Электроснабжение населенного пункта. 
Строительство питающих и распределительных сетей

1. Расчет электрических нагрузок населенного пункта и зоны электроснабжения

1.1 Расчет нагрузок населенного пункта

1.2 Выбор потребительских трансформаторов

1.3 Расчет нагрузок зоны электроснабжения

2. Выбор схемы электроснабжения

2.1 Требования к схеме электроснабжения и порядок расчета

2.2 Выбор номинального напряжения распределительных сетей

2.3 Определение количества, мощности и места расположения питающих подстанций

2.4 Выбор номинальных напряжений питающих линий

2.5 Выбор конфигурации распределительных сетей

2.6 Выбор вариантов схемы электроснабжения

2.7 Технико-экономическое сравнение вариантов

2.8 Повышение надежности распределительных сетей

2.8.1 Автоматическое секционирование

2.8.2 Резервирование электрических сетей

3. Регулирование напряжения

3.1 Выбор типа трансформатора питающей подстанции

3.2 Расчет распределительных сетей на отключение напряжения

4. Технико-экономическая часть

4.1. Спецификация

4.2 Определение величины капитальных вложений на строительство питающих и распределительных сетей

4.3 Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

5. Графическая часть

Особое значение для нашей страны имеют вопросы развития электроэнергии как отрасли, определяющей развитие всех остальных отраслей народного хозяйства.

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией машин, электроустановок, электродвигателей и т. д.

В настоящее время большинство потребителей получают электроэнергию от электросистем. В то же время на ряде предприятий продолжается сооружение и собственных ТЭЦ. По мере развития электропотребления усложняется и системы электроснабжения промышленных предприятий. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализаций и телеуправления.

Электрообеспечение сельского хозяйства и населения обеспечивается за счет энергетических ресурсов страны, причем основными электрическими ресурсами являются природные запасы топлива.

Для передачи электроэнергии на дальние расстояния необходимы высокие напряжения.

Основной задачей электроснабжения является обеспечение надежного и бесперебойного питания, минимум затрат на монтаж.

1. Расчет электрических нагрузок населенного пункта и зоны электроснабжения

1.1 Расчет нагрузок населенного пункта

Таблица 1

Бытовые и производственные потребители для расчета электрических нагрузок населенного пункта

Расчет электрических нагрузок на вводе в жилой дом производится по номограмме при известном потреблении энергии. При отсутствии сведений об электропотреблении расчетная нагрузка на вводе в жилой дом принимается в населенных пунктах с преимущественно старой застройкой, с газификацией — 1,5 кВт.

В курсовом проекте нагрузку освещения рекомендуется принимать из расчета 150Вт на 1 жилой дом (квартиру) и 250 Вт на 1 производственное помещение.

Расчет электрических нагрузок соизмеримой мощности, то есть отличающейся не более чем в 4 раза, определяется по формуле:

(1)

где , — расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участках линии или на шинах трансформаторной подстанции, кВт;

 — дневная, вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт;

К₀ — коэффициент одновременности.

Значение коэффициента одновременности зависит от числа жилых домов и производственных потребителей.

Если нагрузки отличаются более чем в четыре раза, их суммирование производится по формуле:

(2)

где — расчетная (дневная) нагрузка двух потребителей;

— расчетная нагрузка потребителя большей мощности;

— часть расчетной нагрузки потребителя меньшей мощности.

Полная расчетная нагрузка для отдельных потребителей, а также на отдельных участках линий, определяется по формуле:

(3)

Значение в любой точке схемы рассчитывается по формуле:

.(4)

После определения расчетных нагрузок потребителей ТП производится компенсация реактивной мощности. В качестве источника реактивной мощности у потребителей и в сетях сельскохозяйственного назначения рекомендуется применять батареи конденсаторов (БК) поперечного включения. Мощность БК должна выбираться по условию обеспечения коэффициента мощности у потребителей не менее 0,95 в часы максимума реактивной нагрузки или соотношения реактивной и активной мощности не должны превышать 0,33 квар/кВт.

На вводе к потребителю и на ответвлении БК выбирается по формуле:

квар; (5)

для сезонных потребителей:

(6)

на шинах 0,38кВ ТП мощность БК выбирается по условию:

квар;(7)

Конденсаторы устанавливаются, если их мощность Q?25квар. Значение полной мощности после компенсации определяется по формуле:

(8)

где — активная, реактивная нагрузки без компенсации;

— установленная мощность БК;

— коэффициент участия БК в режиме расчетной нагрузки: для ТП 10/0,4 кВ -0,9; для ТП 35−110/10 кВ -0,62. В режиме вечерних нагрузок .

Все расчеты в данном курсовом проекте выполним в программе MS Excel.

Таблица 2

Результаты расчета нагрузок в населенном пункте

1.2 1.2 Выбор потребительских трансформаторов

Для выбора количества и мощности потребительских ТП, потребители объединяются в группы, исходя из условий раздельного питания производственных и коммунально-бытовых помещений.

Выбор мощности потребительских трансформаторов на однотрансформаторных ТП производится по условиям их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок таким образом, чтобы:

(9)

где , — соответственно нижняя и верхняя нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности.

Рекомендуется количество трансформаторов в каждом населенном пункте выбирать не менее двух, причем один-два трансформатора мощностью 160−400 кВА, остальные — 100кВА.

Значение коэффициента К для пересчета нагрузок в населенных пунктах: группа 1 -2; группа 2 — 3; группа 3 -3,5.

Таблица 3

Выбор количества и мощности трансформаторов

1.3 Расчет нагрузок зоны электроснабжения

Расчетные нагрузки по зоне электроснабжения определяются по формуле:

, (10)

. (11)

Данные расчетов заносим в таблицу 4.

2. Выбор схемы электроснабжения

2.1 Требования к схеме электроснабжения и порядок расчета

Исходными данными для выбора схемы электроснабжения являются:

— карта с нанесением населенных пунктов и источников питания, выполненная в масштабе;

— нагрузки в населенных пунктах, за исключением расчетного;

-отклонение напряжения на шинах источника питания, транзитные мощности и др.

Схема электроснабжения должна с наименьшими затратами обеспечить необходимую надежность, требуемое количество, качество энергии у приемников, удобство и безопасность эксплуатации.

При выборе схемы электроснабжения решается комплекс следующих технико-экономических затрат:

— выбор напряжения распределительных сетей;

— определение количества, мощности и места расположения питающих подстанций;

— выбор напряжения питающих линий;

— выбор оптимальной конфигурации распределительных сетей;

— выбор схемы электроснабжения с учетом нормируемого уровня надежности, то есть выбор числа и мощности трансформаторов на питающих подстанциях, схемы питающих линий (одна или две, наличие резервной перемычки между подстанциями), секционирование и резервирование распределительных сетей, применение кабелей, резервных ДЭС.

Оптимальная схема электроснабжения выбирается в результате технико-экономического сравнения двух или нескольких вариантов.

2.2 Выбор номинального напряжения распределительных сетей

При выборе напряжений распределительной сети помощь могут оказать графические зависимости экономических радиусов от плотности нагрузки .

кВт/км² ,(12)

где — сумма активных мощностей ТП зоны без учета коэффициента одновременности, кВт;

— площадь территории зоны электроснабжения, км².

Полученные значения радиусов для напряжения 10,20,35 кВ должны быть сокращены примерно на 30% в целях повышения надежности.

кВт/км²

Экономические радиусы для питающих линий принимаем R_эп=12км, для распределительных сетей R_эр=10км.

Выбираем напряжение распределительной сети 10кВ.

2.3 Определение количества, мощности и места расположения питающих подстанций

В курсовом проекте количество питающих подстанций определяется по числу окружностей с радиусом R_э, нанесенных на карту в масштабе.

В нашем случае получилось 8 подстанций.

Результаты расчетов заносим в таблицу 4.

Таблица 4

Результаты расчета количества и мощности питающих подстанций

2.4 Выбор номинальных напряжений питающих линий

Напряжение питающих линий предварительно определим по формуле Стилла:

(14)

где — расчетное напряжение;

— длина линии от источника до питающей подстанции, км;

— расчетная мощность, передаваемая по линии, МВт.

Таблица 5

Выбор номинальных напряжений питающих линий

Напряжение всех питающих линий выбираем 10 кВ.

2.5 Выбор конфигурации распределительных сетей

Конфигурация распределительных сетей выбирается так. К одной питающей подстанции подключается 4−7 отходящих линий 10 (20,35) кВ. Нагрузка на одну ВЛ 10 кВ должна составлять около 500…1000 кВА, а на распределительные линии 20 или 35 кВ — соответственно больше. Конфигурация линий в курсовом проекте намечается по кратчайшему расстоянию.

Конфигурация распределительных сетей представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Конфигурация распределительных сетей

2.6 Выбор вариантов схемы электроснабжения

Выбор схемы электроснабжения по условию надежности должен производиться в соответствии с показателем надежности. За него в настоящее время принимается в сельских сетях эквивалентная продолжительность отключения Т_экв, равная 15 ч в год на шинах высшего напряжения потребительских ТП для 2 и 3 категории, и 1−2,5 ч для потребителей 1 категории.

К потребителям первой категории относятся молочные комплексы, действующие с поголовьем 800 коров и более, вновь проектируемые — 400 коров; свинокомплексы на 12 000 и более свиней в год; комплексы, действующие по выращиванию и откорму молодняка крупного рогатого скота 10 тыс. голов в год и более и 5 тыс. головвновь проектируемые; птицефабрики на 100 тыс. кур-несушек или 1 млн. бройлеров.

К потребителям второй категории относятся фермы крупного рогатого скота молочного направления, а также фермы и птицефабрики с меньшей производственной мощностью.

К потребителям третьей категории относятся все остальные сельскохозяйственные потребители.

В нашем случае потребители относятся ко второй и третьей категории.

Расчетная продолжительность отключений потребителя в общем случае определяется по формуле:

(15)

где Т_п, Т_тп, Т_р — соответственно эквивалентное время отключения питающей линии, питающей подстанции и распределительной линии.

Продолжительность отключений питающих и распределительных линий:

(16)

где — длина питающей, распределительной линии, км;

— удельная эквивалентная продолжительность отключений в год, ч/км.

Для однотрансформаторных подстанций Т_тп =12ч/год, для двухтрансформаторных Т_тп =0ч/год.

При проектировании необходимо обеспечить заданный уровень надежности путем автоматического секционирования различных элементов питающих и распределительных сетей, применяя эти средства с наименьшими приведенными затратами.

Для потребителей 2 и 3 категории рекомендуется два трансформатора на питающей подстанции, если:

— расстояние до ближайшей соседней подстанции превышает 45 км;

— преграды на местности не дают возможность резервировать хотя бы одну распределительную линию;

— расчетная нагрузка подстанции более 6300 кВА.

На всех питающих подстанциях выбираем два трансформатора.

Для подстанции с двумя трансформаторами должно быть обеспечено двустороннее питание.

При отсутствии резервирования по распределительным сетям выбор установленной мощности трансформаторов производится по условию отключения одного из трансформаторов по формуле:

(17)

где — номинальная мощность одного трансформатора;

— расчетная нагрузка подстанции;

— коэффициент допустимой аварийной перегрузки, принимаем 1,63.

Определение номинальной мощности трансформаторов по условию нормального режима производится по экономическим интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок таким образом, чтобы:

(18)

Данные расчетов сводим в таблицы 6,7.

Таблица 6

Вариант 1

Таблица 7

Вариант 2

2.7 Электрический расчет вариантов электроснабжения

Сечение проводов питающих линий выбирается по экономической плотности тока:

(19)

где — максимальный рабочий ток линии;

— количество линий или цепей;

— экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от Т.

Для карты 3 сечения проводов и потери напряжения рассчитываются отдельно на каждом участке и суммируются. Отклонения напряжения в центре питания следует считать в самом начале линии.

Электрический расчет распределительных сетей 10−20−35 кВ производится с целью выбора марки, сечения провода и проверки качества напряжения у потребителей.

Определяются расчетные линейные нагрузки сети по сумме расчетных нагрузок трансформаторов, расположенных за этим участком:

(20)

где — коэффициент одновременности;

— расчетные мощности ТП каждого населенного пункта.

По максимальным расчетным нагрузкам определяются максимальные линейные токи участков:

. (21)

Далее определяют эквивалентные токи участков:

(22)

где — коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузки, .

В целях удобства монтажа и эксплуатации на линиях рекомендуется выбирать не более двух-трех сечений.

Расчет потери напряжения в линиях от начальных до конечных точек по направлению перетока энергии дневного и вечернего максимумов производится по формуле:

(23)

где — длина участка, км;

 — удельные сопротивления проводов, Ом/км.

Можно принять .

Потери энергии в проводах распределительных сетей определяются по формуле:

(24)

где — максимальный рабочий ток участка линии.

Время потерь можно принять равным 2000 ч в год для распределенных линий, а для питающих — 3000…3500 ч.

Потери энергии в питающих и распределенных трансформаторах определяются по формуле:

кВтч, (25)

где — время работы трансформатора (можно принять 8760 ч/год);

— время потерь, ч/год;

— число трансформаторов данной мощности;

— коэффициент загрузки трансформатора.

(26)

где — расчетная нагрузка на один трансформатор.

Таблица 8

Потери мощности короткого замыкания, холостого хода трансформаторов

При расчете потерь энергии в потребительских трансформаторах последние можно объединить в группы по мощности. При этом коэффициент загрузки принимается средним для зоны, равным отношению:

(27)

где — сумма расчетных нагрузок потребительской зоны;

— сумма номинальных мощностей трансформаторов зоны.

Результаты электрического расчета распределительных сетей сводим в таблицу 9.

Таблица 9

Электрический расчет ВЛ 10−20кВ (вариант1)