Размещено на http://allbest.ru

Проектирование электроснабжения микрорайона Черемушки ЧМР Краснодар

Введение

электрический подстанция микрорайон

Тема является актуальной, так как в связи с повсеместным расширением производства, строительства новых предприятий, жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии. В данный момент многие подстанции очень сильно устарели или же их мощности не хватает для питания всех потребителей. Чтобы устранить эту проблему необходимо строить новые подстанции с возможностью их дальнейшего расширения, реконструировать и модернизировать уже имеющиеся подстанции. Все это должно происходить по новым требованиям экономичности и надежности.

Целью данной работы является проектирование системы электроснабжения микрорайона Черемушки ЧМР Краснодар.

Задачами являются:

· Расчет электрических нагрузок

· Выбор числа и мощности трансформаторов

· Выбор сечения питающей линии 110 КВ

· Выбор схемы подстанций 110/10 КВ

· Выбор схемы электроснабжения микрорайона Черемушки

Объектом исследования диссертации - является электроснабжение Микрорайона Черемушки ЧМР Краснодар.

Предметом исследования - является проектирование системы электроснабжения микрорайона Черемушки ЧМР Краснодар.

В данном дипломе также представлены разделы организационно-экономический и безопасности жизнедеятельности, где рассматриваются задачи организации труда, стоимость электрооборудования и электромонтажных работ, вопросы охраны труда работников, безопасных методов производства электромонтажных работ. Все элементы системы электроснабжения посёлка и электрической сети должны соответствовать требованиям электробезопасности.

Потребители представлены электроприёмниками I, II, III категории.

Потребители должны получать питание от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории Микрорайона Черемушки. Эти ТП будут питаться кабельными линиями от проектируемой районной трансформаторной подстанции ПС-5 «Микрорайона Черемушки»).

Жилой фонд состоит из пяти-, девяти- и двенадцатиэтажных домов с электроплитами номинальной мощностью 6 кВт. Объекты социальной сферы также оборудованы электроплитами.

Были рассмотрены труды таких специалистов как: Конюхова, Е.А.,Липкина Б.Ю., Коновалова Л.Л.,Рожкова Л.Д.,Голубева М.Л.,Юрикова П.А. и других отечественных ученых.

1. Расчет электрических нагрузок

1.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

Расчетные нагрузки жилых зданий определяются в соответствии с рекомендациями [12].

Расчетная активная нагрузка на шинах РУ-0,4 кВ ТП от электроприемников квартир жилого дома определяется по формуле:

Рр..кв = Ркв.уд n, кВт,

где Ркв.уд - удельная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая по таблице 2.1.1 [12], в зависимости от количества квартир и типа кухонных плит, кВт/квартиру;

n - количество квартир в жилом доме.

Расчетная реактивная нагрузка жилого дома:

Qр..кв = Рр кв tgкв, квар,

где tgкв - коэффициент реактивной мощности электроприемников квартир, принимаемый по п. 2.1.4. [12].

Полная расчетная нагрузка:

, кВ·А.

Расчетная активная нагрузка линии питания лифтовых установок определяется по формуле:

Рр.л.=Кс.л., кВт,

где Кс.л - коэффициент спроса, определяемый по [12], в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;

n - количество лифтовых установок, питаемых линией;

Рнi - установленная мощность электродвигателя i-го лифта, кВт.

Исходные данные:

1. Ситуационный план Микрорайона Черемушки.

2. Характеристики жилых домов приведены в табл. 1.

3. Характеристики общественных зданий и сооружений приведены ниже.

4. Площадь Микрорайона Черемушки F = 0,45 км2.

5. Число часов использования максимальной нагрузки ч/год.

6. Источник питания - шины 110 кВ районной подстанции ПС-5 «Микрорайона Черемушки».

7. Мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ SКЗ =4900 МВ·А.

8. Расстояние от энергосистемы до проектируемой подстанции L = 13 км.

9. Удельное сопротивление грунта =110 Ом м.

Рисунок 1 - Ситуационный план Микрорайона Черемушки

Таблица 1Исходные данные по проекту

№ дома на ситуационном плане	Количество квартир	Количество подъездов	Количество этажей	Категория электроснабжения здания
1	88	8	5	I-II
2	72	2	9	I-II
3	108	10	5	I-II
4	40	2	5	I-II
6	93	8	5	I-II
7	93	8	5	I-II
8	93	8	5	I-II
15	88	8	5	I-II
16	251	17	9	I-II
18	35	1	9	I-II
19	35	1	9	I-II
20	40	2	5	I-II
21	88	8	9	I-II
22	35	1	9	I-II
23	251	17	9	I-II
24	40	2	5	I-II
25	35	1	9	I-II
26	35	1	9	I-II
27	35	1	9	I-II
28	35	1	9	I-II

Характеристики других зданий Микрорайона Черемушки.

Здание №11 - детский сад на 50 мест, I-II категория.

Здание №17 - детский сад на 250 мест, I-II категория.

Здание №5-магазин, площадью торгового зала - 420 м2, III категория.

Здание №9- продовольственный магазин с кондиционированием воздуха, площадью торгового зала - 120 м2, II категория.

Здания №14 - ресторан; активная нагрузка на вводе здания 20 кВт; cosц=0,93; tgц=0,4, II категория.

Здание № 10- ремонтные мастерские ЖКХ , III категория.

Здание № 13- ремонт обуви; активная нагрузка на вводе здания 12 кВт; cosц=0,86; tgц=0,6, I-II категория.

Здание № 12 - средняя общеобразовательная школа с электрифицированными столовой и спортзалом на 400 учащихся, I-II категория.

В каждом подъезде жилого 9 этажных домов расположена лифтовая установка с двигателем номинальной мощности Рн =8 кВт.

Расчетная реактивная нагрузка линий питания лифтовых установок:

, квар,

где tg л - коэффициент реактивной мощности лифтов, принимаемый по п. 2.1.2. [12].

Полная нагрузка линий питания лифтовых установок равна:

, кВ·А,

Мощность электродвигателей санитарно-технических устройств:

Pcту.=,

где - коэффициент спроса, принимаемый по табл.2.1.3. [12].

n - количество электродвигателей санитарно-технических устройств;

- установленная мощность электродвигателя насоса, вентилятора и других санитарно-технических устройств.

Мощность и количество электродвигателей санитарно-технических устройств для пяти-, девятиэтажных жилых зданий приведены в табл.2.

Таблица 2. Характеристика электродвигателей для жилых зданий

Количество Этажей здания	Количество электродвигателей	Мощность электродвигателей Pэд, кВт
9	4	3
	7	1
5	2	3
	4	1

= кВт;

= кВт;

Расчетные нагрузки жилого дома определяются по формулам [12]:

, кВт,

квар;

, кВ·А.

где Ку =0,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников.

Приведем пример расчета 5 этажного жилого дома (здание №1).

Pр.кв.= Pкв.уд.·n = 1,5·88 =132 кВт;

Qр.кв.= 132·0,2=26,4 квар;

Pсту =7,5 кВт;

Qсту =7,5·0,75= 5,63 квар;

кВт;

квар;

кВ·А.

Расчет нагрузок пятиэтажных жилых домов сведен в табл. 3.

Таблица 3Расчет нагрузок пятиэтажных жилых домов

№ здания	Ркв. уд, кВт/квартира	Рр. кв, кВт	Qр. кв, квар	Pсту., кВт	Qсту., квар	Pр.жд., кВт	Qр. жд, квар	Sр. жд, кВ·А
1	1,5	132	26,4	7,5	5,6	138,75	31,44	142,26
3	1,5	150	30	7,5	5,6	168,75	37,44	172,85
4	1,5	162	32,4	7,5	5,6	66,75	17,04	68,890
6	1,5	139,5	27,9	7,5	5,6	146,25	32,94	149,91
7	1,5	139,5	27,9	7,5	5,6	146,25	32,94	149,91
8	1,5	139,5	27,9	7,5	5,6	146,25	32,94	149,91
15	1,5	132	26,4	7,5	5,6	138,75	31,44	142,26
20	1,5	132	26,4	7,5	5,6	138,75	31,44	142,26
24	1,5	132	26,4	7,5	5,6	138,75	31,44	142,26
У	1,5					1229,25	279,06	1260,51

Приведем пример расчета 9 этажного дома (здание №2)

Pр.кв.= Pкв.уд.·n =1,44·72 =103,68 кВт;

Qр.кв. =103,68·0,2 =20,736 квар;

кВт;

квар;

13,3 кВт;

квар;

143,73 кВт;

квар.

кВ·А

Расчет нагрузок девятиэтажных жилых домов сведен в табл. 4.

Таблица 4. Расчет нагрузок девятиэтажных жилых домов

№ здан	Ркв уд,, кВт/кв	Рр.кв кВт	Qр.кввар	Pсту.,кВт	Qсту., квар	Кс.л.	Рр.л, кВт	Qр.л, квар	Pр.ж.д,кВт	Qр.ж.д,квар	S р жд, кВ·А
2	1,44	103,68	20,736	13,3	10	0,65	31,2	36,5	143,73	62,58	156,77
16	1,44	361,44	72,288	13,3	10	0,65	31,2	36,5	401,49	114,1	417,40
18	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
19	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
21	1,44	103,68	20,736	13,3	10	0,65	31,2	36,5	143,73	62,58	156,77
22	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
23	1,44	361,44	72,288	13,3	10	0,65	31,2	36,5	401,49	114,1	417,40
25	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
26	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
27	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
28	1,44	50,4	10,08	13,3	10	0,65	31,2	36,5	90,45	51,93	104,30
У									1723,6	716,9	1878,4

1.2 Определение расчетных нагрузок общественных зданий

Расчетные нагрузки общественных зданий определяются в соответствии с рекомендациями [12].

Расчетная нагрузка детского сада на 50 мест (здание №11) определяется по удельной нагрузке, которая составляет кВт/место.

Коэффициент реактивной мощности tgц=0,25.

Ррасч.д.сада = 0,46•50 = 23 кВт;

Qрасч.д.сада = 23•0,25 = 5,75 квар;

Sрасч.д.сада = = 23,71 кВ•А.

асчетная нагрузка детского сада на 250 мест (здание №17) определяется по удельной нагрузке, которая составляет кВт/место.

Коэффициент реактивной мощности tgц=0,25.

Ррасч.д.сада = 0,46•250 = 115 кВт;

Qрасч.д.сада = 115•0,25 = 28,75 квар;

Sрасч.д.сада = = 118,54 кВ•А.

Расчетная нагрузка продовольственного магазина повседневного спроса (здание №5) определяется по удельной нагрузке, которая составляет кВт/м2. Коэффициент реактивной мощности для продовольственного магазина составляет tgц=0,75.

Ррасч.маг = 0,25•420 =105 кВт;

Qрасч.маг = 105•0,75 =78,75 квар;

Sрасч.маг = = 131,25 кВ•А.

Расчетная нагрузка продовольственного магазина повседневного спроса (здание №9) определяется по удельной нагрузке, которая составляет кВт/м2.

Коэффициент реактивной мощности для продовольственного магазина составляет tgц=0,75.

Ррасч.маг = 0,25•120 =30кВт;

Qрасч.маг = 30•0,75 =22,5 квар;

Sрасч.маг = = 37,5 кВ•А.

Расчетная нагрузка ресторана (здание №20) определяется в соответствии с исходными данными.

Ррасч.рест.. = 20 кВт;

Qрасч.рест.. =20*0,4 =8 квар;

Sрасч.рест.. = = 21,54 кВ•А.

Расчетная нагрузка ремонта обуви (здание №13) определяется в соответствии с исходными данными.

Ррасч.рест.. = 12 кВт;

Qрасч.рест.. =12*0,6 =7.2 квар;

Sрасч.рест.. = =13,99 кВ•А.

Расчетная нагрузка ремонтные мастерские ЖКХ (здание №10) определяется в соответствии с исходными данными.

Ррасч.рест.. = 24 кВт;

Qрасч.рест.. =24*0,6 =14,4 квар;

Sрасч.рест.. = =28,85кВ•А.

Расчетная нагрузка школы на 400 мест (здание №12) определяется по удельной нагрузке, которая составляет кВт/место.

Коэффициент реактивной мощности для школы составляет tgц=0,38.

Ррасч.школы = 0,25•400 = 100 кВт;

Qрасч.школы = 100•0,38 = 38 квар;

Sрасч.школы = = 107 кВ•А.

Расчет нагрузок общественный зданий сведен в табл.5

Таблица 5. Расчет нагрузок общественных зданий

№ здания	Руд., кВт/место, кВт/м2	Кол-во мест, площадь и т.д.	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ·А
11	0,46	50 мест	23	5,75	23,71
17	0,46	250 мест	115	28,75	118,54
5	0,25	420м	105	78,75	131,25
9	0,25	120 м	30	22,5	37,50
14			20	8	21,54
13			12	7,2	13,99
10			24	14,4	28,85
12	0,25	400 мест	100	38	107
У			429	203,35	482,38

Сумма нагрузок жилых домов, общественных зданий и наружного освещения:

1229,25+1723,59+429+129==3510,5 кВт;

50,4+401,5+203,35+ 43=698,25 квар;

SE=v3510,52+698,252= 3579,26 кВ·А.

Потери мощности в трансформаторах ТП и сетях до 1000 В Микрорайона Черемушки ориентировочно составят [15]:

?Рпос = 0,03S = 0,03·3579,26 =107,37 кВт;

?Qпос= 0,1S = 0,1•3579,26 = 357,92 квар.

Расчетная электрическая нагрузка на шинах 10 кВ центра питания определится в соответствии с [15]

Pр.10 = kу P + ?Pпос = 0,75 •3510,5 +107,37 = 2740,24 кВт,

где kу = 0,75 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок для жилой застройки при количестве трансформаторов 11-20 [15];

Qр.10 = kу Q + ?Qпос = 0,75 • 698,25+357,92 =881,60 квар.

Полная расчетная нагрузка :

= 2878,56 кВ·А

Для питания Микрорайона Черемушки проектируется двухтрансформаторная ПС-5 «Микрорайона Черемушки» с двумя трансформаторами мощностью Sном.т.=2500 кВ·А.

Выбор мощности трансформаторов ПС выполним с учетом допустимой 1,5-кратной перегрузки в послеаварийном режиме:

= 1919,04 кВ•А,

Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трансформатор Sном .т = 2500 кВ·А.

Коэффициент загрузки трансформаторов составляет:

- в нормальном режиме:

внр = = = 0,41 < 0,7;

- в послеаварийном режиме:

вп.ав. = 2•внорм = 2•0,41 =0,82 < 1,5.

Выбираем трансформаторы марки ТМН-2500/110.

Это двухобмоточный трансформатор с естественным масляным охлаждением, с устройством РПН.

Технические характеристики трансформатора ТМН-2500/110:

- напряжение обмотки ВН -115 кВ;

- напряжение обмотки НН - 11 кВ;

- потери холостого хода ?Рхх =3.9кВт;

- потери короткого замыкания ?Ркз= 25 кВт;

- напряжение короткого замыкания uк=11,5 %;

- ток холостого хода Iх=0,6 %;

- схема и группа соединения обмоток - Yо/Д-11.

К установке выбираем двухтрансформаторные подстанции, так как доля нагрузок I и II категории значительна.

Площадь Микрорайона Черемушки F= 0,318 км2.

Расчетная активная нагрузка:

Рр10 = 2740,24 МВт.

Удельная нагрузка Микрорайона Черемушки составляет:

Руд = = =6,09 МВт/км2.

В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки от 5 до 8 МВт/км2 ,рекомендуется устанавливать трансформаторы мощностью 2х250 кВ•А [12].

Расчетное число трансформаторов ТП:

N расч- = = = 10,47 трансформаторов.

где в =0,9 - коэффициент загрузки трансформаторов.

Выбираем шесть блочных двухтрансформаторных подстанций типа КТПБ-2x250 с трансформаторами марки ТМГ.

Каждая ТП будет питать определенный участок Микрорайона Черемушки. При недостаточном коэффициенте загрузки принимаются трансформаторы меньшей мощности.

Пример расчета для ТП-1.

От ТП-1 будут получать питание жилые дома (здания 2,1,3), и приблизительно восьмая часть нагрузки наружного освещения (Росв =16,1 кВт, Qосв =5,4 квар).

Расчетная нагрузка ТП-1 в соответствии с табл. 2, 3, 4 и формулой (12) [1] составит

РТП-1= Рзд 2+ Росв +К1(Рзд 1,3) = 143,73+16,1+(138,75+138,75) =437,33 кВт;

QТП-1= Qзд 2+ Qосв + К1(Qзд 1,3) = 62,58+5,4+(31,44+31,44) =130,85 квар;

SТП-1= кВ·А

где Рзд 2 (Qзд 2) - наибольшая из нагрузок зданий, питаемых от ТП-1;

К1=1,0 и К2=0,4 - коэффициенты, учитывающие долю нагрузок других жилых домов и кафе в расчетной нагрузке РТП-1 [12].

Результаты расчетов для других ТП сведены в табл. 6.

Таблица 6. Характеристики трансформаторов

№ ТП	№ зданий, запитанных от ТП	Нагрузка ТП, кВ•А	Количество и мощность трансформаторов ТП, кВ•А	Коэффициент загрузки в нормальном режиме, отн. ед.	Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме, отн.ед.
1	2,1,3	456,59	2*250	0,91	1,82
2	16,4,6	456,59	2*250	0,91	1,82
3	18,7,8	456,59	2*250	0,91	1,82
4	19,15,17	407,10	2*250	0,81	1,63
5	5,11,12,9,14,13,10	406,15	2*250	0,81	1,62
6	Прочие здания района	447,10	2*250	0,89	1,79

1.3 Проектирование уличного освещения

Расчет уличного освещения определяется в соответствии с рекомендациями [29].

Для установки на магистральных дорогах принимаем светильники РКУ-400. Высота установки светильника - 10 м. Световой поток лампы составляет Ф =22000 лм.

Для установки на остальных дорогах принимаем светильники РКУ-250. Высота установки светильника - 10 м. Световой поток лампы составляет 12500 лм.

Расстояние между устанавливаемыми светильниками равно:

L = , м,

где Ф - световой поток выбранной лампы;

L - коэффициент использования светового потока по яркости [29];

LB - заданная яркость освещаемого объекта (кд/м2);

k - коэффициент запаса, k = 1,5 [29];

b - ширина освещаемой дороги (для магистралей - 18 м, для общегородских и районных дорог - 12 м, для проездов - 5 м, для проездов и проходов к корпусам и площадкам - 5 м).

На улицах общегородского значения:

Lм = = 23 м.

На улицах районного значения:

Lм = = 38 м.

На проездах и проходах к корпусам и площадкам:

Lм = = 53 м.

В соответствии с генпланом микрорайона получим количество светильников:

светильники РКУ-400 - 112 шт;

светильники РКУ-250 - 338 шт.

Для индивидуально-компенсированных светильников tgц = 0,33 [29].

Расчетная активная нагрузка уличного освещения:

Рр. осв=Рсв•n, кВт,

где Рсв - мощность лампы в светильнике, кВт;

n - количество светильников, шт.

Расчетная реактивная нагрузка уличного освещения равна:

Qр. осв = Рр. осв tgц, квар.

Полная расчетная нагрузка уличного освещения равна:

Sр. осв = , кВ•А.

Для светильников с лампами мощностью Рсв = 400 Вт:

Рр. 400 = 0,4•112 =45 кВт;

Qр. 400 =44,8•0,33 =15 квар;

Sр. 400 = = 47 кВ•А.

Для светильников с лампами мощностью Рсв = 250 Вт:

Рр.250 = 0,25•338 =85 кВт;

Qр. 250 = 84,5•0,33 =28 квар;

Sр. 250 = =89 кВ•А.

Расчетные нагрузки наружного освещения Микрорайона Черемушки равны:

кВт;

квар.

Выводы: В первой главе были проведены расчеты нагрузки жилых зданий и объектов района. Даны определения нагрузок как физических величин.

Определены данные нагрузки в соответствии с рекомендациями и стандартами. Рассчитаны нагрузки общественных зданий, уличных освещений, определенно их количество и характеристики.

Сумма нагрузок жилых домов, общественных зданий и наружного освещения:

951,75+726,12+429+129=3510,5 кВт;

216,18+280,57+203,35+ 43=698 квар;

кВ·А.

Из полученных данных мы можем перейти ко второй главе диссертации, где будет рассчитана и спроектирована районная подстанция напряжением 110/10 кВ.

2. Расчет и проектирование районной подстанции напряжением 110/10 кВ

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ПС

Сумма нагрузок жилых домов, общественных зданий и наружного освещения:

951,75+726,12+429+129=3510,5 кВт;

216,18+280,57+203,35+ 43=698 квар;

кВ·А.

Потери мощности в трансформаторах ТП и сетях до 1000 В Микрорайона Черемушки ориентировочно составят [15]:

?Рпос = 0,03S = 0,03·2356,12 =70,68 кВт;

?Qпос= 0,1S = 0,1•2356,12 =235,61 квар.

Расчетная электрическая нагрузка на шинах 10 кВ центра питания определится в соответствии с [15]

Pр.10 = kу P + ?Pпос = 0,75 •2235,87 +201 = 1877,9 кВт,

где kу = 0,75 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок для жилой застройки при количестве трансформаторов 11-20 [15];

Qр.10 = kу Q + ?Qпос = 0,75 • 743,1+235,61 =792,93 квар.

Полная расчетная нагрузка :

2038,45 кВ·А.

Центром питания Микрорайона Черемушки в настоящее время является двухтрансформаторная ПС-5 «Микрорайона Черемушки» с двумя трансформаторами мощностью Sном.т.=2500 кВ·А. В связи с увеличением нагрузки Микрорайона Черемушки мощность трансформаторов изменится.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме составит: [15,стр.78]

Кн.п. = 2038,45/(2-1)1358,64 = 1,5

Выбор мощности трансформаторов ПС выполним с учетом допустимой 1,5-кратной перегрузки в послеаварийном режиме. :

= 1358,64 кВ•А,

Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трансформатор Sном .т = 2500 кВ·А.

Коэффициент загрузки трансформаторов составляет:

- в нормальном режиме:

внр = = = 0,41 < 0,7;

- в послеаварийном режиме:

вп.ав. = 2•внорм = 2•0,41 =0,82 < 1,5.

Выбираем трансформаторы марки ТМН-2500/110.

Это двухобмоточный трансформатор с естественным масляным охлаждением, с устройством РПН.

Технические характеристики трансформатора ТМН-2500/110:

- напряжение обмотки ВН -115 кВ;

- напряжение обмотки НН - 11 кВ;

- потери холостого хода ?Рхх =3.9кВт;

- потери короткого замыкания ?Ркз= 25 кВт;

- напряжение короткого замыкания uк=11,5 %;

- ток холостого хода Iх=0,6 %;

- схема и группа соединения обмоток - Yо/Д-11.

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

К установке выбираем двухтрансформаторные подстанции, так как доля нагрузок I и II категории значительна.

Площадь Микрорайона Черемушки F= 0,318 км2.

Расчетная активная нагрузка:

Рр10 = 1,877 МВт.

Удельная нагрузка Микрорайона Черемушки составляет:

Руд = = =5,9 МВт/км2.

В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) при плотности нагрузки от 5 до 8 МВт/км2 ,рекомендуется устанавливать трансформаторы мощностью 2х250 кВ•А [12].

Расчетное число трансформаторов ТП:

N расч = = = 10,47 трансформаторов.

где в =0,9 - коэффициент загрузки трансформаторов.

Выбираем шесть блочных двухтрансформаторных подстанций типа КТПБ-2x250 с трансформаторами марки ТМГ.

Каждая ТП будет питать определенный участок Микрорайона Черемушки. При недостаточном коэффициенте загрузки принимаются трансформаторы меньшей мощности.

Пример расчета для ТП-1.

От ТП-1 будут получать питание жилые дома (здания 2,1,3), и приблизительно восьмая часть нагрузки наружного освещения (Росв =16,1 кВт, Qосв =5,4 квар).

Расчетная нагрузка ТП-1 в соответствии с табл. 2, 3, 4 и формулой (12) [1] составит

РТП-1= Рзд 2+ Росв +К1(Рзд 1,3) = 143,73+16,1+(138,75+138,75) =437,33 кВт;

QТП-1= Qзд 2+ Qосв + К1(Qзд 1,3) = 62,58+5,4+(31,44+31,44) =130,85 квар;

SТП-1= кВ·А

где Рзд 2 (Qзд 2) - наибольшая из нагрузок зданий, питаемых от ТП-1;

К1=1,0 и К2=0,4 - коэффициенты, учитывающие долю нагрузок других жилых домов и кафе в расчетной нагрузке РТП-1 [12].

Результаты расчетов для других ТП сведены в табл. 6.

Таблица 6. Характеристики трансформаторов

№ ТП	№ зданий, запитанных от ТП	Нагрузка ТП, кВ•А	Количество и мощность трансформаторов ТП, кВ•А	Коэффициент загрузки в нормальном режиме, отн. ед.	Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме, отн.ед.
1	2,1,3	456,59	2*250	0,91	1,82
2	16,4,6	456,59	2*250	0,91	1,82
3	18,7,8	456,59	2*250	0,91	1,82
4	19,15,17	407,10	2*250	0,81	1,63
5	5,11,12,9,14,13,10	406,15	2*250	0,81	1,62
6	Прочие здания района	447,10	2*250	0,89	1,79

2.3 Выбор сечения питающей линии 110 кВ

Расчетная мощность, передаваемая по линии 110 кВ равна:

P р.110 = P р.10+?Pт;

Q р.110 = Q р.10+?Qт,

где ?Рт - потери активной мощности в трансформаторах, кВт;

?Qт - потери реактивной мощности в трансформаторах, квар.

= 16,1 кВт;

=50,1 квар;

Pр. 110 = 1877,9+ 16,1= 1894 кВт;

Qр 110 = 792,93+ 50,1= 843,03 квар.

Полная мощность, передаваемая по линии 110 кВ, равна:

кВ·А.

Определяем расчетный ток в линиях 110 кВ

Iр = = =5,55 А.

Экономическое сечение проводов линии:

qэ = Iр / jэ = 5,44/1,1 =4,94 мм2,

где jэ =1,1А/мм2 - экономическая плотность тока для неизолированных сталеалюминиевых проводов при Тм = 4200 ч/год [22].

В соответствии с ПУЭ минимальное сечение провода для линии напряжением 110 кВ по условию потерь на корону составляет 70 мм2. Линию выбираем двухцепной. В соответствии с ПУЭ минимально допустимое по механической прочности сечение сталеалюминиевых проводов для двухцепной линии 120 мм2.

Выбираем для линии 110 кВ провода АС-120/19, Iдоп =375 А.

Проверим выбранное сечение по току послеаварийного режима:

Iдоп ? 2•Iр; 375А >2 • 5,55 = 11,1 А.

Выбранное сечение удовлетворяет условию допустимого нагрева.

2.4 Выбор схемы подстанции 110/10 кВ

Схему подстанции принимаем упрощенной, т.е. без сборных шин на первичном напряжении 110 кВ. Со стороны трансформаторов на первичном напряжении ставим силовые выключатели. Кроме того, на стороне первичного напряжения ставим неавтоматизированную ремонтную перемычку с разъединителями для питания двух трансформаторов от одной линии при ремонте другой.

Схема электрических соединений подстанции показана на рис. 1

Рис. 1 Схема электрических соединений ПС

На стороне вторичного напряжения 10 кВ принимаем одиночную секционированную систему сборных шин с двумя секциями 1 и 2.

При построении системы электроснабжения микрорайона исходим из раздельной работы линий и трансформаторов, т.к. при этом снижаются токи короткого замыкания, упрощаются схемы коммутации и релейная защита. Для восстановления питания потребителей применены простейшие схемы автоматики (АВР на секционном выключателе в распределительном устройстве 10 кВ).

Для питания собственных нужд ПС устанавливаем трансформаторы собственных нужд. Для питания собственных нужд принимаем 2 трансформатора ТС-40/10.

2.5 Выбор схемы электроснабжения микрорайона Черемушки

Рассмотрим два варианта схем распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ. Обе схемы двухлучевые магистральные. Схемы двух вариантов приведены на рис.2.

К прокладке выбираем кабели марки АПвП.

В первом варианте имеются 3 магистральные линии:

- по кабельным линиям 1,2 питаются ТП-1, ТП-4;

- по кабельным линиям 3,4 питаются ТП-2, ТП-3;

- по кабельным линиям 5,6 питаются ТП-5, ТП-6.

Во втором варианте имеются также 3 магистральные линии:

- по кабельным линиям 1,2 питаются ТП-1, ТП-4;

- по кабельным линиям 3,4 питаются ТП-2, ТП-5;

- по кабельным линиям 5,6 питаются ТП-3, ТП-6.

Количество трансформаторов и выключателей в обоих вариантах одинаковое; участки ТП-1 - ТП-4 в обоих вариантах одинаковые. Эти элементы при сравнении не учитываем.

Расчетные затраты при единовременных капитальных вложениях и постоянных издержках определяются по формуле в соответствии с [35] :

З = Ен •К+И , руб,

где Ен = 0,12 1/год;

К - единовременные капитальные вложения, руб;

И - ежегодные эксплуатационные издержки, руб/год.

И =Иа +Ир.о.+Ип.л.,

где Иа - ежегодные амортизационные издержки (4% от капитальных затрат для кабельных линий [35]);

Рис. 2. Варианты схем электроснабжения 10 кВ

Ир.о. - издержки на ремонт и обслуживание элементов сети (2,3 % от капитальных затрат для кабельных линий, проложенных в земле [35]);

Ип.л. - стоимость потерь электроэнергии в сети

Ип.л = ?Wл•CЭ ,

где ?Wл - расчетные потери электроэнергии в сети, кВт•ч/год;

CЭ = 0,146 руб/кВт•ч - тариф на оплату технологических потерь электрической энергии на ее передачу по сетям, утвержденный ОАО «Ленэнерго» в 2008 г.

?Wл = ??Рл • ф , кВт•ч/год,

где ф - годовое число часов максимальных потерь электроэнергии, ч/год

ф = ==2886 ч/год,

где Тм =4500 ч/год. - заданное годовое число часов использования максимума нагрузки.

Потери активной мощности на участке кабельной линии

?Рл = 3 I2p ro L 10-3, кВт,

где Iр - расчетный ток участка кабельной линии;

r0 - погонное сопротивление участка линии, Ом/км;

L - длина участка линии, км.

2.6 Выбор вариантов схем электроснабжения

Рассмотрим вариант 1

По кабельным линиям 3,4 двулучевой магистральной схемы питаются ТП-2, ТП-3.

Нагрузка участка ПС-ТП-2:

SПС-ТП-2 =456,59+392,42=849 кВ•А.

Расчетный ток:

IПС-ТП-2 = = 24,5 А.

Сечение кабелей:

qПС-ТП-2 = мм2,

где jэ =1,7 А/мм2 - экономическая плотность тока, (для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, с алюминиевыми жилами, при годовом числе часов использования максимума нагрузки Тм =4200 ч/год).

Полученное сечение округляются до ближайшего стандартного сечения. В городских электрических сетях рекомендуется принимать сечение не менее 70 мм2 [12]. Поэтому qПС-ТП-2 = 70 мм2 (Iдоп =210 А, rо=0,4 Ом/км).

Для участка ТП-2-ТП-3:

SТП-2-ТП-3 = 456,59+392,42=849 кВ•А.

IТП-2-ТП-3 = 24,5 А.

qТП-2-ТП-3 = 70 мм2.

По кабельным линиям 5,6 двулучевой магистральной схемы питаются ТП-5, ТП-6.

Для участка ПС-ТП-5:

SПС-ТП-5 = 456,59+392,42=849 кВ•А.

IПС-ТП-5 24,5 А

qПС-ТП-5 = 70мм2.

Для участка ТП-5-ТП-6:

SТП-5-ТП-6 = 679,02кВ•А;

IТП-5-ТП-6 = 19,6 А;

qТП-5-ТП-6 = 70 мм2.

Все участки удовлетворяют условию нагрева в нормальном режиме.

Проверим кабели по нагреву в послеаварийном режиме.

Участок ПС-ТП-5:

Iпа=2Ip=2 24,5= 49A < kn kпIдоп =0,91,23210 = 230 А,

где kn =0,9 - поправочный коэффициент на количество кабелей в траншее (n=2);

kп = 1,23 - коэффициент перегрузки кабелей АПвП, проложенных в земле.

Для других участков условие проверки по нагреву в послеаварийном режиме выполняется.

Рассмотрим вариант 2.

По кабельным линиям 3,4 двулучевой магистральной схемы питаются ТП-2, ТП-5.

Нагрузка участка ПС-ТП-2:

SПС-ТП-2 =456,59+422,42=879 кВ•А.

Расчетный ток:

IПС-ТП-2 = = 25,37А.

Сечение кабелей:

qПС-ТП-2 = мм2,

Для участка ТП-2-ТП-5:

SТП2-ТП-5 = 879 кВ•А.

IТП-2-ТП-5 = 25,37А.

qТП-2-ТП-5 = 70мм2.

По кабельным линиям 5,6 двулучевой магистральной схемы питаются ТП-3, ТП-6.

Для участка ПС-ТП-3:

SПС-ТП-3 = 905 кВ•А;

IПС-ТП-3 = 26,12 А;

qПС-ТП-3 = 70 мм2.

Для участка ТП-3-ТП-6:

SТП3-ТП-6 =404 кВ•А;

IТП-3-ТП-6 = 11,66А;

qТП-3-ТП-6 = 70мм2.

Все участки удовлетворяют условию нагрева длительно допусимым тока в нормальном режиме.

Проверим по нагреву в послеаварийном режиме участок ПС-ТП-3:

Iпа=2Ip=2 26,12= 52,24 A < kn kпIдоп =0,91,23210 = 230 А,

2.7 Технико-экономическое сравнение вариантов

Капитальные вложения для варианта 1 представлены в табл.7.

Таблица 7. Финансовые вложения для варианта 1

Оборудование	Количество единиц	Цена за единицу, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
Кабельные линии сечением 70 мм2	3,08 км	195,3	601,5

Расчет ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии для варианта 1 приведен в табл.8.

Таблица 8. Расчет ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии

Участок линии	ro, Ом/км	L, км	Rл, Ом	Iр, А	?Рл, кВт	?Wл, кВт·ч/год	Ип.л, тыс. руб/год
ПС-ТП-2	0,4	0,7	0,280	59,7	2,99	8640	1,26
ТП-2-ТП-3	0,4	0,42	0,168	29	0,42	1223	0,18
ПС-ТП-5	0,4	1,47	0,588	62	6,78	19569	2,86
ТП-5-ТП-6	0,4	0,49	0,196	33	0,64	1848	0,27
Итого:						31280	4,57

Ежегодные издержки для варианта 1:

И = 0,04•601,5+0,023•601,5+4,57=42,5 тыс. руб/год.

Приведенные затраты для варианта 1

З = 0,12•601,5+42,5 =114,68 тыс. руб/год.

Капитальные вложения для варианта 2 представлены в табл.9.

Таблица 9.Финансовые вложения для варианта 2

Оборудование	Количество единиц	Цена за единицу, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
Кабельные линии сечением 70 мм2	3,51 км	195,3	685,5

Расчет ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии для варианта 2 приведен в табл.10.

Таблица 10. Расчет ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии для варианта 2

Участок линии	ro, Ом/км	L, км	Rл, Ом	Iр, А	?Рл, кВт	?Wл, кВт·ч/год	Ип.л, тыс. руб/год
ПС-ТП-2	0,4	0,79	0,316	61	3,53	10180	1,49
ТП-2-ТП-5	0,4	0,79	0,316	30	0,85	2462	0,36
ПС-ТП-3	0,4	0,98	0,392	61	4,38	12629	1,84
ТП-3-ТП-6	0,4	0,95	0,38	33	1,24	3583	0,52
Итого:						28854	4,21

Ежегодные издержки для варианта 2

И = 0,04•685,5+0,023•685,5+4,21=47,4 тыс. руб/год.

Приведенные затраты для варианта 2

З = 0,12•685,5+47,4 =129,66 тыс. руб/год.

Из расчетов видно, что затраты для первого варианта меньше на 13%. Далее все расчеты проводим для схемы первого варианта.

2.8 Выбор сечений кабельных линий 0,4 КВ

К прокладке принимаем кабели с алюминиевыми жилами в поливинилхлоридной изоляции. Сечения кабельных линий 0,4 кВ выбираются по экономической плотности тока и проверяются по условию допустимого нагрева расчетным током в нормальном и послеаварийном режиме. Кабельные линии 0,4 кВ должны быть проверены по потерям напряжения от ТП до вводов в здание, которые должны быть не более 10 % [12]. Потери напряжения в кабеле определяются по формуле для послеаварийного режима:

?U = , %.

Приведем пример выбора и проверки сечения кабельной линии для здания №1. Из табл.3 находим полную мощность, потребляемую зданием №1.

кВ·А.

Предварительный расчет показывает, что при двух проложенных кабелях, практически на всех присоединениях , выбранное сечение не проходит по длительно допустимому току и(или) току в послеаварийном режиме. Поэтому целесообразно увеличить количество параллельно проложенных кабелей до четырех.

Ток, протекающий в кабеле равен:

А.

Определяем сечение кабели по экономической плотности тока по формуле:

qэ = Iр/jэ , мм2,

где Iр - расчетный ток кабеля;

jэ = 1,6 А/мм2 - экономическая плотность тока для кабелей с пластмассовой изоляцией и алюминиевыми жилами [22].

мм2

Округляем полученное сечение до ближайшего стандартного значения:

мм2

Допустимый ток кабеля в нормальном режиме равен:

, А,

где: kпр' - коэффициент прокладки, зависящий от числа кабелей в траншее [22];

Iдоп.табл. - допустимый ток кабеля выбранного сечения, принимаемый по справочным данным [22].

В нормальном режиме должно выполняться условие

Iдоп ? Iр.

Допустимый ток кабеля в послеаварийном режиме равен:

, А ,

где: kп/ав. - коэффициент допустимой перегрузки кабеля в послеаварийном режиме.

На период ликвидации аварии допускаются перегрузки кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката на 15 % [21].

В послеаварийном режиме должно выполняться условие

Iдоп п/а ? Iр п /а ,

где: Iр п/а = 2Iр (4/3Iр) при двух (четырех) кабелях в траншее.

Допустимые длительные токи для четырёхжильных кабелей с алюминиевыми жилами в поливинилхлоридной оболочке при прокладке в земле равны [22]:

185 мм2 = 354А, 150 мм2 = 308А, 120 мм2 = 271А, 95 мм2 = 234А,

70 мм2 = 193А, 50 мм2 = 161А, 35 мм2 = 128А, 25 мм2 = 105А,

16 мм2 = 82А, 10 мм2 = 64А, 6 мм2 = 42А, 4 мм2 = 34А, 2,5 мм2 = 26А.

Iдоп=193·0,8=154 А > Iрасч=125А - сечение удовлетворяет условиям допустимого нагрева в нормальном режиме.

Iлоп п/а.=193·1,15·0,8=178 А > Iрасч п/а.=125•4/3=167 А - сечение удовлетворяет условиям допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

2.9 Расчет токов КЗ и выбор оборудования

Расчет токов КЗ для выбора оборудования выполняем в соответствии с [6] для следующего по стандартной мощности трансформатора 2500 кВА с параметрами uк=10,5%, ?Рк.= 60 кВт.

Расчет проводим в относительных базисных единицах.

В качестве базисных величин принимаем:

- базисную мощность, равную мощности трехфазного короткого замыкания системы:

Sб = Sкз = 4900 МВ•А,

Базисная мощность Sб = 4900 МВ•А.

Базисные напряжения Uб1 = 110 кВ, Uб2 = 10 кВ.

Базисные токи равны:

Iб1 = = = 7,87 кА, Iб2 = = = 86,6 кА.

Преобразим расчетную схему в схему замещения для расчета сопротивлений.

Расчетная схема и схема замещения показаны на рис. 3.

Рис.3. Схема замещения

Рассчитаем сопротивления элементов схемы замещения.

Сопротивления системы равны:

Xс = Sб/Sк.з. =4 900/4900 = 1,0;

Rс = Xc /50 = 1,0/50=0,02.

ЭДС системы Ес = 1,05, т.к. в соответствии с п.1.4.9. [22] для выбора аппаратов и проводников по токам КЗ расчетное напряжение каждой ступени следует принимать на 5% больше номинального напряжения сети.

Сопротивления воздушной линии:

Xw = = = 1,07;

Rw= = = 0,62,

где Xуд = 0,43 Ом/км - удельное индуктивное сопротивление линии;

Rуд = 0,25 Ом/км - удельное активное сопротивление линии;

L - длина линии, км.

Результирующие сопротивления до точки К1:

Хрез.1 = Хс + Хw = 1,0+1,07 = 2,07.

Rрез1 = 0,02+0,62=0,64;

Поскольку , активные сопротивления можно не учитывать.

2.10 Расчет токов КЗ

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1:

Iк1 = = =3,99 кА.

Расчет тока КЗ в точке К2.

Сопротивления трансформатора:

Xт = = = 15,75;

Rт = = = 0,9.

Результирующие сопротивления до точки К2:

Xрез.2 = Xс + Xw + Xт =1,0+1,07+15,75=17,82;

Rрез.2 = Rс + Rw + Rт =0,02+0,62+0,9=1,54.

Поскольку , активные сопротивления можно не учитывать.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К2:

Iк2 = = = 5,1 кА.

Постоянная времени до точки К1:

Ta1 = ==0,010 c.

Ударный коэффициент:

Ку1 ==1,37.

Ударный ток в точке К1:

iуК1 = 1,37••3,99 = 7,73 кА.

Постоянная времени до точки К2:

Ta2 == =0,037 c.

Ударный коэффициент:

Ку2 ==1,76.

Ударный ток в точке К2:

iуК2 = 1,76••5,1= 12,7 кА.

2.11 Расчет теплового импульса тока КЗ

В результате длительного протекания тока короткого замыкания (КЗ) по кабелям при отключении присоединений действием резервных защит имели место пожары в кабельных хозяйствах электростанций вследствие нагрева токопроводящих жил кабелей до температур, при которых происходили разрывы оболочек и разрушения концевых заделок с возгоранием кабелей

Тепловой импульс тока КЗ (интеграл Джоуля) рассчитывается по формуле:

Bк = Iк2 •(tрз + tотк + Та) , кА2•с,

где tрз - время действия релейной защиты;

tотк ? 0,05 с - время отключения коммутационного аппарата, с.

Та - постоянная времени (см. п. 6.1).

Для выключателей отходящих от ПС кабельных линий 10 кВ время tрз складывается из времени срабатывания предохранителей трансформаторов ТП (0,2 с) и одной ступени селективности (0,7 с). Для секционного выключателя 10 кВ добавляется одна ступень селективности, для выключателей вводов 10 кВ - еще одна ступень, для выключателей 110 кВ - еще одна ступень селективности.

Тепловой импульс для выключателя 10 кВ отходящих кабельных линий:

Bк = 5,12(0,2+0,7+0,05+0,037)= 25,7 кА2 с.

Тепловой импульс для секционного выключателя 10 кВ:

Bк = 5,12(0,2+20,7+0,05+0,037)= 43,9 кА2 с.

Тепловой импульс для выключателей вводов 10 кВ:

Bк = 5,12(0,2+30,7+0,05+0,037)= 62,1 кА2 с.

Тепловой импульс для выключателей и разъединителей 110 кВ:

Bк = 3,992(0,2+40,7+0,05+0,010)= 48,7 кА2 с.

2.12 Определение термически стойкого сечения кабельных линий

Минимальное термически стойкое к током КЗ сечение кабеля определяется по формуле:

qмин = = 68,4 мм2,

где Вк = 46,9106 А2с - тепловой импульс для выключателя 10 кВ отходящих кабельных линий (см. п. 6.2);

С =100 Ас1/2/мм2 - температурный коэффициент для кабелей с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена [13]

Выбранные ранее сечения кабелей (70 мм2) распределительной сети 10 кВ проходят по термической стойкости.

2.13 Выбор коммутационных аппаратов

Выбор коммутационных аппаратов осуществляется для трансформатора номинальной мощностью 2,5 МВ•А с учетом допустимости его 1,5-кратной перегрузки. Максимальный рабочий ток трансформатора на стороне 110 кВ

Iраб .max = = = 0,087 кА.

На стороне 110 кВ выбираем выключатель марки ВГТ-110-40/1250УХЛ1 и разъединитель марки РГП-110-1000УХЛ1. Проверка аппаратов сведена в табл.14 и табл.15.

Таблица 14.Проверка аппаратов

Расчетные параметры	Каталожные параметры выключателя	Условия выбора
Uуст =110 кВ	Uном = 110 кВ	Uуст Uном
Iраб .max = 87 А	Iном =1250 А	Iраб.max Iном
IК1 = 3,99 кА	Iоткл.ном = 40 кА	IК1(3) Iоткл.ном
iук1= 7,73 кА	iдин = 102 кА	iук1 iдин
Вк = 48,7 кА2 с	Iт2 tт =4023 = 4800 кА2с	Вк Iт2 tт

Таблица 15. Проверка аппаратов

Расчетные параметры	Каталожные параметры разъединителя	Условия выбора
Uуст =110 кВ	Uном =110 кВ	Uуст Uном
Iраб.max = 87 А	Iном =1000 А	Iраб.max Iном
iук1 = 7,73 кА	im дин = 63 кА	iук1 im дин
Вк = 48,7 кА2 с	Iт2 tт =252 3 =1875 кА2 с	Вк Iт2 tт

Максимальный рабочий ток трансформатора на стороне 10 кВ

Iраб.max = = = 0,866 кА.

Для вводов 10 кВ выбираем выключатели марки ВВПЭ-10-20/1000У3.

Проверка выключателей сведена в табл. 16.

Определим максимальный рабочий ток для выбора секционного выключателя:

Iраб.max = = = 0,433 кА.

Проверка секционного выключателя сведена в табл. 17.

Определим максимальный рабочий ток для выбора выключателей на отходящих линиях:

Iраб.max = = = 0,197 кА.

Выключатели на отходящих линиях, а также секционный выключатель выбираем марки ВВПЭ-10-10/250У3. Проверка выключателей на отходящих линиях сведена в табл. 18.

Таблица 16.Проверка выключателей

Расчетные параметры	Каталожные параметры	Условия выбора
Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
Iраб.max = 866 А	Iном =1000 А	Iраб.max Iном
IК2 = 4,86 кА	Iоткл.ном = 20 кА	IК2(3) Iоткл.ном
iук2= 12,1 кА	im дин = 40 кА	iук2 im дин
ВК2 = 62,1 кА2 с	Iт2 tт =202 4 =1600 кА2 с	ВК2 Iт2 tт

Таблица 17.Проверка секционного выключателя

Расчетные параметры	Каталожные параметры	Условия выбора
Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
Iраб.max = 433 А	Iном =250 А	Iраб.max Iном
IК2 = 5,1 кА	Iоткл.ном = 20 кА	IК2(3) Iоткл.ном
iук2= 12,7 кА	im дин = 40 кА	iук2 im дин
ВК2 = 43,9 кА2 с	Iт2 tт =202 4 =1600 кА2 с	ВК2 Iт2 tт

Таблица 18.Проверка выключателей на отходящих линиях

Расчетные параметры	Каталожные параметры	Условия выбора
Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
Iраб.max = 197 А	Iном =250 А	Iраб.max Iном
IК2 = 5,1 кА	Iоткл.ном = 20 кА	IК2(3) Iоткл.ном
iук2= 12,7 кА	im дин = 40 кА	iук2 im дин
ВК2 = 25,7 кА2 с	Iт2 tт =202 4 =1600 кА2 с	ВК2 Iт2 tт

На ТП установлены трансформаторы номинальной мощности 250 кВА. С учетом допустимой перегрузки на 80% максимальный рабочий ток трансформатора на стороне 10 кВ.

Iраб .max = = = 26,5 А.

Для РУ 10 кВ ТП выбираем выключатели нагрузки марки ВНА-10-250-20УЗ. Проверка аппаратов сведена в табл. 19.

Таблица 19.Выбор выключателей нагрузки

Расчетные параметры	Каталожные параметры	Условия выбора
Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст Uном
Iраб.max = 67 А	Iном =250 А	Iраб.max Iном
iук2= 12,7 кА	im дин = 20 кА	iук2 im дин
ВК2 = кА2 с	Iт2 tт =202 4 =1600 кА2 с	ВК2 Iт2 tт

2.7 Выбор оборудования РУ

Защита электроустановок от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжений.

Принимаем к установке ОПН типа: ОПН-110 УХЛ1. Это ограничитель (О) перенапряжений (П) нелинейный (Н) на номинальное напряжение 110 кВ, предназначенный для работы в условиях умеренно холодного климата (УХЛ) на открытом воздухе (1). Каталожные данные ОПН указаны в табл. 20

Таблица 20 Каталожные данные ОПН

Тип	Uном кВ	Umax.раб кВ	Iр пер. А	U р.ост. кВ	I раз. кВ	U н.ост. кВ	Пропускная способность на волне 1,2/2,5, мс	Взрывобезопасность при токе КЗ длительностью 0,2с
ОПН-110 УХЛ1	110	156	1500	Не более 180	5	250	20 воздействий по 280-400А	20кА (действующее значение)

ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ (ОПН)

В нейтрали силового трансформатора устанавливаем ОПН-110/63, рабочее напряжение 63 кВ. На стороне 10 кВ принимаем к установке ограничители перенапряжений типа ОПН-10 УХЛ1 (табл. 21).

Таблица 21.Ограничители перенапряжений типа ОПН-10 УХЛ1

Тип	Uном кВ	Umax.раб кВ	Iр пер. А	U р.ост. кВ	I раз. кВ	U н.ост. кВ	Пропускная способность на волне 1,2/2,5, мс	Взрывобезопасность при токе КЗ длительностью 0,2 с
ОПН-10 УХЛ1	10	17,5	350	Не более 22	5	27	20 воздействий по 300-350А	-

ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ

Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для понижения ВН до стандартной величины 100 В или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки: U уст ? U ном;

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке: S2У ? S ном,

где S ном - номинальная мощность в выбранном классе точности;

S2У - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к ТН, В•А.

Принимаем к установке трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2 УХЛ2. Это трехфазный антирезонансный трансформатор напряжения, предназначенный для измерения напряжения и контроля изоляции в сетях 10 кВ с любым режимом заземления нейтрали. Выбор измерительных трансформаторов напряжения согласно [2] производим по классу точности и вторичной нагрузке SТ,ном?S2. Схема соединения Y/Y/Д.

ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Трансформаторы тока (ТТ) имеют следующее предназначение:

отделить цепи ВН от цепей измерительных приборов или аппаратов защиты, обеспечивая безопасность их обслуживания;

снизить измеряемый ток до значения, допускающего подключение последовательных катушек измерительных приборов или аппаратов защиты.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

по номинальному напряжению Uном.т.т. ? Uном.у;

по току в первичной цепи Іном.1т.т. ? Іп.а ,

где Іном.1т.т. - номинальный ток первичный, А;

Іп.а. - ток послеаварийного режима в первичной цепи, А;

по мощности нагрузки во вторичной цепи Sном.2т.т. ? Sрасч.,

где Sном.2т.т. - допустимая (номинальная) нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока, В?А;

- Sрасч. расчетная нагрузка вторичной обмотки ТТ в нормальном режиме;

- по термической стойкости :Вк ? І2т ? tт;

по электродинамической стойкости :i у < i дин.

Принимаем к установке трансформаторы тока ТПЛК-10. Это трансформатор тока (Т) проходной (П) с литой изоляцией (Л) для КРУ (К) на напряжение 10 кВ. Согласно рекомендациям [5] для расчетного учета электроэнергии и для подключения указывающих электроизмерительных приборов, а также релейной защиты принимаем к установке трансформаторы тока класса точности 0,5.

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

Для выбора уставок релейной защиты расчет токов короткого замыкания выполним для трансформатора 2,5МВ·А.

Максимальный рабочий ток на стороне 10 кВ ТП с трансформаторами мощностью 250 кВ•А:

Iт250===36,4 А.

Максимальный рабочий ток на стороне 110 кВ трансформаторов ПС:

Iт ПС ном1===33А.

Максимальный рабочий ток кабельных линий КЛ1-КЛ6 (с учетом коэффициента загрузки трансформаторов ТП, равном 0,9):

Iраб.max.КЛ = Iт250 •2·0,9 =36,4·2·0,9= 131 А.

Преобразим расчетную схему в схему замещения для расчета сопротивлений.

Схема замещения изображена на рис.4.

Рис. 4 Схема замещения

Расчет токов короткого замыкания.

В качестве базисных величин принимаем:

- базисную мощность, равную мощности трехфазного короткого замыкания системы:

Sб = Sкз = 4900 МВ•А,

- базисное напряжение:

Uб1= 110 кВ,

Uб2 =10 кВ,

- базисный ток:

Iб1 = = =7,87 кА;

Iб2= = = 86,6 кА.

Приводим сопротивления линий, системы и трансформаторов к выбранным базисным условиям. Величины сопротивлений определяем в относительных единицах.

Сопротивление системы равно:

Xс = =1

Точка К1

Ток трёхфазного короткого замыкания равен:

I(3)к.з.К1 = ,

где Xw2 - сопротивление линий W1 и W2.

XW1,W2 = L•Xуд• = = 1,07,

где L1.2 - длина линии W1,W2, (км);

Xуд - удельное реактивное сопротивление линии;

Xуд =0,43 Ом/км.

Xрез1 = 1+1,07=2,07;

Активные сопротивления элементов схемы равны:

- для системы:

Rс = Xc /50 = 1,0/50=0,02;

- для воздушных линий;

Rw1,w2= = = 0,62

rрез1 = 0,02+0,62=0,64;

Так как , то начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К1 равно:

Iк1 = ,

I(3)к.з.К1= =3,8 кА.

Точка К2

Ток трёхфазного короткого замыкания равен:

I(3)к.з.К2 = ,

где XТ2 - сопротивление трансформатора:

XТ2 = = = 25,

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора;

Uк =10,5%.

I(3)к.з. К2 = = 3,2 кА.

Точка К3

Ток трёхфазного короткого замыкания равен:

I(3)к.з.К2 = ,

где Xкл2 -сопротивление кабельных линий КЛ-1,2

Xкл2 = Lкл2•Xуд• = = 0,75,

где Lкл2 - длина кабельных линии КЛ-1, КЛ-2

LКЛ-1=LКЛ-2 = 0,578 км;

Xуд - удельное реактивное сопротивление линий,

Xуд =0,086 Ом/км.

I(3)к.з К3 = =3,11 кА.

Точка К4

Ток трёхфазного короткого замыкания равен:

I(3)к.з.К4 = ,

где Xкл4 -сопротивление кабельных линий КЛ-3,4.

Xкл4 = Lкл4•Xуд• = = 0,72,

где Lкл4 = 0,56 км - длина кабельных линии КЛ-3, КЛ-4

Xуд =0,086 Ом/км - удельное реактивное сопротивление линии,

I(3)к.з К4 = = 3,12 кА.

Точка К5

Ток трёхфазного короткого замыкания равен:

I(3)к.з.К5 = ,

где Xкл6 -сопротивление кабельных линии КЛ-5,6,

Xкл6 = Lкл6•Xуд• = = 1,26,

где Lкл6 - длина кабельных линий КЛ-5,КЛ-6,

LКЛ-5,LКЛ-6 = 0,98 км;

Xуд - удельное реактивное сопротивление линии,

Xуд=0,086 Ом/км.

I(3)к.з К5 = = 3,06 кА.

Защита трансформаторов 10/0,4 кВ

ПУЭ предписывает на трансформаторах мощностью менее 6,3 МВ•А устанавливать следующие виды защит: МТЗ, токовую отсечку и газовую защиту. Газовая защита на трансформаторах марки ТМГ не устанавливается. Функции МТЗ и токовой отсечки будут выполнять предохранители.

Выбор плавкой вставки предохранителей с учетом допустимой послеаварийной и эксплуатационной перегрузок.

Iвс.ном ? 1,8•Iт.ном (А).

Выбор плавкой вставки для трансформаторов мощностью 250 кВ•А.

Iвс.250 = 1,8•36,4= 65,5 А.

Для трансформаторов мощностью 250 кВ•А выбираем предохранитель с номинальным током 80 А. Марка предохранителей ПКТ 103-10-80-20 У3.

Проверим выбранный предохранитель на ток отключения, сравнив паспортные данные с начальным значением периодической составляющей тока короткого замыкания в точках К3,К4,К5:

20 кА>3,12 кА

Защита кабельных линий 10 кВ

ПУЭ предписывает в кабельных линиях 3-10 кВ с изолированной нейтралью устанавливать защиты от многофазных замыканий в виде токовой отсечки и максимальной токовой защиты, а от однофазных замыканий на землю максимальную токовую защиту нулевой последовательности с использованием трансформатора тока нулевой последовательности.

Расчет МТЗ для КЛ-1,2.

Ток срабатывания защиты:

Максимальный рабочий ток линии равен:

Iраб.max. = 131 А.

Выбираем трансформаторы тока 200/5-коэффициент трансформации nТА=40.

А

где kн - коэффициент надежности kн = 1,2 [26];

kс.зап. - коэффициент самозапуска kс.зап = 1,5 [26];

kв - коэффициент возврата реле kв = 0,95 [26].

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

,

где I(2)к.зК3 = I(3)к.з. К3 ,

I(2)к.з. К3 =А.

Так как Кч получился слишком высоким, пересчитываем значение тока срабатывания тока защиты.

Пусть Кч=3, тогда:

А

Ток срабатывания защиты удовлетворяет условиям чувствительности.

Время срабатывания предохранителей равно 0,01с.

tВ МТЗ КЛ1,КЛ2 = tВ МТЗ ТП +?t = 0,01+0,7=0,71 с,

где ?t - ступень селективности, равная 0,7с.

РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ КЛ1-КЛ6

Расчет МТЗ для КЛ-3,4.

Ток срабатывания защиты:

Максимальный рабочий ток линии равен

Iраб.max. = 131 А.

Выбираем трансформаторы тока 200/5-коэффициент трансформации nТА=40.

А

где kн - коэффициент надежности kн = 1,2 [26];

kс.зап. - коэффициент самозапуска kс.зап = 1,5 [26];

kв - коэффициент возврата реле kв = 0,95 [26].

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

,

где I(2)к.зК4 = I(3)к.з. К3

I(2)к.з. К4 =А

Так как Кч получился слишком высоким, пересчитываем значение тока срабатывания тока защиты.

Пусть Кч=3, тогда:

 А

Ток срабатывания защиты удовлетворяет условиям чувствительности.

Время срабатывания предохранителей равно 0,01с.

tВ МТЗ КЛ3,КЛ4 = tВ МТЗ ТП +?t = 0,01+0,7=0,71 с,

где ?t - ступень селективности, равная 0,7с.

Расчет МТЗ для КЛ-5,6.

Ток срабатывания защиты:

Максимальный рабочий ток линии равен:

Iраб.max. = 131 А.

Выбираем трансформаторы тока 200/5-коэффициент трансформации nТА=40.

А

где kн - коэффициент надежности kн = 1,2 [26];

kс.зап. - коэффициент самозапуска kс.зап = 1,5 [26];

kв - коэффициент возврата реле kв = 0,95 [26].

РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ НА ШИНАХ 10 КВ ПС

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

,

где I(2)к.зК5 = I(3)к.з. К3 ,

I(2)к.з. К5 =А.

Так как Кч получился слишком высоким, пересчитываем значение тока срабатывания тока защиты.

Пусть Кч=3, тогда:

А.

Ток срабатывания защиты удовлетворяет условиям чувствительности.

Время срабатывания предохранителей равно 0,01с.

tВ МТЗ КЛ5,КЛ6 = tВ МТЗ ТП +?t = 0,01+0,7=0,71 с,

где ?t - ступень селективности, равная 0,7с.

Для защиты кабельных линий устанавливаем микропроцессорную защиту с цифровым модулем SPAC -805.

Максимальный ток, проходящий через секционный выключатель:

Выбираем трансформаторы тока 200/5-коэффициент трансформации nТА=40.

А

I(2)к.з. К2 =А

,

Так как Кч получился слишком высоким, пересчитываем значение тока срабатывания тока защиты.

Пусть Кч=3, тогда

А

Ток срабатывания защиты удовлетворяет условиям чувствительности.

tВ МТЗ QB = tВ МТЗ КЛ +?t = 0,71+0,3=1,01 с.

?t =0,3 сек.

Для защиты секционного выключателя устанавливаем микропроцессорную защиту с цифровым модулем SPAC -805.

Защита трансформаторов 110/10 кВ

Согласно требованиям ПУЭ, на трансформаторах мощностью 2,5 МВ•А и более, устанавливается газовая защита от повреждений внутри трансформатора, дифференциальная токовая защита без выдержки времени и МТЗ.

Для защиты трансформаторов ПС устанавливаем микропроцессорную защиту с цифровым модулем Сириус-Т.

Ток срабатывания защиты:

Iс.з. = = = 93,8 А,

где kпер - коэффициент перегрузки, для трансформаторов средней мощности равен 1,5[5].

Выбираем трансформаторы тока.

Номинальные токи трансформаторов ПС

- на стороне 110 кВ:

Iт ПС ном1===33А;

- на стороне 10 кВ:

Iт ПС ном2===364А.

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока:

на стороне 110 кВ - 100/5, nта1Т.ПС = 20;

на стороне 10 кВ - 400/5, nта2Т.ПС = 80.

Коэффициент чувствительности защиты при КЗ в точке К2:

kЧ = = =2,7 >1,5.

РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС

Выдержку времени МТЗ трансформаторов ПС согласуем с выдержкой времени МТЗ секционного выключателя на шинах 10 кВ.

tВ МТЗ Т.ПС = tВ МТЗ QB +?t = 1,01+0,3=1,31 с.

Расчет дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПС .

Схема с точками короткого замыкания приведена на рис.5.



Рис. 5. Схема с точками короткого замыкания

Проходящий сквозной ток вызывает дифференциальный ток:

, где

-коэффициент отстройки от тока небаланса =1,2

=2,0-коэффициент, учитывающий переходный режим, так как доля двигательной нагрузки меньше 50%

=1,0 - коэффициент однотипности трансформаторов тока.

=0,1- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме