Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

 

Число и мощность ТП, а также установленных в них трансформаторов оказывают существенное влияние на технико-эконо-мические показатели системы электроснабжения в целом. От правильного выбора числа и мощности трансформаторов ТП, их размещения на территории города зависит эффективность функционирования системы в целом [22].

Основополагающим фактором при выборе числа трансформаторов ТП является категория надежности и выбранная, в разделе 3, схема электроснабжения подключенных потребителей. В частности, для питания потребителей I категории и ответственных потребителей II категории применяются двухтрансформаторные подстанции в сочетании с двухлучевыми схемами питания. Каждый трансформатор при этом питается отдельной линией, подключенной к независимому источнику питания. В случае выхода из строя одного из трансформаторов другой, в соответствии с допустимой по ПУЭ аварийной перегрузкой, обеспечивает питание почти всех потребителей, подключенных к ТП. Перевод нагрузки с вышедшего из строя трансформатора на оставшийся в работе должен осуществляться автоматически.

Для питания потребителей II и III категории в зависимости от суммарной их нагрузки могут применяться как двух-, так и однотрансформаторные подстанции в сочетании с петлевыми схемами питания. Причем при применении однотрансформаторных ТП питание потребителей II категории в аварийном режиме осуществляется от ближайшей ТП посредством перемычки.

Однотрансформаторные ТП могут быть также применены
и для питания потребителей I категории, если их мощность не превышает 15–20% мощности ТП. Резервирование этих потребителей осуществляется посредством перемычки от соседней ТП.

Кроме того, при выборе числа трансформаторов ТП необходимо иметь в виду: применение двух трансформаторов вместо одного равноценной мощности во всех случаях нерационально в связи с тем, что удельная стоимость и удельные потери двух и более трансформаторов всегда выше, чем одного.

Мощность трансформаторов, а следовательно, число и мощность ТП непосредственно влияют на все последующие решения, связанные с построением системы электроснабжения. В общем виде задача определения наивыгоднейшей мощности трансформаторов ТП может быть решена путем нахождения аналитической зависимости приведенных затрат, связанных с передачей энергии через рассматриваемую систему, от мощности трансформаторов ТП. Минимальное значение этих затрат и определяет искомую оптимальную мощность трансформаторов ТП. Однако определение наивыгоднейшей мощности трансформаторов ТП требует перебора большого числа вариантов, что в связи с высокой трудоемкостью расчетов не всегда выполнимо. Поэтому для ориентировочного определения экономически целесообразной мощности трансформаторов ТП может быть применена формула, полученная на основании многочисленных расчетов [5]:

, (3.1)

где d = S _р.мр/ F _мр – плотность нагрузок микрорайона; S _р.мр – расчетное значение мощности нагрузок микрорайона, определенное
в разделе 2.7; F _мр = L _мр Н _мр m – площадь микрорайона; L _мр, Н _мр– длина и ширина микрорайона, определяемые из генерального плана микрорайона, приведенного в исходных данных; m – масштаб генерального плана (для генеральных планов, приведенных в прил. 1, m – 1:1000).

Для тактических расчетов могут быть использованы данные, приведенные в табл. 3.2, полученные в результате расчетов по формуле (3.1) для различных значений d [10].

 

Таблица 3.2

Значения наивыгоднейшей мощности ТП

Этажность застройки	Мощность и количество ТП, кВ×А, при плотности нагрузки, МВт/м2
0,8–1,0	1,0–2,0	2,0–5,0	более 5
Здания 1–4 этажей	1 160	1 250	1 400	–
Здания 5 этажей	–	–	–	1 630
и выше				2 630

 

После определения наивыгоднейшей мощности подстанций находят ориентировочное число трансформаторных подстанций по выражению

,

где n _т.п– число трансформаторных подстанций микрорайона; Р _р.мр – расчетная нагрузка микрорайона; K _доп.н – коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку трансформаторов в нормальном режиме в зависимости от степени резервирования; S _тр.э – мощность трансформатора.

Далее определяется установленная мощность потребителей, присоединенных к одной ТП, Р _у.эп по формуле

Р _у.эп = S _тр.э K _доп.нcos j_г. (3.2)

С помощью картограммы нагрузок потребители разбиваются на n _эп однотипных групп общей мощностью Р _у.эп каждая; ТП в количестве, найденном выше, размещают на плане. Затем определяется действительная нагрузка на каждой ТП по формуле

Р _ртп = Р _{ртп mах} + K ₁ Р _ртп1 + K ₂ Р _ртп2 +... + K_nР _{ртп n} ,

где Р _{р.тп maх} – максимальная из нагрузок ТП; K_n, Р _{р.тп n} – значения
и коэффициенты участия в максимуме соответствующих нагрузок; Р _{р.тп i} – расчетные нагрузки коммунально-бытовых и промышленных потребителей, определенные ранее в пп. 2.3, 2.5; K_n – коэффициент участия в максимуме этих потребителей по отношению к потребителям жилых домов, определяемый по прил. 9.

После этого проверяется мощность выбранных трансфор-маторов:

· по условиям нормального режима:

;

· по условиям аварийного режима:

,

и выбор трансформаторов ТП завершается сопоставлением действительных коэффициентов загрузки с допустимыми их значениями, определенными по формуле

,

,

где S _тр.нор, S _тр.ав – потребная мощность трансформаторов ТП в нормальном и аварийном режимах соответственно; Р _{р.тп.нор}, Р _р.тп.ав –расчетные нагрузки ТП в нормальном и аварийном режимах;
cos j_г = 0,9 – принимаемое значение коэффициента мощности; K _доп.ав – коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку трансформаторов в условиях аварийного (послеаварийного) режима; n _тр – количество трансформаторов, намечаемых к установке
на подстанции, принимается равным 1 или 2 в зависимости от величины расчетной нагрузки, категории электроприемников, выбранной структуры и схемы сети СН. Причем нагрузка аварийного (послеаварийного) режима образуется в условиях отключения или выхода из строя трансформатора, соединенного с проверяемым трансформатором по низкой стороне при намечаемом полном или частичном резервировании. Результаты расчетов сводятся в табл. 3.3.

В случае если рассчитанные значения коэффициентов загрузки отличаются от нормативных ПУЭ, то необходимо произвести перераспределение потребителей ТП таким образом, чтобы коэффициент загрузки трансформаторов находился в допустимых пределах. При отсутствии данных в графиках нагрузок потребителей значение коэффициента загрузки трансформатора в нормальном режиме для однотрансформаторных ТП может быть принято равным 0,9,
а для двухтрансформаторных – равным 1,3. При отсутствии до-полнительных данных значение коэффициента допустимой перегрузки трансформаторов в аварийном режиме может быть принято равным 1,4.

 

 

Форма табл. 3.3

Выбор мощности и определение коэффициентов загрузки трансформаторов

№   ТП	№ объекта по плану	Электрическая нагрузка жилых домов
Расчетная нагрузка квартир	Расчетная нагрузка лифтовых установок	Расчетная нагрузка силовых установок	Расчетная нагрузка жилых домов Р р.ж.д.тп
Общее кол-во квартир n кв.тп	Удельная нагрузка квартир, Р уд.кв.тп	Расчетная нагрузка квартир Р р.кв.тп	Общее кол-во лифтовых установок n л.тп	Коэффициент спроса лифтовых установок K с.л.тп	Расчетная нагрузка лифтовых установок Р р.л.тп	Общее кол-во силовых установок n с.тп	Коэффициент спроса cиловых установок K с.с.тп	Расчетная нагрузка силовых установок Р р.с.тп
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Окончание табл. 3.3

Расчетная нагрузка общественных и ком.- быт. потребителей Р р.ок.БП.ТП	Электрическая нагрузка общ. и ком.-бытовых потребителей	Электрическая нагрузка промышленных потребителей	Потребная мощность потребителей ТП S эп.тп	Расчетная нагрузка	Принятая установленная мощность трансформаторов S тп.н	Коэффициент загрузки трансформаторов
Коэф. участия в макс. K м.ок.БП.тп	Долевая расчетная нагрузка Р р.ок.БП.ТП	Расчетная нагрузка Р р.пп.тп	Коэф. участия в макс. K м.пп.тп	Долевая расчетная нагрузка Р р.пп.тп	Нормальный режим Р р.тп.н	Аварийный режим Р р.тп.а	Нормальный режим K з.н	Аварийный режим K з.а
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24

3.5. Размещение подстанций на плане города

 

После выбора количества и мощности трансформаторных подстанций определяют их конструкцию и местоположение [6, 23].

Конструктивно ТП могут выполняться внутри стоящими, встроенными и отдельно стоящими (наружными и подземными) или крышевыми, одно- либо двухэтажными, с воздушными либо кабельными вводами. Для уменьшения затрат в сети 0,38 кВ ТП располагают возможно ближе к центру электрических нагрузок. Координаты центра нагрузок можно определить как

, ,

где Р _{р i} – электрические нагрузки, подключенные к ТП; Х_i, Y_i – координаты нагрузок Р _{р i} (совпадают с координатами центров геометрических фигур – очертаний зданий).

При размещении ТП (рис. 3.11) следует предусматривать возможность проезда механизмов для производства монтажных и ремонтных работ, удобный подход кабельных линий высшего и низшего напряжений.

 

Рис. 3.11. Определение координат ТП

Расположение ТП должно удовлетворять архитектурным требованиям застройки селитебной зоны. В проекте требуется рассчитать координаты Х _{ц i} , Y _{ц i} каждой из ТП и разместить ТП
на плане микрорайона. Результаты расчета необходимо представить в виде табл. 3.4.

 

Форма табл. 3.4

Определение координат ТП

№ п/п	Номер здания	Расчетная нагрузка Р р i	Координаты	Расчетный параметр
Хi	Yi	Х ц i	Y ц i
1	2	3	4	5	6	7

 

 

4. РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

 

Основные положения

 

Сечения проводов и кабелей следует выбирать по длительно допустимому току в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах и по допустимым отклонениям напряжения. Линии выше
1 кВ, кроме того, проверяют по экономической плотности тока
и действию токов короткого замыкания. Кабельные линии с пластмассовой изоляцией напряжением до 1 кВ проверяют также по действию токов короткого замыкания. Сети напряжением до 1 кВ,
с глухозаземленной нейтралью должны быть проверены на обеспечение автоматического отключения однофазных замыканий. При проверке кабельных линий по длительно допустимому току нагрева необходимо учитывать поправочные коэффициенты на число кабелей и температуру окружающей среды.

Исходными данными для расчета сети являются длина и нагрузка ее элементов. Длина участков сети может быть получена из генерального плана микрорайона. Нагрузка элементов сети определяется путем суммирования нагрузок остальных потребителей с учетом графиков их нагрузок.