Электроснабжение населенного пункта электроснабжение населенного пункта

 

2.2 Определение центра  электрических нагрузок.

 

Число питающих подстанций первоначально определяют по исходным данным, позволяющим рассчитать плотность нагрузки. Месторасположение обычно намечают вблизи крупного потребителя. Если же крупных потребителей нет или их несколько, то центр нагрузки определяют тем же методом, что и центр нагрузки потребительских подстанций населенного пункта по формулам 1.1:

Когда суммарная расчетная нагрузка одного из максимумов существенно отличается от нагрузки другого, координаты определяют по тем нагрузкам каждого потребителя, которые обеспечили  наибольшую суммарную, в данном случае координаты определяем по суммарной расчетной нагрузке вечернего максимума.

XВ = 5,2 ; XД = 5,1

YВ = 3,9; YД = 3,7

Исходя из расчетов принимаем  X = 5 ; Y = 4

2.3 Расчет электрических  нагрузок.

 

Значком (*) отмечены населенный пункт с потреблением первой категории. К первой категории относят электроприемники птицефабрик, обеспечивающие основные технологические процессы, включая электрооборудование санитарно уборочного пункта и цеха убоя, а также электроприемники цехов, обеспечивающих функционирование предприятия. У электроприемников первой категории перерыв электроснабжения может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный ущерб народному хозяйству. Электроприемники и потребители на первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для обеспечения надёжности пускаем ещё одну линию 10 кВ до потребителя.

Нагрузка линий рассчитывается по формуле 1.4. Нагрузки каждой группы суммируют, прибавляя к большей нагрузке надбавку, определяемую по таблице 4,5  [1] в зависимости от значения меньшей нагрузки. К полученной  сумме прибавляют надбавку от следующей группы или от единичного потребителя, не вошедшего в группу.

 Рисунок 2 – Расчётная схема линий электроснабжения посёлков

Дневной максимум нагрузок линии С3

участок 1-2: Рд = 250 кВт

участок 2-3: Рд = 150+250+194=594 кВт

участок 3-4: Рд =280+115+194+194= 783 кВт

участок 4-5: Рд =360+220+194+194+115= 1083 кВт

участок 5-ТП: Рд =350+283+220+194+194+115= 1356 кВт

Определяем полную мощность S, этого же участка по формуле: (1.5). Коэффициент мощности для линии выше 1000 В принимаем по таблице 4,7 [1]

участок 1-3:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-ТП:

Определяем реактивную мощность Q, этих же участков по формуле: (1.6).

участок 1-3:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-ТП:

Аналогично рассчитываются остальные линии. Результаты расчёта приведены в таблице (11).

Определяем расчетную мощность на шинах 10 кВ КТП по формуле (1.7).

кВА

 

По расчетному максимуму нагрузки 3562,32 кВа для КТП принимаем два трёхфазных двух обмоточных силовых трансформатора мощностью Sн = 2500 кВА.

Таблица 9 – 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.
1	ТМ-4000	4000	35	11	5,7	33,5	1	7,5	Y/Д—11

 

2.4 Выбор  сечения и проводов линий

 

Исходя из расчётной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывается ток линии по формуле: (1.9)

Для примера выбираем сечение проводов линии 3:

участок 1-3: Imax = ;

участок 2-3: Imax =43,97А;

участок 3-4: Imax =59,48А;

участок 4-5: Imax =85,65А;

участок 5-ТП: Imax =107,24А;

Аналогично рассчитываются токи остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (12).

Сечения жил фазных проводов ВЛ–10 кВ магистрали должны быть не менее 35 мм2.

Принимаем провод марки СИП 3 1×70

2.5 Определение потерь напряжения.

 

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце определяется по формуле: (1.14) , В; 

участок 1-3: В;

участок 2-3: В;

участок 3-4: В;

участок 4-5: В;

участок 5-ТП: В;

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 = 55,42+260,08+86,78+244,63+153,15 = 800,06 В.

Потери напряжения, выраженные в процентах 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 (12).

 

2.6 Определение потерь энергии

 

Расчёт потерь энергии в линии ведём по формуле (1.21) DWт=DРmax∙t= 3∙I2max∙( r0∙l)∙t     кВт∙ч. 

Время максимальных потерь t = 2176 часов. Удельное электрическое сопротивление постоянному току  0,443 Ом/км. [23].

участок 1-3: = 4,17  МВт∙ч;

участок 2-3: =44,72 МВт∙ч;

участок 3-4: =20,46 МВт∙ч;

участок 4-5: = 84,87 МВт∙ч;

участок 5-ТП: =66,52 МВт∙ч;

Аналогично рассчитываются потери энергии в остальных линиях.  Результаты расчёта приведены в таблице (12).

Определим потери энергии в трансформаторе мощностью 2500 кВА: (1.22)

DWт1=8760∙ 5,7+33,5∙(5043,8/4000)2∙2176=165,84 МВт

Общие потери на трансформаторе КТП составят:

DWоб = DWт1 +DWс1 + DWс2+ DWс3 кВт∙ч       (1.23)  

DWоб = 165,84+177,93+252,01+220,75 = 816,52 МВт∙ч.

Общие потери энергии за год составят:

DWгод = Тм∙Рmax= 4000 ∙ 3,748 = 14992 МВт∙ч.

 

Допустимые потери энергии определяются по формуле: (1.25)

DW% = (816,52/14992)∙100% = 5,45 %

Полученное отклонение допустимых потерь не превышает допустимого значения.

Таблица 10 – Потери энергии в МВт∙ч.

КТП	DWT	DWс1	DWс2	DWс3	DWобщ	DWгод	DW, %
1	165,84	177,93	252,01	220,75	816,52	14992	5,45

 

Таблица 11 – Расчёт линий КТП 35/10

Линия С1
участок	L км	Рд кВт	Рв кВт	Рд/РВ	cosφд	cosφв	Sд кВА	Sв кВА	Qд квар	Qв квар
1-2	14	200	160	1,25	0,76	0,82	263,16	195,12	171,03	111,68
2-3	12	435	193	2,25	0,73	0,76	595,89	253,95	407,26	165,05
3-4	2	675	515	1,31	0,76	0,82	888,16	628,05	577,23	359,47
4-5	2	1162	922	1,26	0,76	0,82	1528,95	1124,39	993,70	643,56
5-ТП	4	1030	1064	0,97	0,78	0,87	1320,51	1222,99	826,35	603,00
Линия С2
участок	L км	Рд кВт	Рв кВт	Рд/РВ	cosφд	cosφв	Sд кВА	Sв кВА	Qд квар	Qв квар
1-2	2,4	400	160	2,50	0,73	0,76	547,95	210,53	374,49	136,83
2-3	2	735	243	3,02	0,73	0,76	1006,85	319,74	688,13	207,80
3-4	4,8	947	443	2,14	0,73	0,76	1297,26	582,89	886,61	378,84
4-ТП	4,4	1362	751	1,81	0,73	0,76	1865,75	988,16	1275,14	642,23
Линия С3
участок	L км	Рд кВт	Рв кВт	Рд/РВ	cosφд	cosφв	Sд кВА	Sв кВА	Qд квар	Qв квар
1-2	4	250	180	1,39	0,76	0,82	328,95	219,51	213,79	125,64
2-3	8	594	655	0,91	0,78	0,87	761,54	752,87	476,56	371,21
3-4	2	783	625	1,25	0,76	0,82	1030,26	762,20	669,59	436,25
4-5	4	1083	744,5	1,45	0,73	0,76	1483,56	979,61	1013,94	636,67
5-ТП	2	1356	830,5	1,63	0,73	0,76	1857,53	1092,76	1269,53	710,21

 

 

 

Таблица 12 – Выбор проводов и расчет потерь напряжения линий КТП 35/10.

1 линия
уч–ок	I, А	R, Ом/км	X, Ом/км	U, кВ	ΔU, В	ΣΔU, В	ΔU, %	ΔWл, МВт∙ч	Sтр, кВА
1-2	15,19	0,443	0,13	10	155,17	879,04	8,79	9,35	5089,03
2-3	34,40	СИП 3 1×95			294,78			41,07
3-4	51,28				74,81			15,21
4-5	88,27				128,79			45,07
5-ТП	76,24				225,49			67,24
2 линия
уч–ок	I, А	R, Ом/км	X, Ом/км	U, кВ	ΔU, В	ΣΔU, В	ΔU, %	ΔWл, МВт∙ч
1-2	31,64	0,443	0,13	10	54,21	732,34	7,32	6,95
2-3	58,13	СИП 3 1×95			83,01			19,54
3-4	74,90				256,69			77,87
4-ТП	107,72				338,42			147,65
3 линия
уч–ок	I, А	R, Ом/км	X, Ом/км	U, кВ	ΔU, В	ΣΔU, В	ΔU, %	ΔWл, МВт∙ч
1-2	18,99	0,443	0,13	10	55,42	800,06	8	4,17
2-3	43,97	СИП 3 1×95			260,08			44,72
3-4	59,48				86,78			20,46
4-5	85,65				244,63			84,87
5-ТП	107,24				153,15			66,52

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчет  токов короткого замыкания

3.1 Схема замещения  сети и ее преобразования

Рисунок 3 – Расчётная схема сети и схема замещения.

Расчетная схема:

 

Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Для этого все параметры схемы приводим к базисной системе величин: Sδ, Uδ, Iδ, Zδ.

Принимаем:      Sδ =100 МВА

Uδ – напряжение ступени в которой находится точка короткого замыкания.

1) Определим номинальную мощность  отключения

,    (3.1)

где UН = 10,5 кВ;

IН.ОТК = 20 кА – ток номинального отключения автомата.

 МВА,

2) Определим сопротивление энергосистемы

,      (3.2)

 Ом

где: . – мощность к.з. (по заданию );

– базисная мощность.

3) Определим сопротивление в  линии электропередачи 35 кВ

,     (3.3)

,     (3.4)

,     (3.5)

r0, x0  – удельное активное, индуктивное сопротивления проводов, Ом/км;

l – длина провода, км (см. рис. 3).

 Ом

 Ом

 Ом

4) Определим сопротивление в линии электропередачи 10 кВ на участке 2–3

 Ом

 Ом

 Ом

5) Определим сопротивления в линиях электропередачи 0,38 кВ.

В этом случае, напряжение среднее номинальное равно 0,4 кВ.

Для примера распишем определение сопротивления в линии С1 электропередачи первой трансформаторной подстанции.

Линия C1:

Ом

 Ом

 Ом

Базисные сопротивления на остальных участках воздушной линии 10 кВ и 0,38 кВ определим аналогично. Результаты сопротивлений внесем в таблицу 3.1

5) Определим базисное сопротивление  трансформатора.

,     (3.6)

,

,     (3.8)

где ∆РКЗ, UКЗ, SН – паспортные данные трансформатора.

ТП 1 (ТМ – 250кВА  10/0,4кВ):

Ом

Ом

Ом

Таблица 13 – Сопротивление участков сети.