Проектування електричних мереж населених пунктів

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Строительство


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

«Проектування електричних мереж населених пунктів»

Зміст

1. Оцінка кількості жителів району та розрахунок виробничих показників громадсько-комунальних підприємств та адміністративних будівель

2. Розрахунки електричного навантаження житлових будинків та громадських будівель. Визначення категорії споживачів за надійністю

3. Вибір кількості та потужності трансформаторів 10/0,4 кВ. Розрахунки навантаження на шинах 0,4 кВ трансформаторних підстанцій. Визначення розташування трансформаторних підстанцій

4. Розрахунок сумарного навантаження району населеного пункту. Вибір кількості та потужності силових трансформаторів підстанції глибокого вводу з урахуванням втрат реактивної потужності. Вибір кількості та потужності трансформаторів власних потреб

5. Вибір схем електричних мереж

6. Розрахунки розподільчої мережі 10 кВ. Розрахунок струмів короткого замикання

7. Вибір обладнання на напругу 10 кВ

8. Вибір схеми та розрахунок розподільчої мережі 0,38 кВ

9. Розрахунки відхилення напруги

Висновок

1. Оцінка кількості жителів району та розрахунок виробничих показників громадсько- комунальних підприємств та адміністративних будівель

Кількість жителів району визначається за формулою:

, (1. 1)

де — кількість типів будинків відповідно до вихідних даних;

— загальна кількість будинків i-го типу;

— сумарна кількість квартир j-го типу (однокімнатні, двокімнатні);

— кількість жителів, які проживають у квартирі: приймається 2 особи в однокімнатній, 3 особи у двокімнатній, 4 особи трикімнатній і 5 осіб у чотирикімнатній квартирах

Таблиця 1.1 Розрахунок кількості жителів району

№ будівлі на плані

Тип будівлі

Загальна кількість будинків даного типу

Кількість квартир

Кількість жителів

1-кім.

2-кім.

3-кім.

4-кім.

1

18

3

9

1

18

8

339

2

26

4

-

50

46

-

1336

3

17

4

27

9

-

-

324

4

30

8

79

13

14

52

2208

12

гурт.

2

800

Отже, загальна кількість жителів чол. 5067 чол.

Для громадсько-комунальних та адміністративних будівель визначається виробничий показник за формулою:

, (1. 2)

де — питомий розрахунковий показник, який визначається згідно з табл. 1.2. Виробничий показник П необхідний для подальших розрахунків електричних навантажень громадсько-комунальних підприємств та адміністративних будівель.

Таблиця 1.2 Розрахунок виробничого показника.

Заклад

Розрахунковий показник, mo

Виробничий показник, П

Продовольчий магазин

70

354,64

Промтоварний магазин

40

202,68

Середня школа

150

760,05

Дитячий садок-яслі

80

405,36

Поліклініка

30

152,01

Кафе-ресторан

8

40,536

Бібліотека

3

15,201

Комбінат побутового обслуговування

2,1

10,641

Спорткомплекс

10

50,67

Ринок

100

506,7

2. Розрахунки електричного навантаження житлових будинків та громадських будівель. Визначення категорії споживачів за надійністю

Розрахункове навантаження квартир будинку, кВт, приведене до вводу житлового будинку, визначається за формулою:

, (2. 1)

де — питоме розрахункове навантаження квартири, яке приймається залежно від типу кухонних плит та кількості квартир у будинку,

n — кількість квартир.

Таблиця 2.1 Розрахункове навантаження квартир будинків

№ будівлі на плані

Тип будівлі

Загальна кількість квартир, n

Питоме розрахункове навантаження ,

Ркв. пит, кВт/квартиру

Розрахункове навантаження,

Ркв, кВт

1

18

36

1,65

59,4

2

26

96

1,2

115,2

3

17

36

1,65

59,4

4

30

79

1,2

94,8

Розрахункове навантаження силових електроспоживачів (ЕС) Pc, кВт, яке приведене до вводу житлового будинку визначається за формулою:

, (2. 2)

де — розрахункове навантаження ліфтових установок;

— розрахункове навантаження електродвигунів насосів водопостачання, вентиляторів та інших санітарно-технічних установок.

Розрахункове навантаження ліфтових установок у кВт визначається наступним чином:

, (2. 3)

где — кількість ліфтових установок, що живляться від лінії;

— коефіцієнт попиту,

— встановлена потужність двигуна і — го ліфта.

Таблиця 2.2 Розрахунок навантаження ліфтових установок

№ будівлі на плані

Тип будівлі

Коефіцієнт попиту,

Кількість під'їздів

Встановлена потужність двигунів ліфтів, кВт

Розрахункове навантаження, Рр. л. кВт

пасажирські

вантажні

1

18

0,8

1

3

4,5

6

2

26

0,7

2

3

4,5

10,5

3

17

0,8

1

3

4,5

6

4

30

0,7

2

3

4,5

10,5

Отже, розрахункове навантаження ліфтових установок 168 кВт.

Розрахункове навантаження електродвигунів насосів водопостачання, вентиляторів та інших санітарно-технічних установок у кВт визначається за їх встановленою потужністю з урахуванням коефіцієнта попиту.

, (2. 4)

де п — кількість електродвигунів насосів;

— встановлена потужність електродвигунів насосів водопостачання, кВт.

Таблиця 2.3 Розрахунок навантаження вентиляторів.

Тип

будивлі

Загальна кількість будинків даного типу

Кількість електродвигунів, п

Коефіцієнт попиту,

Встановлена потужність електродвигунів,

кВт.

Розрахункове навантаження, Рст. у., кВт

18

3

1

1

3,5

3,5

26

4

2

1

3,5

7

17

4

1

1

3,5

3,5

30

8

2

1

3,5

7

Отже, розрахункове навантаження вентиляторів 108,5 кВт.

Розрахункове навантаження силових електроспоживачів (ЕС) Pc, кВт, яке приведене до вводу житлового будинку розраховане за формулою 2.2 наведено в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4. Розрахункове навантаження силових електроспоживачів (ЕС)

Розрахункове навантаження ліфтових установок Рр. л., кВт

Розрахунок навантаження вентиляторів Рст. у., кВт

Розрахункове навантаження силових електроспоживачів (ЕС) Pc, кВт

6

3,5

9,5

10,5

7

17,5

6

3,5

9,5

10,5

7

17,5

Потужність резервних електродвигунів, а також електропостачання (ЕП) протипожежних пристроїв при розрахунку електричних навантажень не враховується.

Розрахункове навантаження житлового будинку (квартир та силових ЕС) у кВт, визначається за формулою:

, (2. 5)

де = 0,9 — коефіцієнт участі у максимумі навантаження силових ЕС.

Таблиця 2.5 Розрахунок навантаження житлового будинку

№ будівлі на плані

Розрахункове навантаження,

Ркв, кВт

Розрахункове навантаження силових електроспоживачів (ЕС) Pc, кВт

Розрахункове навантаження

Рр.ж. б., кВт

1

59,4

9,5

67,95

2

115,2

17,5

174,15

3

59,4

9,5

67,95

4

94,8

17,5

146,1

Розрахункове реактивне навантаження для житлового будинку у кВар, визначається за формулою:

, (2. 6)

де — розрахункове реактивне навантаження квартир, кВар;

— розрахункове реактивне навантаження силових ЕС, кВар.

, (2. 7)

, (2. 8)

де розрахункові коефіцієнти реактивної потужності.

Отже, tgцкв = 0,2; tgцр.л. = 1,17; tgцст.у. = 0,75.

Таблиця 2.6 Розрахунок реактивне навантаження для житлового будинку

Розрахункове реактивне навантаження квартир Qкв, кВар

Розрахункове реактивне навантаження силових ЕС Qс, кВар

Розрахункове реактивне навантаження для житлового будинку Qр. жб., кВар

11,88

9,645

20,561

31,68

17,535

47,462

11,88

9,645

20,561

26,07

17,535

41,852

Розрахункове навантаження гуртожитків у кВт, приведене до вводу, орієнтовно визначається за формулою:

, (2. 9)

де- питоме навантаження гуртожитку приймається рівним 75 Вт/м2;

— корисна (жила) площа гуртожитку, м2, вибирається за табл. 1 додатку А.

Розрахункове навантаження гуртожитків, що визначається згідно з (2. 9), включає в себе навантаження силових ЕС.

Розрахункова реактивна потужність гуртожитку у кВар,

, (2. 10)

де = 0,25.

Таблиця 2.7 Розрахунок активного і реактивного навантаження гуртожитків

Питоме навантаження гуртожитку

,Вт/м2

Корисна (жила) площа гуртожитку, ,м2

Розрахункове навантаження гуртожитків

Р гурт, Вт

Розрахункова реактивна потужність гуртожитку

Qгурт, кВар

75

2500

187,5

46,875

Загальне активне та реактивне навантаження усіх гуртожитків: 375 кВт і 93,75 кВАр відповідно.

Розрахункові електричні навантаження на вводах в громадсько-комунальні підприємства та адміністративні будівлі у кВт, при орієнтовних розрахунках необхідно визначати за укрупненим питомим навантаженням залежно від їх виробничих показників:

, (2. 11)

де — питоме розрахункове навантаження одиниці виробничого показника (робочого та посадочного місця, квадратного метра площі торговельного залу, койко-місця і т.п.), береться згідно з табл. 5 додатку В;

П — виробничий показник, який характеризує пропускну здатність підприємства, обсяги виробництва і т.п., визначений у розділі 2.

Розрахункова реактивна потужність громадсько-комунальних підприємств та адміністративних будівель у квар, визначається за формулою:

, (2. 12)

де — розрахунковий коефіцієнт реактивної потужності.

Таблиця 2.8 Розрахунок активної і реактивної потужністі громадсько-комунальних підприємств та адміністративних будівель.

Заклад

Питоме розрахункове навантаження

Виробничий показник,

П

Розрахунковий коефіцієнт реактивної потужності

Розрахункова активна потужність

Рбуд, кВт

Розрахункова реактивна потужність

Qбуд, кВт

Продовольчий магазин

0,22

354,64

0,75

78,03

58,52

Промтоварний магазин

0,14

202,68

0,48

28,38

13,62

Середня школа

0,22

760,05

0,38

167,21

63,54

Дитячий садок-яслі

0,4

405,36

0,25

162,14

40,54

Поліклініка

0,15

152,01

0,48

22,80

10,94

Кафе-ресторан

0,9

40,536

0,2

36,48

7,30

Бібліотека

0,45

15,201

0,57

6,84

3,9

Комбінат побутового обслуговування

0,5

10,641

0,48

5,32

2,55

Спорткомплекс

0,15

50,67

0,2

7,60

1,52

Ринок

0,18

506,7

0,55

91,21

50,16

3. Вибір кількості та потужності трансформаторів 10/0,4 кВ. Розрахунки навантаження на шинах 0,4 кВ трансформаторних підстанцій. Визначення розташування трансформаторних підстанцій

Для надійного електроживлення заданого мікрорайону, враховуючи, що в ньому переважають споживачі другої категорії за надійністю, вибираємо кільцеву мережу 10 кВ з двостороннім живленням кожної підстанції. Підстанції вибираємо двохтрансформаторні. При забудові 9 поверхів і вище є доцільним вибирати трансформатори потужністю не більше 630 кВА.

Номінальна потужність у кВА трансформаторів споживчих ТП визначається за умовою:

, (3. 1)

де — повне розрахункове навантаження споживачів, які приєднані до даної ТП, кВА;

N — кількість трансформаторів ТП;

— коефіцієнт завантаження трансформатора, який береться для двохтрансформаторних підстанцій рівним 0,7.

Розглянувши розташування будівель на плані забудови мікрорайону, ділимо район на 7 частин, кожна з яких буде отримувати живлення від окремої споживчої трансформаторної підстанції (Рисунок 1). Повне розрахункове навантаження, кВА, на шинах 0,4 кВ ТП визначається з урахуванням того, що для житлових та громадських будівель компенсація реактивного навантаження не передбачається.

будівля навантаження електричний мережа напруга

Рисунок 1. Поділ проектованого мікрорайону міста на частини для встановлення споживчих ТП

Повне розрахункове навантаження, кВА, на шинах 0,4 кВ ТП визначається з урахуванням того, що для житлових та громадських будівель компенсація реактивного навантаження не передбачається.

, (3. 2)

де — активне розрахункове навантаження на шинах 0,4 кВ ТП, кВт;

— реактивне розрахункове навантаження на шинах 0,4 кВ ТП, квар.

Активне розрахункове навантаження визначається за формулою:

, (3. 3)

де — найбільше розрахункове навантаження житлового будинку або групи однотипних житлових будинків із числа електричних приймачів, підключених до шин 0,4 кВ ТП, кВт;

— розрахункове навантаження інших будівель, підключених до шин 0,4 кВ ТП, кВт;

— коефіцієнт участі у максимумі електричного навантаження громадських будівель або житлових будинків, який визначається згідно табл. 6 додатку В.

Аналогічно визначається розрахункове реактивне навантаження на шинах 0,4 кВ ТП:

. (3. 4)

Таблиця 3.1 Розрахунок навантаження ТП 10/0,4 кВ.

Тип будівлі

Активне, реакт навантаж.

кВт, кВар.

№ТП

І

ІI

ІII

ІV

V

VІI

VIII

IX

Кількість споживачів

1

67,95

-

-

1

-

-

1

-

-

1

20,561

2

174,15

1

-

-

1

-

-

1

-

1

47,462

3

67,95

-

2

2

-

-

-

-

-

-

20,561

4

146,1

2

-

-

2

1

-

1

-

2

41,852

5

78,03

-

-

-

-

1

-

-

-

-

58,52

28,38

-

-

-

-

-

1

-

-

-

13,62

6

167,21

-

-

-

-

1

1

-

-

-

63,54

7

162,14

-

1

1

-

-

-

1

1

-

40,54

8

22,80

-

-

-

-

-

-

1

-

-

10,94

9

36,48

-

-

-

-

-

-

-

1

-

7,30

10

4,56

-

1

-

-

-

-

-

-

-

2,19

11

5,32

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,55

12

187,5

-

1

-

-

-

-

-

1

-

46,875

13

7,60

-

-

-

-

-

1

-

-

-

1,52

14

91,21

-

-

-

-

-

-

-

1

-

50,16

Розрахункові

потужності ТП

Pp

419,71

423,96

313,17

419,71

310,96

206,22

436,17

400,61

480,87

Qp

118,04

113,16

87,94

118,04

128,96

74,94

121,56

120,58

136,55

Повна потужність

Sp

436

438,8

325,29

436

336,64

219,42

452,80

418,36

499,88

За величинами здійснюється вибір потужності трансформаторів ТП 10/0,4 кВ згідно зі стандартною шкалою, наведеною у [9] - додаток 8.

Для всіх вибраних ТП необхідно визначити коефіцієнти завантаження трансформаторів. Результати розрахунків навести у вигляді таблиці

Таблиця 3.2 Вибір трансформаторів на ТП 10/0,4 кВ.

№ТП

Сумарне навантаження споживачів ТП,

кВА

Кількість трансформатор номінальна потужність,

кВА

Марка трансформаторів

Коефіцієнт завантаження трансформаторів споживчих ТП, в

1

436

2Х400

ТМ-400/10

0,545

2

438,8

2Х400

ТМ-400/10

0,548

3

325,29

2Х250

ТМ-250/10

0,650

4

336,64

2Х250

ТМ-250/10

0,673

5

436

2Х400

ТМ-400/10

0,545

6

219,42

2Х160

ТМ-160/10

0,685

7

452,80

2Х400

ТМ-400/10

0,566

8

418,36

2Х400

ТМ-400/10

0,522

9

499,88

2Х400

ТМ-400/10

0,624

Визначення розташування трансформаторних підстанцій.

Для визначення розташування ТП, потрібно знайти центри електричних навантажень, координати центрів електричних навантажень (або місць розташування ТП) визначаються за формулами:

; (4. 2)

де n — загальна кількість будівель, які живляться від даної ТП;

xi — координата центру ваги i-ої будівлі по осі абсцис;

yi — координата центру ваги i-ої будівлі по осі ординат.

На генеральному плані району вказати всі розраховані центри навантажень, в яких розташувати ТП. Якщо з яких-небудь причин розташувати ТП в центрі електричних навантажень неможливо, її зміщують в напрямку джерела живлення, розташовуючи по можливості в найближчому від центру електричного навантаження місці.

Координати ценрів навантажень:

Розташування ТП зображено на рисунку 2.

Рисунок 2. Розташування споживчих ТП на генеральному плані.

4. Розрахунок сумарного навантаження району населеного пункту. Вибір кількості та потужності силових трансформаторів підстанції глибокого вводу з урахуванням втрат реактивної потужності. Вибір кількості та потужності трансформаторів власних потреб

Розрахункове електричне навантаження району населеного пункту, що проектується, визначається у кВт за формулою:

, (4. 3)

де — розрахункові навантаження трансформаторів всіх ТП району населеного пункту, що проектується, кВт;

n — кількість трансформаторів всіх ТП;

kу — коефіцієнт, який враховує суміщення максимумів навантажень трансформаторів (коефіцієнт участі у максимумі навантаження).

PpУ = 2729,135 кВт

Розрахункове реактивне навантаження у квар

, (4. 4)

де = 0,43 коефіцієнт реактивної потужності.

QpУ = 1173,528 кВар

При проектуванні схем електропостачання населених пунктів як правило, передбачаються двотрансформаторні підстанції глибокого вводу (ПГВ) 110 кВ і вище для живлення окремих житлових районів.

У даному курсовому проекті передбачається, що від ПГВ, яка проектується, живиться декілька житлових районів. При цьому сумарне навантаження заданого району, що проектується, складає 25% від навантаження всіх споживачів ПГВ. Таким чином, необхідно передбачити по три додаткових відгалуження від кожної секції шин ПГВ, поряд з відгалуженням для живлення навантаження заданого району населеного пункту, що проектується.

Вибір номінальної потужності трансформаторів ПГВ виконується згідно з повною розрахунковою потужністю:

, (4. 5)

де — розрахункова активна потужність ПГВ, МВт;

— розрахункова реактивна потужність ПГВ, Мвар;

— потужність компенсуючих установок, Мвар.

Для спрощення розрахунків потужність компенсуючих установок врахувати величиною 10% від.

SpУ = 11 705,51 кВA

Потужність силових трансформаторів двотрансформаторної ПГВ рекомендується вибирати за формулою:

. (4. 4)

де N — кількість трансформаторів ПГВ;

0,7 — коефіцієнт, який враховує 40% перевантаження трансформатора у післяаварійному режимі.

Sтр = 8361,079 кВA

Номінальну потужність трансформаторів.

Sтр вибираємо два по 10 000 кВт

Розрахувати коефіцієнти завантаження у нормальному та аварійному режимах.

На ПГВ трансформатори власних потреб (ТВП) використовуються для живлення: засобів освітлення; приладів обігрівання (приміщення чергових, розподільні пристрої закритого типу, прилади); приводів вимикачів; блоків живлення кіл релейного захисту і автоматики; систем обдування радіаторів силових трансформаторів; компресорів (при наявності повітряних вимикачів)

Кількість трансформаторів власних потреб, що встановлюють на ПГВ, відповідає кількості силових трансформаторів (або кількості секцій шин РП-10 кВ).

Розрахункове навантаження ТВП знаходять за виразом:

, (4. 23. 2)

де S Ун — сумарна номінальна потужність силових трансформаторів ПГВ.

STBП = 100 кВт

Загальна потужність споживачів власних потреб першої черги забезпечення електроживленням (за умов надійності) складає:

. (4. 23. 3)

Sтвп1 = 60кВт

За величиною SТВП1 здійснюється вибір потужності кожного із трансформаторів власних потреб. При цьому, повинна виконуватись умова:

, (4. 23. 4)

де SНОМ. ТВП — номінальна потужність одного трансформатора власних потреб ПГВ, яка вибирається із стандартної шкали трансформаторів 10/0,4 кВ, SНОМ. ТВП вибираємо 100кВA

5. Вибір схем електричних мереж

Оскільки в даному мікрорайоні є споживачі першої та другої категорії за надійністю, то для живлення мікрорайону ми вибираємо двопроменеву мережу 10 кВ з АВР на напрузі 0,38 кВ. Мережа 10 кВ буде розглядатись, як лінія двопроменева, яка працює в нормально розімкненому режимі. Від шин низької напруги на ПНВ, буде прокладенно 4 кабелі до споживчих ТП, по два на кожну секцію шин відповідно. Розділивши всі ТП на дві групи (за географічним положенням), ми використаємо живлячий кабель меншого перерізу, що значно здешевить проект.

До першої групи належать ТП №:

I; II; III; IV; V, з сумарним навантаженням Sсум. 1, кВА — 1855,51

До другої групи належать ТП №:

VI; VII; VIII; IX, з сумарним навантаженням Sсум. 2, кВА — 1707,69

Данний варіант мережі буде економічно вигідніший, ніж робити Для даного мікрорайону схема буде такою як показана на схемі 3.

Схема 3. Схема мережі 10 кВ мікрорайону, що проектується.

6. Розрахунки розподільчої мережі 10 кВ

Згідно з ПУЕ та Інструкцією по проектуванню міських електромереж лінії електропередачі напругою до 20 кВ на заселеній території у районах забудови будівлями висотою 4 поверхи і вище повинні виконуватись, як правило, кабельними.

Кабельні лінії прокладаються у землі (траншеях) по непроїжджій частині вулиць (під тротуарами), по дворах та технічних відведеннях у вигляді газонів.

Переріз жил кабелів повинен вибиратися за економічною густиною струму в нормальному режимі та перевірятися за допустимим довготривалим струмом в аварійному та післяаварійному режимі, а також за допустимим відхиленням напруги. При перевірці кабельних ліній за допустимим довготривалим струмом повинні бути враховані поправочні коефіцієнти: на кількість задіяних кабелів, які прокладені поряд у землі; на допустиме перевантаження в післяаварійному режимі; фактичну температуру середовища; питомий опір землі та різницю між номінальною напругою кабелю і номінальною напругою мережі.

Мінімальний переріз кабелю з алюмінієвими жилами в розподільчих мережах 10 кВ при прокладанні їх у траншеях рекомендується приймати перерізом не менше 70 мм2.

Переріз кабелів по ділянках лінії необхідно приймати з урахуванням зміни навантаження ділянок по довжині. При цьому на одній лінії допускається використання кабелів не більше трьох різного перерізу.

Згідно ПУЕ дозволяється виконувати мережу одним перерізом кабелю. Для вибору перерізу кабелю скористаємося економічно доцільним перерізом жил за густиною струму, що визначається за формулою:

, (6. 1)

де — розрахунковий струм і -ої ділянки лінії в нормальному режимі, А;

— нормоване значення економічної густини струму, А/мм2.

Струм і — ої ділянки розраховується як:

,

де — повне навантаження і — ої ділянки лінії згідно з даними розрахунків, як лінії з двостороннім живленням, кВ. А;

— номінальна напруга кабельної лінії, кВ.

Виконуємо подальші розрахунки для першої групи, так як в цій лінії протікає найбільший струм.

Iроз, 1 = 107,12 А

Для кабелів з алюмінієвими жилами економічна густина струму приймається рівною =1,4 А/мм2:

Se, 1 = 76,52

Вибираємо кабель ААПБШв-70 мм2.

Фактичний переріз жил кабелів перевіряється за умовами довготривалого допустимого нагрівання. В данному випадку дві групи живлятся однаковим перерізом кабелю, отже наступні розрахунки будемо виконувати з урахуванням більшого струму, тобто по першій групі. При цьому повинне виконуватися наступне співвідношення:

, (6. 2)

де — максимальний розрахунковий струм у післяаварійному режимі;

= 1,25 — коефіцієнт аварійного перевантаження;

— поправочний коефіцієнт на температуру зовнішнього середовища, приймається згідно з табл. 1 додатку Г;

— поправочний коефіцієнт, який враховує відмінність питомого опору землі від 120 см·К/Вт, приймається згідно з табл. 2 додатку Г;

— поправочний коефіцієнт на кількість працюючих кабелів, прокладених поряд у землі, приймається згідно з табл. 3 додатку Г;

— поправочний коефіцієнт для кабелів, які працюють при напрузі, відмінній від номінальної, при рівності номінальної напруги кабелю і мережі =1;

— довготривалий допустимий струм одиничного кабелю при нормальних умовах прокладання відповідно до [4].

Виконуємо перевірку:

107,12? 1,25*1*1*0,9*1*195

107,12? 219,37

Умова виконується.

Таблиця 1. 10 — Вибір кабельних ліній в після аварійних режимах.

Ділянка

l, км

S, кв. мм.

ПГВ-ТП1

0,9 259

3х70

ТП1-ТП2

0,142

3х70

ТП2-ТП3

0,17 263

3х70

ТП3-ТП4

0,16 449

3х70

ТП4-ТП5

0,24 668

3х70

ПГВ-ТП6

0,34 372

3х70

ТП6-ТП7

0,12 631

3х70

ТП7-ТП8

0,18 305

3х70

ТП8-ТП9

0,17 068

3х70

Розраховуємо струми короткого замикання на шинах центру живлення та на шинах кожної з споживчих підстанцій по стороні 10 кВ. Струми розраховуємо для випадку найбільшої віддаленості від центру живлення (Схема 4).

Схема 4. Розрахункові точки короткого замикання в мережі

Беручи до уваги, що на шинах 110кВ підстанції глибокого вводу потужність короткого замикання МВА і прийнявши базисну потужність МВА, розрахунки проводимо у відносних одиницях за формулою:

;

де — базисний струм короткого замикання;

— опір короткого замикання.

Складаємо схему заміщення лінії для визначення опорів точок короткого замикання:

Схема 5. Схема заміщення лінії для визначення опорів точок короткого замикання для групи № 1.

Визначаємо струм короткого замикання у точці К1.

Визначаємо струм короткого замикання у точці К2.

Zкз_К2 = 0. 581 Ом І кз_К2 = 9929. 35 А

Визначаємо струм короткого замикання у точці К3.

Zкз_К3 = 0. 599Ом І кз_К3 = 9634. 941А

Визначаємо струм короткого замикання у точці К4.

Zкз_К4 = 0. 661Ом І кз_К4 = 8732. 448А

Визначаємо струм короткого замикання у точці К5.

Zкз_К5 = 0. 687Ом І кз_К5 = 8399. 023А

Перевірка кабелів на термічну стійкість до струмів короткого замикання. Ступінь термічної дії струму КЗ на провідники та електричні апарати визначається за значенням інтегралу Джоуля Вк.

Для однопроменевої схеми інтеграл Джоуля може бути розрахований за формулою:

, (6. 3)

де — діюче значення періодичної складової струму КЗ від еквівалентного джерела енергії (системи), А;

— постійна часу затухання аперіодичної складової струму КЗ від еквівалентного джерела, приймається рівною 0,05 с;

— розрахунковий час дії струму КЗ, с.

, (6. 4)

де — повний час відключення вимикача, с;

— час дії релейного захисту, с.

У тих випадках, коли, інтеграл Джоуля можна визначати за більш простою формулою:

. (6. 5)

Розраховуємо інтеграл Джоуля для кожної точки короткого замикання.

Для точки К1: Вк_К1 = 70 020 367

Для точки К2: Вк_К2 = 64 080 277

Для точки К3: Вк_К3 = 60 329 071

Для точки К4: Вк_К4 = 49 561 086

Для точки К5: Вк_К5 = 45 853 081

Кабель має достатню термічну стійкість, якщо його кінцева температура нагрівання струмом КЗ не перевищує допустиму, оскільки виконується умова:

, (6. 6)

де С для кабелів з паперовою насиченою ізоляцією напругою до 10 кВ.

Кінцева температура нагрівання визначається за кривою залежності цієї температури від функції, А2с/мм4, яка розраховується наступним чином

, (6. 7)

де s — переріз жили кабелю, мм2;

Вк — інтеграл Джоуля, А2с;

— значення функції, яке відповідає початковій температурі нагрівання кабелю, А2с/мм4

При відсутності даних про попереднє навантаження кабелю його початкову температуру приймають рівною допустимій температурі довготривалого режиму. Для кабелів з алюмінієвими жилами напругою до 10 кВ С. Цій температурі відповідає = 0,5104 А2с/мм4. Розраховуємо значення функції для кожної з точок короткого замикання і з графічної залежності зображеної на рисунку 5 визначаємо кінцеву температуру нагріву кабелю.

Для точки К1: А_К1 = 12 758 А2с/мм4

Для точки К2: А_К2 = 12 100 А2с/мм4

Для точки К3: А_К3 = 11 685 А2с/мм4

Для точки К4: А_К4 = 10 492 А2с/мм4

Для точки К5: А_К5 = 10 081 А2с/мм4

За графіком виконуємо перевірку на кінцеву температуру нагрівання кабелю.

Як видно з розрахунків, значення температура кабелю і задовольняє умову.

Перевірка кабелів на допустиме відхилення напруги.

Згідно норм, щодо якості електричної енергії, нормально допустимі значення відхилення напруги на затискачах енергосистеми складають ±5%, а гранично допустимі ±10%. Для забезпечення таких параметрів на затискачах споживачів 0,38 кВ необхідно, щоб в розподільчій мережі 10 кВ значення відхилення напруги знаходилось в межах максимально допустимих втрат напруги. Оскільки ми проектуємо мережу, то прийнято брати значення усереднених втрат напруги, що складають ±6%(). Значення втрат напруги на ділянках лінії 10 кВ кільцевої мережі розраховуємо за формулою:

, (6. 8)

де Рі — активна потужність і-ої ділянки мережі, кВт;

Qі — реактивна потужність і-ої ділянки мережі, кВар;

rі, xі — активний і реактивний опір і-ої ділянки мережі, Ом;

Uном — номінальна напруга мережі, кВ.

Розраховуємо втрати напруги на ділянках кільцевої мережі до точки потокорозподілу:

?Uл1 = 10.8 В

?Uл2 = 8,2 В

?Uл3 = 5,7 В

?Uл4 = 1,3 В

Визначимо напругу на шинах споживчої ТП 4 яка є точкою потокорозподілу мережі і визначимо відхилення напруги від номінального значення.

Uпс4 = 11 000 — 10,8 — 8,2 — 5,7 — 1,3 = 10 974 В

Оскільки, відхилення напруги задовольняє умову, то переріз проводу вибрано правильно.

7. Вибір обладнання на напругу 10 кВ. Вибір вимикачів

Для вводу 10 кВ підстанції глибокого вводу вибираємо вакуумні вимикачі BB-TEL 630 і перевіряємо його за наступними параметрами.

Параметри вимикача

Умови вибору

Паспортні дані

Розрахункові дані електричної мережі

Номінальна напруга, кВ

>

10

10

Номінальний струм, А

>

630

118,83

Допустимий струм вимикання, кА

>

20

10,379

Динамічна стійкість

>

-

-

Термічна стійкість

>

1200

60

де - номінальна напруга вимикача, кВ; - номінальний струм вимикача, А; - робочий максимальний струм, А; - допустимий струм вимикання, А; - усталений струм трифазного короткого замикання, кА; - струм динамічної стійкості, кА; - ударний струм трифазного короткого замикання, кА; - струм термічної стійкості вимикача, кА; tК — номінальний час термічної стійкості вимикача, с; tПР — зведений час термічної дії струму короткого замикання.

Вибір запобіжників

Для захисту від струмів КЗ трансформаторів ТП 10/0,4 кВ з боку 10 кВ використовуються запобіжники з кварцовим наповнювачем серії ПКТ. Високовольтні запобіжники (ПКТ) призначені для захисту силових трансформаторів при коротких замиканнях.

Номінальний струм запобіжника має бути більше максимального струму навантаження трансформатора (з урахуванням допустимих перевантажень в 2-х променевій схемі мережі). Вибрані запобіжники записуємо в таблицю.

Таблиця 7.1. Вибір запобіжників.

№ТП

Сумарне навантаження споживачів ТП, кВА

Марка трансформаторів

Струм в п. а.

режимі роботи

І п.а. , А

Струм плавкої вставки запобіжники, А

1

436

ТМ-400/10

25,17

40

2

438,8

ТМ-400/10

25,33

40

3

325,29

ТМ-250/10

18,78

40

4

336,64

ТМ-250/10

25,17

40

5

436

ТМ-400/10

19,43

40

6

219,42

ТМ-160/10

12,66

20

7

452,80

ТМ-400/10

26,14

40

8

418,36

ТМ-400/10

24,15

40

9

499,88

ТМ-400/10

28,86

40

Вибір засобів релейного захисту і автоматики мережі 10 кВ.

Згідно з ПУЕ приймаємо для захисту кабельної лінії 10 кВ максимальний струмовий захист (МСЗ), який виконуємо у двофазному виконанні. Розрахунок струму спрацювання МСЗ здійснюється за виразом:

,

де Кн — коефіцієнт надійності (враховує нестабільність характеристик або «розкидання» точок характеристик (для індукційних реле — 1,2); -коефіцієнт, що враховує самозапуск електричних двигунів (у середньому — 1,8); - коефіцієнт повернення (в середньому — 0,83); - робочий максимальний струм ділянки, яка захищається, А.

Струм спрацювання реле визначається за формулою:

,

де — коефіцієнт схеми (при з'єднанні трансформаторів струму в неповну зірку =1,0, а у випадку з'єднання на різницю струмів двох фаз =v3); - коефіцієнт трансформації трансформатора струму оскільки, при робочому струмі 107,12 А ми вибираємо трансформатор струму з номінальним струмом первинної обмотки 150 А, номінальний струм вторинної обмотки рівний 5 А.

Для захисту розгалуженої лінії 10 кВ, враховуючи дискретність уставок струму спрацювання обраного релейного захисту, необхідно вибрати найближче більше значення струму уставки.

Після вибору струму уставки реле необхідно визначити уточнене значення струму спрацювання захисту:

,

Уточнене значення струму спрацювання захисту перевіряється за умовою доцільності його застосування:

,

де — коефіцієнт чутливості (для основного захисту 1,5);

— мінімальний струм КЗ в кінці ділянки, яка захищається:

.

Оскільки 1,5 то використання МСЗ є доцільним.

Узгодження МСЗ лінії 10 кВ з роботою запобіжників споживчих ТП. Захист споживчої трансформаторної підстанції 10/0,4 кВ на стороні напруги 10 кВ здійснюється запобіжниками ПКТ-10. Номінальний струм плавкої вставки запобіжників вибирається в залежності від потужності силового трансформатора ТП 10/0,4 кВ.

Для визначення часу спрацювання МСЗ лінії 10 кВ та погодження її з часом спрацювання запобіжників ТП № 5 10/0,4 кВ необхідно побудувати карту узгодження захисту мережі, на якій по осі абсцис відкладають струм короткого замикання, а по осі ординат — час спрацювання захисту.

Після побудови захисної характеристики запобіжника через точку, яка відповідає струму короткого замикання на шинах 10 кВ ТП 10/0,4 кВ, проводять паралельну осі ординат (вертикальну) пряму. Перетин цієї прямої із захисною характеристикою запобіжника визначає час його спрацювання.

Побудова часо-струмової характеристики обраного МСЗ здійснюється за методиками, що наведені в електронному додатку. Точка часу спрацювання максимального стругового захисту лінії 10 кВ повинна бути розташована на вищезазначеній вертикальній прямій не нижче рівня t = tЗ.П. + (- ступінь селективності): tС.З. =0,03+0,5=0,53 с

Рис. 7. Карта узгодження часу спрацювання МСЗ та запобіжників споживчої ТП-10/0,4 кВ

Для прискорення дії захисту ліній максимальний струмовий захист може доповнюватися струмовою відсічкою, яку використовують для негайного вимикання пошкодженої ділянки при короткому замиканні в певній зоні. Щоб забезпечити вибірність захисту (відстройку за струмом від захисту наступної ділянки), беруть відповідний коефіцієнт надійності kH.

Селективність струмової відсічки забезпечується відповідним вибором струму його спрацювання:

, (32)

де kH--коефіцієнт надійності (вибирається із паспортних даних реле); --максимальний струм трифазного короткого замикання в місці встановлення більш віддаленого від джерела живлення комплекту захисту.

А

Для відстроювання струмової відсічки від кидка намагнічуючих струмів споживчих трансформаторів необхідно задовольнити умову:

, (33)

де — сумарна встановлена потужність трансформаторів 10/0,4 кВ, приєднаних до лінії, що захищається.

Струм спрацювання реле струмової відсічки:

, (34)

де I — більша із величин за умовами (32) і (33).

Струм уставки реле вибираємо з урахуванням коефіцієнта трансформації трансформатора струму, тобто

За значенням IС. РВ вибирають, згідно з паспортними даними реле струмової відсічки, струм уставки Iуст=400 А

Уточнений первинний струм відсічки (струм спрацювання захисту):

(35)

Коефіцієнт чутливості відсічки з умовою доцільності її застосування:

, (36)

де — мінімальний струм короткого замикання на початку лінії (в місці встановлення захисту).

Застосування струмової відсічки недоцільне.

Отже, струмова відсічка, як правило, не захищає всю довжину лінії і тому не може бути її основним захистом.

Розрахунки ємнісного струму замикання на землю в мережі 10 кВ. Вибір дугогасних реакторів

Максимальне значення ємнісного струму однофазного замикання на землю у амперах визначається за наближеною формулою:

,

де — номінальна напруга мережі, кВ;

— сумарна довжина кабельних ліній, що відходять від ПГВ, км.

Сумарна довжина кабельних ліній розраховується із припущення: довжина кабельних ліній 10 кВ району, що проектується, складає 20% від.

Величина однофазного струму замикання на землю регламентується ПУЕ. У разі перевищення розрахунковим струмом Iз регламентованого значення, необхідно провести вибір дугогасних реакторів для компенсації ємнісного струму замикання на землю.

У даному курсовому проекті приймаємо, що вибрані дугогасні реактори приєднуються до нейтралі трансформаторів власних потреб.

Розрахунковий струм дугогасного реактора у амперах, приєднаного до трансформатора, вторинні обмотки якого з'єднані в трикутник, визначається за виразом:

,

де — розрахунковий струм замикання на землю (за виразом 4. 33), А;

— залишковий струм перекомпенсації, А; приймається рівним 5% від, але не більше як 5 А;

— номінальна потужність, кВА, та напруга короткого замикання, %, трансформатора, до якого приєднаний дугогасний реактор.

Реактивна потужність реактора, квар, визначається за формулою:

,

де — фазна напруга мережі, кВ;

— коефіцієнт, який враховує розвиток мережі на найближчі 5 років (приймається рівним).

Провівши розрахунки, приймаємо, що для компенсації ємнісних струмів замикання на землю, ми встановлюємо в нейтралі трансформатора власних потреб підстанції глибокого вводу дугогасний реактор РЗДПОМ-190/10У1.

8. Вибір схеми та розрахунок розподільчої мережі 0,38 кВ

Оскільки в проектованому районі основними є споживачі ІІ-ої категорії, живлення кожного з них забезпечується по двох лініях 0,38 кВ.

У нашому випадку для постачання споживачів застосовується один вид схем електропостачання: радіальна схема. Радіальна схема являє собою постачання кожного споживача за допомогою двох взаєморезервуючих кабелів. Ця схема застосовується для постачання більшості споживачів, що знаходяться в безпосередній близькості.

В коротких радіальних мережах переріз будемо вибирати за допустимим струмом в після аварійному режимі, розрахунки ведемо для ТП№ 1.

Робочий струм кабеля будемо розраховувати за загальною формулою:

де — розрахункове максимальне навантаження в після аварійному режимі, кВА;

— номінальна лінійна напруга, кВ.

Згідно схеми мережі, що живить будівлі від споживчої ТП № 5, максимальне навантаження несе школа, тобто, отже:

,

Користуючись таблицею 4.3. методичних вказівок вибираємо кабель перерізом 70 мм2 і перевіряємо його на допустимі втрати напруги, прийнявши, що.

Втрати напруги розраховуємо в лінії з найбільшим навантаженням і в лінії найбільшої протяжності.

Для лінії, що живить будинок № 4 (найбільше навантаження):

;

Для найдовшої лінії (живить промтоварний магазин):

.

Переводимо отримані дані у відсотки:

Отже, вибраний переріз кабелю для живлення будівель від споживчої підстанції вибрано правильно.

Вибір обладнання захисту.

Для захисту ліній 0,38 кВ кабельної мережі вибираємо автоматичні вимикачі УкрЕМ ВА-2004. Вимикачі встановлюються безпосередньо в комірках розподільчих пристроїв будівель. Розрахункові дані представимо у вигляді таблиці.

Будівля

Активне навантаження на вході, кВт

Максимальний розрахунковий струм, А

Характеристики вимикачів

Тип

вимикача

Номінальний струм, А

Спортивний комплекс

7,6

11,547

ВА-2004/60

20

Середня школа

167,21

254,056

ВА-2004/400

300

Житловий будинок № 1

67,95

103,242

ВА-2004/250

125

Промтоварний магазин

28,38

43,12

ВА-2004/60

50

9. Розрахунки відхилення напруги

У процесі проектування електричних мереж населених пунктів виникає питання визначення їх параметрів з урахуванням рівня напруги в різних точках мережі в межах діючих вимог до якості напруги.

Згідно ДСТУ 13 109 — 97 значення допустимих відхилень напруги від номінальної напруги на затискачах ЕС складають:

5% - нормально допустимі;

10% - гранично допустимі.

Параметри мережі повинні бути вибрані таким чином, щоб незалежно від режиму роботи і місця розташування ЕС в мережі на їх затискачах дотримувалися відмічені рівні напруги. З цією метою вся мережа від центру живлення (ЦЖ) до ЕС має бути перевірена на допустимі відхилення напруги з урахуванням режимів відхилення напруги на шинах ЦЖ. У випадках, коли відхилення виходять за вказані межі, необхідно вносити зміни в прийняті параметри мережі або використовувати відповідні технічні заходи по підтриманню напруги.

При розгляді відхилень напруги необхідно відрізняти ЕС, які найближчі до ЦЖ та найбільш віддалені від нього. При цьому напруга у найближчого споживача не повинна перевищувати номінальну на допустиме відхилення (верхня межа відхилення). Напруга у найбільш віддаленого споживача не повинна відхилятися на допустиму межу (нижня межа відхилення). Крім того, розрахунки відхилення напруги виконуються для режимів максимальних та мінімальних навантажень.

1. Розраховуємо відхилення напруги для режиму мінімальних навантажень на вводі найближчої до центру живлення будівлі. В нашому випадку це будинок № 4, що живиться від споживчої ТП-1. Для розрахунку приймаємо, що мінімальне навантаження складає 30% від максимального. Використовуємо формулу:

,

де — відхилення напруги на шинах ЦЖ, приймається

;

— втрата напруги в мережі від центру живлення до споживчої ТП-7;

— втрата напруги в трансформаторі споживчої ТП-7;

— втрата напруги в мережі 0,38 кВ до вводу в задану будівлю.

2. Розраховуємо відхилення напруги для режиму максимальних навантажень на вводі найвіддаленішої від центру живлення будівлі. В нашому випадку це будинок типу 26, що живиться від споживчої ТП-2. Використовуємо формулу:

,

де — відхилення напруги на шинах ЦЖ, приймається;

— втрата напруги в мережі від центру живлення до споживчої ТП-2;

— втрата напруги в трансформаторі споживчої ТП-2;

— втрата напруги в мережі 0,38 кВ до вводу в задану будівлю.

(див. Розділ 6.)

Провівши розрахунки, ми бачимо, що при встановленні на шинах підстанції глибокого вводу напруги рівнем 105% від номінальної втрати для режимів мінімальних та максимальних навантажень задовольнятимуть умову.

Висновок

Виконавши даний курсовий проект, ми навчились використовувати отримані раніше знання для проектування електропостачання мікрорайону жилої забудови міста. Вибрали схему розподільчої мережі 10 кВ та схему живлячих ліній 0,38 кВ. Вибрали необхідний переріз проводу для кабельних ліній 10 кВ та 0,38 кВ. Розрахували струми короткого замикання в мережі 10 кВ, що дали змогу перевірити вибраний переріз кабелю на термічну стійкість, вибрати необхідні комутаційні апарати на ПГВ, вибрати засоби релейного захисту. Навчились визначати втрати напруги в мережі для забезпечення необхідного рівня напруги на шинах споживача.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой