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_мрН_мрm – 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} + K₁Р_ртп1 + K₂Р_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 Рр.ж.д.тп
Общее кол-во квартир nкв.тп	Удельная нагрузка квартир, Руд.кв.тп	Расчетная нагрузка квартир Рр.кв.тп	Общее кол-во лифтовых установок nл.тп	Коэффициент спроса лифтовых установок Kс.л.тп	Расчетная нагрузка лифтовых установок Рр.л.тп	Общее кол-во силовых установок nс.тп	Коэффициент спроса cиловых установок Kс.с.тп	Расчетная нагрузка силовых установок Рр.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 Рр.ок.БП.ТП	Электрическая нагрузка общ. и ком.-бытовых потребителей	Электрическая нагрузка промышленных потребителей	Потребная мощность потребителей ТП Sэп.тп	Расчетная нагрузка	Принятая установленная мощность трансформаторов Sтп.н	Коэффициент загрузки трансформаторов
Коэф. участия в макс. Kм.ок.БП.тп	Долевая расчетная нагрузка Рр.ок.БП.ТП	Расчетная нагрузка Рр.пп.тп	Коэф. участия в макс. Kм.пп.тп	Долевая расчетная нагрузка Рр.пп.тп	Нормальный режим Рр.тп.н	Аварийный режим Рр.тп.а	Нормальный режим Kз.н	Аварийный режим Kз.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_рi – электрические нагрузки, подключенные к ТП; Х_i,Y_i – координаты нагрузок Р_рi (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 Рр i	Координаты	Расчетный параметр
Хi	Yi	Хц i	Yц 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.