Электроснабжение 8-го микрорайона города Оренбурга

Учтя архитектурные особенности расположения зданий место расположение ТП №3 смещаем в точку с координатами Хо факт=61 см, Yо факт=35,5

Расчеты ЦЭН для остальных ТП проводят аналогично. Расчеты снесены в таблицу 5.

Таблица 5

6 Расчет наружной осветительной сети

6.1 Светотехнический расчет

К особенностям выбранного оборудования можно отнести: малые габариты обеспечения отчетливого различия объектов, необходимого для зрительной работы. Рационально распределенный световой поток защищает глаза наблюдателя от чрезмерной яркости. Хорошая защита источников света от механических повреждений и загрязнения обеспечивается выбранной конструкцией светильников.

Проектом предусматривается освещение улиц и фасадов домов микрорайона светильниками РКЦ-250 на железобетонных опорах, и на кронштейнах по фасадам зданий между вторым и третьими этажами. Подключение наружного освещения микрорайона предусматривается от распределительных шкафов типа ВРУ-ВЗ. Щит уличного освещения ЩУО-200 устанавливается в небольших городах и населенных пунктах для автоматического регулирования уличного освещения в вечернее и ночное время, что предусматривает централизованное управление освещением. Щит комплектуется вводными автоматами на 100 А с трансформатором тока и счетчиком и четырьмя групповыми автоматами А3130 на 25 А и 40 А. В ночное время 2/3 светильников отключается.

Пример расчета наружного освещения детского сада № 40 выполненного светильниками РКУ-250.

Для надежной работы осветительной установки и ее экономности большое значение имеет правильный выбор светильников. При выборе светильника, учитывала условия окружающей среды, в которой будет работать светильник, требуемое распределение светового потока в зависимости от назначения и характера отделки помещения и экономичность самого светильника.

Так же при выборе светильника мне пришлось учитывать и технологическое назначение помещения, а, следовательно, и светотехническую классификацию светильников.

Учитывая минимальное присутствие транспорта, принимаем среднюю горизонтальную освещенность покрытия Еср=10 лк, среднюю яркость территории - 0,6 kg/м2 /6/.

Согласно рекомендации типового проекта принимаем схему расположения светильников - однорядную. Ширина пешеходной дорожки по внутреннему периметру детского сада 3 м, длина пролета 35-40 м, высота подвеса светильников - 10 м.

В установках, где нормирована средняя яркость покрытия, за основу расчета берется коэффициент использования по яркости зL /6/.

По значению зn определяется необходимый поток Фґ:

(6.1.1)

где L - нормирования яркость, kg/м2;

k - коэффициент запаса;

зL - коэффициент использования по яркости.

k3=1,5 /6/;

Согласно /6/ находится коэффициент использования по яркости зL=0,035.

Лампа ДРЛ 250 В имеет поток 12500 лм, т.е. может осветить поверхность шириной 12500/2824,5=4,4

Определяется необходимое количество светильников:

К установке принимается 7 светильников через 37 м.

Общая мощность от освещения объекта по формуле (6.2):

(6.1.2)

где Руд - удельная мощность лампы ДРЛ с учетом потерь в пускорегулирующей аппаратуре, для светильника РКУ-250

Руд=0,27 кВт.

Ро=0,27*7=1,89 кВт

Светотехнический расчет для остальных объектов выполняется аналогично. Данные расчетов сведены в таблицу 6.

 6.2 Электрический расчет осветительной сети

Расчет электрических осветительных сетей производится по минимуму проводникового материала.

В практике для расчета сечений осветительных сетей при условии наименьшего расхода проводникового материала используется формула:

(6.2.1)

где Мприв - приведенный момент мощности, кВт.м;

С - коэффициент, зависящий от схемы питания и марки материала проводника, С=44 /7/;

ДU - допустимая потеря напряжения в осветительной сети от источника питания до наиболее удаленной лампы, %. Согласно ПУЭ ДU=2,5%

Расчет сети освещения рассмотрим на примере уличного освещения по ул. Юных Ленинцев.

Рисунок 1 - Расчетная схема

Определяется момент на участке О-1 по формуле

МО-1=P*l*n, (6.2.2)

где P - расчетная мощность лампы, кВт;

l - расстояние до лампы, м;

n - количество ламп, шт.

МО-1=0,27*80*17=367,2 кВт.м;

Момент на участке 1-2 определяется по формуле:

(6.2.3)

где l0 - расстояние до первой лампы, м;

l1 - расстояние между лампами, м.

Момент на участке 1-3:

Мприв=М0-1+m1-2+m1-3=367,2+302,4+486=1155,6 кВТ.м;

Принимаем кабель с бумажной изоляцией в алюминиевой оболочке, полихлорвиниловом шланге, марки ААШВу 4х16 мм2, Sсто-1=16 мм2.

Определяются фактические потери напряжения на участке 0-1 по формуле:

ДUp0-1=ДU-ДUф0-1=2,5-0,52=1,98%

Сечения на участке 1-2 и 1-3:

Сеть уличного освещения выполняется воздушной линией, маркой провода А-16, Sст=16мм2.

ДUф0-1+ДUф1-2<ДU

0,52%+0,43%<2,5%

0,95%<2,5%

0,52%+0,7<2,5%

1,22%<2,5%

Проверка выбранных проводников на нагрев током нагрузки.

Определяется ток на участке 0-1:

(6.2.4)

где Рр0 - расчетная мощность на данном участке, кВт;

Uл - номинальное напряжение сети,В;

Cos ц - коэффициент мощности, Cos ц=0,9 /7/.

Iдоп=90А - для кабеля сечением Sст=16мм2

7,8А<90А

Iдоп=105А - для воздушной линии Sст=16 мм2

3,2А<105A

4,1A<105A

Проверка линий уличного освещения на потерю напряжения проводится для наиболее протяженных и загружаемых участков. Внутридворовая линия освещения пятиэтажных зданий выполняется двухпроводной, проводом марки А-16.

От ТП линии освещения запитываются кабелем марки АВВГ. Также кабелем АВВГ выполняются линии освещения по фасадам девятиэтажных жилых зданий.

Используется кабель четырехжильный с сечением жилы 4-16 мм2.

Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Таблица 7 Электрический расчет освещения

Выбранные электрические сети наружного освещения удовлетворяют условиям проверки согласно ПУЭ.

7 Выбор числа и мощности потребительских ТП

7.1 Предварительный расчет мощности трансформаторов ТП

Согласно ПУЭ электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

При наличии центролизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

(7.1.1)

где PУmax - суммарная активная мощность, кВт;

cosцср.взв - средневзвешенное значение cosц, который определяется через tg цср.взв:

(7.1.2)

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

(7.1.3)

где К3прин- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора,

К3 прин.=0,7

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы повторяются по действительному коэффициенту загрузки:

(7.1.4)

K3дейст?К3прин

Пример расчета мощности трансформаторов потребительской подстанции № 3 приведен в таблице 8.

Таблица 8 - Потребители ТП № 3

УР=49,7+42+79,1+53,24+52+52+22+5,94=355,94 кВт;

УQ=14,41+12,18+36,23+19,9+15,1+15,1+16,5+2,87=132,27 кВАр;

Суммарная расчетная активная мощность PУmax, определяется при питании от трансформаторной подстанции жилых домов и общественных зданий по формуле:

PУmax= Pзд.max+Pзд.1*К1+ Pзд.2*К2+…+ Pзд.n*Кn, (7.1.5)

где Pзд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

Pзд.1, Pзд.2, Pзд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;

К1, К2, Кn - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий) /2/.

PУmax=49,7+42+79,1+53,24+52+52+22*0,8+5,94=355,64 кВт

Мощность одного трансформатора:

Принимаем два трансформатора типа ТМ-250/10/0,4 кВ

Sнт=250 кВА

Проверяем выбранные трансформаторы по действительному коэффициенту загрузки:

Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 9.

7.2 Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

Систематическая перегрузка трансформатора допустима за счет неравномерности нагрузки его в течении суток (года). Определяется коэффициент перегрузки К*нт трансформаторов:

(7.2.1)

Если К*нт?1, то трансформаторы не испытывают систематической нагрузки и проверка не требуется /7/.

1,32>1

Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку не требуется.

Проверка трансформаторов на других ТП на систематическую перегрузку проводится аналогично, данные расчетов снесены в таблицу 10.

7.3 Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

Аварийная перегрузка допускается в исключительных условиях (аварийных) в течении ограниченного времени, когда перерыв в энергоснабжении потребителей недопустим.

На аварийную перегрузку проверяются трансформаторы, если на подстанции установлено не менее двух трансформаторов. В качестве аварийного режима рассматривается режим с отключением одного трансформатора.

Определяется коэффициент перегрузки К*нт в аварийном режиме:

(7.3.1)

Наносится К*нтав на суточный график нагрузки (рисунок 2). Определяется, по точкам пересечения К*нтав с графиком нагрузки, время перегрузки, tn=5 ч.

Определяется коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме:

Рисунок 2 - Зимний суточный график нагрузки

(7.3.2)

где Si - мощность i-го участка времени;

Дti - временной участок, г;

tn - время перегрузки за сутки, ч.

По таблице «Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов» /12/ в зависимости от эквивалентной температуры охлаждающей среды Иохл, от системы охлаждения трансформатора, от коэффициента начальной загрузки К1ав и от времени перегрузки Tn, определяется коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кдоп.ав.

Иохл для Оренбурга составляет - 13,4єС.

Система трансформатора - М - с естественной циркуляцией воздуха и масла.

Время перегрузки Tn - 6 часов.

К г.доп.ав=1,7

Проверка трансформатора на аварийную перегрузку:

(7.3.3)

250*1,7?378,34

425кВА>378,34кВА

Выбранные трансформаторы ТП№3 удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку.

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку проводится аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 10.

Таблица 10 Проверка трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку

8 Выбор схемы распределительных сетей ВН

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью /1/.

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта , удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения.

Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, по разомкнутой петлевой с АВР, по замкнутой петлевой.

Представлен вариант распределительных сетей, выполненный по радиальной или магистральной схеме (рисунок 3), так как данный вариант является наиболее простым и не дорогим.

Рисунок 3 - Схемы распределительных сетей

Характерной особенностью этих схем является одностороннее электроснабжение потребителей. При аварии на любом участке линии Л1 и Л2 или на шинах 10 кВ подстанции автоматически отключится головной масляный выключатель В1 или В2 и вне подстанции прекращают подачу электроэнергии потребителям на время ремонта. Такие схемы применяются для потребителей III категории, так как в этих схемах отсутствуют резервное питание и осуществляется минимальная надежность электроснабжения.

Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме (рисунок 4). Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителей.

Рисунок 4 - Кольцевая схема электроснабжения

Для увеличения электроснабжения магистральная сеть выполняется с двумя источниками питания (от разных секущих шин РП) рисунок 5.

Рисунок 5 - Магистральная схема электроснабжения

В дипломном проекте для сравнения рассматриваются две схемы распределительных сетей ВН: кольцевая схема электроснабжения и магистральная схема с двумя источниками питания.

Согласно /4/ электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м /1/.

9 Предварительный выбор сечения кабельной линии 10 кВ

В соответствии с /3/ сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях 10кВ при прокладке их в земляных траншеях, следует принимать не менее 35 мм2. Выбор экономически целесообразного сечения производится по экономической плотности тока в зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки /1/:

(9.1)

где Im - расчетный максимальный ток, А;

jэ - нормальное значение экономической плотности тока, А/мм2,

jэ=1,6 А/мм2 /3/

(9.2)

где Sm - максимальная расчетная мощность, передающаяся по кабелю, кВА;

(9.3)

Выбираем сечение кабеля на участке п/ст «Шелковая» - РП с ТП-2 (Рисунок 6).

(.9.4)

где Ку=0,8 /2/

РУi - суммарная расчетная нагрузка i-й ТП.

Рm0-2=( РУ1+ РУ2+ РУ3+ РУ4+ РУ5+ РУ6)*0,8=(355,64+237+323+450,4+417+

+512)*0,8=1836 кВ

cos ц=0,92 - на шинах РП /2/

tg ц=0,43

Qm0-2= Qm0-1*tg ц=1836*0,43=789,5 кВт

Выбираем кабель марки ААБ с сечением жилы 95 мм2 Iдоп = 240А

Расчет кольцевой распределительной сети 10 кВ

Рисунок 6 - Расчетная схема распределительных сетей 10 кВ, Вариант I, кольцевая схема.

Выбираем сечения кабелей распределительной сети 10 кВ от РП.

Определяется точка потокораздела:

Проверка:

S21+S23=УSm

1015,2+1078,8=2094

2094 кВА=2094 кВА

Потоки мощности по участкам:

S36=S23-S3=1078,8-378=700,8 кВА;

S65=S36-S6=700,8-550=150,8 кВА;

S54=S65-S5=150,8-433=-282,2 кВА;

S14=S12-S1=1015,2-249=766,2 кВА;

S45=S14-S4=766,2-484=282,2 кВА;

S56=S45-S5=282,2-433=-150,8 кВА;

ТП-5 является точкой потокораздела:

P21=S21*cos цср.вз.=1015,2*0,94=954,3 кВт;

P23=S23*cos цср.вз.=1078,8*0,94=1014 кВт;

P36=S36*cos цср.вз.=700,2*0,94=658,2 кВт;

P65=S65*cos цср.вз.=150,8*0,94=141,75 кВт;

P14=S14*cos цср.вз.=766,2*0,94=720,2 кВт;

P45=S45*cos цср.вз.=282,2*0,94=265,3 кВт.

Определяется ток на каждом участке сети 10 кВ:

(9.5)

По определенному току рассчитывается экономическая плотность тока и принимается стандартное большее сечение кабеля. Марка кабеля - ААБ, стандартное сечение кабеля 35-240 мм2 /9/.

F21=36,7 мм2; Fст.21=50 мм2; Iдоп=140 А

F14=27,7 мм2; Fст.14=35 мм2; Iдоп=115 А

F45=10,2 мм2; Fст.45=35 мм2; Iдоп=115 А

F56=5,4 мм2; Fст.56=35 мм2; Iдоп=115 А

F63=25,3 мм2; Fст.63=35 мм2; Iдоп=115 А

F23=39 мм2; Fст.23=50 мм2; Iдоп=140 А

Производится проверка выбранных сечений кабеля в аварийных режимах: обрыв линии 1-2 или обрыв линии 2-3. Питание распределительной сети 10 кВ осуществляется от одной из двух секций шин РП-10кВ. Расчет производится аналогично расчету в нормальном режиме. Результаты расчетов снесены в таблицу 11.

Таблица 11

Потери напряжения при найденном сечении определяются по формуле /9/:

(9.6)

где ДUтб- табличное значение удельной величины потери напряжения, %/кВт*км /9/;

Ма -сумма произведений активных нагрузок на длины участков линий, кВт*м.

Расчетная потеря напряжений ДU сравнивается с допустимой потерей напряжения ДUдоп.

(9.7)

ДUдоп=5% - в нормальном режиме работы;

ДUдоп=10% - в аварийном режиме работы.

Определяются потери напряжения в нормальном режиме работы:

Потеря напряжения на участке 2-1-4-5:

ДU2-1-4-5=0,654*954,3*220*10-6+0,925*(720,2*320+265,3*300)*10-6=

=0,42%<5%

Потеря напряжения на участке 2-3-6-5:

ДU2-3-6-5=0,654*1014*320*10-6+0,925*(658,2*230+147,75*310)*10-6=

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6