Пример выполнения курсового проекта 1

Таблица 4

	Передаваемая	Длина		r0,	x0,
Участок	мощность	участ-	Fст,			∆U, В	∆U,%
ВЛЭП	Sпер, кВ·А	ка	мм2	Ом/км	Ом/км
		l, км
36-37	116	1,8	35	0,92	0,37	2,00	0,02
35-38	97	4,2	35	0,92	0,37	3,90	0,039
35-36	194,4	1,6	35	0,92	0,37	2,98	0,03
34-35	304,64	1,4	35	0,92	0,37	4,09	0,041
31-34	367,78	1,4	35	0,92	0,37	4,93	0,049
32-33	101	1,5	35	0,92	0,37	1,45	0,015
31-32	198,9	1,6	35	0,92	0,37	3,05	0,030
30-31	570	0,8	70	0,16	0,35	1,54	0,015
27-30	643	1,2	70	0,16	0,35	2,61	0,026
28-29	3215	1,4	400	0,08	0,28	10,44	0,104
27-28	3233	1,4	400	0,08	0,28	10,50	0,105
26-27	3779,2	1,5	400	0,08	0,28	13,15	0,132
ЦП-26	3885,2	1,4	400	0,08	0,28	12,62	0,126

В таблице жирным шрифтом выделены участки сети, образующие наиболее длинную электрическую цепь, и потери напряжения на этих участках в вольтах и процентах.

Суммарная потеря напряжения по этой цепи составляет 0,439%, что не выходит за пределы допуска.

Потери электрической мощности ∆P и энергии ∆W для участков сети 10 кВ определяются по формулам

	S 2			r l 10−3
∆P =		расч			0	i	,
			i
					Uн2			(15)
		S	2		r l τ 10−3
∆W =			расч		0	i		,
			i

Uн2

где τ – время максимальных потерь, определяемое по таблице П17.1 в зависимости от передаваемой мощности.

Исходные данные для расчёта и его результаты сведены в таблицу 5.

11

Таблица 5

Участок	Передаваемая	Длина	Fст,	r0,		∆P,	∆W,
	мощность	участка			τ, ч
ВЛЭП	Sпер, кВ·А	l, км	мм2	Ом/км		кВт	кВт·ч
36-37	116	1,8	35	0,92	1430	0,22	319
35-38	97	4,2	35	0,92	1160	0,36	422
35-36	194,4	1,6	35	0,92	1430	0,56	795
34-35	304,64	1,4	35	0,92	1430	1,20	1709
31-34	367,78	1,4	35	0,92	1430	1,74	2491
32-33	101	1,5	35	0,92	1160	0,14	163
31-32	198,9	1,6	35	0,92	1430	0,58	833
30-31	570	0,8	70	0,16	1570	0,42	653
27-30	643	1,2	70	0,16	1570	0,79	1246
28-29	3215	1,4	400	0,08	1570	11,58	18175
27-28	3233	1,4	400	0,08	1570	11,71	18379
26-27	3779,2	1,5	400	0,08	1570	17,14	26908
ЦП-26	3885,2	1,4	400	0,08	1570	16,91	26543

12

∑n Yi Si

∑n Xi Si

5 Определение количества и мест расположения подстанций 10/0,38 в населённом пункте

В соответствии с расчётами, произведёнными в п.п. 1.2 максимум нагрузки населённого пункта сотавляет SдΣ = 2140,9 кВ·А.

Критерием выбора оптимального количества ТП в заданном населенном пункте является минимум приведенных затрат. Однако на данном этапе проектирования еще неизвестны исходные данные, необходимые для определения этого критерия. Поэтому ориентируемся на дополнительные критерии выбора количества ТП в населенном пункте. К таким критериям относятся:

-протяжённость ВЛЭП 0,38 кВ;

-суммарная мощность подстанции;

-значения провала напряжения при запуске асинхронных электродвига-

телей.

Поскольку потребители, носящие коммунально-бытовой характер, расположены в основном на двух разных улицах, идущих с Севера на Юг, а потребители производственного типа большой мощности сконцентрированы вдоль одной улицы, проходящей с Востока на Запад, в соответствии с рекомендациями /…/ принимаем число подстанций на объекте равное 8.

Для определения мест расположения подстанций нанесём на план населённого пункта координатную сетку (рисунок 4) и используем формулы:

X		=	i=1			Y	=	i=1
			∑n					∑n
	тп			Si		тп			Si		(16,17)
			i=1		и			i=1	,

где Xi, Yi -координаты центров нагрузок потребителей, подключенных к ТП; Si, - расчетная мощность на вводе i -го потребителя.

К первой подстанции будут подключаться: группа потребителей 1, группа потребителей 2, потребители 4,5,6,7 и 8 (линии 0,4 кВ а,б,в,г).

Производим расчёт координат для максимальных нагрузок.

Хтп1 = (125·10,656 + 125·10,656 + 125·10,656 +125·10,656+125·6+125·19,18+ +125·19,18+125·19,18+125·4+125·19,18+125·19,18+125·19,18+125·19,18+ +125·25+125·19,18+125·19,18+125·19,18+220·10,656+220·10,656+ +220·10,656+220·10,656+220·10,656+220·10,656+220·10,656+220·10,656+ +220·58+220·19,18+220·19,18+220·19,18+220·19,18+ 220·30+220·19,18+ +220·19,18+220·19,18)/(10,656·12+19,18·17+58+6+4+25+30) = 227,8 м

Yтп1= (75·19,18·2+135·19,18·2+200·19,18·2+275·25+265·30+350·19,18·2+ +415·19,18·2+475·19,18·2+540·19,18·2+640·4+675·19,18+650·58+760·19,18+ +725·10,656+775·10,656+820·19,18+835·10,656+900·6+900·10,656+ +975·10,656·2+1035·10,656·2+1100·10,656·2+1170·10,656·2)/(10,656·12+ +19,18·17+58+6+4+25+30)=424,3 м

13

1150	Y, м
1100
1050											з				и
1000
950
900														ТП2(658, 912)
850											ж
800		а					ТП2(456, 672)
															к
750							ТП7	ТП6	ТП5
700		б								ТП4		ТП3
650
600							ТП8(302,633
550
500							е
450					ТП1(228,424)
400
350
300		в			г
250
200
150
100
50																Х, м
0	50	100	150	200	250	300	350	400	450	500	550	600	650	700	750	800
	Рисунок 4 – Расположение подстанций 10/0,4 и распределительных
				сетей 0,38 кВ населённого пункта
								14

Ко второй подстанции будет подключаться: группа потребителей 3 (линии ж,з,и,к 0,4 кВ).

Производим расчёт координат для максимальных нагрузок.

Хтп2= (610(19,89·7)+695(19,89·9))/(16·19,89) = 657,8 м

Yтп2 = (19,89(735·2+825·2+895·2+950·2+1020·2+1075·2+1135·2)+ 635+700)/ /(16·19,89) = 912 м.

Подстанции 3,4,5,6 и 7 в связи с высокой мощностью единичных потребителей установим в непосредственной близости от них.

К восьмой подстанции будут подключаться: потребители 9, 12,13,14, 15 и группа потребителей 11 (линия «е» 0,4 кВ).

Производим расчёт координат для максимальных нагрузок.

Хтп8 = (260·200+15·275+40·350+15·415+15·475+5·560+5·510)/(200+ +15+40+15+15+5·2) = 89325/295= 302 м.

Yтп8 = (575(15+40+15+15)+662,5·200+ 550·10)/(200+15+40+15+15+5·2) = = 186875/295= 672 м.

6 Расчёт электрических нагрузок на участках ВЛЭП 0,38 кВ

иподстанций 10/0,4 кВ

6.1ТП1 и отходящие линии

Расчётные схемы линий, отходящих от ТП1, приведены на рисунке 5.

			55 м		62,5 м		75 м		75 м			62,5 м	60 м			75 м			75 м	65 м	60 м	57,5 м
			ТП1		1	2		3			4	5		6		7			8	9	10		11
			а)		4,272	4,272		4,272			4,272	6,00		7,69		7,69			7,69	4,00	7,69		7,69
					10,66	10,66		10,66			10,66	2,00		19,18		19,18			19,18	1,00	19,18		19,18
			20 м		60 м		108 м		70 м		62,5 м		60 м			62,5 м 62,5 м 62,5 м 60 м						60 м
			ТП1		1	2		3			4	5		6		7			8	9	10		11
			б)	4,272		4,272		4,272		4,272		4,272		4,272		4,272			4,272	53,00	7,69		7,69
				10,66		10,66		10,66		10,66		10,66		10,66		10,66			10,66	58,00	19,18		19,18
			50 м			60 м		60 м			82,5 м		60 м	62,5 м
			ТП1		1		2		3			4		5		6
			в)		7,69		7,69		25,0			7,69		7,69		7,69
					19,18		19,18		2,00			19,18		19,18		19,18
			20 м			62,5 м		77,5 м			65 м	57,5 м			70 м
			ТП1		1		2		3			4		5		6
			г)		7,69		7,69		30,0			7,69		7,69		7,69
					19,18		19,18		10,0			19,18		19,18		19,18

Рисунок 5 – Расчётные схемы отходящих линий ТП1

15

Линию (а) считаем с учётом коэффициента одновременности (таблица П6.1) поскольку нагрузки отличаются менее, чем в четыре раза

Дневные нагрузки:

Sад10-11 = S11 = 7,69 кВ·А

Sад9-10 = ko(S11 +S10) =0,7(7,69+7,69)= 10,77 кВ·А

Sад8-9 = ko(S11+S10 +S9) =0,6(7,69+7,69+4,0)= 11,63 кВ·А

Sад7-8 = ko(S11+S10 +S9 +S8) =0,6(7,69+7,69+4,0+7,69)= 16,24 кВ·А

Sад6-7 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7) =0,47(7,69+7,69+4,0+7,69+7,69)= 16,34 кВ·А Sад5-6 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6) =0,47(7,69+7,69+4,0+7,69+7,69 +7,69)=

=19,95 кВ·А

Sад4-5 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5) =0,41(7,69+7,69+4,0+7,69+7,69 +7,69+6,00)= 19,38 кВ·А

Sад3-4 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4) =0,39(7,69+7,69+4,0+7,69+7,69+ +7,69+6,00+4,272)= 20,56 кВ·А

Sад2-3 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4+S3) =0,38(7,69+7,69+4,0+7,69+7,69+ +7,69+6,00+4,272+4,272)= 21,66 кВ·А

Sад1-2 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4+S3+S2) =0,36(7,69+7,69+4,0+7,69+ +7,69+7,69+6,00+4,272+4,272+4,272)= 22,06 кВ·А

SадТП-1 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4+S3+S2+S1) =0,35(7,69+7,69+4,0+ +7,69+7,69+7,69+6,00+4,272+4,272+4,272+4,272)= 22,94 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sав10-11 = S11 = 19,18 кВ·А

Sав9-10 = ko(S11 +S10) =0,7(19,18+19,18)= 26,85 кВ·А

Sав8-9 = ko(S11+S10 +S9) =0,6(19,18+19,18+1,0)= 23,62 кВ·А

Sав7-8 = ko(S11+S10 +S9 +S8) =0,6(19,18+19,18+1,0+19,18)= 35,12 кВ·А Sав6-7 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7) =0,47(19,18+19,18+1,0+19,18+19,18)=

36,53кВ·А

Sав5-6 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6) =0,47(19,18+19,18+1,0+19,18+19,18+ +19,18)= 45,54 кВ·А

Sав4-5 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5) =0,41(19,18+19,18+1,0+19,18+19,18+ +19,18+2,00)= 40,55 кВ·А

16

Sав3-4 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4) =0,39(19,18+19,18+1,0+19,18+ +19,18+19,18+2,00+10,66)= 42,73 кВ·А

Sав2-3 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4+S3) =0,38(19,18+19,18+1,0+19,18+ +19,18+19,18+2,00+10,66+10,66)= 45,68 кВ·А

Sав1-2 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4+S3+S2) =0,36(19,18+19,18+1,0+ +19,18+19,18+19,18+2,00+10,66+10,66+10,66)= 47,12 кВ·А

SавТП-1 = ko(S11+S10 +S9 +S8+S7 +S6+S5+S4+S3+S2+S1) =0,35(19,18+19,18+1,0+ +19,18+19,18+19,18+2,00+10,66+10,66+10,66+10,66) = 49,54 кВ·А

Линию (б) считаем методом добавок с третьего участка, поскольку нагрузки отличаются более, чем в четыре раза (таблица П7.1)

Дневные нагрузки:

Sбд10-11 = S11 = 7,69 кВ·А

Sбд9-10 = ko(S11 +S10) = 0,7(7,69+7,69) = 10,77 кВ·А

Sбд8-9 = S9 +∆Sб9-10 = 53,00 +6,7 = 59,7 кВ·А

Sбд7-8 = Sб8-9 +∆S8 = 59,7 + 2,7 = 62,4 кВ·А

Sбд6-7 = Sб7-8 + ∆S7= 62,4 + 2,7 = 65,1 кВ·А

Sбд5-6 = Sб6-7 +∆S6 = 65,1+ 2,7 = 67,8 кВ·А

Sб4-5 = Sб5-6 +∆S5 = 67,8 +2,7 = 70,5 кВ·А

Sбд3-4 = Sб4-5 +∆S4 = 70,5 +2,7 = 73,2 кВ·А

Sбд2-3 = Sб3-4 +∆S3 = 73,2 +2,7 = 75,9 кВ·А

Sбд1-2 = Sб2-3 +∆S2) = 75,9 +2,7 = 78,6 кВ·А

SбдТП-1 = Sб1-2 +∆S1) = 78,6 +2,7 = 81,3 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sбв10-11 = S11 = 19,18 кВ·А

Sбв9-10 = ko(S11 +S10) = 0,7(19,18 +19,18) = 26,85 кВ·А

Sбв8-9 = S9 +∆Sб9-10 = 58,00 +17,00 = 65,00 кВ·А

Sбв7-8 = Sб8-9 +∆S8 = 65,00 + 6,7 = 71,7 кВ·А

Sбв6-7 = Sб7-8 +∆S7= 71,7 + 6,7 = 78,4 кВ·А

17

Sбв5-6 = Sб6-7 +∆S6 = 78,4 + 6,7 = 85,1 кВ·А

Sбв4-5 = Sб5-6 +∆S5 = 85,1 +6,7 = 91,8 кВ·А

Sбв3-4 = Sб4-5 +∆S4 = 91,8 +6,7 = 98,5 кВ·А

Sбв2-3 = Sб3-4 +∆S3 = 98,5 +6,7 = 105,2 кВ·А

Sбв1-2 = Sб2-3 +∆S2 = 105,2 +6,7 = 111,9 кВ·А

SбвТП-1 = Sб1-2 +∆S1 = 111,9 +6,7 = 118,6 кВ·А

Линию (в) считаем методом добавок, поскольку нагрузки отличаются более, чем в четыре раза (таблица П7.1)

Дневные нагрузки:

Sвд5-6 = S6 = 7,69 кВ·А

Sвд4-5 = Sб5-6 +∆S5 = 7,69 + 4,5 = 12,19 кВ·А

Sвд3-4 = Sб4-5 +∆S4 = 12,19 + 4,5 = 16,69 кВ·А

Sвд2-3 = S3+∆Sб3-4 = 25 +10,5 = 35,5 кВ·А

Sвд1-2 = Sб2-3 +∆S2 = 35,5 + 4,5 = 40 кВ·А

SвдТП-1 = Sб1-2 +∆S1 =40 + 4,5 = 44,5 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sвв5-6 = S6 = 19,18 кВ·А

Sвв4-5 = Sб5-6 +∆S5 = 19,18 + 11,8 = 30,98 кВ·А

Sвв3-4 = Sб4-5 +∆S4 = 30,98 + 11,8 = 42,78 кВ·А

Sвв2-3 = Sб3-4 +∆S3= 42,78 +1,2 = 43,98 кВ·А

Sвв1-2 = Sб2-3 +∆S2 = 43,98 + 11,8 = 55,78 кВ·А

SввТП-1 = Sб1-2 +∆S1 =55,78 + 11,8 = 67,58 кВ·А

Линию (г) считаем методом добавок, поскольку нагрузки отличаются более, чем в четыре раза (таблица П7.1)

Дневные нагрузки:

18

Sгд5-6 = S6 = 7,69 кВ·А

Sгд4-5 = Sб5-6 +∆S5 = 7,69 + 4,5 = 12,19 кВ·А

Sгд3-4 = Sб4-5 +∆S4 = 12,19 + 4,5 = 16,69 кВ·А

Sгд2-3 = S3 +∆Sб3-4 = 30 +10,5 = 45,5 кВ·А

Sгд1-2 = Sб2-3 +∆S2 = 45,5 + 4,5 = 50 кВ·А

SгдТП-1 = Sб1-2 +∆S1 =50 + 4,5 = 54,5 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sгв5-6 = S6 = 19,18 кВ·А

Sгв4-5 = Sб5-6 +∆S5 = 19,18 + 11,8 = 30,98 кВ·А

Sгв3-4 = Sб4-5 +∆S4 = 30,98 + 11,8 = 42,78 кВ·А

Sгв2-3 = Sб3-4 +∆S3= 42,78 +6,00 = 48,78 кВ·А

Sгв1-2 = Sб2-3 +∆S2 = 48,78 + 11,8 = 60,58 кВ·А

SгвТП-1 = Sб1-2 +∆S1 =60,58 + 11,8 = 72,38 кВ·А

Суммарную нагрузку ТП1 определяем по нагрузкам головных участков отходящих линий с учётом коэффициента одновременности (таблица П6.1) и осветительной нагрузки с коэффициентом одновременности 1:

SдТП1 = 0,47(22,94+81,3+44,5+54,5) = 95,52 кВ·А;

SвТП1 = 0,47(49,54+118,6+67,58+72,38) +1·11·1150/1000 = 157,46 кВ·А.

Выбор трансформатора для подстанции ТП1 будем производить по вечернему максимуму нагрузок как наибольшему.

По таблице П9.1 с учётом смешанной нагрузки ( 0,50) и климатической зоны выбираем строку 9, а по таблице П9.2 выбираем номинальную мощность трансформатора (поскольку 114 <157,46 <234) равной 160 кВ·А.

Данной мощности соответствует трансформатор ТМ160-6;10/0,4 Группа соединения обмоток «звезда–звезда с нулём» -11.

Потери холостого хода 510 Вт, короткого замыкания 2650 Вт, напряжение короткого замыкания – 4,7; ток холостого хода – 2,8 сопротивление трансформатора, приведённое к напряжению 0,4 кВ:

Прямой последовательности – 0,045 Ом При однофазном КЗ – 0,487.

Способ переключения ответвлений обмоток – ПБВ.

Результаты расчётов по линиям, отходящим от ТП, заносим в таблицу 6, столбцы 1,2,3.

19

Таблица 6

	Участок	Передаваемая	Длина	Sэкв,	Iуч, А	Fэ,	Fст,	Марка
	ВЛЭП	мощность	участка	кВ·А		мм2	мм	провода
		Sпер, кВ·А	l, м
	1	2	3	4	5	6	7	8
			Линия «а»
	10-11	19,18	57,5
	9-10	26,85	60
	8-9	23,62	65
	7-8	354,12	75
	6-7	36,53	75	13,67	20,77	34,61	50	А
	5-6	45,54	60
	4-5	40,55	62,5
	3-4	42,73	75
	2-3	45,68	75
	1-2	47,12	62,5
	ТП1-1	49,54	55
			Линия «б»
	10-11	19,18	60
	9-10	26,85	60
	8-9	65,00	62,5
	7-8	71,7	62,5
	6-7	78,4	62,5	20,22	30,72	51,20	70	А
	5-6	85,1	60
	4-5	91,8	62,5
	3-4	98,5	70
	2-3	105,2	108
	1-2	111,9	60
	ТП1-1	118,6	20
			Линия «в»
	5-6	19,18	62,5
	4-5	30,98	60
	3-4	42,78	82,5	24,67	37,49	62,48	70	А
	2-3	43,98	60
	1-2	55,78	60
	ТП1-1	67,58	50
			Линия «г»
	5-6	19,18	70
	4-5	30,98	57,5
	3-4	42,78	65	17,24	26,19	43,66	50	А
	2-3	48,78	77,5
	1-2	60,58	62,5
	ТП1-1	72,38	20

20