Проектирование системы электроснабжения для жилого массива (стр. 3 из 16)
Pкв. = Pкв. уд. * n (1.1.)
Qкв. = Pкв. * Cos φкв. (1.2.)
Где Pкв. уд. – удельная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая по таблице 2.1.1. [ 6 ] в зависимости от числа квартир, присоединенных к линии (ТП), типа кухонных плит и наличия бытовых кондеционеров воздуха, кВт/квартиру; Pкв. уд. – удельные расчетные нагрузки квартир включают в себя нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т. д.)
n – количество квартир, присоединенных к линии (ТП).
Pкв. = 1,23*467 = 593,1 кВт
Qкв. = 593,1 * 0,95 = 563,4 кВар
Расчетная, активная и реактивная нагрузки линий питания лифтовых установок Pр. лиф., кВт; Qр. лиф., кВар; определяются по формулам:
Pр. лиф. = ∑ Pn. i. * Kс. лиф. (1.3.)
Qр. лиф. = Pр. лиф. * Cos φлиф. (1.4.)
Где Kс. лиф. – коэффициент спроса, определяемый по таблице 2.1.2. [6] в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;
Pn. i. – установленная мощность i-го лифта, кВт
Pр. лиф. = 9 * 5 * 0,5 = 22,5 кВт
Qр. лиф. = 22,5 * 0,85 = 19,1 кВар
Расчетная, активная и реактивная электрические нагрузки жилых домов (квартир и силовых электроприемников) Pр.ж.д, кВт; Qр.ж.д, кВар, определяется по формулам;
Pр.ж.д = Pкв + kу Pр. лиф. (1.5.)
Qр.ж.д = Qкв + kу Qр. лиф. (1.6.)
где Pкв – расчетная электрическая нагрузка квартир, кВт;
Pр. лиф. – расчетная активная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, (лифтов) кВт;
Qр. лиф. – расчетная реактивная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, (лифтов) кВт;
kу – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).
Pр.ж.д = 593,1 + 0,9 * 22,5 = 613,4 кВт
Qр.ж.д. = 563,4 + 0,9 * 19,1 = 580,6 кВар
Расчетная активная и реактивная электрические нагрузки на вводе подстанции до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рп/с., кВт; Qп/с., кВар, определяются по формулам:
Рп/с. = Рр.ж.з. + ∑ ΔР (1.7.)
Qп/с. = Qр. ж. з. + ∑ ΔР * Cos φоб. зд. (1.8.)
Где ΔР = Ро.з. * kу – мщность общественных зданий умноженная на коэффициент участия в максимуме нагрузок общественных зданий по таблице 42.7 [ 7 ].
Рп/с. = 613,4 + 57,9 = 671,3 кВт
Qп/с. = 740,1 + 46,3 * 0,9 = 622,3 кВар
Полная мощность на вводе подстанции, Sп/с., кВА, определяется по формуле:
 |
Sп/с. = √ Рп/с.² + Qп/с.² (1.9.)Sп/с. = √ 671,3² + 622,3² = 915,4 кВА
Таблица 1.9.
Расчет электрических нагрузок
| № п/п | Наименование | P п/с, кВт | Q п/с, кВар | S п/с, кВА |
| 1 | ТП – 1 | 671,3 | 622,3 | 915,4 |
| 2 | ТП – 2 | 554,2 | 469,7 | 726,5 |
| 3 | ТП – 3 | 215 | 169,3 | 273,6 |
| 4 | ТП – 4 | 791,5 | 672,2 | 1038,4 |
| 5 | ТП – 5 | 656,3 | 492,7 | 820,6 |
| 6 | ТП – 6 | 410,3 | 309,2 | 513,8 |
| 7 | ТП – 7 | 119,9 | 85,6 | 147,3 |
| 8 | ТП – 8 | 96,3 | 66,4 | 116,9 |
1.3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
1.3.1 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Основным критерием выбора оптимальной мощности трансформаторов являются: экономические соображения, обеспечивающие минимум приведённых затрат, условия нагрева, зависящие от температуры, коэффициента начальной загрузки, длительности максимума.
От правильного размещения подстанций на территории массовой жилой застройки города, а также числа подстанций и мощности трансформаторов, установленных в каждой подстанции, зависят экономические показатели и надежность системы электроснабжения потребителей. Трансформаторные подстанции следует приблизить к центру питаемых ими групп потребителей, так как при этом сокращается протяжонность низковольтных сетей, снижаются сечения проводов и жил кабелей, а это приводит к значительной экономии цветных металлов и снижению потерь энергии. Снижаются также капитальные затраты на сооружение сетей. Поэтому система с мелкими подстанциями (мощность отдельных трансформаторов обычно не превышает 1000 кВА при вторичном напряжении сети 0,4/0,23 кВ) оказывается выгодной и применяется повсеместно [ 5 ].
Количество силовых трансформаторов на трансформаторной подстанции зависит от категории нагрузки по степени бесперебойности электроснабжения. Основная часть потребителей электроэнергии относится к 2-й категории по надёжности электроснабжения. Часть потребителей электроэнергии относятся к потребителям 3-й категории.
Принимается двухтрансформаторная КТП с использованием масляных трансформаторов.
Мощность каждого трансформатора должна быть такой, чтобы при отключении одного из трансформаторов оставшейся в работе обеспечивал электроэнергией потребителей 1 и 2 категорий. За основу выбора берётся перегрузочная способность трансформаторов. Обычно в практике проектирования пользуются перегрузочной способностью для потребителей, работающих по двухсменному режиму раборы, а жилые районы можно отнести к таким режимам работы, так как днем загруженность заключается в работающих магазинах, школах, детских садах и т. д., а вечером в жилых домах. Перегрузочная способность заключается в следующем: при выходе из строя одного из трансформаторов второй трансформатор может нести перегрузку величиной 40% в течении 6-и часов в сутки 5 рабочих дней недели.
Выбор трансформаторов будем производить на примере трансформаторной подстанци № 1 (ТП–1), остальные расчеты аналогичны, результаты расчетов сводим в таблицу 1.11.
Мощность трансформатора определяется по формуле:
Sнагр.
Sтр. = (1.10.)Кз. * n
где, Sнагр. – расчетная мощность нагрузки ТП.
n – количество трансформаторов на подстанции. n = 2
Кз. – коэффициент загрузки трансформатора. Кз. = 0.7
606.99
Sтр. = = 433.56кВА0,7*2
Выбираем ближайшый больший по мощности трансформатор:
ТМ-630/10
Sном =630кВА
ΔРхх=1.3кВт.
ΔРкз=7.8 кВт.
Uкз = 5.5%
Iхх =2%
Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме: 1,4 * Sномт ≥ Sp
1,4 * 630 = 882 > 606
Условие выполняется.
Таблица 1.10.
Выбор трансформаторов
| № п/п | Т.П. | Трансформатор | Sном., кВА | ΔPх.х, кВт | ΔPк.з., кВт | Uк.з., % | Iх.х., % |
| 1 | ТП – 1 | Т1.1. TM- 630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 2 | ТП – 1 | Т1.2.TM- 630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 3 | ТП – 2 | Т2.1. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 4 | ТП – 2 | Т2.2. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7,6 | 5,5 | 2 |
| 5 | ТП – 3 | Т3.1. ТМ-400/10 | 400 | 0.95 | 5.5 | 4.5 | 2.1 |
| 6 | ТП – 3 | Т3.2. ТМ-400/10 | 400 | 0.95 | 5.5 | 4.5 | 2.1 |
| 7 | ТП – 4 | Т4.1. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 8 | ТП – 4 | Т4.2. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 9 | ТП – 5 | Т5.1. ТМ-400/10 | 400 | 0.95 | 5.5 | 4.5 | 2.1 |
| 10 | ТП – 5 | Т5.2. ТМ-400/10 | 400 | 0.95 | 5.5 | 4.5 | 2.1 |
| 11 | ТП – 6 | Т6.1. ТМ-400/10 | 400 | 0.95 | 5.5 | 4.5 | 2.1 |
| 12 | ТП – 6 | Т6.2. ТМ-400/10 | 400 | 0.95 | 5.5 | 4.5 | 2.1 |
| 13 | ТП – 7 | Т7.1. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 14 | ТП – 7 | Т7.2. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 15 | ТП – 8 | Т8.1. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
| 16 | ТП – 8 | Т8.2. ТМ-630/10 | 630 | 1.3 | 7.6 | 5,5 | 2 |
1.3.2 РАСЧЕТ СЕЧЕНИЯ ЛЭП
Критерием расчета сечения линий электропередачи является:
1. длительно допустимый ток Iдоп;
2 экономическая плотность тока Iэк;
3. допустимая потеря напряжения.
В сетях выше 1000 В расчёт сечений ведётся по первым двум условиям, а в сетях до 1000 В расчётным условием является – длительно допустимый ток и допустимая потеря напряжения.
Рассчитываем значение тока:
Sрасч. * Ко
Iрасч. = (1.11.)√3 *Uв. н.
Где: Sрасч. – мощность всех подстанций кольца.
Ко – коэффициент одновременности для электрических нагрузок в сетях 6 – 20 кВ учитывающий количество ТП [8].
3361.1
Iрасч.L1. = = 194.3А 
√ 3 * 10Все проводники электрической сети проверяют по допустимому нагреву током нагрузки Для выбора сечений и проверки проводов и кабелей пользуются таблицами приведёнными в ПУЭ. Для этого сопоставляют расчетные токи элементов сети с длительно допустимыми токами, приведёнными в таблицах для проводов и кабелей. Необходимо выдержать соотношение