На современном этапе в городах Российской Федерации наименьшее внимание уделяется распределительным сетям среднего и низкого уровня напряжения
 Скачать 0.78 Mb.
|
|
3 Проектрирование СИСТЕМ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Распределительные сети 10 кВ выполняются по схемам: радиальной; магистральной (одно- и двухлучевой) (рис.3.1); разомкнутой петлевой с АВР; замкнутой петлевой. С целью повышения надежности электроснабжения магистральная схема выполняется двухлучевой. В этом случае питание потребителей осуществляется от разных источников питания. Данная схема представлена на рисунке 3.2.  Рисунок 3. Схемы радиальная (а) и магистральная однолучевая (б) В проектируемом районе основными потребителями являются как I, так и II категории надежности. Опираясь на это выбираем для питания подстанций 10/0,4 кВ магистральную «двухлучевую». Обеспечиваем схему АВР со стороны низшего напряжения.  Рисунок 3.2 − Магистральная двухлучевая схема электроснабжения Необходимо распределить трансформаторы на выбранных ТП 10/0,38 кВ по магистралям. В нормальном режиме к каждому кабелю, отходящему от РП, подключаем не более 5-6 трансформаторов 10/0,38 кВ 4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Вложения капитала в мероприятия по повышению эффективности с целью получения экономического результата называются инвестициями. Процедура принятия решения по вложению инвестиций подразумевает оценку и выбор варианта, в наибольшей степени соответствующего значимым критериям. На стороне 10 кВ возможна установка выключателей марки ВМП-10-20/2000 УХЛ2 или реклоузеров с вакуумным выключателем SMART10. Сравним два варианта схем: 1 вариант : использование выключателей марки ВМП-10-20/2000 УХЛ2 2 вариант : использование реклоузеров SMART10. 4.1 Определение общей суммы капитальных вложени Общая величина капитальных вложений в проект определяется стоимостью оборудования, строительно-монтажных работ и накладных расходов:  где Ц – цена оборудования, тыс.руб.; М – затраты на монтаж, тыс. руб., (М = 40% от Ц – для масляных выключателей, М = 20% от Ц – для вакуумных выключателей); Нр – накладные расходы, тыс. руб., (Нр = 12% ∙ (Ц + М) – для масляных выключателей, Нр = 8% ∙ (Ц + М) – для вакуумных выключателей); Тр – транспортные расходы, тыс. руб., (Тр = 12,5% · Ц); Пн – плановые накопления, тыс. руб., (Пн = (Ц + М + Нр) · 8%). Капитальные вложения в масляный выключатель ВМП-10-20/2000 УХЛ2. Ц = 150 М = 0,4 · 150 = 60 Нр = 0,12 · (150 + 60) = 25,2 Тр = 0,125 · 150= 18,75 Пн = (150 + 60 +25,2) · 0,08 = 18,8 КВ = 150 + 60 + 25,2 + 18,75 + 18,8 = 254 Вакуумный реклоузер SMART10 . Ц = 275 М = 0,2 · 275 = 55 Нр = 0,08 · (275 + 55) = 26,4 Тр = Ц · Нтр = 0,125 · 275 = 34,37 Пн = (275 + 55 + 26,4) · 0,08 =28,5 КВ = 275+ 55 + 26,4 + 34,3 + 28,5 = 419,2 Для удобства дальнейших расчетов составим таблицу капитальных вложений в проект, согласно произведённым выше расчетам. Результаты представлены в таблице 4.1 Таблица 4.1 – Расчет капитальных вложений
Проведенные расчеты свидетельствуют от том, что капитальные вложения на реклоузеры значительно превышают капитальные вложения на масляные, т.к. цена, расходы и затраты для реклоузеров выше, чем для масляных. 5 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ Мощность трансформаторов городских ТП целесообразно определять на основе величины поверхностной плотности нагрузки (δр,тп) в проектируемом жилом районе[7].  где Рмр – расчетная активная мощность микрорайона; Fтр – площадь территории.  Рассчитаем ориентировочное выражение экономически целесообразной мощности отдельностоящих ТП 10/0,38кВ:   .В зависимости от номинальной мощности, количества трансформаторов в одной ТП и с учетом допустимых перегрузок трансформаторов устанавливается необходимое количество ТП микрорайона, обеспечивающее надежное электроснабжение всех потребителей электроэнергии. Вариант установки в ТП двух трансформаторов мощностью по 1000 кВА каждый:  , т.е. 4-5 ТП по 1000 кВА.Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию. Мощность одного трансформатора определяется по формуле[15]:  где Кз.прин - принимаемый коэффициент загрузки трансформатора; Кз.прин = 0,7. По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки:  Распределим здания по ТП. Результаты сведем в табл. 5.1. Таблица 5.1− Распределение зданий по подстанциям
В качестве примера найдем мощность трансформаторов ТП1.  Исходя из условий взаимного резервирования, целесообразно устанавливать двухтрансформаторные подстанции. Тогда  Принимаем ближайшую стандартную мощность 1250 кВА.  .В качестве силовых трансформаторов 10/0,4 кВ используем сухие трансформаторы серии ISOCAST-R ГОСТ 54827-2011. Сухие трансформаторы с литой изоляцией ISOCAST-R ГОСТ 54827-2011. В стандартном исполнении трансформаторы производятся для внутренней установки в неотапливаемых помещениях (наружная установка выполняется на заказ) Принимаем к установке в ТП1 два трансформатора ISOCAST-R -1250/6. Аналогичный расчет производится и для других подстанций. Результаты выбора мощности трансформаторов приведены в таблице 5.2. Таблица 5.2−Определение мощности трансформаторов
6 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Приказу Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N 49 (сosφ ср = 0,92 ÷ 0,95 и выше), то мероприятий по компенсации реактивной мощности не требуется. 7 ВЫБОР КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 7.1 Расчет потокораспределения в сети 10 кВ В проектируемом районе основными потребителями являются как I, так и II категории надежности. Для питания подстанций 10/0,4 кВ применена магистральная «двухлучевая» схема. Обеспечиваем схему АВР со стороны низшего напряжения (рис.7.1). При определении потокораспределения принимаем, что мощность ТП между ее трансформаторами распределена равномерно. Также необходимо учесть, что потокораспределение определяется с учетом коэффициентов одновременности нагрузок трансформаторов [6]:  где  - расчетная мощность трансформаторной подстанции, кВт. Рисунок 7.1−Принципиальная схема магистральной сети 10 кВ 7.2. Выбор кабелей 10 кВ по экономической плотности тока Сечение жил кабельных линий 10 кВ выбираются по экономической плотности тока согласно [7]. Экономически целесообразное сечение F, мм2, определяется из соотношения:  где Iнб – расчетный ток в нормальном режиме в час максимума системы, А; jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2. Экономическая плотность тока при числе часов использования максимальной нагрузки от 3000 до 5000 часов в год для кабелей с алюминиевыми жилами равна 1,7 А/мм2. Расчетный ток в нормальном режиме вычислим по формуле:  Пример расчета сечения для головного участка магистральной сети от I секции РП до ТП 1. Расчетный ток в нормальном режиме:  Экономически целесообразное сечение F, мм2  Из стандартного ряда сечений выбираем ближайшее значение, для этого случая принимаем стандартное сечение кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена и оболочке из ПВХ пластиката, не распространяющие горение Alcsecure N2XH 95 мм2 с длительно допустимым током 263 А. Расчет сечений для остальных участков обеих магистралей приведем в таблице 7.2. Сечений кабельных линий напряжением выше 1 кВ, выбранные по экономической плотности тока, проверяются по допустимым потерям напряжения Результаты в таблице 7.2 и 7.3 Таблица 7.2−Выбор сечений жил кабельных линий 10 кВ по экономической плотности тока.
Таблица 7.3−Проверка выбранных сечений жил по допустимой потере напряжения
Согласно ГОСТ 32144-2013 положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального или согласованного значения напряжения в течение 100 % времени интервала в одну неделю. Расчеты, результаты которых приведены в табл. 7.3, показывают, что в нормальном режиме потери напряжения в сети 10 кВ не превышают 3,55 % | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||