Электроснабжение сельского населённого пункта

 

 

 

 

 

   Определим координаты центра нагрузок Xр и Yр по формулам(2.3):

 

;

,

 

где Xp и Yp – координаты центра нагрузок;

Ррi – расчетная мощность i-того потребителя, кВт;

Xi и Yi – координаты i-того потребителя.

 

 

Так как нагрузки вечернего максимума  больше, расчет координат подстанции ведем по вечернему максимуму:

     

 

Скоординируем место ТП, координаты центра нагрузок следующие:

 

  Х=74 м; Y=79,25 м .

 

Однако размещать ТП в данном месте не целесообразно, т. к. она будет находится близко к жилым домам и будет затруднять проход к ней. Примем координаты Х=118м; Y=70м .

На плане населённого пункта намечаю трассы ВЛ 380/220 В. Разбиваю их на участки длиной не более 100м, сгруппирую однородные потребители в группы и присвою им порядковые номера

 

 

 

 

 

 

2.4 Определение мощности ТП

 

Определим активные вечерние нагрузки на участках линии по формуле (2.4.1):

,

где - мощность нагрузки, кВт;

- коэффициент одновременности,

а если есть различие мощностей нагрузок в 4 и  более раз, используем формулу:

,

где - наибольшая из мощностей нагрузок,

- надбавки по меньшим нагрузкам.

 

Участок 1-9

Активная нагрузка для:

дневного максимума:       Р _{д 9-1} = Р_д1 =2 кВт

вечернего максимума:       Р _{в 9- 1}= Р_в1 =0 кВт

 

   Полная нагрузка:

      дневного максимума:      

                                    

  вечернего максимума:    

 

Участок 2-9

Активная нагрузка для:

дневного максимума:   Р_{д 2-9} =Р_д+ΔР_м =Р_д9+Р_д1 =3,56+1,2 =4,76 кВт

вечернего максимум:  Р_{в 2-9} =Р_в9 =11,85 кВт

 

Полная нагрузка:

         дневного максимума:   

                                         

        вечернего максимума: 

 

Участок 3-2

Активная нагрузка для:

дневного максимума:  Р_д3-2=Р_б +ΔР_м=Р_д2 +Р_д2-9 =6+2,85 =8,85 кВт

вечернего максимума:  Р_{в 3-2}=Р_б+ΔР_м=Р_в2-9+Р_в2=11,85+6 =17,85 кВт

 

Полная нагрузка:

          дневного максимума:  

                                         

       вечернего максимума: 

Участок 10-3

Активная нагрузка для:

дневного максимума: Р_д10-3=Р_б +ΔР_м=Р_д3-2+Р_д3=8,85+0,6=9,45 кВт

вечернего максимума: Р_в10-3=Р_б+ΔР_м=Р_в3-2+Р_в3=17,85+3=20,85 кВт

 

Полная нагрузка:

          дневного максимума:   

                                         

       вечернего максимума: 

Участок 11-10

Активная нагрузка для:

дневного максимума: Р_д11-10=Р_б+ΔР_м=Р_д10-3+Р_д10=9,45+2,3=14,05 кВт

вечернего максимума: Р_в11-10=Р_б+ΔР_м=Р_в10-3+Р_в10=20,85+7,9=28,75кВт

 

Полная нагрузка:

          дневного максимума:   

                                         

        вечернего максимума: 

 

Участок 11-10

Активная нагрузка для:

дневного  максимума:  Р_{д 11-10}= Р_б +ΔР_м =Р_д10-3+Р_д10= 9,45+2,3=14,05 кВт

вечернего максимума:  Р_в11-10=Р_б +ΔР_м = Р_в10-3+ Р_в10=20,85+7,9=28,75кВт

 

 

 

Полная нагрузка:

          дневного максимума:   

                                         

        вечернего  максимума: 

 

Аналогично производим  расчёт для остальных участков.

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.4.1

 

Таблица 2.4.1 Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В

Рассчитываемый участок	Расчетная активная нагрузка на участке, кВт		Коэффициент мощности участка		Расчетная полная нагрузка кВА		Коэфи-циент одно-времен-ности	Надбавка кВт
	Р д	Р в	cosφ д	cosφ в	Sд	Sв	k0	ΔР д	ΔР в
9-1	2	-	0,8	0,86	2,5	-	-	-	-
2-9	4,76	11,85	0,8	0,86	5,95	13,78	-	1,2	-
3-2	8,85	17,85	0,8	0,86	11	20,75	-	2,85	6
10-3	9,45	20,85	0,8	0,86	11,8	24,24	-	0,6	3
11-10	11,75	28,75	0,8	0,86	14,69	33,43	-	2,3	7,9
ТП-11	14,05	36,65	0,8	0,86	17,56	42,61	-	2,3	7,9
15-6	5	2	0,8	0,86	6,25	2,32	-	-	-
14-15	7,3	14,2	0,8	0,86	9,12	16,51	-	2,3	1,2
5-14	9,85	22,86	0,8	0,86	12,31	26,58	-	2,55	8,64
13-5	12,85	24,06	0,8	0,86	16,06	27,97	-	3	1,2
12-13	15,4	32,7	0,8	0,86	19,25	38,02	-	2,55	8,64
ТП-12	17,26	39,05	0,8	0,86	21,57	45,4	-	1,86	6,35
21-22	3,56	11,85	0,8	0,86	4,45	13,78	-	-	-
20-21	4,77	15,9	0,8	0,86	5,96	18,49	0,75	-	-
4-20	6,57	21,87	0,8	0,86	8,21	25,43	0,64	-	-
ТП-4	10,95	23,67	0,8	0,86	13,69	27,52	-	3,95	1,8
18-19	3,14	10,47	0,8	0,86	3,93	12,17	-	-	-
8-18	4,71	15,7	0,8	0,86	5,9	18,25	0,75	-	-
17-8	5,93	18,7	0,8	0,86	7,4	21	-	1,2	3
16-17	8,48	27,35	0,8	0,86	10,6	31,8	-	2,55	8,65
7-16	10,83	35,25	0,8	0,86	13,5	41	-	2,35	7,9
ТП-7	29,6	47,75	0,8	0,86	37	55,5	-	6,6	8,5

 

 

       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

Зная расчетную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок отходящих от ТП линий (участки ТП-7, ТП-12, ТП-11, ТП-14) по таблице добавок:

Р_{ТП д} =  Р _{д ТП-7} +ΔР _{д ТП-12} +ΔР _{д ТП-11 +} ΔР _{д ТП-4}  =29,6+10,68+8,5+6,7=55,48 кВт

 

 

Р_{ТП в} =  Р _{в ТП-7} +ΔР _{в ТП-12}+ΔР _{в ТП-11+} ΔР _{в ТП-4} =47,75+25,8+23,9+14,8=112,25 кВт

 

Так как расчетная  нагрузка в вечерний максимум выше, то расчет мощности ТП ведем по вечернему  максимуму.

Активная нагрузка ТП с учетом уличного освещения:

Р_ТП = Р_{ТП в} + Р_р.ул.=112,25 + 9,52=121,77 кВт.

 

Полная расчетная мощность ТП:

По полной расчетной мощности S_ТП выбираем мощность и тип трансформатора.

Трансформатор:

тип - ТМФ;

номинальная мощность - 250 кВ∙А

ВН- 10;

НН-0,4;

группа соединений - Y/Y_Н -11

потери холостого хода У_р. А=740 Вт ; У_р. Б=820 Вт

короткого замыкания - 4200 Вт

напряжение короткого замыкания – 4,7%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Разработка схемы электрической сети 0,38 кВ

 

4. Определение допустимых отклонений напряжения

 

Допустимое  отклонение напряжения определяем с  помощью таблицы отклонений напряжения. Допустимо отклонение напряжение для  с/х потребителей  принимаем ±7,5%.

Трансформатор 10/0,4 кВ имеет постоянную надбавку +5%, переменную надбавку от –5 до +5 через 2,5. Потеря напряжения в трансформаторе составляет 4%, при 100% нагрузки, и 1% при 2,5% нагрузки. Кроме того в обмотке высокого напряжении должно быть пять ответвлений через 2,5% витков. Потери напряжения в трансформаторах составляют  4% при 100% нагрузке, и 1% при 25% нагрузке.

В исходных данных к проекту указаны уровни напряжения в начале линии 10 кВ: ΔU^100%=+5, ΔU^25%=+2. Пользуясь вышеперечисленными данными составляем таблицу отклонений напряжения.          

 

        Таблица 4.1 Отклонения напряжения

Элементы электрической сети	Режим нагрузок
	100%	25%
Шины 10 кВ	+5	+2
Линия 10 кВ	-6	-1,5
Трансформатор 10/0,4 кВ :               - постоянная надбавка               - переменная надбавка               - потери
	+5	+5
	-2,5	-2,5
	-4	-1
ВЛ-0,4 кВ	-5	-
Потребители	-7,5	2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допустимые потери напряжения в линии 10 и 0,38 кВ составят:

 Расчет  потери напряжения в линиях  при 100% нагрузке:

 

ΔU^100%=+5-2,5+5-4-(-7,5)=11%

 

Распределим допустимые потерю напряжения между  линиями 10 и 0,38 кВ приблизительно поровну с некоторым преимуществом для линии 10 кВ.

Проверяем ближайшего потребителя населенного пункта на перенапряжение в период минимальной нагрузки:

 

          ΔU^25%=2-1,5+5-2,5-1=2<+7,5%

 

 

 

 

 

 

5. Выбор сечения провода

 

Метод экономических  интервалов разработан институтом «Сельэнергопроект». Он распространен на все вновь строящиеся ВЛ 10 и 0,38 кВ и все вновь строящиеся участки реконструируемых ВЛ 10 и 0,38 кВ. Сущность этого метода заключается в том, что исходя из минимума приведенных затрат для каждой площади сечения провода установлены интервалы экономически целесообразной передаваемой полной мощности. При этом учтены климатические условия района и конструктивные особенности линии.

          В частности   должны быть выбраны :

1) район климатических условий;

2) оптимальный радиус сетей 10 кВ;

3) оптимальное число и мощность  ТП в населенном пункте;

4) оптимальное число отходящих  линий 10 и 0,38 кВ и их конструкция.

          Данный  населенный пункт находится во  II климатическом районе.

Определяем эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста нагрузок принимаем k_д =0,7.

S_экв.9-1 = S_9-1 ∙ k_д=2,5 ∙ 0,7=1,75 кВ∙А

S_{экв. 2-9} = S_2-9 ∙ k_в=13,78 ∙ 0,7=9,65 кВ∙А

S_экв.3-2 = S_3-2 ∙ k_в=20,75 ∙ 0,7=14,5 кВ∙А

S_экв.10-3 = S_10-3 ∙ k_в =24,24 ∙ 0,7=16,7 кВ∙А

S_экв.11-10 = S_11-10 ∙ k_в=33,43 ∙ 0,7=23,4 кВ∙А

S_{экв.ТП-11} = S_ТП-11 ∙ k_в=42,61 ∙ 0,7=29,9 кВ∙А

S_экв.15-6 = S_15-6 ∙ k_д=6,25 ∙ 0,7=4,4 кВ∙А

S_экв.14-15= S_14-15 ∙ k_в=16,51 ∙ 0,7=11,56 кВ∙А

S_экв.5-14 = S_5-14 ∙ k_в=26,58 ∙ 0,7=18,6 кВ∙А

S_экв.13-5 = S_13-5 ∙ k_в=27,97 ∙ 0,7=19,6 кВ∙А

S_экв.12-13= S_12-13 ∙ k_в=38,02 ∙ 0,7=26,6 кВ∙А

S_{экв.ТП-12} = S_ТП-1 ∙ k_в=45,4 ∙ 0,7=31,8 кВ∙А

S_экв.21-22 = S_21-22 ∙ k_в=13,78∙ 0,7=9,65 кВ∙А

S_экв.20-21 =S_20-21 ∙ k_в=18,49 ∙ 0,7=13 кВ∙А

S_экв.4-20= S_4-20 ∙ k_в=25,43 ∙ 0,7=17,8 кВ∙А

S_{экв.ТП-4} = S_ТП-4 ∙ k_в=27,52 ∙ 0,7=19,26 кВ∙А

S_экв.18-19 = S_18-19 ∙ k_в=12,17 ∙ 0,7=8,52 кВ∙А

S_экв.8-18 = S_8-18 ∙ k_в=18,25 ∙ 0,7=12,78 кВ∙А

S_{экв.17-8 =} S_17-8 ∙ k_в=21 ∙ 0,7=14,7 кВ∙А

S_экв.16-17 = S_16-17 ∙ k_в=31,8 ∙0,7=22,26 кВ∙А

S_экв.7-16 = S_7-16 ∙ k_в=41∙0,7=28 кВ∙А

S_{экв.ТП-7} = S_ТП-7 ∙ k_в=55,5∙ 0,7=38,85 кВ∙А

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололеда d=5 мм (второй район климатических условий) по значениям S_экв

находим число и марки проводов для всех участков линии:

участок 9-1  3хА-25+А25

участок 2-9  3хА-25+А25

участок 3-2           3хА-25+А25

участок 10-3         3хА-25+А25

участок 11-10       3хА-25+А25

участок ТП-11      3хА-50+А50

участок 15-6        3хА-25+А25

участок 14-15 3хА-25+А35

участок 5-14 3хА-25+А25

участок 13-5 3хА-25+А25

участок 12-13 3хА-50+А50

участок ТП-12       3хА-50+А50

участок 21-22     3хА-25+А25

участок 20-21  2хА-25+А25

участок 4-20     3хА-25+А25

участок ТП-4  3хА-25+А25

участок 18-19  3хА-25+А25

участок 8-18  3хА-25+А25

участок 17-8 3хА-25+А25

участок 16-17 3хА-25+А25

участок 7-16 3хА-50+А50

участок ТП-7 3хА-50+А50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

 

Пользуясь номограммой определяем потери напряжения на участках по формуле (6.1):  ΔU_{уч %}= ΔU_уд ∙_.S_уч.∙ L_уч ∙10^-3, %

 где ΔU_уд- удельное значение потерь % (кВ·А·км);

S_уч- полная мощность на участке, к· А;

L_уч- длина участка, м; 

 

Потери в  ВЛ 1 на участке ТП-1(в конце линии) : 

ΔU_9-1=0,8 ∙ 2,5 ∙ 20 ∙ 10^-3=0,04 %

ΔU_2-9=0,8 ∙ 13,78 ∙ 40 ∙ 10^-3=0,44 %

ΔU_3-2=0,8 ∙ 20,75 ∙ 80∙ 10^-3=0,82 %

ΔU_10-3=0,8 ∙ 24,24 ∙ 28 ∙ 10^-3=0,54 %

ΔU_11-10=0,8 ∙ 33,43 ∙ 96 ∙ 10^-3=2,57%

ΔU_ТП-11=0,45 ∙ 42,61 ∙ 80∙ 10^-3=1,55%

ΔU_ТП-1= ΔU_9-1+ ΔU_2-9+ ΔU_3-2+ ΔU_10-3+ ΔU_11-10+ ΔU_ТП-11 =5,96 %

 

Потери в  ВЛ 2 на участке ТП-6(в конце линии) :

ΔU_15-6=0,8 ∙ 6,25 ∙ 36 ∙ 10^-3=0,176 %

ΔU_14-15=0,8 ∙ 16,51 ∙ 108 ∙ 10^-3=1,43 %

ΔU_5-14=0,8 ∙ 26,58 ∙ 68∙ 10^-3=1,45 %

ΔU_13-5=0,45 ∙ 38,02 ∙ 104 ∙ 10^-3=1,7%

ΔU_12-13=0,45 ∙45,4 ∙ 184 ∙ 10^-3=1,78%

ΔU_ТП-12=0,4 ∙40,6∙ 20∙ 10^-3=3,76%

ΔU_ТП-6= ΔU_15-6+ ΔU_14-15+ ΔU_5-14+ ΔU_13-5+ ΔU_12-13+ ΔU_ТП-12=10,28 %

 

Потери в  ВЛ 3 на участке ТП-22(в конце линии) :

ΔU_21-22=0,8 ∙ 13,78∙ 72 ∙ 10^-3=0,8 %

ΔU_20-21=0,8 ∙ 18,49 ∙ 92 ∙ 10^-3=1,36 %

ΔU_4-20=0,8 ∙ 25,43 ∙ 60∙ 10^-3=1,22%

ΔU_ТП-4=0,8 ∙ 27,52 ∙ 104 ∙ 10^-3=2,3 %

ΔU_ТП-22= ΔU_21-22+ ΔU_20-21+ ΔU_4-20+ ΔU_ТП-4=5,68 %

 

Потери в  ВЛ 2 на участке ТП-19(в конце линии) :

ΔU_18-19=0,8 ∙ 12,17 ∙ 76 ∙ 10^-3=0,53 %

ΔU_8-18=0,8 ∙ 18,25 ∙ 60 ∙ 10^-3=0,52 %

ΔU_17-8=0,8 ∙  21 ∙ 76 ∙ 10^-3=0,1 %

ΔU_16-17=0,8 ∙ 31,8 ∙ 124∙ 10^-3=0,3%

ΔU_7-16=0,45 ∙ 41 ∙ 68 ∙ 10^-3=0,3%