Определение расчетных нагрузок электроприемников

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ	
1. ОРГАНИЗАЦИННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА 
МИКРОРАЙОНА	
1.1 Краткая характеристика потребителей	
1.2 Определение расчетных нагрузок электроприемников	
2. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА, МОЩНОСТИ И МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ 10/0,4 КВ	
3 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 0,4 КВ	
3.1 Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в ВЛ 0,4 Кв	
3.3 Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 10/0,4 кВ	
4  ВЫБОР ЗАЩИТЫ И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ 	
4.1 Проверка автоматов по чувствительности	
4.2 Выбор защиты трансформаторов и проверка селективности	
5. МОДЕРНИЗАЦИЯ УЛИЧНОГО ОСВЕЩЕНИЯ	
5.1 Основные положения	
5.2 Расчет параметров яркости	
5.3 Расчет параметров освещенности	
5.4 Выбор осветительного оборудования	
6.  РАСЧЕТ И ВЫБОР КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НА ПОДСТАНЦИИ 10/0,4 кВ	
7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА 	
7.1 Экономический эффект от модернизации уличного освещения	
8. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ	
8.1 Раасчет грозозащиты	
8.2 Расчет заземления подстанции	
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ	
ВВЕДЕНИЕ
     
     Необходимость в модернизации системы электроснабжения возникла в связи с тем, что село Ишлеи, Чебоксарского района было электрифицировано более 20 лет назад. В тот период было построено более 50 жилых домов, другие предприятия, а также объекты социально-культурного назначения. 
     В настоящее время воздушные линии (ВЛ) напряжением 0,4 кВ, а также трансформаторные подстанции (ПС) 10/0,4 кВ находятся в состоянии, которое не позволяет обеспечить надежного снабжения потребителей электрической энергией достаточно высокого качества. 
     За последние десять лет в селе появились новые потребители электроэнергии – это кафе, магазины продажи продовольственных товаров, магазины продажи непродовольственных товаров, а потому возросло потребление энергии. В жилых домах увеличилось насыщение бытовыми приборами, что сопровождается увеличением потребления электроэнергии особенно в вечернее время.
     В связи  с этим увеличением нагрузки пропускная способность сетей стала недостаточна, в результате появилась необходимость в их модернизации, что и было выполнено при разработке выпускной квалификационной работы.









1 ОРГАНИЗАЦИННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА МИКРОРАЙОНА
    
      В данной работе рассматривается система электроснабжения центрального микрорайона села Ишлеи, Чебоксарского района. 
      Центральный район села Ишлеи расположился по улице Советская до улицы Шоссейная.
      Электроснабжение микрорайона приходит от КТП №118 
      От КТП №118 отходят четыре линии 10/0,4, линия с высокой стороны идет от ПС 110/35/10 «Катраси». 
      Потребители электроэнергии центрального микрорайона села Ишлеи делятся на три группы:
 промышленные;
 коммунально-бытовые;
 производственные, общественные и коммунальные предприятия.
       Крупным промышленным потребителем электроэнергии является ООО «ИЗВА», но оно питается от ПС 110/35/10 кВ «Катраси». Поэтому расчет завода делать не будем.
      Место расположения центрального микрорайона с. Ишлеи соответствует II району по ветру и по гололёду. При проектировании учитываем следующие климатические условия данного микрорайона: 
      1) толщина стенки гололеда, мм	14
      2) скорость ветра, м/с	 20
      3) минимальная температура,?С	-30
      4) среднегодовая температура, ?С	5,6
      5) максимальная температура, ?С	+29 
      6) грозовая активность, ч/год	10-20
      7) удельная проводимость грунта, Ом·м	100

1.1 Краткая характеристика потребителей

     Потребители электрической энергии системы электроснабжения микрорайона представлены коммунально-бытовыми потребителями.
     Потребители распределительной сети рассматриваемого микрорайона села являются: жилые дома (частные), жилые дома многоэтажной (5 этажей) застройки, оборудованные газовыми плитами, магазины, больница, школа, кафе, автосервис.
     Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельность значительного количества жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.
     В качестве расчётной нагрузки принимается получасовой (30-минутный) максимум нагрузки. Получасовой максимум принят для выбора всех элементов системы электроснабжения (проводников, трансформаторов, аппаратуры). В основе расчёта нагрузок коммунально-бытовых потребителей используется нагрузка одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов.
     Перечень потребителей электроэнергии представлен в таблице 1.1


     Таблица 1.1 Перечень потребителей электроэнергии
№ п/п
Потребитель
Примечание
1-67
Частный дом

68,72
Многоквартирный дом
80 квартир
69
Многоквартирный дом
120 квартир
70
Многоквартирный дом
220 квартир
71
Многоквартирный дом
100 квартир
73,74
Многоквартирный дом
60 квартир
75
Многоквартирный дом
30 квартир
77
Школа
450 мест
78
Кафе «Сказка»

79
Кафе «Рябинушка»

80
Дом торговли

81
Больничный комплекс

82
Библиотека

84-89
Магазины

    
    1.2 Определение расчетных нагрузок электроприемников
    
     Величины электрических нагрузок отдельных электроприемников и их групп  являются исходными данными для проектирования системы электроснабжения. По своей природе электрические нагрузки – изменяющиеся во времени случайные величины. 
     При проектировании обычно используют расчетные нагрузки, то есть наибольшие значения полной мощности за промежуток времени 0,5 часов в конце расчетного периода. Различают дневной Sд и вечерний Sв максимумы нагрузок потребителя или группы потребителей. Эти значения рассчитывают по статистическим данным.
     
     Расчетные значения активных и реактивных нагрузок в дневные и вечерние часы определяют в соответствии с [6]. В настоящее время  годовое потребление электроэнергии потребителей с.Ишлеи составляет 630 кВт?ч на один дом. С учетом роста нагрузки вечернюю расчетную нагрузку жилого дома принимаем равной 4 кВт. Расчетные нагрузки на вводе в отдельные помещения приведены в таблице 1.2. Значения полной мощности (кВА) определялись по формуле
                                                        (1.1)
где 	Р – активная мощность, кВт;	
     Q – реактивная мощность, квар.
     Коэффициент мощности вычисляется по формуле
     cos? = P/S.
     Для предварительного выбора количества и мощности, трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ определим суммарную нагрузку микрорайона.
     Раздельно для режимов дневной и вечерней нагрузки определяем расчетные нагрузки для 4-х групп потребителей: жилые дома, коммунальные и культурно-административные объекты, производственные потребители и наружное освещение. 
       
    
    
    


    Таблица  1.2 – Расчетные нагрузки на вводах потребителей

№ n/n

Потребитель
Дневная нагрузка
Вечерняя нагрузка


Pд,
кВт
Qд,
квар
Sд,
кВА
д
Pв,
кВт
Qв,
квар
Sв,
кВА
в
1-67
Частный дом
15
8
17
0,9
-
-
-
-
68,72
Многоквартирный дом
2
1,5
2,5
0,8
2,5
1,3
2,8
0,9
69
Многоквартирный дом
5
2,5
5,6
0,9
6
3
6,7
0,9
70
Многоквартирный дом
4
1,8
4,4
0,9
2
0,9
2,2
0,9
71
Многоквартирный дом
4
1,8
4,4
0,9
5
2,5
5,6
0,9
73,74
Многоквартирный дом
8,5
5,3
10
0,85
2,7
1,3
3
0,9
75
Многоквартирный дом
17,0
8,3
19
0,9
17,2
8,4
19
0,9
77
Школа
1,8
0,9
2
0,9
5,4
2,6
6
0,9
78
Кафе «Сказка»
13,0
6,5
14,5
0,9
13,5
6,5
15
0,9
79
Кафе «Рябинушка»
30
26,5
40
0,75
11,2
9,9
15
0,75
80
Дом торговли
150
132,3
200
0,75
150
132,3
200
0,75
81
Больничный комплекс
22,5
19,8
30
0,75
22,5
19,8
30
0,75
82
Библиотека
112
53,2
124
0,9
114
55,2
126,7
0,9
84-89
Магазины
168
81,4
186,7
0,9
174
84,3
193,3
0,9
Итого
651
931,4
801,4
0,86
675
331
791,3
0,868
    
     Для вычисления расчетной нагрузки группы потребителей используем коэффициенты одновременности, а для определения суммарной нагрузки – таблицы суммирования нагрузок [38]. 
     Расчетная дневная нагрузка определяется для 8 жилых домов. 
     Общее количество квартир 610.
     Принимаем коэффициент одновременности Ко=0,18. Тогда
,
где 1,62 кВт – максимальная дневная нагрузка одной квартиры.
    Аналогичный расчёт для реактивной мощности даёт
.
    Расчетную нагрузку коммунальных и культурно - административных потребителей (дневной режим) определяем для 11 потребителей, их суммарная активная мощность составляет 29,85 кВт. 
    Тогда, принимая коэффициент одновременности Ко= 0,7, как для производственных потребителей, получим соответственно:
     ,
     .
Расчетную нагрузку частных домов находим для дневного режима. Всего производственных потребителей 67, а их суммарная активная мощность 296,1кВт, а реактивная 248,93 квар. Тогда расчёт даёт
     ,
     .
     Активные и реактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываем между собой с помощью таблицы суммирования нагрузок. Тогда для 14,87кВт  находим ?Р=9,2кВт, а для 20,89кВт соответственно Р=13,1кВт. Суммарная нагрузка будет равна
     ,
     Аналогично для реактивной мощности
     .
     Полная мощность
     .
Расчетная нагрузка жилых домов (вечерний режим)
     ,
     .
Расчетная нагрузка коммунальных и культурно - административных потребителей (вечерний режим)
     ,
            .
Расчетная нагрузка производственных потребителей  (вечерний режим)
     ,
     .
     Наружное освещение (вечерний режим)
     При масштабе 40 м/см длина улиц с покрытиями простейшего типа составляет  (10м)   (5м), а длина улиц и дорог местного назначения . Согласно нормам при ширине проезжей части 10м для улиц первого типа удельная мощность 7 Вт/м, а для улиц второго типа при ширине проезжей части 5м удельная мощность 4 Вт/м. 
     Тогда суммарная мощность на освещение улиц 
     .
     Складываем нагрузки отдельных групп потребителей с помощью таблицы суммирования нагрузок. Тогда  и с учетом нагрузки наружного освещения 
     .
     Аналогично для реактивной нагрузки:
.
     Полная мощность потребителей в вечернее время составит
.
      Расчетная мощность  у жилой зоны и культурно административных потребителей вечером больше, чем днем, все остальные расчеты выполняем для режима вечерней нагрузки. А у производственных потребителей больше дневная расчетная мощность, для них расчеты   выполняем для режима дневной нагрузки.
2 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА, МОЩНОСТИ И МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ 10/0,4 КВ
     
     Основные параметры всех элементов системы электроснабжения необходимо выбирать по критерию минимума приведенных затрат. Однако для выбора оптимального количества и местоположения подстанции (ПС) 10/0,4 кВ в небольших селениях достаточно надежных аналитических методов нет. Поэтому количество ПС 10/0,4 кВ обычно определяют с учетом опыта и интуиции инженера – проектировщика. В небольших населенных пунктах количество ПС, как правило, составляет от одной до четырех. Причем стремятся по возможности питание производственных потребителей осуществлять от отдельных ПС или, по крайней мере, от отдельных ВЛ 0,4 кВ.
         Для данного населенного пункта ориентировочно намечаем сооружение одной ПС. К ПС предполагается присоединить 67 частных  жилых домов, коммунальные и культурно-административные потребители. По таблице суммирования расчетная нагрузка составит
     Sрасч = 40,63 + 16,7=57,33 кВ?А.
      Для определения местоположения ПС определяем координаты «центра тяжести» расчетных нагрузок [4, с. 164]:
       ;                                         (2.1)            
      ;                                              (2.2)
       Исходные данные для определения координат  и  трех ПС приведены в таблице 2.1
     
   Таблица 2.1- Исходные данные для определения координат ПС №1
№
пот
S, кВА
X, см
Y, см
№ пот
S, кВА
X, см
Y, см
1-67
68,72
69
70
71
73,74
75
77
78
79
80
81
82
84-89

5
7,5
9,1
3
15
3
19
4
15
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9

9,9
14,6
12,2
10,3
4,8
3,5
3,5
5,8
8,4
3,3
4,3
5,1
6
6,2

14,6
12,2
18,2
12,2
11,8
10,6
9,4
8,6
15,3
14
14
14
14
12,2

40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53

3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
3,9
4,44
4,44
4,44
4,44
4,44
4,44
4,44

11,9
11,9
11,9
11,9
11,9
11,9
11,9
12
12,9
13,8
14,7
15,6
15,8
15,8

9,6
8,7
7,8
6,9
6,1
5,2
4,3
2,9
2,9
2,9
2,9
2,9
11,3
10,9

     
     Всего по ПС № 1:
        
     
     
     
     
       К установке принимаем комплектные трансформаторные подстанции, как наиболее экономичные. 
     Комплектные трансформаторные подстанции выбираем из производимых Ишлейским заводом высоковольтной аппаратуры. Принимаем КТП 10/0,4 кВт. 
     Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и распределительные устройства (РУ) напряжением 6 (10) кВ предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц в сетях электроснабжения промышленных предприятий и других объектов с глухозаземленной или изолированной нейтралью. КТП прошли испытания на сейсмостойкость до 9 баллов по шкале MSK-64.
   Технические характеристи:
 климатическое исполнение и категория размещения У1, ХЛ1 по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543;
   КТП и РП предназначены для работы в следующих условиях:
 при температуре от -60 до +40 на высоте до 1000 м над уровнем моря;
 район по ветру и гололеду I-IV в соответствии с ПЭУ-864;
 окружающая среда взрыво и пожароопасная, не содержащая токоведущей пыли, химически активных газов и испарений (атмосфера типа I по ГОСТ 15150);
 включает в себя необходимое оборудование для поддержания внутреннего микроклимата не ниже +5 (отопление, вентиляция, освещение) и средства пожаротушения;
 ввод и вывод сверху с помощью воздушных вводов или снизу через теплоизоляционные вводы;
 все металлические части окрашены или имеют другие антикоррозийные покрытия;
 КТП и РТП транспортируются железнодорожным и автомобильным транспортом; встраиваемое оборудование: камеры КСО-292,  КСО-202, КСО-202У, КМП-С, КМП-Н, КРУ2-10 и другие, щитовое оборудование, трансформаторы, устройство плавного пуска, распределительное устройство низкого напряжения.


     3 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 0,4 КВ
     
     В соответствии с расположением ПС 10/0,4 кВ и питающихся от них потребителей принимаем, что от ПС № 1 отходят четыре ВЛ 0,4 кВ, а от ПС 
     Трассы их намечаем таким образом, чтобы ВЛ проходили по двум сторонам улиц.

     3.1 Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в 
     ВЛ 0,4 кВ
     
     ПС № 1 снабжает энергией жилы дома, а также  коммунальные и культурно - административные потребители. Примем, что от ПС№1 отходят четыре линии: одна идёт к потребителям № 1-67, ко второй присоединены потребители № 68,69,70,71,72,73,74,75 к третьей  - потребители № 77,78,79,80, к четвертой – потребители № 81,82,83,84-89. 
     
     
     Рисунок 3.1 - Расчетная схема воздушной линии №1
     
    Нагрузки в узлах принимаем по табл. 2.1., а на расчетных участках с помощью коэффициентов одновременности, а также с помощью таблицы суммирования нагрузок: 
     ,
     
     
     
      ;
      ;
      ;
      ;
      ;
      .
     Таблица 3.1- Результаты расчета ВЛ №1

Участок
Р,
кВт

сos ?
Sрасч,
кВА

Провод
Длина участка,
м
Потеря ?U %






на участке
От ПС
ПС – 1
22,5
0,8
28,1
5А50
1000
1,8
1,8
1 – 2
19,8
0,8
24,75
5А50
800
1,27
3,07
2 – 3
12
0,8
15
5А50
400
0,27
1,72
2 – 4
8,3
0,8
9,7
5А50
320
0,29
3,36
4 – 5
8,12
0,9
9
5А50
600
0,43
3,79
5 – 6
6,3
0,9
7
5А50
360
0,19
3,98
6 – 7
4,9
0,9
5,44
5А50
360
0,13
4,11
7 – 8
3,5
0,9
3,89
5А50
360
0,064
4,17
     
       Значения коэффициента мощности на участках приняты для коммунально-бытовой нагрузки. Согласно разработанной концепции развития электрических сетей в сельской местности [8] ВЛ 0,4 кВ на всем протяжении выполняются четырехпроводными с сечением фазных проводов не менее 50 мм?.
     Для выбора проводов на магистрали определяем эквивалентную полную мощность и ток магистрали:
     ,;                                        (3.1)
                                                 (3.2)
где 	n – число участков магистрали,
      li – длина участка, м; 
     Si – расчетная мощность на соответствующем участке, кВА.
      Тогда эквивалентная мощность линии

и эквивалентный ток
      .
Линию №1 проектируем воздушной линией.
      Экономическая плотность тока в сельских ВЛ 0,4 кВ должна составить не более 0,40,6 А/мм?. 
     При јэк = 0,6 А/мм? экономическое сечение проводов на магистрали
 ?,
      Принимаем сечения проводов на всех участках 5А50.
      Потерю напряжения на участках  определяем по формуле
     cos ? +  sin ?)%.                          (3.3)
     Для провода А50 = 0,58 Ом/км, =0,32 Ом/км.
     Тогда на участке ПС – 1
     
     
     Аналогично находим потерю напряжения на других участках этой и остальных ВЛ. 
     Остальные линии №2, №3 и №4 проектируем также воздушными линиями.
Составим расчётную схему ВЛ 2
     

     Рисунок 3.2 - Расчетная схема ВЛ №2
     
      Расчетные нагрузки на участках определяем с помощью таблицы суммирования нагрузок.
     Мощность на участке 9-10 будет равна 
Р9-10 = 17,1 кВт.
С учётом добавки ?Р9 мощность участка 7-9
Р7-9 = Р10 + ?Р9 = 17,1 + 1,6 = 18,7 кВт.
Аналогично находим далее на участках по направлению к источнику питания
Р6-7 = Р7-9 + ?Р7-8 = 18,7 + 3,2 = 21,9 кВт;
Р5-6 = Р6-7 + ?Р6 = 21,9 + 8,2 = 30,2 кВт;
Р4–5 = Р5-6 + ?Р5 = 30,2 + 2,1 = 32,3 кВт;
Р3-4 = Р4—5 + ?Р4 = 32,3 + 2,1 = 34,4 кВт;
Р2-3 = Р3-4  +  ?Р3 = 34,4 + 2,1 = 36,5 кВт;
Р1-2 = Р2-3  +  ?Р2 = 36,5 + 1 = 37,5 кВт;
РПС-1 = Р1-2  +  ?Р1 = 37,5 + 1,5 = 39 кВт.
     Полученные результаты расчётов нагрузки участков ВЛ №2 заносим в таблицу 3.2 и находим сечение провода линии
     
      ,
      ?,
     Принимаем сечения проводов А95(= 0,308 Ом/км, =0,3 Ом/км).
     Таблица 3.2 – Результаты расчета ВЛ №2

Участок
Р,
кВт

сos ?
Sрасч, 
кВА

Провод
Длина 
участка, м
Потеря ?U %






на участке
От ПС
ПС – 1
39
0,9
43,33
5А95
720
1,22
1,22
1 – 2
37,4
0,9
41,55
5А95
440
0,64
1,86
2 – 3
36,4
0,9
40,44
5А95
400
0,62
2,48
3 – 4
34,3
0,9
38,11
5А95
400
0,57
3,05
4 – 5
32,2
0,9
35,78
5А95
360
0,48
3,53
5 – 6
30,1
0,9
33,44
5А95
360
0,43
3,96
6 – 7
21,9
0,9
24,33
5А95
560
0,44
4,4
7 – 8
5,4
0,9
6
5А95
360
0,06
4,46
7 – 9
18,7
0,9
20,78
5А95
600
0,37
4,77
9 – 10
17,1
0,9
19
5А95
480
0,26
5,03
     
     Строим расчётную схему ВЛ №3.

     Рисунок 3.3 - Расчетная схема ВЛ № 3
       
    Нагрузки на участках с учетом коэффициентов одновременности равны:
     ,
      ;
     ;
      Аналогично находим параметры других участков, заносим в таблицу 3.3 и далее находим сечение провода линии:
     	 ,
      ?.
     Принимаем сечения проводов на всех участках 5А50.
     
     Таблица 3.3 – Результаты расчета ВЛ №3

Участок
Р,
кВт

сos ?
Sрасч,
кВА

Провод
Длина участка, м
Потеря ?U %






На участке
От ПС
ПС – 1
24,7
0,9
27,44
5А50
200
0,96
0,96
1 – 2
15,45
0,9
17,17
5А50
80
0,2
1,16
2 – 3
15,36
0,9
17,07
5А50
360
0,88
2,04
2 – 3
15,13
0,9
16,81
5А50
360
0,81
2,85
4 – 5
14,35
0,9
15,94
5А50
360
0,75
3,6
5 – 6
13,5
0,9
15
5А50
360
0,68
4,28
6 – 7
12,92
0,9
14,35
5А50
360
0,62
4,9
7 – 8
11,89
0,9
13,21
5А50
360
0,56
5,46
8 – 9
10,8
0,9
12
5А50
360
0,49
5,95
9 – 10
10,34
0,9
11,49
5А50
360
0,43
6,38
10 – 11
9,4
0,9
10,44
5А50
560
0,57
6,95
11 – 12
8,48
0,9
9,42
5А50
360
0,29
7,24
12 – 13
7,2
0,9
8
5А50
360
0,22
7,46
13 – 14
5,6
0,9
6,22
5А50
360
0,15
7,61
14 – 15
4
0,9
4,44
5А50
360
0,07
7,68
1 – 16
14,8
0,9
16,44
5А50
240
0,53
1,49
16 – 17
14
0,9
15,55
5А50
360
0,73
2,22
17 – 18
13,14
0,9
14,6
5А50
360
0,67
2,89
18 – 19
12,54
0,9
13,93
5А50
360
0,6
3,49
19 – 20
11,5
0,9
12,78
5А50
360
0,54
4,03
20 – 21
10,4
0,9
11,55
5А50
360
0,47
4,5
21 – 22
9,9
0,9
11
5А50
360
0,41
4,91
22 – 23
8,93
0,9
9,92
5А50
360
0,35
5,26
23 – 24
8,21
0,9
9,12
5А50
360
0,28
5,56
24 – 25
7,2
0,9
8
5А50
360
0,22
5,76
25 – 26
5,6
0,9
6,22
5А50
360
0,14
5,9
26 – 27
4
0,9
4,44
5А50
360
0,07
5,97

Строим расчётную схему ВЛ №4.
     
     Рисунок 3.4 - Расчетная схема ВЛ № 4
    Нагрузки участков определяем с учетом коэффициентов одновременности:
     ,
      ;
     ;
      Аналогично находим на других участках и заносим в таблицу 4.4.
    
    Таблица 3.4 – Результаты расчета ВЛ №4

Участок
Р,
кВт

сos ?
Sрасч,
кВА

Провод
Длина участка,
м
Потеря ?U %






на участке
От ПС
ПС – 1
19,44
0,9
21,6
5А50
1800
3,2
3,2
1 – 2
12,48
0,9
13,86
5А50
360
0,58
3,78
2 – 3
11,2
0,9
12,44
5А50
360
0,51
4,29
2 – 3
10,56
0,9
11,73
5А50
360
0,44
4,73
4 – 5
9,4
0,9
10,44
5А50
360
0,36
5,09
5 – 6
9,28
0,9
10,31
5А50
360
0,29
5,38
6 – 7
7,2
0,9
8
5А50
360
0,22
5,6
7 – 8
5,6
0,9
6,22
5А50
360
0,15
5,75
8 – 9
4
0,9
4,44
5А50
360
0,07
5,82
1 – 10
13,68
0,9
15,2
5А50
240
0,44
3,64
10 – 11
12,48
0,9
13,86
5А50
360
0,58
4,22
11 – 12
11,2
0,9
12,44
5А50
360
0,51
4,73
12 – 13
10,56
0,9
11,73
5А50
360
0,44
5,17
13 – 14
9,4
0,9
10,44
5А50
360
0,36
5,53
14 – 15
9,28
0,9
10,31
5А50
360
0,29
5,82
15 – 16
7,2
0,9
8
5А50
360
0,22
6,04
16 – 17
5,6
0,9
6,22
5А50
360
0,15
6,19
17 – 18
4
0,9
4,44
5А50
360
0,07
6,26

     
      ,
      ?.
     Принимаем сечения проводов на всех участках 5А50.
     По результатам расчета ВЛ, отходящих от ПС 10/0,4 кВ, выбраны номинальные  мощности трансформаторов на ПС.
       Расчетные мощности отходящих ВЛ складываем с помощью таблицы суммирования нагрузок.
       Расчетные мощности четырех ВЛ, отходящих от ПС № 1, соответственно равны 15,15 кВА, 43,33 кВА, 27,44 кВА и 21,6 кВА. Тогда суммарная расчетная мощность
      кВА
    По таблице экономических интервалов для трансформаторов ПС 10/0,4 кВ [9, с. 310] выбираем номинальную мощность трансформатора Sном = 63 кВ?А.

    3.2 Определение потерь мощности и энергии в сети 0,4 кВ
    
     Потери мощности и энергии в сети 0,4 кВ в ВЛ и КЛ 0,4 кВ и ПС 10/0,4 кВ – важные технико–экономические показатели этой сети, оказывающие заметное влияние на величину приведенных затрат в сети.
    Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,4 кВ возможно непосредственно прямым методом по величинам активного сопротивления каждого участка сети и тока участков ВЛ: 
                                                       (3.4)
     Для разветвленной линии подобный расчет вручную достаточно трудоемок и его можно, упростить с помощью коэффициента связи между  и  - коэффициента . 
    Для одного участка сети с активным R Ом/км и индуктивным X Ом/км сопротивлениями проводов.
                                                (3.5) 
    А                                         (3.6)
     для разветвленных сетей. Установлено, что в выражение (3)  для таких сетей следует внести поправочный коэффициент Краз:
    ,                                        (3.7)
    где Краз = 0,750,9.
     В зависимости от сечения проводов и значения tg ? значения  могут колебаться. Так, например, для сечения проводов А50 А120 при коэффициентах мощности cos ? = 0,80,98  = 0,95 0,71. В дальнейших расчетах принято, что =0,7 .
    Отметим также, что для линии, выполненной проводами одного сечения при известном эквивалентном токе линии Iэкв потери мощности можно вычислить по формуле
     ,                                              (3.8)
где R0 – удельное активное сопротивление проводов ВЛ; l – общая длина всей линии.
    Потери мощности в кВт находят по формуле
    , кВт,                            (3.9)
где  и cos ? – соответствен расчетная мощность и коэффициент мощности головного участка.
    Потери энергии  , кВт?ч, в каждой линии определяем по формуле
     кВт?ч,                                         (3.10)
где  - время максимальных потерь, значение которого зависит от коэффициента заполнения графика нагрузки Кз , коэффициента формы Кф, а также от времени, за которое определяются потери энергии.
      Анализ типовых графиков сельских потребителей показал, что значение  можно вычислить по  приближенной формуле [5]:
     ,                                        (3.11)
где  - коэффициент заполнения сезонного или годового графика нагрузки, а Т – число часов, для которого вычисляются потери. Годовое количество часов нагрузки Т = 8760 ч.
    Учитывая, что для годового графика , формулу можно переписать следующим образом:
    .                  (3.12)
    Используем данные о , приведенные в табл. 3.5. [2]. Тогда для определения  можно составить следующую вспомогательную таблицу.
    
    Таблица 3.5 – Рекомендуемые значения  и  графиков нагрузки


Ргод,
кВт
     , ч/год, при нагрузке
    ?, ч/год, при нагрузке

Коммунально-бытовой
Производ
ственной
Смешан
ной
Комму
нально-бытовой
Производ
ственной
Смешан
ной
0-20
1100
1300
1400
480
565
610
20-50
1400
1700
1900
610
760
860
50-100
1800
2000
2400
810
920
1160
100-500
2000
2200
2800
920
1040
1430
    
     В табл. 3.5 для всех ВЛ приведены значения потерь напряжения и потерь мощности при принятом среднем значении коэффициента , равном 0,7. Здесь же приведены значения годовых потерь энергии , вычисленные при указанных в табл. 3.6. значениях , а также  значения годового потребления энергии для каждой  ВЛ, рассчитанные по формуле 
    .                                                  (3.13)
    
    
    
    Таблица 3.6 – Годовое потребление энергии и в ВЛ 0,4 кВ
    
№ ПС
№ ВЛ
?U,
%
?Р,
%
Ргод,
кВт
?Р,
кВт
?,
ч/год
?W,
кВт?ч
Тмах,
ч/год
W, тыс. кВт?ч

1
1
4,17
2,9
22,5
0,65
610
396,5
1400
31,5

2
5,03
3,5
39
1,36
610
829,6
1400
54,6

3
7,68
5,4
24,7
1,83
610
811,3
1400
34,6

4
6,26
4,4
19,44
0,85
610
518,5
1400
27,2
    Итого
4,7
    
2555,9
    
147,9
     
    Таким образом, в среднем по населенному пункту потери электроэнергии в ВЛ 0,4 кВ составляют:
     от полезно потребленной электроэнергии.
    
    3.3 Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 10/0,4 кВ
    
    Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью Sном определяют по формуле
    ,                                 (3.14)
где  и - соответственно потери холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе при номинальной нагрузке и номинальном напряжении, кВт;  - расчетная нагрузка трансформатора , кВА;  - годовое число часов потерь, ч/год; 8760 – число часов в году.
    Значения и - принимают по каталожным данным, значения  - по результатам предыдущих расчетов (см. п. 4.2.), а значение  можно определить по эмпирической формуле МГАУ (6), которая уже использовалась ранее:
     ,                                  (3.15)
где  - годовое число часов использования максимума нагрузки [3, табл.. 1.8.]. 
     ч/год,
     кВт?ч/год,
     Результаты расчета потерь энергии в трансформаторах ПС 10/0,4 кВ приведены в табл. 3.7.
    
    Таблица 3.7 – Потери энергии в трансформаторах ПС 10/0,4 кВ
    
№ ПС
Sном, кВА
,
кВА
,
кВт
,
кВт
,
ч/год
,
ч/год
,
кВт?ч/год
1
63
90,6
0,25
1,28
2000
320
3037,1
    Итого
3037,1
    
    Таким образом, суммарные годовые потери энергии в ВЛ 0,4 кВ и в трансформаторах 10/0,4 кВ равны кВт?ч, что составляет примерно 3 % от общего электропотребления.


        4  ВЫБОР ЗАЩИТЫ И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ 
    
    На всех ВЛ 0,4 кВ отходящих от ПС 10/0,4 кВ, устанавливаются автоматические воздушные выключатели (автоматы ). Они предназначены для отключения ВЛ при аварийных ненормальных режимах (короткие замыкания, перегрузки, исчезновение или снижение напряжения), а также для нечастых включений и отключений ВЛ ( от 2 до 6 в час ). На комплектных трансформаторных ПС мощностью до 160 кВА включительно, как правило, устанавливают автоматы серии А3700 или АЕ-2000. Данные об автоматах, устанавливаемых на отходящих линиях 0,4 кВ, приведены в таблице 4.1.
    
    Таблица 4.1 – Основные данные автоматов, устанавливаемых на отходящих линиях 0,4 кВ
    
№ ПС
№ 
ВЛ
SТном кВА
Sрасч,
кВА
Iрасч, А
Тип 
Iном, А
Iн.т.расц, А
IЭМ.расц,
 А
Iмакс,
 кА

1
1
63
15,15
23
А3714Б
160
32
1000
75

2
63
43,33
65,8
А3714Б
160
80
1000
75

3
63
27,44
41,7
А3714Б
160
50
1000
75

4
63
21,6
32,8
А3714Б
160
40
1000
75
    
    
4.1 Проверка автоматов по чувствительности
    
    Автоматы выбирают, исходя из условий: 
    1) номинальное напряжение автомата , где  - напряжение сети. Условие соблюдается;
    2) номинальный ток теплового расцепителя , где  -коэффициент надежности в пределах 1,1-1,3;
    3) предельно допустимый ток отключения автомата  , где  - максимальное значение тока при трехфазном коротком замыкании за автоматом.
    Для трансформатора с номинальной мощностью 
     Sном = 100 кВА (Iном = 63А) 
 
Тогда 

     Условие соблюдается, так как  2,1 кА < 75 кА;
    4) электромагнитный расцепитель автомата осуществляет мгновенную токовую отсечку. Для обеспечения селективной работы отсечки ее ток срабатывания [2,с]
     ,                                            (4.1)
где  - расчетный ток нагрузки. При этом ток уставки срабатывания электромагнитного расцепителя ;
    5) коэффициент чувствительности отсечки (электромагнитного расцепителя):
    ,                                            (4.2)
где  - ток двухфазного КЗ в месте установки автомата;
     Ток за трансформатором 63 кВА
      ,
      
      В том и другом случае
      .
    6) коэффициент чувствительности теплового расцепителя:
    ,
где - ток однофазного КЗ в наиболее удаленной точке защищаемого участка линии.
     Величину коэффициента чувствительности проверим для ВЛ №2 , отходящей от ПС № 1. 
                                             (4.3)
где Zп - полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, - полное сопротивление петли " фазный провод - нулевой провод "
                                             (4.4)
где и  - активные сопротивления фазного и нулевого проводов, а  - индуктивное сопротивление петли. Для трансформатора с  =63кВА и схемы соединения обмоток «звезда – зигзаг с нулем» Длина петли 468 м, 
      Ом,

     Так как номинальный ток теплового расцепителя =160А, то
     Величину коэффициента чувствительности проверим для ВЛ №2 , отходящей от ПС № 1. 
                                                  (4.5)
где Zп – полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, - полное сопротивление петли « фазный провод – нулевой провод «
                                                   (4.6)
где и  - активные сопротивления фазного и нулевого проводов, а  - индуктивное сопротивление петли. Для трансформатора с  =63 кВА и схемы соединения обмоток "звезда - зигзаг с нулем". Длина петли 468 м, 
      Ом,

     Так как номинальный ток теплового расцепителя =160, то

     Таким образом, чувствительность защиты при однофазных КЗ обеспечивается. Кроме того, при использовании трансформаторов «звезда – зигзаг с нулем» снижается влияние несимметрии нагрузки на напряжение сети и заметно улучшается качество напряжения. Аналогично выполнена проверка чувствительности автоматов других отходящих ВЛ 0,4 кВ.

     Таким образом, чувствительность защиты при однофазных КЗ обеспечивается. Кроме того, при использовании трансформаторов «звезда – зигзаг с нулем» снижается влияние несимметрии нагрузки на напряжение сети и заметно улучшается качество напряжения. Аналогично выполнена проверка чувствительности автоматов других отходящих ВЛ 0,4 кВ.
    
    
    
    
    
    4.2 Выбор защиты трансформаторов и проверка селективности
    
      Номинальный ток плавкой вставки предохранителей ПКТ, устанавливаемых на стороне 10 кВ, выбирают по условию отстройки от бросков намагничивающего тока. Для трансформаторов 10/0,4 кВ с 63 кВА  номинальный ток плавкой вставки составляет 10А, а для трансформаторов с 160 кВА – 20А. Затем проверяют выбранную вставку на селективность при отключении автоматов на стороне 0,4 кВ. Селективность будет обеспечена, если при КЗ за автоматом последует его отключение (время срабатывания) и только после его отказа со ступенью селективности  произойдет плавление вставки.
      Селективность будет обеспечена, если время плавления вставки 
    ,                                                        (4.7)
где =0,9 - коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки ко времени ее разогрева.
    Полное время срабатывания автомата с учетом разброса его характеристики tс.з.= 0,03 с, ступень селективности примем ?t = 0.5 c. Тогда   
     с.
    Ток при трехфазном КЗ за автоматом для трансформатора с Sном = 63 кВ?А составляет :
    
    Соответственно на стороне 10 кВ токи составят
    
    
     По ампер-секундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ для плавкой вставки с Iном = 20 А при токе 206 А  время плавления составляет 0,5 с .  Для вставки с Iном = 10 А при токе  84 А время плавления также составляет 0,5 с. Таким образом, и для трансформатора 160 кВА, и 63 кВА селективность защиты будет обеспечена.
    Плавкая вставка также должна быть проверена по условию
    ,
где =900/к? - допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе по условию термической стойкости, с; 
 - отношение установившегося тока КЗ к номинальному току трансформатора.
       В нашем случае при  допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе составит 
.
    Таким образом, выбранные плавкие вставки обеспечивают безопасность трансформаторов при КЗ. 


5 МОДЕРНИЗАЦИЯ УЛИЧНОГО ОСВЕЩЕНИЯ

5.1 Основные положения

    Для обеспечения нормируемых параметров освещенности  при создании сети ночного освещения используется программное обеспечение  Light-in-Night Road предназначенное для расчета объектов утилитарного наружного освещения, включая улично-дорожную сеть городов и сельских населенных пунктов, внегородские автомагистрали, автостоянки, АЗС, производственные территории, садово-парковые пешеходные зоны, дворовые территории и другие объекты, расположенные в одном уровне.
      Проектирование уличного освещения будем выполнять, опираясь на следующие основные требования.                                                                                                                                                                                                        
      1) Для наружного освещения могут применяться любые источники света.
      2) Осветительные приборы наружного освещения (светильники, прожекторы) могут устанавливаться на специально предназначенных для наружного освещения опорах, опорах воздушных линий до 1 кВ, опорах контактной сети электрифицированного городского транспорта всех видов токов напряжением до 600 В, стенах и перекрытиях зданий и сооружений, мачтах (в том числе мачтах отдельно стоящих молниеотводов), технологических эстакадах, площадках технологических установок и дымовых труб, парапетах и ограждениях мостов и транспортных эстакад, на металлических, железобетонных и других конструкциях зданий и сооружений независимо от отметки их расположения, могут быть подвешены на тросах, укрепленных на стенах зданий и опорах, а также установлены на уровне земли и ниже.
      3) Установка светильников наружного освещения на опорах ВЛ до 1 кВ должна выполняться:
      1. При обслуживании светильников с телескопической вышки с изолирующим звеном, как правило, выше проводов ВЛ или на уровне ниж.......................