Таблица 1.3 - Исходные данные бытовых потребителей сети 0,38 кВ

I - Дома старой застройки с газификацией - 15;

II - Дома новой застройки с газификацией - 15;

III - Дома новой застройки без газификации -25;

IV - 20 газифицированных домов с известным электропотреблением 1100 кВт*ч/дом в год;

V - 22 не газифицированных домов с известным электропотреблением 1000кВт*ч/дом в год.

Шифр потребителя, где установлен наибольший электродвигатель мощностью 160 кВт - 190.

Характеристика улиц для освещения.

Ширина улица 5-7 метров с асфальтовым покрытием.

Высота подвеса светильников 9 метров.

Длина улицы 2,8 км.

Карта расположения объектов потребления представлена на рис. 1.1.

Рисунок 1.1 - Карта расположения потребителей 0,38 кВ

Таблица 1.4 - Исходные данные для ВЛ 10 кВ

Рисунок 1.2 - Карта расположения потребителей 10 кВ

2. Определение расчетной мощности на вводах потребителей

2.1 Расчет нагрузок для производственных потребителей

Расчет нагрузок на вводе сельскохозяйственных потребителей определяется в следующей последовательности:

- по данным табл. 1.1 /РУМ11/ определяем значение активной и реактивной мощности при дневном и ночном максимуме нагрузки;

- с учетом данных полученных из табл. 1.1 /РУМ11/ определяется полная расчетная мощность для дневного и вечернего максимума по формулам:

(2.1.1)

(2.1.2)

где Рмд, Рмв и Qмд, Qмв - значение дневных и вечерних максимумов активных и реактивных нагрузок.

Таблица 2.1 - Расчет полной мощности производственных потребителей

Пример расчета: по табл. 1.1. /2/ определяем значение Руст=30 кВт, Рмд=30кВт, Qмд=25 кВАр, Рмв=0 кВт, Qмв=0 кВАр для объекта электроснабжения под шифром 192.

2.2 Определение расчетной нагрузки на вводах в жилой дом

Сельским жилым домом считается одноквартирный или квартира во многоквартирном доме, имеющая отдельный счетчик электроэнергии.

При наличие сведений об уровне годового потребления, расчетную нагрузку на вводе определяют по монограмме рис 2.1. /2/. В качестве расчетного периода рекомендуется брать 7 лет, с учетом срока разработки проекта (1 год) и его реализации (1 год) на 5й расчетный год. Если к концу расчетного периода намечена газификация жилого дома, то полученное значение из монограммы следует уменьшить на 20%.

Полную расчетную мощность в дневной и вечерний максимумы нагрузок определим из выражений:

(2.2.1)

(2.2.2)

где: Ко - коэффициент одновременности для данного количества домов/2/

Куд, Кув - коэффициент участия для дневного и вечернего максимума соответственно /2/;

Рр - значение активной нагрузки /2/;

cosд, cosд - коэффициенты мощности соответственно в дневной и вечерний максимумы нагрузок /2/;

n - количество квартир.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет полной мощности коммунально-бытовых потребителей.

Пример расчета:

Для I группы домов определяем по /2/ значение: Куд=0,35; Кув=1; Ко=0,4; Cosд=0,9; Cosв=0,93; Рр=1,5 кВт. Количество домов заданно в исходных данных к курсовому проекту n=15 домов.

Полную мощность определяем из выражений:

2.3 Расчет уличного освещения

По заданным параметрам таким как: ширина улицы (5-7 м.); характеристики покрытия улицы (асфальт) и высоты подвеса светильника (9 м) определяем по /2/ удельную мощность для освещения одного погонного метра, которая равна .

Полную мощность требуемую на освещения улицы определим из выражения:

(2.3.1)

где: L - длина улицы равная 3 км.

Для расчета нагрузки приходящейся на наружное освещение примем, что мощность необходимая для освещения одного потребителя равна 0,25 кВт и рассчитаем воспользовавшись выражением:

(2.3.2)

где: n - количество производственных потребителей.

Общая нагрузка освещения будет равна:

(2.3.3)

3. Выбор необходимого количества трансформаторных пунктов и мест их установки

3.1 Выбор необходимого количества трансформаторных пунктов

Выбор оптимального количества трансформаторных пунктов, т.е. наилучшей системы распределения электрической энергии, является многокритериальной оптимизационной задачей с неопределенными значениями различных факторов. В наиболее общем виде при решении этой задачи необходимо учесть:

перспектива роста нагрузок;

выбранная система должна обеспечить минимум затрат;

технические ограничения: отклонение напряжения у потребителя, чувствительность защиты, удобства монтажа ВЛ и ТП.

Для оценки количества трансформаторных пунктов можно воспользоваться формулой:

, шт. (3.1.1)

где: SР - расчетная мощность, кВА;

F - площадь населенного пункта, км2;

U - допустимая потеря напряжения в сети 0,38кВ, %

Для нахождения допустимой потери напряжения (U) примем: режим регулирования на шинах 10кВ - +5%; регулируемая надбавка на силовом трансформаторе - 0%; потери в трансформаторе - -4%; не регулируемая надбавка на силовом трансформаторе - +5%.

Суммарная потеря напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ составит:

 (3.1.2)

из этого выражения следует, что

Известно, что 60% потерь приходиться на линию 10кВ и 40% потерь приходиться на ВЛ 0,38кВ, следовательно:

(3.1.3)

Принимаем

Допустимая потеря напряжения (U) может оцениваться по таблице отклонения напряжения.

Таблица. 3.1. Отклонения напряжения.

Суммарную нагрузку, приходящуюся на ТП, определим по надбавкам и сведем в таблице 3.2.

Таблица 3.2. - Полные мощности и надбавки производственных и коммунально-бытовых потребителей

Так как максимальной является нагрузка потребителя №12, то максимальная дневная нагрузка потребителей определится по формуле:

(3.1.4)

При определении максимальной вечерней нагрузки необходимо учесть нагрузку, приходящуюся на уличное и наружное освещение.

(3.1.5)

Так как то расчет количества трансформаторных пунктов будем вести по

Площадь населенного пункта определим из выражения:

(3.1.6)

где: а - длина населенного пункта равная

b - ширина населенного пункта равная

Необходимое количество трансформаторов равно:

Принимаем количество трансформаторных пунктов .

3.2 Определение места установки трансформаторных пунктов

Таблица 3.3 - Расчет координат для установки ТП5

Таблица 3.4 - Расчет координат для установки ТП6

Таблица 3.5 - Расчет координат для установки ТП7

Таблица 3.5 - Расчет координат для установки ТП7

Таблица 3.6 - Расчет координат для установки ТП8

Дальнейший расчет мест установки трансформатора выполняется по формулам:

(3.2.1)

(3.2.2)

координаты установки трансформатора ТП5

координаты установки трансформатора ТП6

координаты установки трансформатора ТП7

координаты установки трансформатора ТП8

4. Построение схемы и расчет нагрузок по участкам сети 0,38 кВ

4.1 Построение схемы

При трассировке цепи необходимо руководствоваться несколькими практическими замечаниями предложенными в /1/:

примерный радиус "зоны обслуживания" ТП 10/0,4 кВ, как правило, менее 500 метров;

длина отходящей линии 0,38кВ с учетом отпаек должна составлять менее 1500 метров;

мощность трансформаторов на ТП по возможности, должна быть одинаковой с целью взаимозаменяемости и обеспечение складского резерва.

Трассировка сети 0,38кВ приведена на рис. 5.1. 1 см=50000 км.

Рисунок 4.1. - Трассировка сети 0,38кВ

4.2 Суммирование нагрузок по участкам сети

Суммирование нагрузок по участкам сети производится по надбавкам /2/. Также на шинах трансформатора необходимо учесть уличное освещение. Для удобства суммирование нагрузок по участкам сети трансформаторов ТП5-ТП8 сведем в табл. 4.1, 4.4 соответственно.

Таблица 4.1 - Суммирование нагрузок по участкам сети

Шины ТП5:

Таблица 4.2- Суммирование нагрузок по участкам сети

Шины ТП6:

Таблица 4.3- Суммирование нагрузок по участкам сети

Таблица 4.4- Суммирование нагрузок по участкам сети

5. Выбор мощности силовых трансформаторов

Сельские трансформаторные пункты выполняют, как правило, однотрансформаторные.

Расчетная нагрузка подстанции - наибольшая из полных мощностей дневного или вечернего максимума нагрузок на шинах ТП. Она определяется путем суммирования мощностей всех потребителей приходящихся на трансформатор.

Выбор установленной мощности трансформаторных подстанций производится по условиям их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки, исходя из условия:

Sэк.min=SP/n= Sэк.max (5.1)

где - SP - расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n - количество трансформаторов проектируемой подстанции;

Sэк.min, Sэк.max - соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала, принятой номинальной мощности Sэк.min, Sэк.max, определяются по табл. 3.1 /1/.

Принятые номинальные мощности трансформаторов прверяются по условиям их работы в нормальном режиме - по допустимым систематическим нагрузкам и в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам.

Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются, исходя из условия:

(5.2)

где: КС - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора, определяется по формуле:

Кс=Кст-(Uв-Uвт)

где: Кст - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора выбирается по табл. 3.2 /1/;

- расчетный температурный градиент *10-2,(табл.3.2. /1/)

UВ - среднесуточная температура воздуха расчетного сезона нагрузки

подстанции, (табл.3.1. /1/)

UВТ-значение среднесуточной температуры расчетного сезона, (табл.3.3. /1/)

Результаты выбора мощности силовых трансформаторов сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. - Выбор мощности силовых трансформаторов

Пример расчета для ТП 5:

- Условие выполняется

6. Расчет нагрузок по участкам сети 10 кВ

6.1 Определение расчетных нагрузок ТП 10/0,4 кВ

При наличии данных об установленной мощности и характере нагрузки ТП1, расчетная полная нагрузка может быть определена как:

(6.1.1)

(6.1.2)

где: Sн - установленная мощность трансформатора;

Кз - коэффициент загрузки трансформатора, Кз=0,75;

Куд, Кув - Коэффициенты участия дневной и вечерний соответственно /2/.

Куд=0,8, Кув=0,83;

Определение расчетной нагрузки для ТП2.

По значению максимального тока нагрузки максимальную, полную дневную и вечернюю нагрузку следует вычислять по формулам:

Sд=3UImaxКнКуд, кВА (6.1.3)

Sд=3UImaxКнКув, кВА (6.1.4)

где: U - фазное напряжение со стороны 0,4кВ и равное 0,23кВ;

Imax - максимальное значение тока нагрузки, А

Куд= 1; Кув=1.

Тогда:

Sд=3UImaxКнКуд=v3*0,23*300*1,4*1= 167,3 кВА;

Sв=3UImaxКнКув=v3*0,23*300*1,4*1= 167,3 кВА.

Определение расчетной нагрузки для ТП3.

Даны максимальная активная мощность и характер нагрузки. На основе этих данных рассчитаем Sд и Sв при помощи формул:

, кВА (6.1.5)

, кВА (6.1.6)

где: Рmax - максимальная активная мощность, кВт;

Кн - коэффициент роста нагрузок равный 1,3;

cosД, cosВ, - соответственно дневной и вечерний коэффициенты мощности равные 0,9;0,92;

Куд, Кув - коэффициенты участия равные соответственно 0,35 и 1.

Определение расчетной нагрузки для ТП 4.

Для ТП 4 задано годовое электропотребление и характер нагрузки. Следовательно, используя эти данные можно найти полную дневную и вечернюю нагрузку ТП по формулам:

, кВА (6.1.7)

, кВА (6.1.8)

где: W - годовое потребление ТП, кВт час;

Т - время использования максимума нагрузки которое можно определить по табл. 4.6 /2/, зная характер нагрузки и равное для данного случая 2700 час;

Кн - коэффициент роста нагрузок равный 1,3;

cosД, cosВ, - соответственно дневной и вечерний коэффициенты мощности равные 0,7;0,75;

Куд, Кув - коэффициенты участия равные соответственно 1 и 0,6;

Используя выше описанные формулы рассчитаем дневную и вечернюю нагрузку ТП 4:

6.2 Расчет нагрузок по участкам сети 10кВ

Расчетная схема представлена на рисунке 2.2

Суммирование нагрузок по участкам сети 10 кВ проводится аналогично суммированию нагрузок сети 0,38 кВ.

Таблица 6.1. - Полные мощности потребителей 10 кВ

Таблица 6.2. - Расчет нагрузок по участкам сети 10кВ

7. Расчет сечений проводов сетей 0,38 и 10 кВ

Задачей расчета электрических сетей является определение марки и сечения проводов или жил кабельной линии. Сельские электрические сети напряжением 0,38-10кВ. из-за большой протяженности выполняются воздушными.

При проектировании сельских электрических сетей 0,38-10кВ в качестве метода расчета будем использовать метод расчета по условию минимума приведенных затрат с поверкой на ограничение.

По найденным значения эквивалентной мощности Sэкв=0,7Sр выбираем экономически целесообразное сечение /3/ и провереяем подение напряжения на участке по формуле:

где: Sр - расчетная мощность участка, кВА;

l - длина участка, км

r0 - удельное активное сопротивление участка провода;

x0 - удельное реактивное сопротивление участка провода;

Uн - номинальное напряжение сети;

Результаты расчета сведем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Расчет проводов

Пример расчета ТП5 Л1:

8. Оценка качества напряжения у потребителей

Напряжение электрической сети постоянно изменяется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивления электрической цепи. Поэтому один из основных показателей качества электрической энергии - отклонение напряжения у потребителя не всегда соответствует нормированному значению, приведенному в табл. 8.1.

Допустимые значения отклонения напряжения таблице 8.1.

Таблица 8.2 - Исходные данные.

Проверку уровней напряжений следует производить при 100 и 25% нагрузке.

В трансформаторе происходит потеря напряжения, которую необходимо определить и для удобства расчетов свести в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Расчет потерь в трансформаторе.

Пример расчета:

Активная и реактивная составляющие потерь напряжения определим по формулам:

Затем, определив составляющие можно определить потери напряжения в трансформаторе по формуле:

Согласно нормам описанным выше напряжение у потребителя не должно откланяться на 5% длительно и 10% кратковременно. Если же отклонение напряжения выходит за предусмотренные рамки, то необходимо использовать регулируемую надбавку.

Сведем расчеты в таблицу 8.4.

Таблица 8.4 - Отклонения напряжения у потребителя.

Вывод: Из полученной таблицы видно, что отклонение напряжения у потребителя не превышает 5%, следовательно, напряжение на вводе объекта потребления является качественным.

электроэнергия трансформаторный сеть напряжение

Рисунок 8.1 - Диаграмма отклонений напряжения ТП5

Рисунок 8.2 - Диаграмма отклонений напряжения ТП6

Рисунок 8.3 - Диаграмма отклонений напряжения ТП7

Рисунок 8.4 - Диаграмма отклонений напряжения ТП8

9. Проверка сети на колебание напряжения при запуске самого мощного двигателя

При запуске асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором, пусковые токи превышают номинальные в 5-7 раз. Это приводит к падению напряжения на зажимах электродвигателя, которое не должно превышать 20%.

Произведем приближенный расчет по возможности запуска асинхронного электродвигателя от известной сети. Для расчета необходимо и паспортные данные электродвигателя.

Паспортные данные электродвигателя:

тип электродвигателя 4А180S2У3;

номинальная мощность Рн=160 кВт;

Номинальное напряжение Uн=380 В;

КПД 0,91; cos =0, 89;

кратность пускового тока к номинальному К=6;

исходные данные сети

Определим сопротивление линии 10кВ:

Определим сопротивление линии 0,38кВ:

Сопротивление трансформатора будет равно:

SH = 160 кВА Uк% = 4,5%

Суммарное сопротивление сети:

Zc=Z0.38+Zтр+Z10 = 0,012 + 0,007 + 0,000406= 0,019 Ом.

Номинальный ток двигателя:

Определим сопротивление короткого замыкания двигателя:

Ом.

Колебание напряжения сети при запуске двигателя:

Вывод: так как полученное значение падения напряжения во время пуска двигателя меньше нормативного, то следовательно что двигатель успешно запустится (13,8 % < 30%).

10. Расчет потерь в элементах электрической сети

Потери электроэнергии при передаче ее к потребителям составляют ощутимую величину в пределах до 10-15% от переданной по сетям энергии. В сетях различных напряжений они распределяются следующим образом:

- Распределительные сети напряжением до 10 кВ -- 60%

- Сети напряжением до 35 кВ - 10%

- Трансформаторные подстанции - 20%

- Сети напряжением 110кВ и выше - 10%

Таким образом, учитывая тот факт, что сети напряжением до 35 кВ, как правило, сельские, можно сделать вывод, что для систем сельского электроснабжения уменьшение потерь электроэнергии является особо актуальной задачей.

При передаче электроэнергии от электростанции до потребителя часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей, утечку через естественные проводимости изоляции относительно земли и т.п. Это - технические потери электроэнергии. В основных элементах электрической сети: трансформаторах и линиях электропередачи потери электроэнергии разделяют на две составляющие: переменные (нагрузочные) потери и постоянные (потери холостого хода). В линиях электропередачи постоянные потери обычно малы по сравнению с переменными и их учитывают только при особо точных расчетах или в сетях высоких напряжений. В силовых трансформаторах составляющая потерь холостого хода обычно существенна и она учитывается всегда.

отчетная величина потерь электроэнергии - разность между поступившей в систему энергией и реализованной, вычисленной по сумме оплаченных счетов потребителей;

расчетная или техническая величина потерь электроэнергии - обусловленная расходом на нагрев, создание электромагнитных полей и т.п. и определяемая по известным параметрам режима работы и характеристикам элементов электрической сети;

Каждое из этих понятий имеет определенный экономический смысл, однако, наиболее ощутимая составляющая - это технические потери, возникающие при нагреве проводников. Количество теряемой при этом на участке сети энергии можно оценить по закону Джоуля - Ленца:

(10.1)

где: Р - максимальная активная мощность на участке сети; S - расчетная мощность нагрузки на участке сети; R - сопротивление проводов на участке сети; cosц - коэффициент мощности; U - номинальное напряжение на участке (0,38кВ); - время потерь.

Время потерь определяется из выражения при время потерь может быть вычислена по формуле:

(10.2)

где Т - время использования максимума нагрузки принятое по таблице 4.6 /2/.

При меньших значениях времени использования максимума нагрузки (Т) время потерь рекомендуется определять по следующей формуле:

(10.3)

Потери энергии в трансформаторах определяются по формуле:

(10.4)

где: Ркз, Рхх - потери короткого замыкания и холостого хода трансформатора.

Исходные данные и результаты расчета потерь в трансформаторе и на участках сети для удобства сведем в таблицу 10.1, 10.2 соответственно.

Таблица 10.1 - Расчет потерь в трансформаторе

Пример расчета для ТП5:

Таблица 10.2 - Результаты расчета потерь на участках сети 0,38кВ

Пример расчета для ТП5 Л1 участок 0 1:

11. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (к.з.) называется всякое не предусмотренное нормальным условием работы соединение 2х и более точек электрической цепи (непосредственно или через переходное сопротивление). В трехфазных сетях переменного тока при расчетах учитывают трехфазное и однофазное к.з., трансформаторов, линий электропередачи и других элементов сельской электрической сети.

Расчеты токов короткого замыкания необходимы для выбора и проверки электрооборудования, проектирования релейных защит и заземляющих устройств ТП. Для расчета токов короткого замыкания, для каждого ТП, необходимо составить расчетную схему. Одновременно с составлением расчетной схемы определяются точки сети, в которых следует вычислять значения токов короткого замыкания. При составлении расчетных схем, как правило, применяется упрощенный метод, когда в схеме замещения учитываются лишь активные и индуктивные сопротивления.

На схемах рис. 12.1 показаны все точки, в которых при проектировании необходимо рассчитать токи короткого замыкания следующих выводов:

в точках К1.1; К 1.2 - (на шинах 10кВ проектируемых ТП) ток трехфазного к.з. для выбора и проверки разъединителя, предохранителя и другого оборудования на стороне 10кВ ТП 10/0,4кВ

в точках К2.1…К2.3 (на выходных зажимах автоматических выключателей отходящих линий 0,38кВ проектируемых ТП10/0,4кВ) - ток однофазного к.з. для проверки на чувствительность предохранителей 10кВ проектируемого ТП к однофазным к.з. на шинах 0,4кВ: - токи трехфазных к.з. для выбора и проверки рубильника, трансформатора тока, автоматических выключателей и другого оборудования РУ 0,4кВ.

в точках КЗ. 1...К3.3 (в самых удаленных точках каждой из отходящих линий 0,38кВ) - токи однофазного или двухфазного к.з. для проверки на чувствительность выключателей /или других защитных аппаратов/ отходящих линий 0,38кВ к этому виду к.з.

Расчетная схема приведена на рисунке 12.1

Рисунок 11.1 - Расчетная схема токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания можно вести двумя методами: методом относительных единиц и методом именованных единиц.

Расчет будем производить методом именованных единиц.

Рассчитаем активное сопротивление линии ВЛ 10 кВ по формуле:

(11.1)

Рассчитаем индуктивное сопротивление линии ВЛ 10 кВ по формуле:

(11.2)

Активное и индуктивное сопротивления трансформатора:

(11.3)

(11.4)

(11.5)

(11.6)

Расчет активного и реактивного сопротивлений линии:

(11.7)

(11.8)

(11.9)

(11.10)

Рассчитаем сопротивление линии 1 ТП5 ВЛ 0,38 кВ по формуле:

Рассчитаем токи к.з. в точках К1.1, К1.2 и К1.3

(11.11)

где: UБ1 - базовое напряжение (10 кВ)

Рассчитаем токи КЗ в точке К2.1:

Рассчитаем токи к.з. в точке К3.1

Таблица 11.1 - Расчет токов однофазного короткого замыкания

12. Выбор и проверка аппаратуры трансформаторных пунктов 10/0,4 кВ

На ТП необходимо выбрать:

Со стороны 10 кВ: разъединитель, предохранитель, разрядник;

Со стороны 0,4 кВ: рубильники, трансформаторы тока, автоматические выключатели отходящих линий.

12.1 Выбор аппаратуры для стороны 10 кВ