Электроснабжение непромышленных зданий. Электроснабжение непромышленных объектов.Хохлянов В.С.2007г. Непромышленных объектов
 Скачать 3.89 Mb.
|
|
P AB H S K S , (2.10) где К АВ – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора определяется по аналогии с коэффициентом допустимой систематической нагрузки по табл. 2.16. При наличии возможности резервирования части нагрузки подстанции в послеаварийном режиме принятые номинальные мощности трансформаторов одно- и двухтрансформаторных подстанций проверяются по условиям их работы в двух послеаварийных режимах эксплуатации первый режим – отключение одного из трансформаторов на проектируемой двухтрансформа- торной подстанции второй – отключение на одной из соседних подстанций, связанной с проектируемой резервными перемычками. S АВР1 / Н ≤ К АВ ; (2.11) S АВР1 = Р – РЕЗ (2.12) 2 ABP AB H S K n S ; (2.13) S АВР2 = Р + РЕЗ (2.14) где S АВР1 , S АВР2 - аварийные расчетные нагрузки, соответственно для первого и второго рассматриваемых послеаварийных режимов РЕЗ – резервируемая в расчетном году нагрузка проектируемой двухтрансформаторной подстанции при отключении одного из трансформаторов, кВ∙А; РЕЗ нагрузка, резервируемая в расчетном году трансформаторами проектируемой подстанции при отключениях на одной из соседних подстанций, кВ∙А. Исходя из условий (2.8), (2.10), (2.11), (2.13), выбирают трансформаторы большей мощности. Основные технические данные силовых трансформаторов приведены в табл [27]. Трансформаторы напряжением 10/0,4 кВ, как правило, выпускаются с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ). 61 2.2.5. Выбор числа и мощности трансформаторов 35-110/10 кВ Из-за рассредоточения небольших по величине мощностей на большой площади в сельском населённом пункте сети, соединяющие трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4 кВ, получаются излишне протяжёнными. Необходимо сокращение радиуса действия электрических сетей. Воздушные электрические линии – наиболее повреждаемые элементы системы сельского электроснабжения. Число повреждений растёт примерно пропорционально длине линии. В последние годы проведена значительная работа в системе сельского электроснабжения по разукрупнению трансформаторных подстанций и сокращению радиуса действия сетей, который для линий напряжением 10 кВ в ближайшее время повсеместно должен быть снижен до 15 км, а в дальнейшем – примерно до 7 км, как это принято во многих зарубежных странах [25]. Для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения потребителей схемы электрических сетей напряжением 35-110 кВ должны строиться таким образом, чтобы шины (секции шин) 10 кВ подстанций 35-10 кВ, от которых осуществляется питание взаимно резервирующих линий 10 кВ, являлись независимыми источниками питания. Две секции шин 10 кВ двухтрансформаторной подстанции 35-110 кВ считаются независимыми источниками питания, если питание этой подстанции осуществляется не менее чем по двум линиям 35-110 кВ. При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь рассматривается возможность применения однотрансформаторных подстанций. Нормативные уровни надежности электроснабжения при сооружении однотранс- форматорных подстанций 35-110 кВ обеспечиваются, если отходящие от подстанции линии 10 кВ резервируются от независимых источников питания. Двухтрансформаторная подстанция сооружается, когда - хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающая потребителей первой и второй категорий по надежности, не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35-110 кВ, имеющей независимое питание - расчетная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью свыше 6300 кВ∙А; - от шин 10 кВ подстанции отходят 6 и более линий 10 кВ - расстояние между соседними подстанциями более 45 км [25]. Выбор установленной мощности трансформаторов производится по уравнению. Вид нагрузки потребителей подстанций определяется по табл [27]. 62 Максимальные и минимальные границы экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности, определяются для подстанции 35/10 кВ по табл, а для подстанции 110/10 кВ – по табл. Проверка выбранного трансформатора в нормальном режиме проводится по формуле (2.8). Коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора определяется по табл, в случае необходимости пересчитывается по формуле (2.9). Проверка трансформаторов двухтрансформаторной подстанции в послеаварийном режиме проводится по формуле (2.10). Коэффициент допустимой аварийной перегрузки определяется по табл. Проверка трансформаторов в послеаварийных режимах при наличии возможности резервирования части нагрузки проводится по формулам (2.11), (2.12), (2.13), (2.14). Исходя из условий (2.8), (2.10), (2.11), (2.13), выбираются трансформаторы большей номинальной мощности. Основные технические данные силовых трансформаторов напряжением 35/0,69 и 35/11 кВ приведены в табл [27]. Трансформаторы 35/0,69 кВ, как правило, с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ), а трансформаторы кВ – с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). 2.2.6. Выбор типовой трансформаторной подстанции с высшим напряжением 10 кВ Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) применяют для прима, распреления и преобразования электрической энергии трёхфазного тока частотой 50 Гц [28]. По числу трансформаторов КТП могут быть однотрансформаторными, двухтрансформаторными и трёхтрансформаторными. Породу установки КТП могут быть - внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами - наружной установки (только с масляными трансформаторами - смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора снаружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения. Для объектов сельскохозяйственного назначения применяются КТП наружной установки мощностью 25…400 кВА, напряжением 6…35/0,4 кВ. Это в основном мачтовые подстанции. КТП состоят из шкафа ввода ВН, 63 трансформатора и шкафа НН, укомплектованного на отходящих линиях автоматическими выключателями. Трансформаторные подстанции являются составной частью электрических сетей, в связи с чем правильный выбор типа подстанции, её схемы и конструкции имеет существенное значение в надёжном электроснабжении потребителей. Наилучшими качествами конструкций обладают два типа подстанций - при малой мощности до 100-160 кВА – подстанции мачтового (МТП) или столбового типа (СТП), с открытым расположением оборудования на опоре воздушной линии - при большой мощности, особенно в районах густой застройки, для электроснабжения ответственных потребителей – подстанции закрытого типа с обслуживанием оборудования внутри помещения. Определяющими при выборе КТП являются - электрическая нагрузка, мощность и количество трансформаторов - воздушный или кабельный ввод линий высокого напряжения - условия присоединения подстанции к питающей сети (тупиковая, проходная, узловая схема. В [29] дана таблица с рекомендациями по выбору типовых подстанций с высшим напряжением 10 кВ. На рис. 2.1. представлен общий вид мачтовой трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ с трансформаторами мощностью от 25 до 250 кВА с воздушным вводом линии 10 кВ, а на рис. 2.2. – электрическая схема этой трансформаторной подстанции. На рис. 2.3. представлен общий вид комплектной закрытой трансформаторной подстанции напряжением 10(6)/0,4 кВ с транформаторами мощностью от 160 до 400 кВА проходного типа с воздушным вводом двух линий 10 кВ повышенной заводской готовности, а на рис 2.4. – электрическая схема. 64 Рис. 2.1. Общий вид мачтовой трансформаторной подстанции 1 – силовой трансформатор 2 – предохранитель 10 кВ 3 – шкаф РУ 0,4 кВ 4 – провод 10 кВ Рис. 2.2. Электрическая схема МТП: S разъединитель FV – ОПН 10 кВ;Fредохранитель; Т – силовой трансформатор SA – рубильник ТА – трансформатор тока FV2 – ОПН 0,4 кВ SF1…SF4 – выключатель автоматический F1 – предохранитель 0,4 кВ 65 КМ – контактор Фр – фотореле Wһ – счётчик; V – вольтметр КА1…КА3 – реле токовое Рис. 2.3. Общий вид закрытой КТП: 1 – силовой трансформатор 10/0,4 кВ 2 – камеры КСО 10 кВ 3 щит 0,4 кВ 4, 5 – проходные изоляторы 6, 7 – шины алюминиевые 8 – трубы для прокладки кабелей Рис. 2.4. Электрическая схема КТП: 66 Q1, Q2, Q3 – выключатель нагрузки F – предохранитель 10 кВ Т – трансформатор силовой SA – рубильник ТА – трансформатор тока SF1…SF6 – выключатель автоматический FV – ОПН 10 кВ FV2 – ОПН 0,4 кВ Wһ – счётчик; КМ – пускатель магнитный К – устройство защиты от обрыва фазы Ка, КА, КА – токовое реле 2.3. Расчёт электрических сетей 2.3.1. Общие требования Линии электропередачи напряжением 0,38-10 кВ, как правило, должны быть воздушными. Кабельные линии предусматриваются в случаях, когда по действующим Правилам устройств электроустановок [5] строительство воздушных линий электропередачи не допускается, а также для электроснабжения ответственных потребителей электроэнергии (животноводческие комплексы, птицефабрики и крупные свиноводческие фермы и др. Выбор схем и параметров электрических сетей следует производить по потокам мощности в нормальном, ремонтном и послеаварийных режимах. ВЛ следует прокладывать, как правило, по двум сторонам улиц. Допускается прохождение их по одной стороне улицы с учетом исключения помех движению транспорта и пешеходов, а также удобства выполнения ответвлений от ВЛ к вводам здания и сокращения числа пересечений ВЛ с инженерными сооружениями. На участках параллельного следования ВЛ 0,38 и 10 кВ следует рассматривать технико-экономическую целесообразность применения общих опор для совместной подвески на них проводов обеих ВЛ. Письмом от 26.06.2000 г. № 05-5145 РАО ЕЭС России основываясь на результате изучения зарубежного и отечественного опыта строительства и эксплуатации в ряде районов страны, предложило при проектировании, новом строительстве и реконструкции воздушных линий электропередачи напряжением кВ преимущественно применять самонесущие изолированные провода (СИП. Эти требования нашли отражение ПУЭ 2006 года издания [5]. Пункт 2.4.13 для воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ гласит На ВЛ должны, как правило, применяться самонесущие изолированные провода СИП. В пункте 2.5.1 написано, что воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ и до 20 кВ выполняются проводами с защитной изолирующей оболочкой - защищёнными проводами. Самонесущие изолированные провода представляют собой провод с алюминиевыми токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабили- зированного или термопластичного полиэтилена, скрученными с нулевым несущим проводом из алюминиевого сплава, причём для одного из двух типов проводов несущий провод не изолирована для другого изолирован. На кабельных линиях (КЛ) рекомендуется применять кабели с алюминиевыми жилами с пластмассовой изоляцией. 67 В районах с одноэтажной застройкой для ответвлений от ВЛ к вводам в здания рекомендуется применять самонесущие провода с атмосферостойкой изоляцией [25]. На ВЛ 0,38 кВ должны применяться железобетонные и деревянные с железобетонными приставками опоры. На ВЛ напряжением 35 и 110 кВ рекомендуется применять сталеалю- миниевые провода. На отдельных сложных участках ВЛ (большие переходы через водные пространства, горы, поймы рек, болота и др) допускается применение марок и сечений проводов, тросов, отличных от применяемых на всей линии, при соответствующем технико-экономическом обосновании. На ВЛ 35 и 110 кВ могут применяться железобетонные на вибрированных и центрифугированных стойках и металлические опоры. При реконструкции и расширении действующих сетей напряжением 6 кВ следует предусматривать их перевод на напряжение 10 кВ с использованием, по возможности, установленного оборудования, проводов и кабелей. Сохранение напряжения 6 кВ допускается, как исключение, при соответствующих технико- экономических обоснованиях. 2.3.2. Выбор сечения проводов ВЛ напряжением 0,38 и 10 кВ Электрические сети напряжением 0,38 кВ должны быть переменного трехфазного тока с глухозаземленной нейтралью. ПУЭ [5] рекомендует выполнять ВЛ 0,38 кВ трехфазными по всей длине алюминиевыми проводами одного сечения (не менее 50 мм, а сооружать сельские ВЛ 10 кВ в соответствии с так называемым магистральным принципом. Согласно этому принципу, на магистралях ВЛ 10 кВ монтируют провода сечением 70-95 мм, а на ответвлениях - не менее 35 мм 2 Конкретное экономическое сечение проводов определяют следующим образом 1. Находим расчетную нагрузку Si на каждом участке линии (см. раздел 2.1.2.). 2. Определяем расчётный ток I Р.Г. , А, на головном участке линии Р ГР Г (2.15) где S Р.Г. полная мощность, кВ∙А го участка магистрали U – номинальное напряжением сети, равное 0,38 или 10 кВ. В число участков магистрали включаются участки с мощностью более 20% головного участка. 68 3. Производим выбор сечения изолированных проводов исходя из условия I ДЛ.ДОП. ≥ I Р.Г. , где I ДЛ. ДОП – длительно допустимый ток провода выбранного сечения. Длительно допустимые токи для изолированных проводов напряжением 0,38 кВ (СИП, СИП-1А, СИП, СИП-2А) приведены в табл, а для проводов напряжением 10 кВ (СИП) – в табл. 2.22. Аналогично выбираем сечение проводов на ответвлениях. 4. Выполняем проверку СИП 10 кВ на термическую стойкость. Расчёт производится при расчёте токов короткого замыкания. 5. Определяем потери напряжения при выбранных сечениях по формуле 3 1 1 0 0 2 cos sin 100 10 , % S L R X U U (2.16) где S İ , L İ – соответственно, полная мощность, кВ∙А, и длина, км, го участка R 0 , X 0 – соответственно активное и индуктивное сопротивления 1 км провода, Ом U – номинальное напряжение сети, кВ. Значения О для проводов напряжением 0,38 кВ приведены в табл, а для проводов напряжением 10 кВ – в табл. 2.22. При одинаковом расстоянии между проводами реактивное индуктивное сопротивление воздушных проводов весьма незначительно изменяется при изменении их сечения. Это обстоятельство дает возможность для линий напряжением 0,38-20 кВ принять его равным X 0 = 0,1 Ом/км [30]. Если потери напряжения превысят допустимые, тона ряде участков, начиная с головного, необходимо увеличить сечения. При этом не следует принимать в линии более 3-4 различных сечений проводов. 6. Расчет заканчивается проверкой потерь напряжения в линии Л, которая не должна превышать допустимые потери напряжения ∆U ДОП В результате должно выполняться условие ДОП > Л. (2.17) Допустимые потери напряжения не должны превышать в электрических сетях напряжением 10 кВ 10%, напряжением 220 и 380 В – 8%; в электропроводках одноэтажных жилых домов – 1%; в электропроводках зданий, сооружений, двух- и многоэтажных жилых домов – 2%. При отсутствии исходных данных для расчета отклонения напряжения у электроприемников потери напряжения в элементах сети 0,38 кВ рекомендуется принимать в линиях, питающих преимущественно коммунально- бытовые потребители – 8%, производственные – 6,5%, животноводческие комплексы – 4% от номинального напряжения [26]. 69 2.3.3. Выбор сечения проводов ВЛ напряжением 35, 110 кВ В Правилах устройства электроустановок рекомендуется выбор сечения провода из различных металлов производить по экономической плотности тока. В последние годы по экономической плотности тока сечения проводов воздушных линий с номинальным напряжением 35 кВ и выше не выбираются. В практике проектирования применяют выбор сечения проводов для ВЛ 35-750 кВ по экономическим интервалам токов или мощностей. Достаточно определить перетоки активной мощности в сетях 35 и 110 кВ в нормальном режиме и выбрать сечения проводов на участках по табл. Требуется дополнительная информация материал опор, количество цепей, район по гололёду. Далее выполняется проверка выбранного сечения в аварийном режиме. Для этого рассчитывается аварийный ток İ АВ , А, по формуле 3 AB S I U , (2.18) где S – полная мощность, протекающая по участку сети, кВ∙А; U – номинальное напряжение, кВ. Аварийный ток сравнивается с допустимым ДОП по табл. Должно выполняться условие ДОП ≥ İ АВ . (2.19) В случае невыполнения этого условия сечение провода увеличивают. В табл [31] приведены расчетные данные ВЛ 35 и 110 кВ со сталеалюминиевыми проводами. 2.3.4. Расчет потерь мощности и энергии в электрических сетях Одна из важнейших задач энергетики в настоящее время заключается в экономии энергоресурсов. Поэтому большое значение имеет снижение потерь мощности и энергии в электрических сетях, в том числе ив сетях сельских районов. Потери мощности в питающих сетях напряжением 110-35 кВ, как правило, достаточно просто рассчитываются прямым счетом. Наибольшие сложности представляют расчеты потерь мощности и энергии в распределительных сетях напряжением 10-0,38 кВ. Это объясняется несколькими причинами. Во-первых, указанные сети сильно разветвлены и состоят из большого числа участков, что само по себе повышает трудоемкость расчетов. Во-вторых, и это главное, в большинстве случаев отсутствует информация о величине нагрузки на отдельных участках ВЛ. В лучшем случае имеются данные о нагрузке головного участка ВЛ 10 и 0,38 кВ. Поэтому при расчете потерь в этих линиях приходится прибегать кряду искусственных приемов [32]. Один из таких приемов заключается в использовании понятия эквивалентного сопротивления ВЛ ЭК, определяемого по формуле 70 2 1 1 2 2 3 ЭК Г Г S R P R S I , (2.20) где Р – суммарные потери активной мощности в разветвленной линии, кВт Г, S İ – соответственно ток, Аи полная мощность, кВ∙А, головного участка ВЛ; S İ , R İ – соответственно полная мощность, кВ∙А, и активное сопротивление, Ом, го участка ВЛ; n – число участков. Нагрузку на участках ВЛ можно считать распределенной пропорционально номинальным мощностям потребительских трансформаторов. Потери энергии в линии за год, кВт∙ч, |