Организация учета энергоресурсов на КТП со стороны отходящих линий

ОГЛАВЛЕНИЕ





ВВЕДЕНИЕ
6
1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
8
1.1
Характеристика Бижбулякского района
8
1.2
Характеристика системы электроснабжения
9
Бижбулякского района
9
1.3
Характеристика объекта реконструкции
11
1.4
Цель и задачи выпускной квалификационной работы
13
2 РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ СЕЛА УСАК–КИЧУ
15
2.1
Расчет электрических нагрузок
15
2.2
Выбор мощности, числа трансформаторов и местоположения ТП
18
2.3
Выбор конструкции ТП
23
2.4
Расчет воздушной линии 10 кВ
24
2.5
Электрический расчет линий 0,38 кВ
28
2.6
Расчет токов короткого замыкания
35
2.7
Выбор оборудования для ТП
43
2.8
Защита ВЛ 10 кВ
50
3 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
54
3.1
Общие сведения
54
3.2
Разработка системы АСККЭ
56
3.3
Контроль показателей качества на стороне 10 кВ
63
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ВКР
66
4.1
Организация безопасности труда на производстве
66
4.2
Опасные и вредные производственные факторы,

методы и средства защиты
68
4.3
Обеспечение безопасной эксплуатации электроустановок




Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
4


и электрооборудования на производстве
70
4.4 Экологичность ВКР
72
5 ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВКР
75
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
79
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
81





























































Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
5

ВВЕДЕНИЕ





     Под инженерной сетью принято понимать некоторый сложный техниче-ский комплекс, распределённый по некоторой территории, предназначенный для подачи продукта, энергии или данных от источников к потребителям либо для оказания иных услуг. Различают три основных вида инженерных сетей: ка-бельные, трубопроводные и транспортные.

     Как правило, к кабельным и трубопроводным инженерным сетям относят электрические сети (энергосистем, городские, сельские, промышленных пред-приятий, осветительные, контактные и т.п.)

     Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико–экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектиро-ваться и квалифицированно эксплуатироваться.

     Основной задачей эксплуатации электрических сетей является беспере-бойное снабжение потребителей электроэнергией надлежащих параметров.

     Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников пи-тания и распределение её между потребителями.

     Эта задача обеспечивается путем организации эксплуатации электриче-ских сетей, своевременным их ремонтом, оперативной ликвидацией поврежде-ний и осуществлением необходимых технических мероприятий.

     Проблемы эксплуатации электрических сетей в большинстве своем при-ходятся на распределительные сети напряжением 10–0,4 кВ, которые по месту расположения и характеру потребителей считаются сельскими и осуществляют электроснабжение объектов сельской инфраструктуры и сельскохозяйственного





Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
6

производства. Они находятся на более низком иерархическом уровне управле-ния и располагаются ближе к потребителям.

     К основным проблемам сельских сетей относится низкая надежность се-тей, большие потери электроэнергии и низкое качество поставляемой потреби-телям электрической энергии.

     Техническое состояние половины сельских сетей, по мнению специали-стов, считается неудовлетворительным, отключения воздушных линий 10 и 0,4 кВ составляют от 40 до 90 % от общего количества аварийных отключений.

     Часто причиной низкого качества электроэнергии является большая про-тяженность сельских линий 10 кВ. Оптимальной длиной упомянутых линий считается 8…12 км, однако каждая седьмая линия 10 кВ длиннее 25 км, а у 35

% сельских потребителей вечером напряжение падает до 190…200 В. Реконструкция электрических сетей должна обеспечивать бесперебой-

ность, надёжность и безаварийность работы электросетей. Благодаря рекон-струкции обеспечивается более высокая пропускная способность сети и улуч-шение качества передаваемой ей электроэнергии.

     При проведении реконструкции обычно обновляется парк оборудования, устанавливаются средства автоматизации и проводятся другие необходимые ме-роприятия.

     Объектом проектирования в выпускной квалификационной работе явля-ются распределительные сети 10 кВ, отходящие от фидера Ф–6 «Коммуна».

     Основной целью ВКР является организация учета энергоресурсов на КТП 10/0,4 кВ со стороны отходящих линий 0,4 кВ.

















Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
7

1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ





1.1 Характеристика Бижбулякского района



     Бижбулякский район образован 20 августа 1930 года. В составе района 13 сельсоветов, 85 населенных пунктов. Район расположен в юго–западной части республики, в южной части Бугульминско–Белебеевской возвышенности. На юго–западе граничит с Оренбургской областью.

     Районный центр – с. Бижбуляк, находится в 230 км от г. Уфы, в 40 км – от железнодорожной станции Приютово. Железная дорога Самара–Уфа–Челя-бинск пересекает северо–западную территорию района. Автомобильные дороги связывают район с городами Белебей, Туймазы, Уфа, Стерлитамак. Протяжен-ность автодорог 500 км. Района занимает 2094 кв. км площади. Здесь проживает 25361 человека.

     Район относится к Предуральской степной подзоне выщелоченных и кар-бонатных черноземов и темно–серых лесных почв. Растительный покров в лес-ной зоне представлен лиственными насаждениями (липа, клен, дуб, береза). Леса занимают около 12% всей площади района.

     В недрах выявлены и разведаны запасы нефти (Шкаповское, Демское, Са-таевское месторождения), известняка (Чулпанское), песка, песчано–гравийной смеси (Чулпанское), глины (Аитовское). Разработку нефтяных месторождений ведет Филиал Ишимбай ПАО «АНК Башнефть».

      На северо–западе района берет начало река Ик, на юге протекает река Дема с притоками Менеуз, Уязы, Седяк. Имеются минеральные источники. Ор-ганизовано производство столовой бутилированной воды.

     Основная отрасль экономики района – сельское хозяйство, которое специ-ализируется на возделывании зерновых культур, сахарной свеклы, подсолнеч-





Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
8

ника – растениеводстве, в животноводстве наибольшее развитие получило мо-лочно–мясное направление, свиноводство, также развито пчеловодство. В рай-оне 24 сельскохозяйственных кооператива, 13 товарищества на вере, 29 обществ с ограниченной ответственностью и 125 крестьянских (фермерских) хозяйств, имеется предприятие производственно–технического обслуживания сельскохо-зяйственного производства –филиал «Бижбуляк» ООО «Зирганская МТС». Район полностью газифицирован. В районе сохранена сеть учреждений образования, культуры. Действует центр социального обслуживания населения «Надежда» Бижбулякского района, социальный приют для детей и подростков, оставшихся в трудной жизненной ситуации «Алый парус» на 25 мест. Хоро-шими темпами идет развитие связи «Мегафон», «Билайн», «МТС». Услуги связи оказывает цех «Бижбулякский РУС» Белебеевского МУЭС ПАО «Башин-формсвязь», стремительными темпами внедряется IP–телевидение.

     В сфере торговли и общественного питания функционируют 291 органи-заций различной формы собственности, в том числе 222 индивидуальных пред-принимателей.


1.2 Характеристика системы электроснабжения

Бижбулякского района



     Учитывая сложившуюся схему электрических сетей и её недостаточную пропускную способность от источников энергосистемы ПАО «Башкирэнерго», электроснабжение потребителей Бижбулякского района производится от источ-ников энергосистемы «Татэнерго» (ОЭС Средней Волги) по ВЛ–220 кВ Бу-гульма–Аксаково через подстанцию Аксаково 220/110/35/10 кВ.

     Эта подстанция является опорной, в основном, для распределительной сети напряжением 110 кВ – Аксаково–Шкапово–Урсаево с отводами на Чегода-ево и Кожай–Максимово.

Характеристика распределительной сети напряжением 110 кВ питающих




Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
9

Бижбулякский район представлена в таблице 1.1.



Таблица 1.1 Распределительная сеть 110 кВ




Класс
Количество трансфор-




маторов ? мощность


Подстанция
напряжения,

Местоположение



одного трансформа-



кВ





тора, кВА










Автодорога Аксаково–

Шкапово
110/35/6
2?16000
Бижбуляк (38км от




Аксаково)

Чегодаево
110/35/6
2?10000
В районе н.п. Чегодаево

ЭЛОУ
110/10
2?10000
В районе н.п. Чегодаево

Развилка
110/10
2?6300
н.п. Сухоречка

Кожай–Макси-
110/35/6
2?16000
Ермикеевский район

мово









Урсаево
110/35/6
2?25000
Миякинский район



     Распределительная сеть напряжением 35 кВ получает питание от выше-названных электрических подстанций напряжением 110 кВ и является распре-делительной для отдельных промышленных и сельских потребителей района (таблица 1.2).


Таблица 1.2 Распределительная сеть 35 кВ





Количество трансфор-


Подстанция
Класс напря-
маторов ? мощность
Местоположение


жения, кВ
одного трансформа-









тора, кВА


Бижбуляк
35/10
2?4000
н.п.Бижбуляк

Аитово
35/10
2?4000
н.п. Аитово

Биккулово
35/10
2?4000
н.п. Биккулово

Малый Седяк
35/10
2?4000
н.п. Малый Седяк

Сухоречка
35/10
2?6300
н.п Сухоречка

Ермолкино
35/10
2?4000
н.п. Усак–Кичу

Хомутовка
35/10
2?4000
н.п. Тулубаево






Вознесенка
35/10
2?4000
н.п. Тулубаево






Азнаево
35/10
2?4000
н.п. Азнаево










ЭА15.0351.00 ПЗ
Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



Лист

10

     Воздушная распределительная сеть 6 и 10 кВ по территории района про-ходит через 472 трансформаторные подстанции.

Годовое потребление электроэнергии потребителями района составляет

37,7 млн. кВт?час., в том числе:

– промышленные потребители – 5,5 млн. кВт?час;

– сельскохозяйственные потребители – 29,0 млн. кВт?час;

– бюджетные организации – 2,0 млн. кВт?час;

– население – 1,2 млн. кВт?час.



1.3 Характеристика объекта реконструкции



     Село Усак–Кичу ? административный центр сельского поселения Кали-нинский сельсовет. Численность населения ? 813 человек, расположено в во-сточной части сельского поселения. Расстояние до райцентра (с. Бижбуляк) – 24 км, до ближайшей ж/д станции (Аксеново) – 20 км. С севера, запада и юга село ограничено лесными массивами, произрастающими на склонах невысоких гор-ных массивов. Существующая планировочная структура села продольно–вытя-нутая с юго– востока на северо–запад вдоль левого берега реки Менеуз.

     Общественная зона располагается в юго–восточной части по ул. Совет-ской и её продолжению – по ул. Центральной. Производственные объекты на территории села представлены сельхозпредприятием (МТМ), расположенным в восточной части села и МТФ в северной части села, специализирующейся на животноводстве и выпуске сельскохозяйственной продукции.

     Въезд в населенный пункт осуществляется по дороге межрайонного зна-чения Уфа – Чишмы ? Аксёново – Бижбуляк с асфальтобетонным покрытием.

     Существующая жилая застройка населенного пункта с. Усак–Кичу, пред-ставлена малоэтажными жилыми домами усадебного типа с участками площа-дью от 0,15…0,2 га до 0,3…0,6 га. Объекты культурно–бытового обслуживания населения с общественным центром села расположены в юго–восточной части



Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
11

территории. Здесь находятся администрация сельсовета, сельский дом куль-туры, библиотека, магазины, ФАП, общеобразовательная школа, детский сад, отделение связи и мечеть.

     Производственная застройка представлена сельхозпредприятиями зерно-вого (СПК «Усак–Кичу»), свекловичного хозяйства (ТНВ «Дуслык»), молоч-ного животноводства (СПК «Усак–Кичу», КФХ Ямалтдинов Р. Т.). МТМ распо-ложены в восточной части, МТФ – на северо–западном конце села, складское хозяйство, зерноочистители и хранилища зерна сосредоточены в северной части села.

     Объектом реконструкции в выпускной квалификационной работе явля-ются распределительные сети напряжением 10/0,4 кВ, отходящие от фидера Ф–

6 «Коммуна» (таблица 1.3).


Таблица 1.3 Характеристика распределительных сетей напряжением 10 кВ с. Усак–Кичу

Наименование
Мощность, кВ?А
Марка провода
Длина

подстанции


провода, м






1
2
3
4


Фидер Ф–6


КТП 3064
160
СИП–2 16/АС–35
8/540



СИП–2 16/АС–35
5/330



СИП–2 16/АС–35
6/720



АС–25
190

КТП 3228
160
КРБК 35
30



КРБК 35
30

КТП 3364 (1)
250
АС–35
460



АС–35
214






КТП 3377 (2)
250
КРБК 16/АС–35
18/135



КРБК 16/АС–35
18/125








СИП–2


КТП 3407 (3)
160
3?35+1?54,6+1?16/
3/58



/СИП4 16









АС–35
93

КТП 3408 (4)
160
АС–35/АВВГ 4?16
411/10






Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
12

Продолжение таблицы 1.3

1
2
3
4

КТП 3424 (5)
160
АС–35
45



АС–35
356








АС–35
438

КТП 3466
63
АС–35
576



АС–35
374



АС–35
453

КТП 3521
63
АС–35
308








АС–35
429






КТП 3523
63
АС–25
521



АС–25
368








АС–35
366

КТП 3678
63
АС–35
610



АС–35
279



1.4 Цель и задачи выпускной квалификационной работы



     В сельском поселении Калининский сельсовет Бижбулякского района с 2017 года реализуется долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в сельском поселении Калининский сельсовет муниципального района Бижбулякский район Республики Башкорто-стан на 2017–2020 годы», утвержденная решением Совета сельского поселения Калининский сельсовет от 28 апреля 2017 года № 67\16–27.

Цели программы:

     – повышение эффективности использования топливно–энергетических ресурсов в сельском поселении Калининский сельсовет;

     – создание условий для надежного обеспечения энергоносителями потре-бителей.

Из задач, касающихся энергетической системы можно выделить следую-

щие:

     – реализация государственной энергосберегающей политики в сельском поселении Калининский сельсовет;


Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
13

– проведение энергетического обследования зданий, строений, сооруже-

ний с оформлением энергетических паспортов;

     – сокращение потребления энергоресурсов на собственные нужды при производстве и передаче электрической энергии;

– сокращение потерь электрической энергии;

– выполнение мероприятий по достижению целевых показателей энерге-

тической эффективности;

– организация учета энергоресурсов на всех стадиях производства, пере-

дачи, распределения и потребления.

     Исходя из задач, поставленных в долгосрочной целевой программе, можно определить основную цель выпускной квалификационной работы – ор-ганизация учета энергоресурсов на КТП 10/0,4 кВ со стороны отходящих линий 0,4 кВ.

В результате реализации данной цели будет обеспечено:

– повышение эффективности использования энергетических ресурсов;

– сокращение потерь энергетических ресурсов при их передаче;

– переход на многотарифную систему оплаты за потребленную электро-

энергию;

– выявление несанкционированных подключений к сети энергоснабже-

ния.

     Исходя из анализа состояния объекта проектирования в выпускной ква-лификационной работе для выполнения ставятся следующие задачи:

– произвести расчет распределительной сети 10/0,4 кВ;

     – разработать мероприятия по внедрению автоматизированной системы учета и контроля качества электрической энергии;

? описать мероприятия по охране труда и экологичности выпускной ква-

лификационной работы;

? рассчитать технико–экономическую эффективность предлагаемых ме-

роприятий.




Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
14

2 РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ СЕЛА УСАК–КИЧУ





2.1 Расчет электрических нагрузок



     Для однотипных потребителей (производственных или жилых домов), имеющих одну и ту же расчетную нагрузку, суммарная нагрузка дневного и ве-чернего максимумов определяется по формуле [14]:

Pn    n ko  Р,
(2.1)

где Рn – расчетная нагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт; Р – расчетная нагрузка одного потребителя, кВт;

ko – коэффициент одновременности [3].

     Определяем дневной и вечерний максимумы нагрузок для группы од-ноквартирных домов по формуле (2.1):

Р 1 КВ . Д .	45 0,34 0,54	8,3 кВт;

Р 1 КВ . Д .45 0,34 1,8  27,54 кВт.

     Определяем дневной и вечерний максимумы нагрузок для группы двух-квартирных домов по формуле (2.1):
Р1кв.д. = 31 0, 36 1, 08 = 12,1 кВт ;

Р 1 кв . д.	31 0,36 3, 6	40, 2 кВт.

     Определяем дневной и вечерний максимумы нагрузок для группы семи-десяти квартирных домов по формуле (2.1):

Р кв . д .	6 0,5 37,8	113, 4 кВт;

Р кв . д.6 0,5 126  378 кВт.

     Расчетная мощность дневного максимума нагрузки потребителей насе-ленного пункта определяется по формуле:

Р РР Б    Рдоб 1    Рдоб 2    Рдоб 3   ...  Рдоб. m 1 ,
(2.2)




Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
15

где РБ – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт;

   m – число потребителей и групп одинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются;
   Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m–1 – добавки, определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей, кВт [1].

     Потребитель с наибольшей расчетной дневной мощностью – группы оди-наковых потребителей 70 одноквартирных домов Рд=113:

Рд 113 4,8 7,3 8,5 32 7,8 20,4 5,4 3,6 7,3 5, 2 21 8,5 2,6 0,25 6,0 7,3 7,8 56 9 7,3 6,0 347,1 кВт.

     Нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории хо-зяйственных дворов определяется по формуле

Р НОрудУО LУ    РНО . хд ,
(2.3)
где Р?НО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт; рудУО – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м;

LУ – суммарная длина улиц населенного пункта, м;

   РНО хд – суммарная нагрузка наружного освещения территории хозяйствен-ных дворов, кВт; рекомендуется принимать из расчета: 250 Вт на одно помеще-ние и 3 Вт на 1 метр длины периметра двора [2].

     Примем 9 объектов с дежурным освещением 250 Вт каждый. Длина улиц 2300 м. подставив известные данные в формулу (2.3), получим

Р НО	6 2300  9 250  16050 Вт.

     Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей насе-ленного пункта определяется по формуле:

РРРБ    Рдоб 1   Рдоб 2    Рдоб 3   ...  Рдоб. m 1    Р НО , ,
(2.4)





Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
16

где РБ, Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m–1 – то же, что и для формулы (2.2), только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт;

Р?НО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт. Потребитель с наибольшей расчетной вечерней мощностью – группы

одинаковых потребителей 70 квартирные дома Рв=378 кВт:

Рв 378 16,6 26,5 12,5 116 30,2 30,6 3,6 1,2 26,5 19,0 32 12,5 8,8 6,0 4,2 4,2 7,8 69,0 4,8 7,3 4,2 9,8 831,3 кВт.

     Расчетная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки производ-ственных потребителей населенного пункта определяется аналогично по фор-мулам (2.1)…(2.4), при этом в формуле (2.4) учитывается только нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов.

     Из рассматриваемых объектов к производственным можно отнести ко-тельную:

Рд . пр	85 кВт.

Рв . пр	105	0,003(2 32,6	2 20,53)	2 0, 250	106 кВт.

     Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется по кривым [3] в зависимости от отношения расчетной нагрузки производственных потребите-лей к расчетной нагрузке всех потребителей населенного пункта.
Рд . пр

85
0, 25.

Рд






347,1


cos д =0,87.
Рв . пр	106	0,13

Рв	831,3

cos в =0,91.

     Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки, кВА, рассчитываются по формуле






Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
17


S
P
,
( 2.5)






cos

где Р – активная мощность электропотребителя, кВт; cos – коэффициент мощности электропотребителей.
Дневной максимум нагрузки:
347,1
Sд	400 кВА.

Вечерний максимум нагрузки:
831,3
Sв	913,5 кВА.




2.2 Выбор мощности, числа трансформаторов и местоположения ТП



     Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте реко-мендуется определять по эмпирической формуле:

S P
F В
( 2.6)

nТП


,










U


где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА;

F – площадь населенного пункта, км2;

 U – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %; В – коэффициент, %/кВА·км2.

     Для ВЛ 0,38 кВ принимается U = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА·км2. Площадь рассматри-ваемой части д. Малый Кипчак составляет около 0,326 км2.

n
913,5 0,326 0,07
1,73.





??
7












Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
18

В результате расчета требуемое число трансформаторных подстанций –

2. Протяженность рассматриваемого участка населенного пункта превышает

0,5 км, поэтому рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных под-станций.

     Выбираем пять трансформаторные подстанции. Сгруппируем потребите-лей населенного пункта на три зоны, соответствующие трем трансформатор-ным подстанциям, характеризующиеся типом нагрузки: смешанную, кому-нально–бытовую и производственную. К потребителям смешанной группы от-несем котельная, СПК «Усак–Кичу», СДК. Остальные объекты отнесем к группе коммунально–бытоваых потребителей.

     Для каждой зоны определяется расчетная полная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки.

     Дневной и вечерний максимумы нагрузок всех потребителей зоны со сме-шанной нагрузкой определяем по формуле:

Р д	85	9,0	8,5	102,5 кВт;

Рв	105	4,8  12,5	0,003(2 32,6	2 20,53)	2 0,250	123 кВт.

     Дневной и вечерние максимумы нагрузки производственных потребите-лей зоны со смешанной нагрузкой определяем:

Р д . пр.	85 кВт;

Рв . пр	105	0,003(2 32,6	2 20,53)	2 0, 250	106 кВт.

     Отношения нагрузки производственных потребителей к нагрузке всех по-требителей:

Рд . пр.	85	0,83;

Рд	102,5

Рв . пр.	106	0,86.

Рв	123









Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
19

     Коэффициент мощности дневной нагрузки потребителей со смешанной нагрузкой cos д=0,75. Коэффициент мощности вечерней нагрузки потребите-лей со смешанной нагрузкой cos в=0,77.

     Полную мощность дневного и вечернего максимумов нагрузок потреби-телей со смешанной нагрузкой определяем
102,5
Sд	140 кВА,
123
Sв	160 кВА.

     Дневную и вечернюю нагрузки одноквартирных домов входящих в первую группу потребителей с коммунально–бытовой нагрузкой определяем
Р 1 кв . д .45 0,34 0,54  8,3 кВт;

Р 1 кв . д .	45 0,34 1,8	0,006 1008,98	33,6 кВт.

     Коэффициент мощности дневной нагрузки потребителей с коммунально– бытовой нагрузкой принимаем равной 0,9; вечерней – 0,95 исходя из отсутствия производственных объектов.

     Полную мощность дневного и вечернего максимумов нагрузок потреби-телей с коммунально–бытовой нагрузкой определяем по формуле (2.4)
8,2
Sд	9,1 кВА;
33,6
Sв	35, 4 кВА.

     Определяем дневную и вечернюю нагрузки двухквартирных домов вхо-дящих во вторую группу потребителей с коммунально–бытовой нагрузкой:

Ркв . д .	28 0,36 1,08	11,5 кВт;

Р 1 кв . д .	28 0,3 3,6	30,3 кВт.










Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
20

     Определяем дневную и вечернюю нагрузки семидесяти квартирных до-мов входящих во вторую группу потребителей с коммунально–бытовой нагруз-кой:

Р кв . д .	3 0, 64 37,8	72, 6 кВт;

Р кв . д .	3 0,64 126	242 кВт.

     Дневной и вечерний максимумы нагрузок всех потребителей второй зоны с коммунально–бытовой нагрузкой определяем по формуле:

Р д	72,6	7	3,6	7,3	5	21, 2	118 кВт;

Р д	242  19,5  1, 2	26,5  18,3	32	0,006 1206	347 кВт.

     Коэффициент мощности дневной нагрузки потребителей с коммунально– бытовой нагрузкой принимаем равной 0,9; вечерней – 0,95 исходя из отсутствия производственных объектов.

     Полную мощность дневного и вечернего максимумов нагрузок потреби-телей с коммунально–бытовой нагрузкой определяем по формуле (2.4)
118
Sд	131,1 кВА;

347
Sв	365,3 кВА.

     Дневную и вечернюю нагрузки третьей зоны с коммунально–бытовой нагрузкой определяем анологично. Его результаты Рд=84,9 кВт, Рв=226,2 кВт, коэффициент мощности дневной нагрузки потребителей принимаем равной 0,9; вечерней – 0,95, Sд=94,3 кВА, Sв=238 кВА.

     Дневную и вечернюю нагрузки четвертой зоны с коммунально–бытовой нагрузкой определяем анологично. Его результаты Рд=98,1 кВт, Рв=276,7 кВт, коэффициент мощности дневной нагрузки потребителей принимаем равной 0,9; вечерней – 0,95, Sд=109 кВА, Sв=291,3 кВА.

     Мощность трансформатора для каждой выбранной зоны потребителей выбирается по наибольшей расчетной полной мощности суммарной нагрузки



Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
21

потребителей зоны, соответствующей дневному или вечернему максимуму нагрузки, и с учетом интервалов экономических нагрузок для трансформаторов.

     Для электроснабжения потребителей со смешанной нагрузкой принимаем трансформатор с номинальной мощностью Sном=250 кВА. Для электроснабже-ния 1–й группы потребителей с коммунально–бытовой нагрузкой Sном=100 кВА. Для электроснабжения 2–й группы потребителей с коммунально–бытовой нагрузкой Sном=400 кВА. Для электроснабжения 3–й группы потребителей с коммунально–бытовой нагрузкой Sном=250 кВА. Для электроснабжения 4–й группы потребителей с коммунально–бытовой нагрузкой Sном=400 кВА.

     Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей, с использованием формул



n

n





S i X i

S i Yi
( 2.7)

X
ТП

i 1
;  Y
i 1
,




n

n






ТП



S i	Si
i 1	i 1

где n – число потребителей для каждой выбранной зоны;

   Si – полная мощность «i»–того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА;

Xi, Yi – координаты «i»–того потребителя.

     В качестве примера приведем расчет координаты ТП1 (электроснабжения группы потребителей со смешанной нагрузкой):

Х 24, 3 20 26, 5 105 27,5 15 26, 2 о.е.; 20 105 15

У 5 20 6 15 8 105 7,36 о.е. 20 15 105

Координаты ТП2 определяются аналогично:

Х=3,62 о.е.;

У=4,75 о.е..

Координаты ТП3 определяются аналогично:

Х=168,6 о.е.;

У=5,8 о.е..


Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
22

Координаты ТП4 определяются аналогично:

Х=170 о.е.;

У=140 о.е..

Координаты ТП5 определяются аналогично:

Х=223,6 о.е.;

У=108,2 о.е..

Расположение ТП корректируется по месту на плане населенного пункта

с учетом возможности подхода ВЛ 10 кВ, КЛ 10 кВ и выхода ВЛ 0,38 кВ. Это место должно быть свободно от застроек. ТП2, ТП3, ТП5 устанавливаются не в центре нагрузок, а в заранее выделенном месте.


2.3 Выбор конструкции ТП



     ТП1 и ТП4 однотрансформаторные комплектные трансформаторные под-станции со схемой соединения обмоток трансформаторов звезда– звезда с ну-лем КТП–10/0,38–250 РУ 0,38 кВ – с автоматическими воздушными выключа-телями.

     ТП2 и ТП3,5 однотрансформаторные комплектные трансформаторные подстанции со схемой соединения обмоток трансформаторов звезда– звезда с нулем КТП–10/0,38–100 и КТП–10/0,38–400 РУ 0,38 кВ – с автоматическими воздушными выключателями.

Основные технические характеристики трансформатора ТМ–100 []:

Номинальная мощность 100 кВА,

ВН=10 кВ,	НН=0,4кВ,

Группа соединения обмоток – 0,

РххА=330 Вт, РххБ=365 Вт, Ркз=1970 Вт,

Uк%=4,5, Iхх%=2,6, переключатель напряжений – ПБВ.

Основные технические характеристики трансформатора ТМ–250 [7]:

Номинальная мощность 250 кВА,




Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
23

ВН=10 кВ,	НН=0,4кВ,

Группа соединения обмоток – 0,

РххА=740 Вт, РххБ=820 Вт, Ркз=3700 Вт,

Uк%=4,5, Iхх%=2,3. Переключатель напряжений – ПБВ.

Основные технические характеристики трансформатора ТМ–400:

Номинальная мощность 400 кВА,

ВН=10 кВ,	НН=0,4кВ,

Группа соединения обмоток – 0,

РххА=950 Вт, РххБ=1050 Вт, Ркз=5500 Вт,

Uк%=4,5, Iхх%=2,1. Переключатель напряжений – ПБВ и РПН.



2.4 Расчет воздушной линии 10 кВ



     Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью про-верки соответствия марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии. С помощью коэффициента одновременности и добавок рас-считаем нагрузку на всех участках линии 10 кВ.

     Расчет и выбор сечения провода воздушных ВЛ–10 кВ произведем мето-дом экономических интервалов с последующей проверкой по допустимой по-тере напряжения. С помощью коэффициента одновременности и добавок рас-считаем нагрузку на всех участках линии 10 кВ.

Для общей дневной нагрузки [15]:

Р2––р3 = Р3  = 118 кВт;

Р1–2 =ko (Р2–р3 + Р5  ) =0,9(118+84,9) = 182,61кВт;

Р0–1 = kо (Р1–2 + Р4) =0,9(182,61+109)=262,45 кВт;

Р0–р1=8,3 кВт;

Р0–р2=102,5 кВт.








Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
24




















Рисунок 2.1 Линейная схема 10 кВ



Для общей вечерней нагрузки:

Р2––р3 = Р3  = 347 кВт;

Р1–2 =0.9(347+226,2) = 515,88 кВт;

Р0–1 =713,3 кВт;

Р0–р1=33,6 кВт;

Р0–р2=123 кВт.

Для производственной дневной нагрузки:

Р0–р2=85 кВт.

Для производственной вечерней нагрузки:

Р0–р2=106 кВт.

     Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечер-него максимума по каждому участку КЛ (ВЛ) 10 кВ определяются по форму-лам:

Q  PO  tg ,
(2.8)

S
PO
,
(2.9)







cos



     В столбцы таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:


Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
25


I


S






,
(2.10)

















3 Uном



где Uном – номинальное напряжение линии, где Uном=10 кВ.

Данные расчетов занесем в таблицу 2.1.

     Для воздушных ЛЭП полученное расчетное сечение округляется до бли-жайшего стандартного и должно быть скорректировано по требованиям к меха-нической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалю-миневыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 50 мм2 для отпаек. Для кабельной ЛЭП выбираем сечение жил по длительно допустимому току.

I допI раб . макс ,
(2.11)

Таблица 2.1 Расчет мощности по фидеру







Расчетная
Полная
Реактив-
Iраб.








ная


Наиме
Данные участка


активная
мощность

макс.





мощность

мощность


нование





(кВА)


(А)




участка (кВт)

Квар



ПС и №










фидера
наиме
Длина


РДО-



РВО

SД
SВ
QД
QВ
Iд

Iв


нова-
(км).

РВП



РВП









ние















Ф. №6
3–Р3
0,62
118


347


131,1
365,3
57,1
113,8
11,4

35,15


1–2
0,33
182,6

515,9

203
543,1
88,4
169,2
17,6

56,86


0–1
0,32
262,5

713,3

291,7
750,8
127,1
234
25,3

73,2

Ф. № 1
0–Р2
0,54

102,5

123


140
160
90,3
76,3
10,4

15,4





85



106





























Ф. № 3
0–Р1
0,18
8,3


33,6

9,1
35,4
4,02
11,02
1,2

3,4



Проверяем сечение провода по допустимой потере напряжения:

                   U= 3 Iраб. max·L( r0· cos + x0·sin ) , (2.12) где U – допустимая потеря напряжения (для кабельной ЛЭП–10 кВ), U=6…8, (%);

r0, x0 – удельное сопротивление проводов, Ом/км, 16 ; cos – коэффициент мощности принимаем 0,95 в линии;

Iраб. Max3–Р3= 365,3/ 3·6=35,15А.



Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
26

            U= 3·35,15·0,62(0,308·0,95 + 0,103·0,33) =9,9 В. Полученную по формуле (2.12) потерю напряжения в вольтах необхо-

димо перевести в киловольты и представить в процентах:

U %
U
100 ,
(2.13)






U ном
9,9
U %	100	0,01% .

     В таблицы указываются потери электрической энергии на участках ли-нии, которые рассчитываются по формуле:
W   3 I 2  r0,
(2.14)

где – время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [18], =1100 ч.

     Потери энергии по всей линии подсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках КЛ (ВЛ) 10 кВ.

Данные расчета сведем в таблицу 2.2.

     Из таблицы видно, что потеря напряжения в конце линии соответствует норме U=6…8 %.

Таблица 2.2 Расчет потери напряжения





Активное
Индук-
U







тивное
в конце



Данные участка
сопротив-


Потери




сопротив-
участк

Марка




ление
ление
а
энергии,
провода







кВтч.


наименование
длина
(Ом/км)
(Ом/км)
%













(км)







3–Р3
0,62
0,246
0,103
0,17
62185,82
СИП–2








3х95+1х95










ф.6
1–2
0,33
0,246
0,103
0,13
86611,73
СИП–2








3х95+1х95











0–1
0,32
0,246
0,103
0,158
139194,2
СИП–2








3х95+1х95










ф.1
0–Р2
0,54
0,576
0,403
0,21
24342,86
СИП–2








3х50+1х50










ф.3
0–Р1
0,18
0,576
0,103
0,015
3955,185
СИП–2








3х50+1х50













Лист


Изм.  Лист	№ докум.	Подпись Дата



ЭА15.0351.00 ПЗ
27

     Таблица отклонений напряжения необходима для определения допусти-мой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций (таблица 2.3 и 2.4).


Таблица 2.3 Таблица отклонения для ТП№4, ТП№5 и ТП№3




Обозначение

ТП№4

ТП№5


ТП№3



потери и



















Нагрузка, %





Элемент сети
отклонения












напряжения,
100

25

100

25
100

25



%


























Шины 10 кВ
?UШ10
+4

–1

+4

–1
+4

–1

ВЛ 10 кВ
UВЛ10
–0,17

–0,0425

–0,13

–0,0325

–0,16

0,04

Тр–р
Потери
UТ
–4

–1

–4

–1

–4

–1

10/0,3
Надбавк
?UТ
+5

+5

+5

+5
+5

+5

8 кВ
а



























Шины 0,4 кВ
?UШ0,4
+4,83

+4,98

+4,87

+4,97
+4,84

+4,96


Всего
UВЛ0,38
–9,83

–2,46

–9,87

–2,46

–9,84

+2,46

ВЛ
Наруж-
U ВЛ0,38
–7,83

–1,96

–7,87

–1,96

–7,84

–1,96

0,38
ная














Внут–
U ВЛ0,38
–2

–0,5

–2

–0,5

–2

–0,5

кВ
няя




























Удаленный по-
?UУД.П
–5

–2,52

–5

–2,52

–5

–2,52

требитель





























2.5 Электрический расчет линий 0,38 кВ


     Электрический расчет линий 0,38 кВ выполняется аналогично расчету ли-ний 10 кВ т. е. методом экономических интервалов с последующей проверкой по допустимой потере напряжения.

Таблица 2.4 Таблица отклонения для ТП№1 и ТП№2



Обозначение потери
ТП№4
ТП№3


Элемент сети
и
Нагрузка,






отклонения
%














напряжения, %
100
25
100

25

1
2
3
4
5

6

Шины 10 кВ
?UШ10
+4
–1
+4



ВЛ 10 кВ
UВЛ10
–0,21
0,0.......................