Проектирование электроснабжения населенного пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения - один из важнейших факторов технического процесса.

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии - угля, сланцев, на больших реках.

Самый высокий показатель системы электроснабжения - надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение - плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

провод сечение перенапряжение электроснабжение

Исходные данные

1. Населенный пункт Беляевка с 84 домами;

Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом 850 кВт·ч;

Тип потребительской подстанции - ОТП;

Коммунально-бытовые и производственные потребители в таблице 1.1 (из таблицы 2.1 [2])

Таблица 1. Коммунально-бытовые и производственные потребители

Шифр нагрузки	Наименование объекта	Дневной максимум	Вечерний максимум	cosцД	cosцВ
		РД, кВт	QД, кВар	РВ, кВт	QВ, кВар
383	Котельная с котлами КВ-300 м или Д-721	5	4	5	4	0,78	0,78
501	Начальная школа на 80 учащихся	7		2		1	1
509	Спальный корпус школы-интерната на 80 мест	8		15		1	1
510	Столовая школы-интерната	9	4	5		0,91	1
513	Детские ясли-сад на 50 мест	9	5	6	3	0,87	0,89
518	Административное здание на 15…25 рабочих мест	15	10	8		0,87	0,89
553	Магазин смешанного ассортимента на 6-10 мест	4		4	2	1	0,89
560	Баня на 10 мест	8	5	8	5	0,85	0,85

Значение cosц_Д и cosц_В определяем по отношению .

Определение допустимых потерь напряжения в сети 0,38 кВ

Для определения допустимых потерь напряжения составляем таблицу, в которой учитываем изменение напряжения в каждом из звеньев электрической сети на напряжение от питающей подстанции 110/10 кВ до расчетной точки сети. Отклонение, потери и надбавка напряжения выражают в% от номинального напряжения сети.

Отклонение напряжения у потребителя определяют из выражения

,

где дU_Ш.П - уровень напряжения на шинах питающей подстанции 110/10 кВ,

дU_Н.Б - величина надбавки трансформатора,

?U₁₀ и ?U_0,38 - потери напряжения, соответственно, в сетях 10 и 0,38 кВ,

дU_Т - потери напряжения в силовом трансформаторе.

Для расчета принимаем следующие данные:

отклонение напряжение на шинах питающей подстанции принимаем по условию:

потерю напряжения в силовом трансформаторе принимаем равной 4% при 100% нагрузке и 1% при 25%

потерю напряжения во внутренних сетях 0,4 кВ принимаем 2%;

выбираем надбавку трансформатора +5%.

Таблица 2. Отклонения напряжения в сети

№ п/п	Элементы схемы	Нагрузка
		100%	25%
1	Шины питающей подстанции	+5	0
2	ВЛ - 10 кВ	-6	-1,5
3	Трансформатор 10/0,4 кВ а) надбавка б) потеря	+5 -4	+5 -1
4	ВЛ - 0,38 кВ а) потери во внутренних сетях б) потери во внешних сетях	-2 -3	0 0
5	Отклонения напряжения у потребителя	-5	+2

Потери напряжения в сетях 10 кВ при 100%-ной нагрузке должны в 4 раза превышать потери напряжения при 25%-ной нагрузке.

Находим сумму потерь напряжения сетей 10 и 0,38 кВ

%.

Принимаем .

Исходя из требований, отклонение напряжение у потребителя не превышает .

Расчет электрических нагрузок н.п. Беляевка

Разделим населенный пункт на группы жилых домов и отдельных потребителей по соизмеримой мощности. Каждой группе присвоим порядковый номер. После раздела получили: 28 групп по 3 дома плюс 8 коммунально-бытовых потребителей.

Определим дневную и вечернюю расчетные нагрузки группы потребителей:

, кВт;

, кВт.

где и расчетная дневная и вечерняя нагрузки потребителей или их

группы, кВт;

коэффициент одновременности [3];

количество потребителей в одной группе;

расчетная мощность одного потребителя, кВт;

, коэффициенты участия нагрузки, соответственно в дневном и вечернем максимуме.

Расчетную мощность на вводе к потребителям определяем по номограмме [1], в зависимости от годового потребления электроэнергии (850 кВтч): кВт.

Коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме принимаем для бытовых потребителей с электрическими плитами: ; .

кВт;

кВт;

3. Определяем дневную и вечернюю нагрузку с учетом коммунально-бытовых потребителей

кВт;

кВт;

4. Определяем нагрузку уличного освещения по нормам нагрузок [2, табл. 2.10]. Для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий расчетной ширине 7 м.

Вт/м.

По масштабу 1:4000, т.е. 1 см=40 м, тогда по плану

м.

Тогда кВт.

5. Находим расчетные нагрузки всего населенного пункта с учетом всех и нагрузки уличного освещения.

Р_УВ=Р_нп^В +Р_УЛ.ОСВ,

кВт

6. Определяем полную мощность населенного пункта по формуле:

где cosц - средневзвешенное значение коэффициента мощности.

.

Для жилых домов cosц_в=0,93 [1].

=0,93

Тогда

кВА.

7. Определяем число трансформаторных подстанций по формуле:

,

где расчетная мощность населенного пункта, кВА;

площадь населенного пункта, км²;

допустимые потери напряжения в сети 0,38 кВ, %.

км².

.

Принимаем 2 ТП.

8. На план населенного пункта наносим трассы ВЛ, оси координат и определяем место расположения ОТП по выражению

где и координаты центра нагрузок;

расчетная мощность потребителей или их групп.

Результаты вычислений сводим в таблицы 3 (для 1 ТП) и 4 (для 2 ТП).

Таблица 3. Результаты расчета

№ группы	Наименование объекта	Рд	Рв	X	Y	cosцД	cosцВ
6	3 дома	1,3	4,32	80	560	0,9	0,93
5	3 дома	1,3	4,32	100	496	0,9	0,93
4	3 дома	1,3	4,32	116	442	0,9	0,93
3	3 дома	1,3	4,32	132	384	0,9	0,93
2	3 дома	1,3	4,32	148	324	0,9	0,93
1	3 дома	1,3	4,32	168	256	0,9	0,93
18	3 дома	1,3	4,32	284	564	0,9	0,93
17	3 дома	1,3	4,32	288	504	0,9	0,93
16	3 дома	1,3	4,32	292	436	0,9	0,93
15	3 дома	1,3	4,32	292	380	0,9	0,93
14	3 дома	1,3	4,32	298	324	0,9	0,93
13	Баня	8	8	300	290	0,85	0,85
12	Магазин	4	4	260	260	1	0,89
11	3 дома	1,3	4,32	228	256	0,9	0,93
10	Котельная	5	5	192	256	0,78	0,78
7	3 дома	1,3	4,32	164	176	0,9	0,93
8	3 дома	1,3	4,32	156	112	0,9	0,93
9	3 дома	1,3	4,32	152	50	0,9	0,93

Таблица 4. Результаты расчета

№ группы	Наименование объекта	Рд	Рв	X	Y	cosцД	cosцВ
14	3 дома	1,3	4,32	508	592	0,9	0,93
13	3 дома	1,3	4,32	498	532	0,9	0,93
12	3 дома	1,3	4,32	488	480	0,9	0,93
11	3 дома	1,3	4,32	476	412	0,9	0,93
10	3 дома	1,3	4,32	468	348	0,9	0,93
9	3 дома	1,3	4,32	456	288	0,9	0,93
15	3 дома	1,3	4,32	458	220	0,9	0,93
16	3 дома	1,3	4,32	472	168	0,9	0,93
17	3 дома	1,3	4,32	488	104	0,9	0,93
18	3 дома	1,3	4,32	500	48	0,9	0,93
1	3 дома	1,3	4,32	392	256	0,9	0,93
2	Столовая	9	5	356	256	0,91	1
3	школа	7	2	312	226	1	1
4	Ад. здание	15	8	312	226	0,83	1
5	Сп. корпус	8	15	312	180	1	1
6	Ясли-сад	9	6	312	180	0,87	0,89
7	3 дома	1,3	4,32	316	132	0,9	0,93
8	3 дома	1,3	4,32	320	72	0,9	0,93

м;

м.

м; м.

9. Скоординируем места расположения ТП

Х₁=206,84 м; Х₂=398,1 м;

У₁=334,7 м; У₂=250,6 м;

10. Для удобства сместим месторасположения ТП1 и ТП2, получим следующие координаты:

Х₁=210 м; Х₂=420 м;

У₁=312 м; У₂=206 м;

4. Электрический расчет сети 0,38 кВ

Составляем расчетную схему зон н.п. Беляевка, с нанесением мощностей и длин участков.

Составим расчетные схемы низковольтной сети.

Определим нагрузки на участках низковольтной линии.

Дневную и вечернюю расчетные нагрузки группы однородных потребителей соизмеримой мощности (отличающиеся не более чем в 4 раза) определяют по формуле:

, кВт;

где Р - расчетная дневная или вечерняя нагрузка потребителей или их группы, кВт;

k - коэффициент одновременности;

Р_i - расчетная нагрузка i-го потребителя;

Если нагрузки потребителей отличаются по значению более, чем в 4 раза, либо потребители разнородны, их суммируют, пользуясь таблицей надбавок.

,

где Р_б - большая из нагрузок;

- надбавка от меньшей нагрузки;

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности участков:

;,

Полные мощности на участках находим по формуле:

, кВА;

Участок 5-6:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 4-5:

 кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 3-4:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 2-3:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 1-2:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок ТП-1:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 8-9:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 7-8:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок ТП-7:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 17-18:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 16-17:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 15-16

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 14-15:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 13-14:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 12-13:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 11-12:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок 10-11:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Участок ТП-10:

кВт;

кВт;

;

;

кВА;

кВА;

Результаты расчета сведем в таблицу 5.

Таблица 5. Результаты расчета линии 0,38 кВ отходящей от ТП1

Расчетный участок	Pд, кВт	Pв, кВт	д	в	Sд, кВА	Sв, кВА	Ко	Надбавка, кВт	Pул, кВт
								д	в
5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 ТП-1 8-9 7-8 ТП-7 17-18 16-17 15-16 14-15 13-14 12-13 11-12 10-11 ТП-10	1,3 1,95 2,5 3 3,45 3,9 1,3 1,95 2,5 1,3 1,95 2,5 3 3,45 10,1 12,5 13,3 16,3	4,32 6,48 8,3 10 11,45 12,96 4,32 6,48 8,3 4,32 6,48 8,3 10 11,45 16,25 18,65 21,25 24,25	0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,87 0,91 0,91 0,87	0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,9 0,9 0,91 0,88	1,44 2,17 2,78 3,33 3,83 4,33 1,44 2,17 2,78 1,44 2,17 2,78 3,33 3,83 11,61 13,74 14,62 18,74	4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 13,94 4,65 6,97 8,92 4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 18,1 20,72 23,35 27,56	- 0,75 0,64 0,58 0,53 0,5 - 0,75 0,64 - 0,75 0,64 0,58 0,53 - - - -	- - - - - - - - - - - - - - 2,1 2,4 0,8 3	- - - - - - - - - - - - - - 4,8 2,4 2,6 3	0,4 0,39 0,39 0,4 0,47 0,39 0,4 0,43 0,85 0,39 0,44 0,39 0,36 0,23 0,44 0,21 0,23 0,39
	Итого:	7,2

3. Определим суммарную нагрузку на шинах ТП:

, кВт;

, кВт;

Дальнейший расчет ведем по вечернему максимуму.

4. Определим активную нагрузку ТП с учетом уличного освещения:

, кВт;

Определим полную мощность и коэффициент мощности ТП1.

кВА;

По полученной полной мощности выбираем для установки на ТП1 трансформатор марки ТМ со следующими номинальными данными:

S_н=63 кВА, Р_хх=265 Вт, Р_кз=1280 Вт, U_кз=4,5%, I_хх=2,8%.

6. Аналогично произведем расчет ТП2, результаты расчета сведем в таблицу 6.

Таблица 6. Результаты расчета линии 0,38 кВ отходящей от ТП2

Расчетный участок	Pд	Pв	д	в	Sд	Sв	Ко	Надбавка, кВт	Pул, кВт
								д	в
11-12 10-11 9-10 8-9 7-8 ТП-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 ТП-1 15-16 14-15 13-14 ТП-13	1,3 1,95 2,5 3 3,45 3,9 1,3 1,95 15 28 33,8 34,6 1,3 1,95 2,5 3	4,32 6,48 8,3 10 11,45 12,96 4,32 6,48 22,5 28,5 31,5 34,1 4,32 6,48 8,3 10	0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,93 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9	0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,96 0,97 0,97 0,96 0,93 0,93 0,93 0,93	1,44 2,17 2,78 3,33 3,83 4,33 1,44 2,17 16,13 31,56 37,56 38,44 1,44 2,17 2,78 3,33	4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 13,94 4,65 6,97 23,44 29,38 32,47 35,34 4,65 6,97 8,92 10,75	- 0,75 0,64 0,58 0,53 0,5 - 0,75 - - - - - 0,75 0,64 0,58	- - - - - - - - 6 13,4 5,4 0,8 - - - -	- - - - - - - - 7,5 6 3 2,6- - - -	0,39 0,36 0,44 0,42 0,42 0,59 0,39 0,34 0,3 0,48 0,23 0,49 0,39 0,43 0,36 0,62
	Итого:	6,65

 кВт;

кВт;

Дальнейший расчет ведем по вечернему максимуму.

кВт;

кВА;

По полученной полной мощности выбираем для установки на ТП1 трансформатор марки ТМ со следующими номинальными данными:

S_н=63 кВА, Р_хх=265 Вт, Р_кз=1280 Вт, U_кз=4,5%, I_хх=2,8%.

7. Сечения проводов линии 0,38 кВ определяем по экономическим интервалам нагрузок и проверяем по потере напряжения.

7.1. Определяем экономическую нагрузку на участках линии по формуле:

где S_р - максимальная расчетная нагрузка на данном участке.

К_Д - коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. К_Д=0,7;

7.2. По справочной литературе предварительно определяют сечения проводов для каждого участка.

7.3. Определяем фактические потери напряжения на участках при выбранных сечениях:

, В

;

Таблица 7. Результаты расчета сети 0,38 кВ по экономическим интервалам нагрузок, отходящей от ТП1

№ ветви	Участок	SРУЧ, кВА	SЭУЧ, кВА	Количество, марка и сечение провода	?UУЧ, В	?UУЧ, %
1	5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 ТП-1	4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 13,94	3,25 4,88 6,24 7,53 8,61 9,76	3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25	0,9 1,31 1,62 2,1 2,77 2,62	0,24 0,34 0,43 0,55 0,73 0,69
2	8-9 7-8 ТП-7	4,65 6,97 8,92	3,25 4,88 6,24	3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25	0,9 1,44 3,63	0,24 0,38 0,96
3	17-18 16-17 15-16 14-15 13-14 12-13 11-12 10-11 ТП-10	4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 18,1 20,72 23,35 27,56	3,25 4,88 6,24 7,53 8,61 12,67 14,5 16,34 19,29	3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А35+А35 3А35+А35 3А35+А35	0,87 1,48 1,68 1,88 1,42 3,81 1,59 2 3,96	0,23 0,39 0,44 0,5 0,37 1 0,42 0,53 1

Таблица 8. Результаты расчета сети 0,38 кВ по экономическим интервалам нагрузок, отходящей от ТП2

№ ветви	Участок	SРУЧ, кВА	SЭУЧ, кВА	Количество, марка и сечение провода	?UУЧ, В	?UУЧ, %
1	11-12 10-11 9-10 8-9 7-8 ТП-7	4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 13,94	3,25 4,88 6,24 7,53 8,61 9,76	3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25	0,87 1,22 1,9 2,15 2,47 3,93	0,23 0,32 0,5 0,57 0,65 1,03
2	5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 ТП-1	4,65 6,97 23,44 31,56 37,56 38,44	3,25 4,88 16,41 22,1 26,29 26,91	3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А50+А50 3А50+А50 3А50+А50	0,87 1,14 3,38 4,18 2,42 5,2	0,23 0,3 0,89 1,1 0,64 1,37
3	15-16 14-15 13-14 ТП-13	4,65 6,97 8,92 10,75	3,25 4,88 6,24 7,53	3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25 3А25+А25	0,87 1,44 1,56 3,2	0,23 0,38 0,41 0,84

7.4. Затем определяют суммарные потери напряжения до точек сети, в которых подключены нагрузки и сравнивают с допустимой потерей напряжения. Если на какой-то ветви потеря напряжения получится больше, чем допустимая, то необходимо увеличить сечение проводов на головном участке этой ветви.

Для ТП1:

?U_ТП1-6=0,24+0,34+0,43+0,55+0,73+0,69=2,98% ? +5%

?U_ТП1-9=0,24+0,38+0,96=1,58% ? +5%

?U_ТП1-18=0,23+0,39+0,44+0,5+0,37+1+0,42+0,53+1=4,88% ? +5%

Для ТП2:

?U_ТП1-12=0,23+0,32+0,5+0,57+0,65+1,03=3,3% ? +5%

?U_ТП1-9=0,23+0,3+0,89+1,1+0,64+1,37=4,53% ? +5%

?U_ТП1-18=0,23+0,38+0,41+0,84=1,86% ? +5%

Все потери напряжения не превышают допустимое значение, следовательно сечения проводов выбраны верно.

5. Электрический расчет сети 10 кВ

Электрический расчет сетей напряжением 10…110 кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя.

кВт;

кВт;

1. Расчетные нагрузки линий напряжением 10 кВ определяем путем суммирования расчетных нагрузок подстанций 10/0,4 кВ. Если нагрузки подстанций отличаются по величине не более чем в 4 раза, суммирование проводим с учетом коэффициентов одновременности. Если нагрузки подстанций отличаются по величине более чем в 4 раза, суммирование следует проводить при помощи таблицы добавок к большей слагаемой.

2. Находим коэффициент мощности и полную мощность участков по методике приведенной в пункте 2 расчета электрических сетей 0,38 кВ.

Таблица 9. Результаты электрического расчета сети 10 кВ

Расчетный участок	Pд	Pв	д	в	Sд	Sв
8-9 9-10 7-6 6-5 5-10 4-3 3-2 2-1 1-10 10-ИП	120 162 230 306 358 150 193,5 225,9 283,7 765,5	100 171 120 252 34,5 80 157,8 239,5 344,3 842	0,76 0,78 0,73 0,76 0,78 0,73 0,76 0,78 0,83 0,78	0,82 0,87 0,73 0,82 0,87 0,73 0,82 0,87 0,91 0,87	157,9 207,7 315,1 402,6 459 205,5 254,6 289,62 341,81 981,4	122 196,6 164,4 307,3 358 109,6 192,1 275,3 378,4 967,82

3. Сечения проводов линии 10 кВ определяем по экономическим интервалам нагрузок и проверяем по потере напряжения.

3.1. Определяем экономическую нагрузку на участках линии по формуле:

где S_р - максимальная расчетная нагрузка на данном участке.

К_Д - коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. К_Д=0,7;

кВА;

кВА;

3.2. По справочной литературе выберем марку и сечение проводов. При этом учитываем, что на ВЛ 10 кВ для 1 и 2 районов должны применяться сталеалюминевые провода с минимальным значением сечения провода 35 мм², а для магистрали 70 мм^2.

Участок ИП-10: АС70

Участок 10-1: АС35

3.3. Определяем фактические потери напряжения на участках при выбранных сечениях:

, В

;

В;

%;

В;

%;

3.4. Потери напряжения до расчетного населенного пункта:

?U=2,8+0,55=3,35% ? +4%

6. Определение потерь энергии в электрических сетях

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

,

где r₀ - удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

- длина участка, км;

S_i - расчетная полная мощность i-го участка, кВА;

U_н - номинальное напряжение, кВ;

время максимальных потерь, ч.

Пользуясь табл. 3.8 [1], рис. 5.5 [1] определяем: Т и .

Результаты расчета сводим в таблицу.

Таблица 10. Результаты расчета потерь энергии в электрических сетях

№ участка	l, км	R0, Ом/м	SР, кВ·А	Т, ч	ф, ч	?WУЧ, кВт·ч
Электрическая сеть 10 кВ.
ИП-10 10-1	5,2 1,7	0,412 0,77	981,4 378,4	3400 3400	2400 2400	49522,7 4498,35
Итого:	54021,1
Электрическая сеть 0,38 кВ (ТП1)
5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 ТП-1 8-9 7-8 ТП-7 17-18 16-17 15-16 14-15 13-14 12-13 11-12 10-11 ТП-10	0,062 0,06 0,06 0,062 0,072 0,06 0,062 0,066 0,13 0,06 0,068 0,06 0,056 0,036 0,068 0,032 0,036 0,06	1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 0,83 0,83 0,83	4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 13,94 4,65 6,97 8,92 4,65 6,97 8,92 10,75 12,3 18,1 20,72 23,35 27,56	2000	1000	10,6 23 37,7 56,6 86 92 10,6 25,3 81,7 10,2 25,3 26,1 51,1 43 175,9 78,97 112,8 261,95

Потери энергии за год ?W в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора (?Р_ОБ) и потери в стали (Р_Х.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (Р_К), тогда

где ?Р_К, ?Р_Х.Х - принимаем в зависимости от параметров трансформатора

S_MAX - максимальная полная нагрузка трансформатора, кВ·А

S_Н - номинальная мощность трансформатора, кВ·А

ф - время максимальных потерь, ч;

8760 - число часов в году.

кВтч.

кВтч.

Полная мощность:

кВтч.

7. Конструктивное выполнение линий 10 и 0,38 кВ, трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ

Воздушные линии 10 кВ выполняются проводами марки «АС». Их крепим на железобетонных одностоечных, свободно стоящих, а анкерные и угловые с подкосами. Провода крепим к изоляторам типа ШФ - 20В.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии для питания потребителей выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Опоры ВЛ поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов, других линий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными. На ВЛ применяются железобетонные, деревянные опоры. Принимаем установку железобетонных опор высотой 10 м над поверхностью земли. Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см.

Основное назначение изоляторов - изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Материал изоляторов должен удовлетворять следующим требованиям: выдерживать значительные механические нагрузки, быть приспособленным к работе на открытом воздухе под действием температур, осадков, солнца и т.д.

Выбираем для ВЛ - 0,38 кВ изоляторы типа НС - 18. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются открытые трансформаторные подстанции (ОТП) 10/0,38 кВ. ОТП мощностью 63 кВА устанавливается на фундаменте и выполнена в виде блока со следующими узлами: вводное устройство высшего напряжения (10 кВ) и РУ - 0,38 кВ, которое закрываются одностворчатыми дверьми, снабженными замками, силовой трансформатор типа ТМ - 63, изолятор проходной, разрядники вентильные, разъединитель. Подстанция имеет защиты:

от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 кВ);

от многофазных (10 и 0,38) и однофазных (0,38) токов короткого замыкания;

от коротких замыканий линий уличного освещения, цепей внутреннего освещения подстанций;

защита от перегрузок линии и трансформатора;

блокировки.

8. Расчет и выбор компенсирующей установки

Для сельских электроустановок наиболее приемлемый способ повышения коэффициента мощности - это компенсация реактивной мощности при помощи статических конденсаторов. Они имеют очень малые потери мощности (0,3…1%), бесшумны в работе, просты и удобны в эксплуатации. Кроме того, статические конденсаторы могут быть подобраны на малые мощности, что особенно важно для сельских электроустановок.

Расчетная мощность конденсаторной установки определяется:

где

- активная мощность на вводе, кВТ;

- тангенс угла сдвига фаз до включения батареи конденсаторов;

- тангенс угла сдвига фаз после включения батареи конденсаторов;

Для ТП2 нет необходимости устанавливать конденсаторную установку так как расчетный коэффициент мощности превышает планируемое значение.

квар;

Выбираем к установке КМПС - 0,4-12,5 - ЗУ3 со следующими параметрами: U_Н=0,4 кВ, Q_ку=12,5 квар, С=248,7 мкФ.

Находим фактическое значение тангенса угла сдвига при включении батареи конденсаторов с номинальными параметрами:

,

где Q_ку - мощность выбранной конденсаторной установки, квар.

Тогда реальный , что больше планируемого значения.

8. Расчет основных показателей надежности электрических сетей

В соответствии с методикой, рекомендованной к применению при разработке схем электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, за показатель надежности Т принимают число часов аварийных и плановых отключений во всех элементах электрической сети за год.

В общем случае для схем электроснабжения сельскохозяйственных потребителей расчетный показатель надежности определяется по формуле:

,

где Т_ртп - число часов отключений распределительной ТП 35…110/10,

Т_р - число часов отключений распределительной ВЛ 10 кВ,

Т_тп-число часов отключений потребительской ТП 10/0,38 кВ, принимаем Т_тп=2,7 ч,

Т_нс - продолжительность отключений линии ВЛ 0,38 кВ.

ч/год.

Так как условие ( ч/год) - не выполняется, то необходимо применять средства повышения надежности. В данном случае надо использовать резервирование линии.

9. Организация эксплуатации и ремонта электрических сетей

Эксплуатацию и ремонт электрических сетей проводят соответствующие эксплуатационные организации - предприятия, районы и участки. Эти подразделения создаются по территориальному признаку в зависимости от объема работ, выраженного в условных единицах.

На ремонтно-производственных базах размещаются ремонтно-механизированные станции, которые выполняют эксплуатационные и ремонтные работы на ВЛ. Для этого станции снабжены специальными линейными машинами, механизмами и транспортными средствами в соответствии с существующими нормами.

Ремонтно-механизированные станции бывают трех типов. Тип 3 предназначен для эксплуатационного обслуживания и капитального ремонта распределительных электрических сетей городских и сельских напряжением 20 кВ и ниже и рассчитан на 2000…2500 км линий и 300…400 сетевых трансформаторных пунктов. Для него утвержден табель комплектования оборудованием, механизмами, инструментами и приспособлениями.

Для оперативно-эксплуатационного обслуживания электрических сетей, выполнения переключений на линиях, ликвидации аварий и т.п. создаются оперативные выездные бригады (ОВР) в районах и на крупных участках.

В ряде энергетических систем электромонтеры колхозов и совхозов получают право устранять неисправности в ВЛ 380/220 кВ на территории хозяйства. Для этого они имеют ключ от щита низкого напряжения трансформаторного пункта и могут выполнять на нем переключения. Такая система позволяет сократить время для ликвидации аварий в сети 380/220 кВ.

Литература

И.А. Будзко, Н.М. Зуль «Электроснабжение сельского хозяйства» М.: Агропромиздат, 2007 г.

Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38…110 кВ сельскохозяйственного назначения, Мн. БИМСХ, 1984 г.

Нормы проектирования сетей 1994 г.

Методические указания к курсовому проекту по электроснабжению сельского хозяйства, БИМСХ, 2005 г.

Размещено на Allbest.ru