Электроснабжение населенного пункта электроснабжение населенного пункта

 

 

 

Таблица 2 Расчёт линий КТП №2

 

Линия С1
участок		L м		Рд	Рв	cosφд	cosφв	Sд	Sв	Qд	Qв
1-2		40		1,90	4,50	0,9	0,93	2,11	4,84	0,92	1,78
2-3		40		2,89	6,75	0,9	0,93	3,21	7,26	1,40	2,67
3-4		40		3,76	8,64	0,9	0,93	4,18	9,29	1,82	3,41
4-5		40		4,64	10,44	0,9	0,93	5,15	11,23	2,25	4,13
5-6		120		5,23	12,60	0,9	0,93	5,81	13,55	2,53	4,98
10-9		40		1,90	4,50	0,9	0,93	2,11	4,84	0,92	1,78
9-8		120		2,89	6,75	0,9	0,93	3,21	7,26	1,40	2,67
8-7		40		3,76	8,64	0,9	0,93	4,18	9,29	1,82	3,41
7-6		40		4,64	10,44	0,9	0,93	5,15	11,23	2,25	4,13
6-0		0		5,23	12,60	0,9	0,93	5,81	13,55	2,53	4,98
6-ТП-2		136		8,38	20,2	0,9	0,92	9,31	21,96	4,06	8,61
Линия С2
участок	L м		Рд		Рв	cosφд	cosφв	Sд	Sв	Qд	Qв
1-2	56		9,80		22,14	0,9	0,93	10,89	23,81	4,75	8,75
2-3	56		15,55		36,04	0,9	0,93	17,28	38,75	7,53	14,24
3-4	56		16,14		38,24	0,9	0,93	17,93	41,12	7,82	15,11
4-5	56		18,84		44,59	0,9	0,93	20,93	54,77	9,12	20,13
5-ТП-2	68		21,54		50,94	0,9	0,93	23,93	47,95	10,43	17,62
Линия С3
участок	L м		Рд		Рв	cosφд	cosφв	Sд	Sв	Qд	Qв
1-2	40		4,64		10,44	0,9	0,93	5,16	11,23	2,25	4,13
2-3	40		4,60		21,25	0,9	0,93	5,11	22,85	2,23	8,40
5-4	40		1,90		4,50	0,9	0,93	2,11	4,84	0,92	1,78
4-3	40		3,20		7,20	0,9	0,93	3,56	7,74	1,55	2,85
3-0	0		4,50		9,90	0,9	0,93	5,00	10,65	2,18	3,91
0-ТП-2	240		7,25		23,10	0,9	0,93	8,06	24,84	3,51	9,13

 

Так как за расчетную нагрузку коммунально–бытовых потребителей взят вечерний максимум нагрузки, как наибольший, то необходимо учесть нагрузку наружного освещения.

Считаем нагрузку на уличное освещение с расчётом: 100 Вт для жилых домов и 250 Вт для производственных помещений.

Для ТП №1 Росв = 0,25∙10 = 2,5 кВт

Для ТП №2 Росв = 0,1∙20 = 2 кВт

1.4 Выбор мощности комплектной  трансформаторной подстанции

 

Комплектные трансформаторные подстанции 10/0.4кВ, которые часто называют потребительскими, предназначены для питания распределительных линий 0.38 кВ, в большинстве случаев трёхфазных четырёх проводных, с заземлённой нейтралью. Используются как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные КТП мощностью от 25 до 630 кВА, в большинстве случаев наружной установки.

Мощность комплектных трансформаторных подстанций для питания потребителей второй и третьей категории определяется в соответствии с рекомендациями по проектирования сельского хозяйства по экономическим интервалам нагрузки.

Интервалы экономических нагрузок составлены по условиям нормальной работы трансформаторов с учётом допустимых для них систематических перегрузок в соответствии с видом нагрузки, расчётным сезоном и его многолетней среднесуточной температурой.

Определяем расчетную мощность на шинах 0,4 кВ КТП №1

     (1.7)

кВА

кВА

По расчетному максимуму нагрузки 177 кВА для КТП №1 принимаем трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор мощностью Sн = 250 кВА и 94,47 кВА для КТП №2 принимаем трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор мощностью Sн = 100 кВА по таблице 3.1 [7].

Результаты выбора и основные технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Основные технические данные трансформаторов.

№ КТП	Тип трансф–ра	Ном.мощн S. кВА.	Ном.напряжение		Потери,  кВт.		Ток  Х.Х %.	Напряж К.З. %.	Сх.группа соед.обм.
			В.Н.	Н.Н.	Х.Х	К.З.
КТП №1	ТМ–250/10	250	10	0.4	0,74	3,7	2,3	4,5	Y/YН—0
КТП №2	ТМ-100/10	100	10	0.4	0,33	1,97	2,6	4,5	U/U r/U

 

1.5 Выбор сечения  и проводов линий

В целях, обеспечения надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии, качества электроэнергии у потребителя, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства линий в проекте используются самонесущие изолированные провода, СИП.

Сечение СИП выбирается с учётом следующих требований [6]:

1. Сип не должны нагреваться  сверх допустимой температуры  при протекании по ним расчётного  тока нагрузки

Imax £  Iдл.доп.     (1.8).

Где:    Imax – максимальный ток линии

           Iдл.доп.– длительно допустимый ток,

2. Отклонения напряжения на зажимах  электроприёмников не должны  превышать (–2.5+5%) для осветительной  нагрузки и ±5% для силовой;

3. Провода должны обладать достаточной  механической прочностью.

Исходя из расчётной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывается ток линии по формуле:

Imax=S/( ∙Uн),  А;    (1.9)

Для примера выбираем сечение проводов линии 1 по вечерней нагрузке:

участок 1-2: Imax = ;

участок 2-3: Imax =  ;

участок 3-4: Imax =  ;

участок 4-5: Imax = ;

участок 5-ТП: Imax =  ;

Аналогично рассчитываются токи остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (6;7).

Согласно требованию ПУ ВЛИ до 1 кВ [6],  магистрали ВЛИ следует выполнять СИП одного сечения. Сечения жил фазных проводов СИП ВЛИ магистрали должны быть не менее 25 мм2.

Принимаем СИП 4 4×70

 

1.6 Определение потерь  напряжения

 

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и в конце участка линии).

Расчёт потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретного отклонения напряжения от его номинального значения.

Таблица 4 – Отклонения  и потерь напряжения.

Элемент электроустановки	Отклонение напряжения (%) при встречном законе регулирования на наиболее удалённом ТП при нагрузке, %		Отклонение напряжения (%) при встречном законе регулирования на наиболее ближайшей ТП при нагрузке, %
	100 %	25 %	100 %	25 %
Шины 10 кВ	+1	0	+1	0
Линия 10 кВ	- 4	- 1	0	0
Трансформатор 10/0,4 надбавка	+ 5	+ 5	+5	+5
Потери	– 4	– 1	–4	–1
ПБВ	0	0	0	0
Линия 0,38 кВ	- 3	0		0
Потребитель	–5	+3	–5	+4

 

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (а если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно), определяется по формуле:

, В     (1.10)

Где: P и Q – активная и реактивная мощности передаваемые по линии.

Rл и Хл – активное и реактивное сопротивление линии.

Uн – номинальное напряжение.

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

Rл=r0∙l, Ом.     (1.11)

Где: l – длинна линии (участка) км.

r0 – удельное электрическое сопротивление  постоянному  току  при  200C, Ом/км. 

Реактивное (индуктивное) сопротивление линии (участка) определяется по формуле:

Хл= х0∙ l,  Ом.;     (1.12)

Где: l – длинна  линии (участка) км.

х0 – удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка), в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между ними. 

По абсолютному значению потерь напряжения из–за различного

уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения определённые по формуле, выражают в процентах от номинального напряжения по формуле:

 

DU% = DU / Uн ∙ 100%;    (1.13)

Относительные потери напряжений считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях низкого напряжения не превышают 5 %, а в сетях высокого напряжения 8 %. Допустимые потери напряжения определяются наличием пускорегулирующих средств в сетях, напряжением на зажимах источника питания и допустимыми отклонениями напряжения от номинального на зажимах электроприёмников.

В рамках проекта для наглядности и удобства немного видоизменим формулу:

, В;     (1.14)

Расчёт ведём на примере линии 1 ТП №1. Так как потребители на линиях имеют разную нагрузку, расчёт ведём по участкам.

Марка провода СИП–4. Для этой марки провода :

r0–удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 0C,

r0 =0,443 Ом/км

х0 – удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка). 

х0 =0,085 Ом/км.

участок 1-2:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-ТП:

Аналогично рассчитываются потери напряжения остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (6;7).

Определим потери напряжения, выраженные в % от номинального напряжения для данной линии.

Сумма потерь напряжения на участках ветви линии до ТП  будет равна:

å DU1-ТП = 0,11+2,59+2,83+3,45+4,95 = 13,93В.

Потери напряжения, выраженные в % от номинального напряжения определяются по формуле:

% = %;   (1.15)

Полученное отклонение напряжения допустимо для данного вида нагрузки.

Аналогично рассчитываются потери напряжения остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (6;7).

 

1.7 Определение потерь  энергии

 

Потери электрической энергии являются одним из основных технико–экономических показателей работы предприятий электросетей и энергосистемы.

Суммарные (отчетные) абсолютные потери электроэнергии (кВт∙ч) определяются, как разность между электроэнергией, отпущенной в сеть, транзитной энергией (отданной из сети) и электроэнергией, отпущенной потребителям в месте ее продажи, включая производственные нужды энергосистемы.

Суммарные   относительные   потери   электроэнергии отношение   абсолютных   потерь   к   величине,   отпущенной   в   сеть электроэнергии.

Суммарные потери включают в себя техническую и коммерческую составляющую.

Техническая составляющая потерь – электроэнергия, физически расходуемая в элементах сети при ее транспорте, – характеризуют техническое состояние сетей, схемы и режимы их работы и определяется расчетным путем.

В сети 0,4 кВ технические потери электроэнергии вычисляются в соответствии с методикой, при отсутствии достоверных данных принимаются равными 8% от отпуска энергии в сеть этого напряжения.

Отпуск в сеть 0,4 кВ равен отпуску в сеть 6–10 кВ за вычетом полезного отпуска в сети 6–10 кВ и технических потерь в сети 6–10 кВ.

Коммерческая составляющая потерь обусловлена:

1. Недостатками систем учета электроэнергии:

– неисправностью и погрешностями измерительных комплексов (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи);

–    не одновременностью снятия показаний приборов учета;

–    договорным сдвигом за оплату потребленной электроэнергии;

–  определением количества электроэнергии, потребленной бытовыми потребителями, по величине её оплаты.

2. Хищениями электроэнергии.

Коммерческая составляющая потерь определяются как разность между фактическими отчетными потерями и техническими.