Выбор схемы электросети для электроснабжения микрорайона

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткая характеристика микрорайона 3С города Орска и основных электроприемников

Микрорайон 3С относится к коммунально-бытовым потребителям электроэнергии города Орска с полной нагрузкой равной S=4100кВА.

В микрорайоне расположены пяти и девятиэтажные жилые дома, школа, детские сады, магазины и поликлиника. Потребители электроэнергии микрорайона получают питание от восьми трансформаторных подстанций, расположенных в наиболее оптимальных местах в непосредственной близости от своих потребителей электроэнергии. Это позволяет проложить наиболее простые и надежные схемы электроснабжения по 0,4 кВ, а также учесть особенности прокладки линий 10кВ.

По требующейся степени надежности электроснабжения электроприемники делятся на три категории. К первой категории относятся электроустановки узлов радиосвязи, телеграфа, телефонных станций, насосных водопровода и канализации, противопожарных сооружений, в высотных зданиях (выше 16 этажей) - лифтов, пожарных насосов и аварийного освещения, особых лечебных помещений (операционных палат в больницах, пунктах неотложной помощи и т.п.), а также электроустановки групп городских потребителей с общей нагрузкой более 10 МВА.

К электроприемникам второй категории относятся электроустановки школ, административных и общественных зданий, лечебных, детских учреждений, учебных заведений, зданий высотой более 5 этажей, группы городских потребителей с общей нагрузкой от 300 до 10000 кВА - для кабельных сетей и от 1000 кВА и более для воздушных сетей.

К третьей категории относятся все прочие приемники электроэнергии.

Микрорайон 3С г.Орска относится к потребителям второй и третьей категории приемников электроэнергии, с достаточно высокой плотностью нагрузки. К электроприемникам второй категории, в микрорайоне 3С относятся

детские сады, школа, а также девятиэтажные жилые дома и поликлиника. К электроприемникам третьей категории относятся пятиэтажные жилые дома.

Электроснабжение жилых и общественных зданий микрорайона 3С производится по кабельным линиям, как сеть 0,4 кВ, так и сеть 10 кВ. Замена воздушных линий на кабельные широко практикуется при проектировании городов. Проложенные в земле кабели имеют ряд технических преимуществ: не подвергаются воздействию атмосферных явлений - грозовых разрядов, гололеда, ветра и т.п. В современных кабельных сетях напряжением 0,4, 6, 10 кВ в основном применяются кабели с алюминиевыми жилами в алюминиевых оболочках. В сетях 0,4 кВ главным образом используются четырехжильные кабели, в сетях 6-10 кВ - трехжильные.

Для электроснабжения потребителей жилой и общественной застройки городов в настоящее время используется «единая серия типовых ТП». Для городов и поселков предусмотрено 8 типов ТП одно- и двухтрансформаторных мощностью до 400 и 630 кВА. Требующаяся мощность сетевого трансформатора определяется в зависимости от плотности нагрузки. Размещение ТП предусматривается в отдельно стоящем кирпичном здании. С учетом перспективы развития городской электрической сети ТП, как правило, строятся проходного типа на 2-4 ввода ВН. В схеме электроснабжения микрорайона 3С предусмотрены двухтрансформаторные подстанции проходного типа, мощностью 250, 400, 630 кВА.

Распределительный пункт микрорайона получает питание от городской подстанции «Елшанская», электроэнергия поставляется по кабельным линиям .

Электроснабжение городов осуществляется от районных подстанций энергосистем, которые наряду с местными городскими и промышленными электростанциями являются ЦП (центральными подстанциями) города. Для связи районных подстанций с городскими подстанциями глубокого ввода и последних между собой используются электроснабжающие сети 35-220 кВ.

2. Основные принципы построения систем электроснабжения городов

При проектировании, построении и эксплуатации систем электроснабжения городов следует предусматривать гибкость системы и оптимизацию параметров путем выбора номинальных напряжений, условий присоединения к энергосистеме, определения электрических нагрузок и требований к надежности и качеству электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, схем и конструкций распределительных сетей, средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения, системы обслуживания и ремонта.

При определении объема резервирования и пропускной способности системы электроснабжения не следует учитывать возможность совпадения планового ремонта элементов электрооборудования и аварии в системе электроснабжения, за исключением случаев питания электроприемников особой группы.

В системах электроснабжения применяется глубокое секционирование всех звеньев системы от источника питания до сборных шин низкого напряжения ТП, РП. На секционных аппаратах предусматриваются схемы АВР.

Приемники электроэнергии и аппараты, присоединенные к электрическим сетям, предназначены для работы при определенных номинальных параметрах: номинальной частоте переменного тока, номинальном напряжении, номинальном токе и т.д. Долгое время основными режимными параметрами, определяющими качество электрической энергии, считалось значение частоты в электрической системе и уровни напряжения в узлах сети. Однако по мере внедрения в технологические производственные процессы электропотребителей, обладающих нелинейными вольтамперными характеристиками, все чаще приходилось учитывать возможные нарушения симметрии, синусоидальности формы кривой напряжения в трехфазной сети.



3. Расчет электрических нагрузок микрорайона

Основную электрическую нагрузку микрорайона обеспечивают коммунально-бытовые потребители - это жилые здания, административные здания, культурно-массовые, учебные, лечебные, торговые предприятия, гостиницы. Эти потребители электроэнергии используют широкую номенклатуру электроприемников. Суммарная установленная мощность электроприемников, приходящихся на одну семью (квартиру) в настоящее время ориентировочно находится в пределах 0,6 - 5 кВт при газовых плитах, 6,5 - 10 кВт при электроплитах. Наибольшее относительное потребление реактивной мощности в коммунально-бытовом секторе имеет место в ночные часы, что объясняется постоянным включением холодильников, морозильников, а также газоразрядных ламп наружного освещения.

3.1 Расчет электрических нагрузок жилых домов

Расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома Ркв, кВт

Ркв = Ркв.уд· n ,

где Ркв.уд - удельная расчетная нагрузка электроприемников квартир, кВт/квартиру;

n - число квартир жилого дома.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников приведенная к вводу жилого дома находится суммой мощности лифтовых установок и мощности санитарно-технических устройств

Рс = Рр.л.ф. + Рст ,



;

Кс.л.ф - коэффициент спроса лифтовых установок принят из [1];

Рр.л.ф. - установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

;

где Рс-т.у - установленная мощность санитарно-технических устройств ( насосы, вентиляторы) , кВт;

Кс.с-т- коэффициент спроса санитарно-технических устройств, при количестве двигателей до двух равен 1[1].

Тогда расчетная электрическая нагрузка жилого дома Рр.ж.д. кВт

Рр.ж.д. = Ркв. + Ку · Рс ,

где Ку = 0,9 - коэффициент участия в максимуме принят из [1].

Жилые дома микрорайона 3С объединяются в группы в зависимости от этажности и количества квартир.

В пятиэтажных домах не предусмотрены лифтовые установки, насосы подкачки и вентиляционные установки, при расчете электрической нагрузки учитывается только удельная нагрузка квартир.

В девятиэтажных жилых домах при расчете электрических нагрузок учитываются установленные мощности лифтовых установок по формуле (2), насосов подкачки и вентиляции по формулам (3) и (4):

Получившиеся расчетные электрические нагрузки жилых домов суммируются.

?Рр.ж.д. = Р60 + Р90 + Р120 + Р108 + Р144 + Р216

3.2 Расчет электрических нагрузок общественных зданий

Расчетные электрические нагрузки общественных зданий определяются по удельным расчетным электрическим нагрузкам Робщ.зд.уд., кВт

Рр.общ.зд. = Ру.общ.зд. ·М

Поликлиника, на 400 посещений мощность которой определяется по (7)

Рр.п. = 0,15 ·400 = 60 кВт.

Школа, на 1150 учащихся, мощность которой определяется по формуле (7)

Рр.ш =0,14 ·1150 = 161 кВт.

Продовольственный магазин, с торговой площадью 600 м2

Рр.м.1 = Ру.м. · F, (8)

где F - торговая площадь.

Рр.м.1 = 0,22 ·600 = 132 кВт

Промтоварный магазин, с торговой площадью 600 м2 мощность которого определяется по формуле (8)

Рр.м.2 =0,14 ·600 = 84 кВт.

Далее суммируются получившиеся расчетные нагрузки зданий

?Рр.общ.зд. = Рр.д.с. + Рр.п. + Рр.ш. + Рр.м.1 + Рр.м.2

?Рр.общ.зд. = 96 + 60 + 161 + 132+ 84 = 533 кВт.

3.3 Расчет электрических нагрузок микрорайона

Расчетная электрическая нагрузка микрорайона определяется суммированием расчетных электрических нагрузок жилых домов и общественных зданий, cos ц = 0,9.

Вышеуказанный расчет показывает, что полная расчетная электрическая нагрузка микрорайона Sр.мр.=4,1 МВА. Для того, чтобы эта электроэнергия без потерь и излишних экономических затрат, а также с учетом надежности и качества дошла до своих потребителей, будет произведен: выбор напряжений; выбор типов и марок кабелей; расчет токов короткого замыкания и ряд других не менее важных расчетов.

Для определения годового расхода электроэнергии и времени использования максимальной нагрузки строится годовой график по продолжительности в зависимости от суточных графиков нагрузки.Суточные графики нагрузки зимнего и летнего дня представлены на рисунке 1.

3.4 Расчет картограммы электрических нагрузок

Рассчитываем масштаб m, кВт/см2

mi = Ppi / (р ri)

где РРi - наибольшая расчетная нагрузка i-ой трансформаторной подстанции микрорайона , кВт

ri - радиус , принимаемый равным 5см для наиболее мощной трансформаторной подстанции , см2

mi =1880,9/(3,14 · 5)=119,8 кВт/см2

Рассчитываем радиус для каждой трансформаторной подстанции Ri , см



4. Выбор напряжения системы электроснабжения микрорайона

При построении схемы электроснабжения микрорайона первоочередным является выбор системы напряжений сети. Часто бывает, что при заданных исходных условиях отдельные участки сети целесообразно выполнить при различных номинальных напряжениях. Сеть меньшего номинального напряжения получается дешевле, но приводит к большим эксплуатационным затратам из-за больших потерь электроэнергии и более сложных схем соединения. При большем напряжении потери мощности электроэнергии уменьшаются. В сетях низшего напряжения микрорайона принята система напряжения 380/220 В. В сети высокого напряжения микрорайона 3С используется напряжение 6-10 кВ. Применение напряжения 6кВ допускается лишь при соответствующем технико-экономическом обосновании. Согласно норм технологического проектирования при отсутствии электроприемников 6 кВ принимается напряжение 10 кВ, как отвечающее современным требованиям экономии электроэнергии.

Согласно [2] для городской питающей сети целесообразно применять систему электроснабжения напряжений 110-35/10/0,4 кВ.

В качестве основного для городской питающей среды принимается 10 кВ, которое характеризуется меньшими капиталовложениями и потерями в сетях по сравнению с системой 6 кВ.

Городские электрические сети напряжением 10 кВ выполняются трехфазными с изолированной нейтралью.

Для распределительной сети низкого напряжения основным напряжением является 380/220 В, сеть выполняется четырехпроводной с глухозаземленной нейтралью.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции

Для определения числа и мощности трансформаторов производится распределение электрической нагрузки жилых и общественных зданий микрорайона по трансформаторным подстанциям, распределение ведется по суммарной нагрузке присоединенных к подстанциям жилых и общественных зданий.

К ТП 1 присоединены следующие жилые дома - 12; 12а;12 б; 14а; 30; 32; д.с.101; шк.15, активная мощность подстанции находится суммированием активных мощностей присоединенных жилых домов



6. Выбор вариантов схем электроснабжения микрорайона

6.1 Выбор вариантов схем электроснабжения микрорайона

Надежность электроснабжения в значительной мере определяется принятой схемой сетей ВН . Обеспечение бесперебойной работы сетей ВН обычно связано со значительными затратами. При рассмотрении возможных аварийных перерывов в электроснабжении необходимо учитывать продолжительность перерыва, объем аварийного отключения потребителей и ущерб от перерыва электроснабжения.

Распределительные сети 10 кВ питающие сетевые ТП, подключаются либо непосредственно к источникам питания, либо к РП (как в данном проекте). Построение распределительных сетей характеризуется использованием схем, обеспечивающих большую надежность электроснабжения потребителей, включая необходимое число автоматических устройств для резервирования их питания.

При выборе вариантов схем электроснабжения микрорайона, эти варианты должны быть приведены в сопоставимый вид для обеспечения одинаковой величины передаваемой мощности и качества электрической энергии, а также одинаковой степени надежности электроснабжения, что позволяет сопоставлять варианты, отличающиеся по этим параметрам.

В проекте производится выбор схемы по результатам технического сравнения двух схем электроснабжения:

радиальной схеме электроснабжения;

смешаной схеме электроснабжения;

Производится сравнительная оценка вариантов сети.

1) Радиальная схема обеспечивает наивысшую степень надежности электроснабжения т.к каждая подстанция запитана по своей линии.

Основными недостатками данной схемы являются, значительные затраты на стоимость кабеля и коммутационной аппаратуры, большие потери.

2) Смешанная схема сочетает надежность электроснабжения (при построении распределительной сети для электроприемников 2-3 категории опираются на сочетание петлевых линий, обеспечивающих двухстороннее питание каждой трансформаторной подстанции в нормальном режиме линии работают с размыканием вблизи точек естественного потокораздела; в результате каждая линия состоит из двух частей.), с экономией материальных затрат и рекомендуется для электроснабжения районов города. С застройкой до 12 этажей.

Исходя из этого предварительно в проекте принимается по показателям надежности и экономии принимается смешанная схема электроснабжения (сочетание петлевых и радиальных линий )

6.2 Электрический расчет вариантов схем

Рассчитывается петлевая схема электроснабжения



Рисунок 2 - Петлевая схема электроснабжения

Далее определяется сечение участков сети в нормальном режиме, сеть разомкнута в точке потокораздела на ТП5.

Расчет и выбор питающей линии 10кВ производится по экономической плотности тока.

Расчет и выбор питающей линии 10кВ от РП1 до ТП8.

Находим расчетные токи каждого участка сети Iр ,

Принимается кабель ААБ-10 с сечением 50мм2, Iдл.доп=140А.

На основании расчетной схемы составляется схема замещения.



Рисунок 9 - Схема замещения

В качестве второго варианта рассчитывается радиальная схема электроснабжения

Для расчета токов короткого замыкания на рисунке 7 приводится расчетная схема электроснабжения, а на рисунке 8 приводится схема замещения.

Расчет токов короткого замыкания для радиальной схемы сети аналогичен расчету токов короткого замыкания петлевой схемы и окончательно принятые сечения питающих линий сводятся в таблицу 6



8. Специальная часть дипломного проекта

8.1 Расчет электрических нагрузок подстанции «Елшанская»

Для определения расчетных электрических нагрузок подстанции на первоначальном этапе проектирования используется метод коэффициента спроса. Исходными данными для расчета нагрузок являются установленные мощности по основным потребителям подстанции.

Выражение для определения расчетной нагрузки

Рр=Руст·Кс, (30)

где Руст- установленная мощность потребителя, кВт;

Кс- коэффициент спроса.

Расчетная нагрузка потребителя может быть также определена

Рр=, (31)

где Uн- номинальное напряжение потребителя, кВ;

I-нагрузочный ток, А;

cos- коэффициент активной мощности.

Принимается cos=0,9.

Qр=Рр·tg, (32)

где tg- коэффициент реактивной мощности.

Sр= (33)



Расчет нагрузки для ВЛ-35кВ “Круторожино 1”

Рр==3596,6 кВт

Qр=3596,6·0,48=1726,4 квар

Sр==3986,5 кВА

Руст==6434,7 кВт

Расчет электрических нагрузок потребителей сводится в таблицу 9

Полная активная нагрузка подстанции

Рр=(Р10+Р35+Рл+Рт) ·Ксовм, (34)

где Р10 -суммарная активная нагрузка потребителей 10кВ, кВт;

Р35-суммарная активная нагрузка потребителей 35кВ, кВт;

Рл- суммарные потери мощности в линиях, кВт;

Рт- суммарные потери мощности в трансформаторах, кВт;

Ксовм- коэффициент совмещенности.

Принимается Ксовм=0,9.

Таблица 9 - Расчет электрических нагрузок подстанции

Наименование потребителей	Pуст,кВт	cos/ tg	Кс	Расчетная нагрузка	I,A
						Pp, кВт	Qp, квар	Sp, кВА
1		2	3	4	5	6	7	8
Нагрузка по 10 кВ
Фидер 1 РП-18 (яч. 1)		4470,9	0,92/0,43	0,62	2772	1062	2968	187
Фидер 2 с-з Строитель (яч. 3)		657,4	0,92/0,43	0,65	427,3	183,8	465,15	27
Фидер 3 ОрГЭС (яч. 5)		3777,5	0,92/0,43	0,62	2342	1007,1	2549,35	148
Фидер 6 РП-7 (яч. 15)	793	0,92/0,43	0,62	492	66	496	31
Фидер 9 ОрГЭС (яч. 9)	3309	0,92/0,43	0,62	2052	564	2128	133
Фидер 10 РП-18 (ОТУ) (яч. 17)	1418	0,85/0,62	0,55	780	354	856,5	55
Фидер 11 (Маш завод) (яч. 19)	5446	0,9/0,48	0,6	3268	916	3393	218
Фидер 12 ОрГЭС (яч 4)	3098	0,85/0,62	0,55	1704	1584	2326	158
Фидер 13 ОрГЭС (яч 6)	1461	0,92/0,43	0,62	906	312	958	60
Фидер 19 (Маш завод) (яч 8)	486	0,9/0,48	0,6	292	386,4	484	31
Фидер 20 (Маш завод) (яч 14)	4853	0,9/0,48	0,6	2912	908	3050	196
Фидер 15 ОрГЭС	3509	0,92/0,43	0,62	2176	912	2359	148
Итого по 10 кВ	33277,9	0,92/0,43	-	20123	8247	22032	-
Нагрузка по 35 кВ
ВЛ-35 кВ Круторожино 1	6434,7	0,9/0,48	0,65	3596,6	1726,4	3989,5	66
ВЛ-35 кВ Круторожино 2	840	0,9/0,48	0,65	546	567	787	12
ВЛ-35 кВ Город-1	1524	0,9/0,48	0,65	9450	3087	9941	182
ВЛ-35 кВ Губерля	6130	0,9/0,48	0,65	3801	1386	4045	74
Итого по 35кВ	14928	0,9/0,48	-	17339	6766	18759	-

Рл=0,02·Sнн, (35)

где Sнн- полная нагрузка подстанции без учета потерь мощности в линиях и трансформаторах, кВА.

Sнн=, (36)

где Q10-суммарная реактивная нагрузка потребителей 10кВ, квар;

Q35- суммарная реактивная нагрузка потребителей 35кВ, квар.

Р10, Р35, Q10, Q35 определяются из таблицы 9.

Sнн==40409 кВА

Рл=0,02· 40409=808,2 кВт

Рт=0,03·Sнн

Рт =0,03·40409= 1212,2 кВт

Полная реактивная нагрузка подстанции

Qр=(Q10+Q35+Qт) ·Ксовм, (37)

где Q35-суммарная реактивная нагрузка потребителей 35кВ, квар;

Qт- суммарные потери мощности в трансформаторах, квар.

Qт=0,1·Sнн (38)

Qт=0,1·40409=4040,9квар

Рр=(20123+17393+808,2+1212,2)?0,9=35582,7 кВт

Qр=(8247+6766+4040,9)0,9=17148,5квар

Полная расчетная нагрузка подстанции определяется по формуле (24).

Sр==39498,5кВА

Для определения годового расхода электроэнергии и времени использования максимальной нагрузки строится годовой график по продолжительности (рисунок 9) в зависимости от суточных графиков нагрузки Летний суточный график нагрузки на 20% ниже зимнего суточного графика .

Годовой расход электроэнергии (годовое электропотребление)

Wгод=, (39)

где Рiз- ступень зимнего суточного графика, о.е.;

Рiл- ступень летнего суточного графика, о.е.;

tiз, tiл- длительность ступени зимнего и летнего суточного графика, ч.

Рiз, Рiл, tiз, tiл определяются по графику рисунка 9.

Время использования максимальной нагрузки:

Тmax=, (40)

где Рmax-максимум нагрузки суточного графика, определяемый по рисунку 2

Рmax=1,0 о.е.

Тmax==5510,7ч

Время наибольших потерь

(41)

=3991,3ч

8.2 Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции

Число трансформаторов определяется в зависимости от категорий потребителей. Так как основную часть нагрузки составляют потребители I и II категории, то выбирается двухтрансформаторная подстанция.

S тн , где S- расчетная нагрузка подстанции, МВА.

S тн =28213,2 кВА

Выбор мощности трансформаторов подстанции производится в соответствии с ГОСТ 14209-85. Для максимального суточного графика работы потребителей по рисунку 9 находится среднеквадратичная мощность графика, при которой К=1

S ск =, (42)

где Si - ступень зимнего суточного графика, о.е.;

ti - длительность суточной ступени графика, ч.

Sck==0,7

Sск можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции, ориентировочная мощность одного трансформатора

Sор= (43)

Sор==13824,5 кВА

Принимаются два трансформатора по 16 МВА.

Значение суммарной номинальной мощности трансформаторов подстанции в процентах от Sрп

S= (44)

S==0,81

Пересечением линии Sc графиком (рисунок 9) находится зона перегрузки. Выбранные трансформаторы проверяются по допустимой систематической перегрузке, определяется коэффициент начальной загрузки

К1= (45)



К1==0,773

Коэффициент перегрузки

К2= =1,17

По [4] при tп=4ч и К1=0,773 К2доп=1,86. В нормальном режиме транс форматоры испытывают перегрузку, так как S<Sрп.При проверке транс форматоров аварийном режиме определяется коэффициент аварийной перегрузки

Кав= (46)

Кав= =1,7

Время перегрузки в аварийном режиме hав=24ч.

Таким образом, в аварийном режиме трансформаторы испытывают перегрузку, так как Кав > Кав.доп. Поэтому принимается к установке на подстанции два трансформатора типа ТДТН-25000/110-У1 по [3] (трансформатор трехфазный, охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла, трехобмоточный с регулированием напряжения под нагрузкой). Номинальные данные трансформаторов сводятся в таблицу 10.

Таблица 10 - Номинальные данные трансформатора

Тип трансфор матора

Sнт, МВА

Uобмоток, кВ

Схема и группа соединений

Р, кВТ

Uк, %

Iх, %

ВН

СН

НН

Рх

Рк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТДТН-25000/110-У1

25

115

38,5

11

Yо/Yо/-0-11

28,5

140

10,5

17,5

6,5

1,1



Выбранные трансформаторы имеют следующие пределы РПН в нейтрали обмотки ВН: (.

Потери активной мощности в трансформаторах

, (47)

где Рх- потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

Рквн, Рксн, Ркнн- потери короткого замыкания в металле обмоток, кВт;

Кзвн, Кзсн, Кзнн- коэффициент загрузки трансформаторов.

Кзвн=, (48)

где Sвн- мощность обмотки ВН, кВА

Кзвн==0,8

Кзсн==0,37

Кзнн==0,44

Рквн= Рксн= Ркнн =140 кВт -определяется по таблице 3

=4589кВт

Потери реактивной мощности в трансформаторах

,

Uкв%=0,5· ( Uкв-с%+ Uкв-н%- Uкс-н%),

где Uкв-с%,Uкв-н%,Uкс-н%- паспортные напряжения короткого замыкания трансформатора, определяемые по таблице 10, %.

Uкв%=0,5· (10,5+17,5-6,5)=10,75%

Uкс%=0,5· ( Uкв-с%+ Uкс-н%- Uкв-н%)

Uкс%=0,5· ( 10,5+6,5-17,5)= 0%

Uкн%=0,5· ( Uкв-н%+ Uкс-н%- Uкв-с%)

Uкн%=0,5· ( 17,5+6,5-10,5)= 6,25%

=4382 квар

Потери электроэнергии в трансформаторах

,

Принимается Тг=8760ч, Тmaxс=5600 ч, Тmaxн=4200 ч, а и определяются

=4098,4ч

=2592,4ч

=75609



8.3 Расчет токов короткого замыкания

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени вместо действительного напряжения принимают его среднее значение Uср, кВ. Принимается также базисная мощность Sб=100 МВА и составляется схема замещения, рисунок 11.

Uсрб1=115 кВ

Uсрб2=37 кВ

Uсрб3=10,5 кВ

Базисный ток Iб, кА

электроснабжение нагрузка релейный трансформатор

Iб=

Iб1==0,502 кА

Iб2==1,56 кА

Iб3==5,499 кА



Рисунок 11- Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Сопротивление системы

хс=,

где Sс- мощность короткого замыкания системы, МВА.

хс==0,046

Сопротивление воздушной линии:

хл=хо·l·,

где хо- удельное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

l- длина воздушной линии, км.

Принимается хо=0,4 Ом/км.

хл1=0,4·6·=0,0197

хл2=0,4·7·=0,0212

Сопротивление трехобмоточного трансформатора

хтв=,

где Uкв% -напряжение короткого замыкания на высокой стороне, определяемое в пункте 4, %;

Sнт -номинальная мощность трансформатора, МВА.

хтв==0,43

хтc=,

где Uкс% -напряжение короткого замыкания на средней стороне, определяемое в пункте 4, %.

хтс==0

хтн=,

где Uкн% -напряжение короткого замыкания на низкой стороне, определяемое в пункте 4, %.

хтн==0,25

Расчет для точки К1

хэкв1= хс+хл1

хэкв1= 0,046+0,0197=0,0657

Трехфазный ток короткого замыкания

Iк1=· Iб1,

где Ес”- сверхпереходная ЕДС системы.

Ес”=1

Iк1=·0,502=7,64 кА.

Ударный ток короткого замыкания

iуд1=,

где Куд1 =1,7 - ударный коэффициент, определяемый по [4].

iуд1= =18,31 кА

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

i,

где t- расчетное время, для которого определяются токи короткого замыкания, с;

Та1-время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

Tа1=0,03 с

t1=tсв+tрз1,

где tсв- собственное время срабатывания выключателя, с;

tрз1- время срабатывания релейной защиты, с.

tсв=0,05 с

tрз1=2 с

t1=0,05+2=2,05 с

i=0 кА

Полный импульс среднеквадратичного тока

Вк1=Iк12· tотк1+ Iк12·Tа1,

где tотк- время отключения выключателя, с.

tотк1=2,05 с

Вк1=7,642·2,05+7,642·0,03=121,4 кА2с

Двухфазный ток короткого замыкания

Iк1(2) =0,87·Iк1

Iк1(2) =0,87·7,64=6,647 кА.

Расчет для точки К-2 и точки К-3 аналогичен расчету точки К-1 и сводится в таблицу 11

Сопротивления эквивалентные для расчета точек короткого замыкания К-2 и К-3

хэкв2= хс+хл1+хтв+хтс

хэкв2= 0,046+0,0197+0,43+0=0,495

хэкв3= хс+хл2+хтв+хтн

хэкв3= 0,046+0,0212+0,43+0,25=0,747

Таблица 11 - Расчет точек короткого замыкания

Точка К1	Точка К2	Точка К3
Iк1=Iпо1=Iпт1=7,64 кА	Iк2=Iпо2=Iпт2=3,15 кА	Iк3=Iпо3=Iпт3=7,361 кА
Куд1=1,7	Куд2=1,608	Куд3=1,65
iуд1=18,31 кА	iуд2=7,16 кА	iуд3=17 кА
t1=2,05 с	T2=1,55 с	T3=1,05 с
Tа1=0,03 с	Tа2=0,02 с	Tа1=0,03 с
i=0 кА	I=0 кА	I=0 кА
Вк1=121,4 кА2с	Вк2=15,4 кА2с	Вк3=58,51 кА2с
Iк1(2)=6,647 кА	Iк2(2)=2,7 кА	Iк3(2)=6,4 кА

На основании расчета токов короткого замыкания производится расчет и выбор оборудования и токоведущих частей.

Выбранное оборудование проверяется на термическую и электродинамическую устойчивость.

8.4 Выбор оборудования и токоведущих частей

Расчет и выбор оборудования и токоведущих частей подстанции сводится в таблицу 12

Таблица 12 - Выбор оборудования подстанции

Обозначение на схеме	Условия выбора	Расчетные данные	Тип обору дования	Технические данные	Примечание
1	2	3	4	5	6
Q1, Q8, Q9	UустUном ImaxIном IпtIотк.ном iatiaном Вк(Iтерм)2·tтерм iдинiуд iвкл.номiуд IпоIдин IпоIвкл.ном	Uуст=110 кВ Imax=183А Iпt=7,64кА iat=0 кА Вк=121 кА2с iуд=18,31 кА Iпо=7,6 кА	ЗАР1FG-145/EK	Uном=110 кВ Iном=1000 А Iотк.ном=40 кА iaном=14,14 кА (Iтерм)2·tтерм=4800кА2 iдин=102 кА iвкл.ном=102 кА Iтер=40 кА Iвкл.ном=40 кА
Q2, Q3, Q4	UустUном ImaxIном IпtIотк.ном iatiaном Вк(Iтерм)2·tтерм iдинiуд iвкл.номiуд IпоIдин IпоIвкл.ном	Uуст=35кВ Imax=309А Iпt=3,15кА iat=0 кА Вк=15,4 кА2с iуд=7,16 кА Iпо=3,1 кА	ВГБ-35-12,5/630	Uном=35 кВ Iном=630 А Iотк.ном=12,5 кА iaном=7,07 кА (Iтерм)2·tтерм=4800кА2 IТЕР=40 кА iвкл.ном=51 кА Iдин=32 кА Iвкл.ном=32 кА	/
Q5, Q6, Q7	UустUном ImaxIном IпtIотк.ном iatiaном	Uуст=10кВ Imax=1273 А Iпt=7,361 кА iat=0 кА	ВВПЭ-10-20/1600 У3	Uном=10 кВ Iном=1600 А Iотк.ном=20 кА iaном=20 кА



9. Релейная защита и автоматика

9.1 Выбор схемы и расчет релейной защиты трансформаторов подстанций

Выбирается принципиальная схема релейной защиты понижающего трехобмоточного трансформатора 110/35/10 кВ с питанием со стороны высшего напряжения (лист 3 графической части). Дифференциальная токовая защита трансформатора выполнена в виде одного комплекта с использованием реле с торможением типа ДЗТ-11 и с включением его тормозной обмотки на сумму токов трансформаторов тока, установленных по сторонам среднего и низшего напряжений. Защиты от внешних коротких замыканий выполнены в виде трех комплектов максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне 110 кВ в схеме не предусмотрена, так как отсутствует питание со стороны среднего напряжения. Защита от перегрузки выполнена с помощью реле тока, установленных со сторон высшего и низшего напряжений, и реле времени. В схеме предусмотрено автоматическое ускорение при включении выключателя максимальных токовых защит, установленных на сторонах 10 и 35 кВ.

Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора

Расчет защиты, выполненной с реле типа ДЗТ-11 производится в следующем порядке:

1) определяются первичные токи Iном1, А для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности

В соответствии с рекомендациями [5] тормозную обмотку целесообразно включить на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, так как при подключении тормозной обмотки только к трансформаторам тока, установленным на одной из сторон (среднего и низшего напряжения) защищаемого трансформатора, определяющим условием для выбора тока срабатывания защиты остается отстройка от внешнего короткого замыкания.

4) минимальный ток срабатывания защиты Iсзмин, А определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора под напряжение

5) определяются числа витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны 110 кВ (стороны с наибольшим вторичным током в плече защиты) и для других сторон - 35 и 10 кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты

Трансформатор имеет встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) в нейтрали высшего напряжения в пределах 16 % номинального и переключения (ПБВ) ответвлений обмотки среднего напряжения трансформатора в пределах (22,5%) номинального напряжения.

По [7] принимается к установке реле типа ДЗТ-11, предназначенное для использования в схемах дифференциальной защиты силовых трансформаторов с уставкой по току срабатывания Iс.р.=11,5 А.

Аналогом реле ДЗТ-11 для использования в схемах дифференциальной защиты является электронное реле типа РСТ-15.

9.1.2 Расчет максимальной токовой защиты трансформатора

На трехобмоточных трансформаторах МТЗ должна обеспечить отключение только того выключателя, со стороны которого происходит короткое замыкание. На трехобмоточном трансформаторе с односторонним питанием это достигается

путем установки отдельных защит и выбора выдержек времени.

На трансформаторах мощностью более 1 МВА должна быть предусмотрена МТЗ с комбинированным пусковым органом напряжения. Наличие комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток срабатывания защиты без учета перегрузки трансформаторов

Так как полученный коэффициент чувствительности Кч>1,5 по [6], требуемая чувствительность обеспечивается.

Выдержка времени МТЗ tт.мтз выбирается на ступень селективности t больше максимальной выдержки времени защиты предыдущих элементов tэл.макс.

По [7] принимаются к установке реле типа РТ-40, предназначенное для использования в схемах МТЗ силовых трансформаторов со следующей уставкой по току срабатывания Iу= 5-20 А, реле времени по [12] типа РВ-142 с уставкой по времени tу=1,0-20 с и реле минимального напряжения по [7] типа РН-54 с Uс.р.=12-24 В.

9.1.3 Расчет защиты трансформатора от перегрузки

Защита от перегрузки установлена со стороны высшего и среднего напряжений

Выдержка времени защиты от перегрузки tпер выбирается на ступень селективности t больше максимальной выдержки времени срабатывания МТЗ

По [7] принимаются к установке реле РТ-40, предназначенное для использования в схемах релейной защиты силовых трансформаторов со следующей уставкой по току срабатывания Iу= 5-20 А, реле времени по [7] типа РВ-142 с уставкой по времени tу=1,0-20 с.

9.2 Выбор устройств автоматики на подстанции

Согласно [7] на подстанции должны быть предусмотрены следующие основные устройства автоматики:

1) Автоматическое повторное включение (АПВ), согласно [7], предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты. Должно предусматриваться АПВ:

а) воздушных и смешанных линий всех типов напряжением выше 1 кВ;

б) шин подстанций;

в) трансформаторов.

Для осуществления АПВ по пунктам а-в должны также предусматриваться устройства АПВ на обходных, шиносоединительных и секционных выключателях.

Устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы была исключена возможность многократного включения на короткое замыкание при любой неисправности в схеме устройства. Устройства АПВ должны выполняться с автоматическим возвратом. При применении АПВ должно, как правило, предусматриваться ускорение действия релейной защиты на случай неуспешного АПВ. АПВ шин подстанции при наличии специальной защиты шин и выключателей, допускающих АПВ, должно выполняться по одному из двух вариантов: автоматическим опробованием или автоматической сборкой схемы;

2) Автоматическое включение резерва (АВР) должно предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях и тому подобное. Устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжении на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной, в том числе коротким замыканием на этих шинах. Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включаться, как правило, без дополнительной выдержки времени, при этом должна быть обеспечена однократность действия устройства. Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны в схеме АВР должен предусматриваться пусковой орган напряжения. При выполнении АВР должна учитываться недопустимость его действия на включение потребителей, отключенных устройствами автоматической частотной разгрузки (АЧР). При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на короткое замыкание, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя;

Схемы устройств автоматики приведены на листе 4 графической части.

Выбирается уставка реле времени пускового органа устройства АВР1 (на выключателе в перемычке 110 кВ) по условию обеспечения срабатывания устройства АВР1 только после неуспешного действия АПВ первого цикла линии 110 кВ



10. Экономическая часть

10.1 Технико-экономические показатели системы электроснабжения

Выбор вариантов системы электроснабжения производится на основании сравнения двух вариантов :

1) Радиальная схема

2) Петлевая схема

Рассчитываются годовые приведенные затраты Зi, тыс. руб.по формуле (57)

Определяются капитальные вложения в электрические сети К , тыс.руб.

(58)

где - суммарные капитальные вложения на сооружение линий , тыс.руб.

-суммарные капитальные вложения на сооружение выключателей, тыс.руб.

-суммарные капитальные вложение трансформаторов, тыс. руб.

- суммарные капитальные вложения на сооружение разъединителей, тыс.руб.

Определяются суммарные капитальные вложения на сооружение линий , тыс. руб.

Так как по приведенным затратам оказалась наименьшей петлевая схема, то принимается петлевая схема внутреннего электроснабжения.

Разница между первым и вторым вариантом составляет ?пз, %

?пз=

10.2 Разработка мероприятий по экономии электроэнергии

При передаче электроэнергии от источников питания до приемников теряется в среднем 10-15% отпущенной с шин источников питания электроэнергии, поэтому вопросы уменьшения потерь является весьма актуальными.

Уменьшение потерь электроэнергии в трансформаторах можно достичь путем правильного выбора числа и мощности трансформаторов.

Для уменьшения потерь в питающих линиях необходимо уменьшить протекающий через них ток, это возможно, при использовании резервных и параллельно-работающих линий, а также при повышении напряжении в распределительных сетях.

Действенным мероприятием по уменьшению ассиметрии в сетях напряжением до 1 кВ является установка нейтралеров на вводах и заземление оболочек кабеля.

Мероприятие по выравниванию нагрузки фаз целесообразно проводить в трансформаторах загруженных более чем на 30% номинальной мощности.

Важным мероприятием по экономии электроэнергии является исключение или уменьшение числа дополнительных устройств в системах электроснабжения, расходующих значительное количество энергии.

Другим важным мероприятием по экономии электроэнергии является установление рационального числа ступеней трансформации силовых трансформаторов.

Не маловажным вопросом является компенсация реактивной мощности при экономии электроэнегрии, регулирование напряжения системы электроснабжения, повышение качества электроэнергии.



11. Безопасность жизнедеятельности и экология

11.1 Расчет грозозащиты подстанции

В электроустановках защита от прямых ударов молнии на подстанциях осуществляется вертикальными стержневыми молниеотводами. Вертикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем .

Для защиты ЗРУ-10 кВ применяется защита с помощью одиночного стержневого молниеотвода. Высота зоны защиты над землей для зоны Б

ho=0,92·h

h=14 м

Радиус зоны защиты на высоте hx над землей

hx=4,5 м

11.2 Расчет заземляющего устройства РП1

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

для 10 кВ, Rз ? 10 Ом

для 0.4 кВ, Rз ? 4 Ом

Принимаем Rз = 4 Ом, Rе = 8 Ом

Сопротивление искусственного заземлителя Rи, Ом

Rи =

Rи = Ом

Расчетное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей срасчг,,,срасчв , Ом·м

где: Кв , Кг - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов определяется по [4]

для суглинка р = 100 Ом/м, - удельное сопротивление грунта принимается из [4]

Число вертикальных заземлителей n , шт. при предварительно принятом коэффициенте использования Ки

11.3 Техника безопасности при обслуживании районных электрических сетей

Для обеспечения безопасных условий работы, при обслуживание районных электрических сетей района следует выполнять единые организационные и технические требования.

Организационные мероприятия:

1) Оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

2) Допуск к работе;

3)Надзор во время работы;

4) Оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окон-чания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий пе-речень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

Ответственный руководитель работ;

- Допускающий;

- Производитель работ;

- Наблюдающий;

Выдающий наряд, отдающий распоряжение определяет необ-ходимости и возможность безопасного выполнения работы. Он отвеча-ет за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие вы-полняемой работе групп перечисленных в наряде работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V - в электроустановках напряже-нием выше 1000 В и группу IV - в электроустановках напряжением до 1000 В.

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические ме-роприятия:

1) Произведены необходимые отключения и приняты меры, препят-ствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибоч-ного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

2) На приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

3) Проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, кото-рые должны быть заземлены для защиты людей от поражения элект-рическим током;

- Наложено заземление, установлены переносные заземления;

- Вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.



Заключение

В дипломном проекте были рассмотрены основные вопросы проектирования микрорайона города Орска. В качестве объекта проектирования был выбран микрорайон 3С . Были рассчитаны электрические нагрузки жилых домов , общественных зданий и в целом микрорайона, которая составила Sр.мк. =4096 кВА. Выбор числа трансформаторов на подстанциях произведен в соответствии с категориями электроприемников. На восьми подстанциях, установлены по два трансформатора мощностью 250 кВА, 400 кВА, 630 кВА .

Для электроснабжения микрорайона 3с выбрана смешанная схема сети. Питающие напряжение электрической сети было принято 10 кВ. В результате проведенного сравнения вариантов схем электроснабжения, была выбрана лучшая по показателям схема электроснабжения. Для данной схемы был произведен расчет токов короткого замыкания; выбрано электрооборудование на стороне высшего и низшего напряжения.

Согласно ПУЭ для защиты системы электроснабжения от воздействия токов короткого замыкания установлена релейная защита, включающая в себя: МТЗ, токовую отсечку, а так же выбраны устройства автоматики.

Для электроснабжения микрорайона 3с приняты кабельные линии проложенные в земле. Выполненные кабелями марки ААБ. Произведена проверка выбранных кабельных линий в послеаварийных режимах, по потере напряжения, и на термическую стойкость.

В качестве спецвопроса была рассмотрена питающая микрорайон 3с подстанция «Елшанская» со всеми ее присоединениями. Выбрано современное оборудование на подстанцию и устройства релейной защиты и автоматики.

Размещено на Allbest.ru