табл. 2.1.1 [2] (кВт/квартира);

n - количество квартир, шт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Р_с, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определятся по формуле:

, кВт. (2.3)

Мощность лифтовых установок Р_р.л, кВт, равна 0, т.к. этажность домов равна 1-му и лифтовые установки не используются.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно технических устройств Р_ст.у, кВт, также равна 0.

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств, при расчете электрических нагрузок не учитывается.

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) Р_р.ж.д, кВт, определяется по формуле:

, кВт, (2.4)

где Р_кв - расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Р_с - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

К_у - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов принимаем по табл. 2.1.4 [2].

Пример расчета (для электропотребителя 1 этажный, 2-ух квартирный дом, всего 38 домов):

Активная нагрузка:

, (кВт),

, (кВт),

, (кВт).

Реактивная нагрузка:

,

,

, (квар).

Полная нагрузка:

, (кВ·А).

Определим расчетную нагрузку для двухэтажных 16-квартирных домов, количество домов 10. Расчетная электрическая нагрузка квартир Р_кв, кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

, кВт, (2.2)

где Р_кв.уд - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (зданий) по табл. 2.1.1 [2] (кВт/квартира);

n - количество квартир, шт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Р_с, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определятся по формуле:

, кВт (2.3)

Мощность лифтовых установок Р_р.л, кВт, равна 0, т.к. этажность домов равна 1-му и лифтовые установки не используются.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно технических устройств Р_ст.у, кВт, также равна 0.

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств, при расчете электрических нагрузок не учитывается.

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) Р_р.ж.д, кВт, определяется по формуле:

, кВт, (2.4)

где Р_кв - расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Р_с - расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

К_у - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов принимаем по табл. 2.1.4 [2].

Активная нагрузка:

, (кВт),

, (кВт),

, (кВт).

Реактивная нагрузка:

,

,

, (квар).

Полная нагрузка:

, (кВ·А).

Результаты представлены в таблице (табл. 2.1).

Таблица 2.1 - Расчетная нагрузка жилых зданий

	Наименование электроприемника	n, зданий	Ркв.уд, кВт	Рр.ж.д, кВт	tgц,	Qр.ж.д, квар	Sр.ж.д, кВ·А
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1 эт.ж.д.(частный)	320	1,27	406,4	0,29	117,9	423,2
2	1 эт.ж.д. (2-ух кв.)	76	7	532	0,29	154,3	553,9
3	2 эт.ж.д.(16- кв.)	160	2,15	344	0,29	99,8	358,2

2.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по [2], табл. 2.2.1

Пример расчета (для школы):

Активная нагрузка:

, кВт, (2.5)

где Р_уд - удельная нагрузка, кВт/чел;

n - число учащихся, чел.

Реактивная нагрузка здания:

, квар. (2.6)

Полная нагрузка здания:

, кВ·А, (2.7)

(кВт),

, (квар),

, (кВ·А).

Результаты расчета приведены в таблице (табл. 2.2) и особых пояснений не требуют.

Таблица 2.2 - Расчетная нагрузка общественных зданий

Учреждения образования
	Наименование электроприемника	n, чел	Руд, кВт/чел.	Рзд., кВт	tgц,	Qзд., квар	Sзд., кВ·А
4	Школа	300	0,25	75	0,38	28,5	80,2
5	Детсад	150	0,46	69	0,25	17,3	71,1
Предприятия торговли
6	М-н «Машенька»	200	0,25	50	0,75	37,5	62,5
7	М-н «Юлия»	204	0,25	51	0,75	38,25	63,75
8	М-н «Продукты»	400	0,25	100	0,75	75	125
9	М-н «Ксения»	250	0,25	55	0,75	41,3	68,8
10	М-н «Промтовары»	150	0,16	24	0,48	11,5	26,6
11	Аптека	150	0,16	24	0,48	11,5	26,6
Кредитно-финансовые учреждения
12	Отд. Сбербанка	150	0,054	8,1	0,57	4,6	9,3
Предприятия общественного питания
13	Столовая	25	0,9	22,5	0,7	15,8	27,5
Учреждения здравоохранения
14	Больн. городок	100	2,2	220	0,4	88	236,9
Административные здания
15	Здание администр.	200	0,054	10,8	0,57	6,2	12,5
16	Дом культуры	250	0,46	115	0,5	57,5	128,4
ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОЕ ХОЗЯЙСТВО
17	Котельная	1	30	30	0,8	24	38,4
18	Водонас. станция	2	5	10	0,8	8	12,8
19	Гаражи	30	2,5	75	0,6	45	87,5

2.3 Определение расчетной нагрузки лесоперерабатывающего комбината ООО «ЛПК имени Желябова»

Основными исходными данными для определения расчетной нагрузки служит перечень потребителей электрической энергии с указанием их номинальной мощности. Расчет выполняем в следующем порядке. Определяем суммарную номинальную мощность , подключенную к ТП-1, которая составляет 525 кВт; отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника к номинальной мощности наименьшего имеет следующие значения >3.

Для группы электроприемников по таблице [5] принимаем значение 0,6 и по значению cos находим tg .

Определяем активную и реактивную нагрузки (средние) за наиболее загруженную смену:

, кВт, (2.8)

0,6 525 = 315, (кВт),

, квар, (2.9)

=315 1 =315, (квар).

Т.к. m>3 и 0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников определяем по формуле:

, (шт). (2.10)

В зависимости от и по таблице [5] находим коэффициент максимума К_м =1,2, по которому определяем максимальную активную мощность на питающей линии:

1,2 315 = 378, (кВт),

максимальная реактивная мощность мощность при >10 равна:

= 315, квар,

определим полную расчетную мощность:

, (кВ·А).

2.4 Светотехнический расчет наружного освещения

Рассчитаем нагрузку наружного освещения, считая, что улицы проходящие по населенному пункту, являются улицами местного значения, категории В по классификации [3].

Принимаем, что освещение этих улиц выполняется с однорядным расположением светильников A-STREET-65/8000К (светодиодный светильник, 65 Вт, производитель ООО «Экосвет», г. Владимир).

Подключим сети наружного освещения населенного пункта от четырех ТП.

Рассчитаем количество ламп для освещения улиц.

Проверим, обеспечивают ли выбранные светильники с шагом 30 м нормируемую яркость покрытия L=0,4 кд/м² [3], интенсивность движения в обоих направлениях составляет 1500 ед. в час, ширина улицы 10 м.

Площадь для освещения светильника определим по формуле:

, м², (2.11)

где h - высота подвеса светильника, м;

d - шаг опор, м.

, (м²).

Определим коэффициент использования светильников по табл. 9.14 [3]:

.

Определим необходимый световой поток:

, Лм/м², (2.12)

где L - нормируемая яркость покрытия, кд/м²;

К_з - коэффициент запаса;

з_L - коэффициент использования.

, Лм/м².

Лампа A-STREET-65/8000К имеет световой поток I=8000 Лм. При однорядном расположении светильников они могут осветить площадь

, м², (2.13)

, (м²),

что больше чем фактическая площадь.

Причем шаг (расстояние между двумя соединенными опорами) 30 м. Тогда, количество ламп, необходимых для ТП-1 определим (общая длина улиц 1400 м):

, (шт).

Аналогично для ТП-2, ТП-3 и ТП-4:

, (шт),

, (шт),

, (шт).

Рассчитаем осветительную нагрузку, распределенную по ТП.

, кВт.

Для ТП1:

, (кВт).

Для ТП2:

, (кВт).

Для ТП3:

, (кВт).

Для ТП4:

, (кВт).

3. ВЫБОР МЕСТА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 Выбор места расположения ТП

Оптимальное расположение ТП на генеральном плане населенного пункта определяется по методике из [6]. Условный центр активной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

, см, , см, (3.1)

где P_i - активная мощность i-го потребителя, кВт;

x_i - координата по оси ОХ i-го потребителя, см;

y_i - координата по оси ОY i-го потребителя, см.

Если источник питания (в нашем случае ТП) расположить в зоне рассчитанного центра нагрузок, то затраты на систему электроснабжения (в нашем случае на воздушные линии) будут минимальными.

Предварительно намечаем количество ТП, равное четырем. Таким образом, разбиваем населенный пункт на 4 части, получаем 4 начала координат. Далее расчет производим по формулам, приведенным выше.

Найдем условные центры нагрузок (УЦН) для всех частей населенного пункта. Данные расчетов приведены в таблице (табл. 3.1) и пояснения не требуют. Координаты по генплану (Лист 1).

Таблица 3.1- Результаты расчета УЦН

	Электропотребитель	хi, см	уi, см	Рi, кВт	Рiхi	Рiyi
1	2	3	4	5	6	7
ТП 1
1	ЛПК имени Желябова	177	330	378	66906	124740
2	2 эт.16 кв.дом	208	283	34,4	7155,2	9735,2
3	2 эт.16 кв.дом	222	291	34,4	7636,8	10010,4
1	2	3	4	5	6	7
4	2 эт.16 кв.дом	237	300	34,4	8152,8	10320
5	2 эт.16 кв.дом	252	307	34,4	8668,8	10560,8
6	2 эт.16 кв.дом	274	319	34,4	9425,6	10973,6
7	2 эт.16 кв.дом	287	326	34,4	9872,8	11214,4
8	2 эт.16 кв.дом	227	332	34,4	7808,8	11420,8
9	2 эт.16 кв.дом	241	337	34,4	8290,4	11592,8
10	2 эт.16 кв.дом	256	343	34,4	8806,4	11799,2
11	2 эт.16 кв.дом	272	347	34,4	9356,8	11936,8
12	Здание администр.	195	299	10,8	2106	3229,2
13	Водонасос. ст.	226	310	10	2260	3100
14	Магаз. Промтов.	216	274	24	5184	6576
15	Гаражн. боксы	299	347	25	7475	8675
16	Гаражн. боксы	332	346	25	8300	8650
17	Гаражн. боксы	365	345	25	9125	8625
				?Рi=841,8	? Рiхi= 186530,4	? Рiyi= 273159,2

Произведем расчет по формуле (3.1):

Координаты условного центра нагрузки для ТП-1: x=221,6, см; y=324,4, см.

Аналогично проведем расчет для остальных ТП.

Координаты условного центра нагрузки для ТП-2: x=133,5, см; y=248,7, см.

Координаты условного центра нагрузки для ТП-3: x=325,6, см; y=282,4, см.

Координаты условного центра нагрузки для ТП-4: x=464,4, см; y=269,3, см.

3.2 Определение электрических нагрузок распределительных сетей 0,38 кВ

Активная расчётная нагрузка линии на шинах 0,38 кВ трансформаторной подстанции при смешанном питании потребителей различного назначения (жилые дома и общественные здания) , , определяется по формуле,

, кВт, (3.2)

где Р_{р,ж. наиб.} - наибольшая нагрузка из жилых домов, кВт;

к_у,i - коэффициент участия в максимуме i-го потребителя из жилых домов;

Р_р.ж.i - нагрузка i-го жилого дома, кВт;

к_у,j - коэффициент участия в максимуме j-го потребителя из общественных зданий;

Р_р.ж.j - нагрузка j-го общественного здания, кВт.

Расчетная нагрузка для дневного максимума для ТП определяется по формуле:

, кВт, (3.3)

где Р_{р,общ. наиб.} - наибольшая нагрузка из общественных зданий, кВт;

к_у,i - коэффициент участия в максимуме i-го потребителя из жилых домов;

Р_р.ж.i - нагрузка i-го жилого дома, кВт;

к_у,j - коэффициент участия в максимуме j-го потребителя из общественных зданий;

Р_р.ж.j - нагрузка j-го общественного здания, кВт.

Пример расчета для ТП1.

Дневной максимум (активная нагрузка):

Вечерний максимум (активная мощность):

Дневной максимум (реактивная мощность):

Вечерний максимум (реактивная мощность):

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогичным образом и пояснений не требуют. Результаты расчетов нагрузки ТП приведены в таблице (табл. 4.2).

Таблица 3.2 - Результаты расчетов нагрузки ТП

	ТП 1	ТП 2	ТП 3	ТП 4
	Рр, кВт	Qр, квар	Рр, кВт	Qр, квар	Рр, кВт	Qр, квар	Рр, кВт	Qр, квар
Дневной максимум	645,8	421,4	208,6	124,9	495,3	219,8	358,9	135,7
Вечерний максимум	591	310,3	223,4	110,9	557,6	231,6	397,9	145,1

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

При выборе используем методику, приведенную в [6]. Минимальное число трансформаторов определяется:

, шт, (3.5)

где Р_р - расчетная активная нагрузка потребителей, кВт;

к_з - коэффициент загрузки трансформатора (принимается в зависимости от категории надежности потребителей);

S_н.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Полученное N_T.min округляется до ближайшего целого числа - N_T.

Выбранное количество трансформаторов может передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки реактивную мощность Q_T, величина которой определяется по формуле:

, квар. (3.6)

Если величина Q_T больше расчетной реактивной нагрузки Q_p, то установка конденсаторных батарей не требуется, а если меньше, то выбираются конденсаторные батареи.

Уточняется к_з по формуле:

, (3.7)

где Q_{ку.факт} - фактическая мощность конденсаторных батарей, квар.

Уточняется к_з в послеаварийном режиме по формуле:

, (3.8)

Приведем пример расчета для ТП1. Зададимся предварительным значением коэффициента загрузки согласно [6] в пределах 0,7-0,8 т.к. преобладают нагрузки II категории надежности. Далее проводим расчет по приведенным выше формулам.

Принимаем N_T=2,

Компенсация реактивной мощности в сети 0,38 кВ.

Расчет tgц для КТП №1:

Расчет tgц для КТП №2:

Расчет tgц для КТП №3:

Расчет tgц для КТП №4:

Для сети 0,38 кВ tgц не должен превышать 0,35, из приведенных расчетов компенсация реактивной мощности необходима для КТП №1, КТП №2, КТП №3.

Произведем расчет мощности конденсаторной батареи для КТП №1:

Произведем расчет мощности конденсаторной батареи для КТП №2:

Произведем расчет мощности конденсаторной батареи для КТП №3:

Для КТП №1 выбираем конденсаторную батарею КРМ-0,4-150-06-25 и устанавливаем ее в КТП.

Для КТП №2 выбираем конденсаторную батарею КРМ-0,4-20-04-5 и устанавливаем ее в КТП.

Для КТП №3 выбираем конденсаторную батарею КРМ-0,4-30-04-7,5 и устанавливаем ее в КТП.

Результаты расчета приведены в таблице (табл. 3.3).

Таблица 3.3 - Результаты выбора трансформаторов

ТП	Sн.т, кВ·А	Nт	кз	кз, пав
1	400	3	0,8	0,96
	630	2	0,8	1,22
	1000	2	0,8	0,77
2	160	2	0,9	1,59
	250	1	0,9	1,02
	400	1	0,9	0,64
3	400	2	0,8	1,51
	630	2	0,8	0,95
	1000	2	0,8	0,61
4	250	2	0,8	1,69
	400	2	0,8	1,06
	630	2	0,8	0,63

Окончательное решение по выбору трансформаторов необходимо принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов из таблицы. Это сравнение представлено в следующем подразделе.

3.4 Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов.

Полные затраты на обслуживание трансформатора определяются по выражению:

, тыс. руб./год,(3.9)

где E - норма дисконта, ;

- полные капитальные затраты с учётом стоимости КТП, тыс. руб.;

- стоимость потерь в трансформаторе, тыс. руб./год;

- затраты на обслуживание ремонт и амортизацию, тыс. руб.

, тыс. руб.,(3.10)

где - цена трансформатора, тыс. руб, тыс. руб;

- индекс цен оборудования (I=1);

- коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

- коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

- коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

тыс. руб.;

тыс. руб.

, тыс. руб./год,(3.11)

где - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, C₀=2,50 руб.;

- годовое число часов работы трансформатора, ;

- потери холостого хода, кВт, кВт;

- потери короткого замыкания, кВт, кВт;

- время максимальных потерь,

И_п.тр.1= тыс. руб.,

И_п.тр.2=тыс. руб.,

, тыс. руб., (3.12)

где - норма амортизационных отчислений;

- норма обслуживания оборудования;

- норма ремонта оборудования.

тыс. руб.,

тыс. руб.,

З_?тр.1=0,25·339+92,7+25,1=202,5 тыс. руб.,

З_?тр.2=0,25·526+124,6+38,96=295,1 тыс. руб.,

Каталожные характеристики трансформаторов представлены в табл. 3.4

Таблица 3.4 - Каталожные характеристики и стоимость трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток	Потери	Uкз	Стоимость
		ВН	НН	Рхх	Ркз
	кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	руб.
ТМГ-630/10/0,4	630	10	0,4	1,05	7,6	5,5	290000
ТМГ-1000/10/0,4	1000	10	0,4	1,6	10,08	6	450000

Как следует из расчетов, наименьшие приведенные затраты имеют место в I варианте. Окончательно принимаем к установке трансформаторы ТМГ-630/10/0,4.

4. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Выбор схемы электроснабжающей сети зависит от конкретных условий: географического положения и конфигурации территории населенного пункта, плотности нагрузок и их роста, количества и характеристики источников питания, исторически сложившейся существующей схемы сети и др. Специфика требований и условий заключается в особенной актуальности применения возможно простых схем с минимальным количеством электрооборудования, часть которого работает в неотапливаемых помещениях, и сооружений специализированных конструкций.

Радиально-магистральная распределительная сеть 0,38 - 10 кВ без резервирования линий и трансформаторов: сеть характеризуется наименьшими капиталовложениями на осуществление электроснабжения потребителей из-за отсутствия резервирования элементов сети и выбора параметров всех элементов сети только по условиям нормального режима работы. Применяется для электроснабжения потребителей III категории в посёлках городского типа при воздушных линиях до и .

Петлевая неавтоматизированная распределительная сеть 0,38 - 10 кВ: по условиям надёжности петлевые линии 10 кВ следует присоединять к территориально разным центрам питания. Петлевые линии 380 В могут питаться от одного или двух ТП. Петлевые сети применяются при воздушных и кабельных линиях.

В нормальном режиме петлевые линии размыкаются на одной из ТП. Петлевые сети рекомендуются в качестве основных для электроснабжения потребителей II и III категорий жилых районов.

Если в районе, обслуживаемом петлевыми сетями, имеются отдельные приёмники или потребители электроэнергии I категории, то в таких случаях применяется выборочное резервирование питания.

Радиально-магистральная автоматизированная сеть с резервированием линий и трансформаторов: линии обычно кабельные. По технико-экономическим показателям основным типом такой сети являются варианты АВР на стороне при двухтрансформаторных ТП. В некоторых случаях находят применение однотрансформаторные ТП с АВР на выключателях нагрузки на стороне . Областью применения магистральных автоматизированных сетей являются:

1) районы, в которых по технико-экономическим показателям целесообразно применение двухтрансформаторных ТП;

2) потребители со значительной частью электроприёмников I категории.

Для электроснабжении рассчитываемого населенного пункта применяется петлевая магистральная распределительная сеть 10 кВ и магистральная сеть 0,38 кВ.

Все сети выполнены воздушными линиями.

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0,38 КВ

5.1Основные положения

Сети 0,38 кВ выполняем самонесущими изолированными проводами (СИП) с изолированной несущей жилой.

Крепление, соединение СИП и присоединение к СИП в соответствии с [3] п. 2.4.21 следует производить следующим образом:

1) крепление провода магистрали ВЛИ на промежуточных и угловых промежуточных опорах - с помощью поддерживающих зажимов;

2) крепление провода магистрали ВЛИ на опорах анкерного типа, а также концевое крепление проводов ответвления на опоре ВЛИ и на вводе - с помощью натяжных зажимов;

3) соединение провода ВЛИ в пролете - с помощью специальных соединительных зажимов; в петлях опор анкерного типа допускается соединение неизолированного несущего провода с помощью плашечного зажима. Соединительные зажимы, предназначенные для соединения несущего провода в пролете, должны иметь механическую прочность не менее 90 % разрывного усилия провода;

4) соединение фазных проводов магистрали ВЛИ - с помощью соединительных зажимов, имеющих изолирующее покрытие или защитную изолирующую оболочку;

5) соединение проводов в пролете ответвления к вводу не допускается;

6) соединение заземляющих проводников - с помощью плашечных зажимов;

7) ответвительные зажимы следует применять в случаях:

ответвления от фазных жил, за исключением СИП со всеми несущими проводниками жгута; ответвления от несущей жилы;

8) самонесущий изолированный провод крепится к опорам без применения изоляторов.

По условиям механической прочности для нашего района на магистралях ВЛ, на линейном ответвлении от ВЛ и на ответвлениях к вводам следует применять провода с минимальными сечениями, указанными в [1] табл. 2.4.1 и 2.4.2:

1) магистраль выполняется сечением 50 ммІ;

2) линейное ответвление выполняется сечением 35 ммІ;

3) ответвление к вводам выполняется сечением 16 ммІ.

Механический расчет для ВЛ-0,38 кВ производить не будем. Длину пролетов принимаем в соответствии с [1] табл.2.4.3 для линий прокладываемых в II районе по гололеду.

При строительстве ВЛ-0,38 кВ габаритные размеры при пересечении и сближении с ЛЭП и инженерными сооружениями принимаем в соответствии с [1].

5.2 Уточнение электрических нагрузок на элементах схемы

В соответствии с выше указанными требованиями проектируем трассы линий 0,38 кВ. Трассы воздушных линий 0,38 кВ приведены на генеральном плане (см. лист 2).

Определение расчетных нагрузок линий 0,38 кВ проводим в соответствии с методикой приведенной в п.2.2.1. Все данные расчетов сносим в табл.5.1.

Таблица 5.1 - Расчетные нагрузки линий 0,38 кВ

№п/п	Наименование	Дневная	Вечерняя
		Рр,лин кВт	Qp,лин квар	Рр,лин кВт	Qp,лин квар
1	КТП 1	Линия №1	126	105	75,6	63
2		Линия №2	126	105	75,6	63
3		Линия №3	126	105	75,6	63
4		Линия №4	73,1	25,4	63,8	22,9
5		Линия №5	62,2	18,3	58,7	15,8
6		Линия №6	114,7	35,6	112,8	30,4
№п/п	Наименование	Дневная	Вечерняя
		Рр,лин кВт	Qp,лин квар	Рр,лин кВт	Qp,лин квар
7	КТП 2	Линия №1	80,9	64,9	77,1	46,7
8		Линия №2	25,1	7,3	37,4	10,9
9		Линия №3	76,7	45,2	70	43,4
10		Линия №4	25,9	7,5	38,9	9,9
11	КТП 3	Линия №1	73,5	34,7	69,7	26,1
12		Линия №2	185,2	77,5	153,8	78,4
13		Линия №3	98,5	28,6	147,7	42,8
14		Линия №4	38,1	11	77,4	35,3
15		Линия №5	80	48	65	37
16	КТП 4	Линия №1	154,1	78,1	149,1	75,4
17		Линия №2	35,8	10,4	57,8	15,6
18		Линия №3	83,5	22,4	62,8	16,9
19		Линия №4	85,5	24,8	128,2	37,2

За расчетную нагрузку линии принимаем наибольшую. Для каждой линии найдем расчетный ток. Все данные расчетов сносим в табл.5.2.

Таблица 5.2 - Расчетные параметры линий 0,38 кВ

№п/п	Наименование	Рр,лин кВт	Qp,лин квар	Sр,лин кВ·А	Ip,лин А
1	КТП 1	Линия №1	126	105	164	236,7
2		Линия №2	126	105	164	236,7
3		Линия №3	126	105	164	236,7
4		Линия №4	73,1	25,4	77,3	111,5
5		Линия №5	62,2	18,3	64,8	93,5
6		Линия №6	114,7	35,6	120,1	173,3
7	КТП 2	Линия №1	80,9	64,9	103,7	149,7
8		Линия №2	37,4	10,9	38,9	56,1
9		Линия №3	76,7	45,2	89	128,4
10		Линия №4	38,9	9,9	40,1	57,8
11	КТП 3	Линия №1	73,5	34,7	81,2	117,1
12		Линия №2	165,2	47,7	171,9	247,6
13		Линия №3	147,7	42,8	153,7	221,8
14		Линия №4	77,4	35,3	85,1	122,8
15		Линия №5	80	48	93,3	134,7
16	КТП 4	Линия №1	154,1	78,1	172,8	249,4
17		Линия №2	57,8	15,6	59,8	86,3
18		Линия №3	83,5	22,4	86,4	124,7
19		Линия №4	128,2	37,2	133,4	192,5

5.3 Выбор проводов для ВЛ в сетях 0,38 кВ

Определение сечения проводника по длительно - допустимому току:

(5.1)

где I_доп - длительно-допустимый ток провода (принимаем по [5]), А;

- расчётный ток линии, А;

К_ср - коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от той, при которой составляются таблицы допустимых значений (принимаем по [5]);

К_пр - коэффициент прокладки, зависит от количества проводов прокладываемых параллельно (в нашем случае К_пр=1, т.к. линии 0,38 кВ имеют одноцепное исполнение).

Проверка выбранного провода на потери напряжения:

%, (6.2)

где - длина воздушной линии, м;

r_о и x_о - активное и реактивное удельные сопротивления воздушной линии (принимаем по [5]), Ом/км;

cosц и sinц - коэффициент мощности потребителя (при преобладании производственных нагрузок cosц=0,85; sinц=0,53, при преобладании коммунально-бытовых нагрузок cosц=0,93;sinц=0,37);

2 - коэффициент, учитывающий снижение тока вдоль магистральной линии.

Приведем пример выбора провода для линии №1 КТП №1.

Исходные данные:

1) протяженность линии (длина до самого удаленного потребителя) L_вл=0,130, км;

2) нормированная температура провода: T_пр=50(°С);

3) принимаем условную и расчётную температуры среды в месте прокладки равными 15°С, тогда в соответствии с [5] К_ср=1,25; К_пр =1,0;

4) в соответствии с [1] табл.2.4.2 для линий прокладываемых в II районе по гололеду min сечение провода принимается 50 ммІ;

5) по [4] удельные сопротивления провода равны: r_о=0,6(Ом/км), х_о=0,07(Ом/км).

Расчётный ток линии равен: I_р,вл=236,7, А.

Выбираем провод марки СИП 2А (3*70+1*95+1*25) для которого: I_доп= 240, А ? 236,7, А. Отсюда следует, что выбранный нами провод можно применять к установке.

Выбранный нами провод выполнен следующим образом: фазное провода выполнены сечением 70 ммІ, нейтраль является несущей нагрузку жилой и имеет сечение 95 ммІ, провод уличного освещения имеет сечение 25 ммІ. Поскольку линии 0,38 кВ имеет значительную протяженность, то и линейные ответвления выполняются проводом СИП 2А (3*70+1*95+1*25).

В данном секторе преобладают производственные нагрузки, следовательно cosц=0,85; sinц=0,53.

Потеря напряжения в линии составят:

%=2,39 %.

Данная линия проходит по потерям напряжения. Расчёты для остальных ВЛ-0,38 кВ аналогичны. В случае, если линия не проходит по , то увеличиваем сечение провода. Результаты расчётов сводим в табл.5.3.

В соответствии [1] п.2.4.15 все вводы выполняем проводом марки СИП 2А (2-16) (I_доп=96 А, если I_р потребителя не превышает I_доп).

Таблица 5.3 - Выбор проводов и нахождение для сетей 0,38 кВ

№п/п	Наименование	Ip,лин А	Протяжен ность линии, км	Марка провода	, %
1	КТП 1	Линия №1	236,7	0,13	СИП 2А (3*70+1*95+1*25)	3,64
2		Линия №2	236,7	0,06	СИП 2А (3*70+1*95+1*25)	1,68
3		Линия №3	236,7	0,18	СИП 2А (3*70+1*95+1*25)	5,04
4		Линия №4	111,5	0,24	СИП 2А (3*50+1*70+1*25)	4,97
5		Линия №5	93,5	0,39	СИП 2А (3*70+1*95+1*25)	4,58
6		Линия №6	173,3	0,33	СИП 2А (3*95+1*95+1*25)	4,91
7	КТП 2	Линия №1	149,7	0,85	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,06
8		Линия №2	56,1	0,79	СИП 2А (3*95+1*95+1*25)	4,77
9		Линия №3	128,4	0,26	СИП 2А (3*70+1*95+1*25)	4,20
10		Линия №4	57,8	0,74	СИП 2А (3*70+1*95+1*25)	5,04
11	КТП 3	Линия №1	117,1	0,66	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,09
12		Линия №2	247,6	0,36	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,08
13		Линия №3	221,8	0,33	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	4,82
14		Линия №4	122,8	0,74	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,82
15		Линия №5	134,7	0,87	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,76
16	КТП 4	Линия №1	249,4	0,29	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	4,76
17		Линия №2	86,3	0,72	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,09
18		Линия №3	124,7	0,85	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,06
19		Линия №4	192,5	0,81	СИП 2А (3*120+1*120+1*25)	5,26

5.4 Расчёт токов короткого замыкания до 1 кВ

Особенности расчёта:

1) считаем питание осуществляется от источника неограниченной мощности, то при расчёте напряжение на шинах подстанции в сети низшего напряжения считается неизменным;

2) сопротивление системы высшего напряжения в расчёте можно не учитывать;

3) учитываются как индуктивное так и активное сопротивления элементов системы электроснабжения;

4) сопротивления переходных контактов, болтовых соединений, трансформаторов тока, т.к они очень малы в сравнении с сопротивлением линии;

5) при необходимости учитывается подпитка от мощных двигателей в точку короткого замыкания, если двигатель питается с шин ТП;

6) расчёты проводятся в именованных единицах.

5.4.1 Методика расчёта трёхфазных токов короткого замыкания

Напряжение системы принимаем неизменным: = =0,38 кВ.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения для расчёта токов трёхфазного короткого замыкания приведен ниже.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

Ом,(5.3)

где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора относительно которого проводится расчёт, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Активное сопротивление трансформатора:

Ом,(5.4)

где ?Р_к - потери мощности в обмотках трансформатора, %.

Полное сопротивление трансформатора:

, Ом.(5.5)

Сопротивление питающей линии:

Ом, (5.6)

где r_о и x_о - активное и реактивное удельные сопротивления воздушной линии (принимаем по [4]), Ом/км;

L_вл - длина воздушной линии, м.

Максимальное значение тока короткого трехфазного замыкания без учёта ограничивающего действия переходного сопротивления:

кА,(5.7)

где - среднее линейное напряжение сети, кВ;

- суммарное сопротивление до места короткого замыкания, Ом.

Ом,(5.8)

где - суммарное активное сопротивление до места короткого замыкания, Ом;

- суммарное реактивное сопротивление до места короткого замыкания, Ом.

Ударный ток в линии:

 кА, (5.9)

, (5.10)

, с, (5.11)

где к_уд - ударный коэффициент;

- суммарное активное сопротивление линии до места короткого замыкания, Ом;

- суммарное индуктивное сопротивление линии до места короткого замыкания, Ом.

5.4.2 Методика расчёта однофазных токов короткого замыкания

Ток короткого однофазного замыкания:

кА, (5.12)

где - полное сопротивление питающей системы и силового трансформатора, Ом;

- полное сопротивление петли фаза - ноль от трансформатора до точки короткого замыкания, Ом.

, Ом, (5.13)

где - индуктивное и активное сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей силового трансформатора, Ом.

5.4.3 Пример расчёта токов короткого замыкания

Пример расчёта токов короткого замыкания согласно ГОСТ 28249-93

Для выбора защитно-коммутационной аппаратуры требуется рассчитать токи 3-х фазного КЗ в начале линии (чтобы проверить динамическую стойкость защитно-коммутационной аппаратуры), однофазные КЗ в самых удаленных участках линии (чтобы проверить чувствительность защитно-коммутационной аппаратуры).

Для примера рассчитаем токи короткого замыкания для линии №1 КТП №1. Схема для расчета токов КЗ приведена на рисунке 1.

Рисунок 1- Схема для расчета токов КЗ

Произведем расчет 3-х фазного тока короткого замыкания для точки К1.

Активное сопротивление трансформатора :

, мОм.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

, мОм.

Примем сопротивление катушек автоматического выключателя ВА-52-31 номиналом 400 А согласно ГОСТ 28249-93:

, мОм,

, мОм.

Сопротивление шинопровода ШМА4-1250 при длине 1 м согласно ГОСТ 28249-93:

, мОм,

, мОм.

Активное сопротивление дуги находим по графику зависимостей r_д = f(s, l_пр) при трехфазном КЗ за трансформатором мощностью 630 кВА согласно ГОСТ 28249-93:

, мОм,

Полное сопротивление участка цепи:

, мОм.

Ток трёхфазного замыкания:

=7,86, кА,

=25,74/(14,15*314)=0,0007, с.

Тогда ударный коэффициент:

=1.

Ударный ток:

=11,12, кА.

Произведем расчет 1-о фазного тока короткого замыкания для точки К2:

=14,3 (мОм); =0,13·0,92=0,119, Ом.

Ток короткого однофазного замыкания равен:

, кА.

Расчёты токов короткого замыкания для остальных линий производим в соответствии с выше предложенной методикой.

Таблица 5.4 - Расчёт токов КЗ

№ п/п	Наименование	Ток кз в начале линии, кА	Однофазный ток кз в конце линии, кА
1	КТП 1	Линия №1	7,86	11,1	1,73
2		Линия №2			1,79
3		Линия №3			0,75
4		Линия №4			0,42
5		Линия №5			0,35
6		Линия №6			0,48
7	КТП 2	Линия №1	3,62	5,1	0,42
8		Линия №2			0,17
9		Линия №3			0,48
10		Линия №4			0,18
11	КТП 3	Линия №1	7,86	11,1	0,35
12		Линия №2			0,74
13		Линия №3			0,66
14		Линия №4			0,36
15		Линия №5			0,41
Продолжение таблицы 5.4 - Расчёт токов КЗ
16	КТП 4	Линия №1	5,28	7,5	0,75
17		Линия №2			0,26
18		Линия №3			0,37
19		Линия №4			0,59

5.5 Выбор и проверка защитной аппаратуры до 1 кВ

5.5.1 Методика расчёта и выбора автоматических выключателей

Номинальное напряжение выключателя должно быть равно или больше напряжения сети:

, В.(5.14)

Номинальный ток выключателя должен быть больше или равен расчетному току линии:

, А. (5.15)

Расчётный ток срабатывания отсечки:

А. (5.16)

Для защиты от перегрузки сетей, уставка отстраивается от длительно-допустимых токов воздушных линий [8]:

, А. (5.17)

Чувствительность отсечки в сетях с глухозаземлённой нейтралью проверяется по току короткого однофазного замыкания в конце защищаемого участка:

, (5.18)

где К_р - коэффициент разброса характеристик, справочная величина, К_р=1,4.

Если выбранный выключатель не проходит по чувствительности, то по [8] разрешается совмещать защиту от коротких однофазных замыканий на защиту от перегрузок:

, (5.19)

Если чувствительность и в этом случае низка, то можно увеличить сечение питающего провода, но не более чем на две ступени.

Проверка на динамическую устойчивость осуществляется по соответствию тока динамической устойчивости i_дин или предельной коммутационной способности ПКС ударному току короткого трехфазного замыкания:

i_дин>i_уд, или ПКС>i_уд , (5.20)

5.5.2 Пример выбора автоматического выключателя

Произведем выбор автоматического выключателя для линии №1 КТП №1.

Для защиты линии от перегрузок и к.з. выбираем автоматический выключатель ВА-52-31:

1) ;

2) , 400, (А) > 236,7, (А);

3) I_со=630 (А) ? К_н· I_пик =1,25·480=600, (А);

4) I_сп=300 (А) ? I_нд=1,4·236,7=331,4, (А).

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны защиты:

>1,5.

Предельная коммутационная способность (ПКС) :

25 (кА) > i_уд=22,8 (кА).

Для остальных линий 0,38 кВ выбор автоматических выключателей производится по вышеприведенной методике. Выбор автоматических выключателей и их расчет сводим в табл.8.5.

Таблица 5.5 - Выбор автоматических выключателей

№ п/п	Наименование	Марка выключателя	Iр,лин А	Iн,в А	Iсп А	iуд кА	ПКС кА	Кч
1	КТП №1	Линия №1	ВА-52-31	236,7	400	300	22,8	25	1,57	--
2		Линия №2	ВА-52-31	236,7	400	300		25	2,84	--
3		Линия №3	ВА-52-31	236,7	400	300		25	1,69	--
4		Линия №4	ВА-52-31	111,5	250	200		25	2,1	--
5		Линия №5	ВА-52-31	93,5	160	140		25	2,2	--
6		Линия №6	ВА-52-31	173,3	250	240		25	1,52	--
7	КТП №2	Линия №1	ВА-52-31	149,7	250	210	10,7	20	1,72	--
8		Линия №2	ВА-52-31	56,1	100	80		20	1,76	--
9		Линия №3	ВА-52-31	128,4	250	180		20	2,13	--
10		Линия №4	ВА-52-31	57,8	100	80		20	1,85	--
11	КТП №3	Линия №1	ВА-52-31	117,1	160	160	22,8	25	1,65	--
12		Линия №2	ВА-52-31	247,6	400	380		25	1,57	--
13		Линия №3	ВА-52-31	221,8	400	380		25	1,62	--
14		Линия №4	ВА-52-31	122,8	250	215		25	1,64	--
15		Линия №5	ВА-52-31	134,7	250	180		25	1,52	--
16	КТП №4	Линия №1	ВА-52-31	249,4	400	350	17,4	20	1,56	--
Продолжение таблицы 5.5 - Выбор автоматических выключателей
17	КТП №4	Линия №2	ВА-52-31	86,3	160	140	17,4	20	1,89	--
18		Линия №3	ВА-52-31	124,7	250	210		20	1,62	--
19		Линия №4	ВА-52-31	192,5	320	2260		20	1,98	--

5.5.3 Выбор вводных рубильников

Выбор рубильников производится :

1) по напряжению:;

2) по длительному току: ;

3) на электродинамическую стойкость рубильник выбирается по предельному сквозному току короткого замыкания:

(5.21)

где - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

4) на термическую стойкости рубильник проверяется по тепловому импульсу:

(5.22)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

Все данные по выбору вводных рубильников сносим в табл.6.6.

Таблица 5.6 - Выбор вводных рубильников

№п/п	Наименование	Марка рубильника	Iр.лин, А	Iном, А	, кА	, кА	, кАІ·с	, кАІ·с
1	КТП №1	Р38	710,1	800	22,8	30	207,9	106,3
2	КТП №1	Р34	378,5	400	22,8	30	207,9	106,3
3	КТП №2	Р34	392	400	10,7	20	45,8	23,2
4	КТП №3	Р36	469,4	630	22,8	30	207,9	106,3
5	КТП №3	Р34	374,6	400	22,8	30	207,9	106,3
6	КТП №4	Р34	335,6	400	17,4	20	121,1	60,3
7	КТП №4	Р34	317,2	400	17,4	20	121,1	60,3

5.6 Схема включения уличного освещения и комплектация КТП на стороне 0,38 кВ

Управление уличным освещением осуществляется с помощью фотореле. Схема включения фотореле приведена вместе с принципиальной схемой низковольтной части КТП на рис.5.2. Комплектация оборудованием КТП на стороне 0,38 кВ приведена в табл.5.7.

Рисунок 5.2 - Принципиальная схема низковольтной части КТП

Таблица 5.7 - Комплектация КТП на стороне 0,38 кВ

№ п/п	Позиция	Наименование	Номинальная мощность КТП , кВ·А
			630	250	400	630
1	PV	Вольтметр	0-500 В
2	PA	Амперметр	1000/5	400/5	600/5	1000/5
3	TA1-TA3	Трансформатор тока	1000/5	400/5	600/5	1000/5
4	КМ	Магнитный пускатель ПМА-2100	220 В, 25 А
5	PI	Счетчик СА4У-И672М	380 В, 5А
6	R1,R2	Резистор ПЭ-75	680 Ом
7	SA1-SA4	Выключатель ПВ-2	16 А
8	FU1	Предохранитель Е27В2	6,3 А
9	RV	Фотореле	75 А
10	BL	Фоторезистор	75 А
11	FV1-FV3	ОПН-0,4	500 В

Таблица 5.8 - Выбор автоматических выключателей для линий уличного освещения.

№ п/п	Наименование	Марка выключателя	Iр,лин А	Iн,в А	Iн.р, А
1	КТП №1	ВА-51-25	4,34	16	6,3
2	КТП №2	ВА-51-25	4,91	16	6,3
3	КТП №3	ВА-51-25	4,05	16	6,3
4	КТП №4	ВА-51-25	4,34	16	6,3

6. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 10 КВ

Проектирование системы электроснабжения поселка 10 кВ будем выполнять опираясь на следующие основные требования:

1) распределительные линии 10 кВ по экономическим соображениям, как правило, выполняются воздушными;

2) линии распределительных сетей 10 кВ экономически целесообразно осуществлять по магистралям, а не радиальным схемам;

3) экономически целесообразное количество ТП, питающихся в нормальном режиме сети по одной магистральной воздушной линии равно 2;

4) выбор проводов осуществляется по экономической плотности тока, причем расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается;

5) сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление.

6.1 Проектирование трасс линий 10 кВ, уточнение количества и мощности линий

Чтобы увеличить надежность электроснабжения поселка, принимаем кольцевую схему сетей 10 кВ, при которой осуществляется 2-х стороннее питание. При данной схеме магистральные линии 10 кВ с ответвлениями для присоединения потребителей, имеют питание от разных секций шин РУ 10 кВ ПС-110/10,5 кВ «Желябово». ТП питающие потребителя 2 категории на стороне 10 кВ будут закольцованы двумя линиями. Линия №1 будет проходить по промышленной зоне поселка, линия №2 будет проходить по коммунально-бытовой зоне поселка. В нормальном режиме кольцо разорвано, т.е. линии работают независимо. Разрыв кольца будет в месте соединения этих линий (проходная КТП №4 - коммунально-бытовой сектор поселка №4). В табл.7.1 сводим расчетные нагрузки каждой КТП, обозначая их.

Таблица 6.1 - Расчетные нагрузки КТП 10/0,4 кВ

№ п/п	Наименование	Дневная	Вечерняя
		Рр, д кВт	Qр,д квар	Sр,д кВ·А	Рр,в кВт	Qр,в квар	Sр,в кВ·А
1	Линия №1	КТП №1	645,8	421,4	771,1	591,1	310,3	667,5
2		КТП №2	208,6	124,9	243,1	223,4	110,9	249,4
3	Линия №2	КТП №3	495,3	219,8	541,8	557,6	231,6	603,7
4		КТП №4	358,9	135,7	383,6	397,9	145	423,4

Уточним расчетную нагрузку каждой линии.

Расчетная полная дневная и вечерняя нагрузка линии 10 кВ определяется по формулам:

, кВ·А, (6.1)

, кВ·А, (6.2)

где ,- суммарная расчётная полная дневная и вечерняя нагрузка n-ТП, кВ·А;

- коэффициент одновременности по [2] табл.4.2 (зависит от кол-ва ТП).

Наибольшую нагрузку принимаем за расчетную нагрузку линий.

Определим расчетные нагрузки всех линий:

1) для линии №1

=912,78, (кВ·А),

=825,21, (кВ·А).

2) для линии №2

=832,86, (кВ·А),

=924,39, (кВ·А).

Т. о. получили расчетные нагрузки линий:

1) расчетная нагрузка линии №1: =912,78, кВ·А,

2) расчетная нагрузка линии №2: =924,39, кВ·А.

6.2 Электрический расчет ВЛ-10 кВ

Электрический расчет линии 6-220 кВ включает: определение сечения проводов линии по условиям экономической плотности тока и нагрева; расчет допустимого отклонения напряжения; расчет линии на потерю напряжения.

6.2.1 Выбор проводов по экономической плотности тока

Сечение проводников должно быть проверено по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S,ммІ, определяется из соотношения:

, ммІ, (6.3)

, А. (6.4)

где - максимальная расчетная мощность линии, кВА;

- номинальное напряжение, кВ;

J_эк - нормированное значение экономической плотности тока, А/ммІ.

По [1] табл.1.3.36 принимаем для линий J_эк=1,3 и для каждой находим и S:

=52,69, А, =40,53, ммІ,

=53,36, А, =41,04, ммІ.

Учитывая то, что для ВЛ, проходящих во II районе по гололеду min значение провода по [1] п.2.5.39 принимается 50 ммІ, а по нашему расчету выбираем для линий 10 кВ по [5] провод марки СИП-3, площадью поперечного сечения 50 ммІ (d=0,0128 м, =0,6 Ом /км).

В случае аварии на одной из линий

, (А).

Предельная токовая нагрузка провод марки СИП-3, площадью поперечного сечения 50 ммІ равна 245 А.

106,05 А ? 245 А условие соблюдается.

6.2.2 Расчет параметров выбранных проводов и токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ

Активное сопротивление для каждой линии находим по формуле:

, Ом. (6.4)

Все данные сносим в табл.6.2.

Найдем удельное индуктивное сопротивление данного провода провода по формуле:

Ом/км. (6.5)

Расчет производим для промежуточной опоры ( = 1 м, = 1 м, =1 м), тогда:

= 1, м,

=0,352, (Ом/км).

Расчет по потере напряжения:

, %, (6.6)

где ДU_доп - допустимые потери напряжения, % из [8];

I_p - расчетный ток линии, А;

l - длина ВЛ, км;

R₀,x₀ - удельные сопротивления провода, Ом/км;

cosц_н, sinц_н - коэффициенты мощности нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение ВЛ, В.

Для расчета токов КЗ в разработанной схеме электроснабжения 10 кВ на шинах ПС необходимо задаться следующими исходными данными: марка трансформатора на ГПП ТМН- 2500/110/10,5 с сопротивлениями R_T=0,066 Ом, Х_Т=1,15 Ом (сопротивления трансформатора приведены к низкой стороне напряжения) [8]. ПС-110/10 примем в расчете как систему с током трехфазного КЗ I_к.с⁽³⁾=3,8 кА.

Определим параметры схемы замещения.

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

, Ом, (6.7)

где U_ср - среднее напряжение, кВ;

I_к.с⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ на стороне 10 кВ, кА.

Пример расчета.

Активным сопротивлением системы пренебрегаем.

Остальные участки линий рассчитываются аналогично Полученные данные заносим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Длина, сопротивление и падение напряжений участков сети 10 кВ

№ п/п	Наименования	Длина линии, км	, Ом/км	, Ом/км	, Ом	, Ом	,%	, Ом
1	W1: L1-1	0,430	0,61	0,352	0,26	0,15	0,27	0,30
2	W1: L1-2	0,910	0,61	0,352	0,56	0,32	0,58	0,65
3	W1: L1-3	1,015	0,61	0,352	0,62	0,36	0,73	0,72
4	W1: L1-4	0,900	0,61	0,352	0,55	0,32	0,57	0,64
5	W1: L1-5	0,205	0,61	0,352	0,13	0,07	0,13	0,15
6	W1: L1-6	0,065	0,61	0,352	0,04	0,02	0,04	0,04
7	W1: L1-7	0,340	0,61	0,352	0,21	0,12	0,21	0,24
8	W2:L2-1	0,530	0,61	0,352	0,32	0,19	0,33	0,37
9	W2:L2-2	0,765	0,61	0,352	0,47	0,27	0,48	0,54
10	W2:L2-3	0,800	0,61	0,352	0,49	0,28	0,51	0,56
11	W2:L2-4	0,170	0,61	0,352	0,10	0,06	0,11	0,12
12	W2:L2-5	0,525	0,61	0,352	0,32	0,18	0,33	0,37

Сеть 10 кВ может работать в кольцевом режиме, а может в разомкнутом по точке потокораздела. Причем в нормальном режиме работы она работает в разомкнутом режиме. Рассчитаем токи КЗ для случаев, когда сеть работает в нормальном режиме, а также при работе в послеаварийном режиме, при отключении (в случае КЗ или при выводе в ремонт) линии W1 в режиме магистрали.

Расчетная схема и схема замещения при работе в разомкнутом режиме представлена на рисунке 6.1 и 6.2 а в режиме магистрали на рисунке 6.3 и 6.4 не в масштабе.

Рисунок 6.1 - Схема расчетная в рабочем режиме

Рисунок 6.2 - Схема замещения в рабочем режиме



Рисунок 6.3 - Схема расчетная в послеаварийном режиме

Рисунок 6.4 - Схема замещения в послеаварийном режиме

Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точках, обозначенных на рисунках 6.1; 6.2; 6.3 и 6.4.

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, кА, (6.8)

где Z_У - суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

, кА, (6.9)

где К_у - ударный коэффициент, который находится по формуле:

, (6.10)

где Та - постоянная времени переходного процесса.

, с, (6.11)

где Х - реактивное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом;

щ - угловая частота (щ=314 при частоте питающей сети 50 Гц);

R - активное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом.

Для сети 10 кВ необходимо рассчитать емкостной ток замыкания на землю.

Емкостной ток замыкания на землю рассчитаем по формуле:

, кА, (6.12)

Где L_к - общая длина электрически связанных кабельных линий, км;

L_в - общая длина электрически связанных воздушных линий, км.

В нашем случае кабельных линий нет. Если емкостной ток замыкания на землю меньше 20 А, то компенсация емкостного тока не требуется, согласно [1] п.1.2.16.

Пример расчета для рисунка 6.1:

, А,

Компенсация емкостного тока не требуется, т.к. 3,86 А < 20 А.

Для др. точек КЗ расчет аналогичен. Результаты расчетов представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ