Реферат: Электроснабжение сельского населенного пункта

Министерство сельского хозяйства рф

Федеральное государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Ижевская Государственная СельскохозяйственнаяАкадемия»

КафедраЭлектроснабжение

Курсовойпроект по дисциплине

Электроснабжение

на тему:

Электроснабжениесельского населенного пункта

Выполнил студент

Глухов В. А.

Проверил Трефилов Е.Г.

Ижевск 2010

Введение

В этом курсовом проектевыполнен расчёт системы электроснабжения сельского населённого пункта, которыйвключает расчет электрических нагрузок населенного пункта, определение мощностии выбор трансформаторов, электрический расчет воздушной линии напряжением 10кВ, построение таблицы отклонений напряжения и многое другое.

Выполнение курсовогопроекта относится к завершающему этапу изучения дисциплины «Электроснабжение» иставит перед собой цель – систематизировать, расширить и закрепитьтеоретические знания и практические навыки при решении конкретных вопросовпроектирования электроснабжения сельского хозяйства.

Электрификация, т.е.производство, распределение и применение электроэнергии – основа устойчивогофункционирования и развития всех отраслей промышленности и сельского хозяйствастраны и комфортного быта населения.

1. Расчет электрических нагрузокнаселенного пункта

 

Из табл. 1 определяетсявариант задания – 213, которому соответствует схема № 1 ВЛ. 10 кВ с расчетнымнаселенным пунктом № 2 и схема № 3 сети 0, 38 кВ.

Расчет электрических нагрузокпроизводится с целью выбора сечений проводов линий и расчёта мощности ТП.

Для определения суммарной расчетноймощности потребителей заданного населенного пункта необходимые исходные данныеи результаты расчетов заносятся в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

№

пп

Потребитель Расчетная мощность Координаты

РД,

кВт

РВ,

кВт

cosД

о.е.

cosВ

о.е.

SД,

кВА

SВ,

кВА

X,

о.е.

Y,

о.е.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 5.2 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем: на 200 коров 6 6 0, 92 0, 96 5.52 6.25  8 18 5.2 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем: на 200 коров 6 6 0,92 0,96 5.52 6.25 10 18 7,2

Помещения для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза:

на 240-260 голов

5 8 0, 92 0, 96 5.4 8.3 3 18 7.2

Помещения для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза:

на 240-260 голов

5 8 0, 92 0, 96 5.4 8.3 5 18 29.1 Склад рассыпных и гранулированных кормов емкостью: 200т 20 1 0, 7 0, 75 28.6 1.3 6 13 12 Кормоцехфермы КРС на 800-1000 голов 50 50 0.75 0, 78 66.7 64 3 16 27.1 Овощекартофелехранилеще на 300-600т. 5 2 0, 70 0,75 7.14 2.66 10 10 36 Столярный цех 15 1 0, 70 0, 75 21.43 1.3 5 8 2 Зона 51.3

Административное здание:

на 70 рабочих мест

35 15 0.92 0.96 38 12.5 20 5 54.1

Баня:

на 5 мест

3  3 0, 92 0, 96 3.26 3.13 20 7 53.2 Магазин на 4 рабочих места. Подовольственный 10  10 0.85 0.90 11.76 11.11 20 9 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88  22 3 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 22 5 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 22 7 55.3 Жилой дом: восьмиквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 24 12 55.2

Жилой дом:

четырехквартирный

2,2 7,2 0, 92 0, 96 2,39 7,5 24 14 55.3

Жилой дом:

восьмиквартирный

4,3 14,4 0, 92 0, 96 4,67 15 26 12 55.2

Жилой дом:

четырехквартирный

2,2 7,2 0, 92 0, 96 2,39 7,5 26 14 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 4 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 6 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 8 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 9.5 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 11 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 12.5 55.2

Жилой дом:

четырехквартирный

2,2 7,2 0, 92 0, 96 2,39 7,5 28 14 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 32 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 32 3.5 50.1 Детские ясли-сады на 25 мест 4 3 0.85 0.90 4.7 3.33 32 5 48.2 Спальный корпус школы-интерната на 80 мест 8 15 0.85 0.90 9.4 16.7 32 7 45.2 Начальная школа на 80 учащихся 7 2 0.85 0.90 8.24 2,22 32 11 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 32 13 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 34 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 4 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 6 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 8 38.2 Склад концентрированных кормов с дробилкой ДКУ-2 25  1 0.70 0.75 35,7 1,33 36 10 35 Плотницкая 10  1 0.70 0.75 14,3 1,33 36 12 43.1 Гараж с профилакторием на 10 автомашин 20  10 0.70 0.75 28,57 13,33 36 14

Значения полной мощности дневного ивечернего максимумов нагрузки рассчитываются по формуле

/> (1.1)

после чего вносятся в соответствующиестолбцы (7 и 8) таблицы.

Для жилого дома одноквартирного:

/>

Суммарная расчетная мощность дневногои вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пунктаопределяется в следующей последовательности:

1. Для одинаковых потребителей(производственных или жилых домов), имеющих одну и ту же расчетную нагрузку,суммарная нагрузка дневного и вечернего максимумов определяется по формуле:

/>, (1.2)

где Рn – расчетнаянагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт;

Р – расчетная нагрузка одногопотребителя, кВт;

ko – коэффициентодновременности.

2 Зона:

Жилые одноквартирные дома:

/>

/>

Жилые четырехквартирные дома:

/>

/>

Жилые восьмиквартирные дома:

/>

/>

2. Расчетная мощность дневногомаксимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:

/>, (1.3)

где РБ – наибольшеезначение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителейили группы одинаковых потребителей, кВт;

m – число потребителей и групподинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются;

Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,…Рдоб m-1 – добавки, определяемые расчетной мощностью дневногомаксимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей,кВт; берутся из таблицы 3.6 [2].

/>

3. Определяется нагрузка наружногоосвещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения инагрузку наружного освещения территории хозяйственных дворов:

/>, (1.4)

где РΣНО – суммарнаянагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт; рудУО –удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м; в курсовом проекте рекомендуетсяпринять рудУО=6 Вт/м; LУ – суммарная длина улицнаселенного пункта, м; принимается в соответствии с масштабом по планунаселенного пункта; РНО хд – суммарная нагрузка наружного освещениятерритории хозяйственных дворов, кВт; в курсовом проекте рекомендуетсяпринимать из расчета: 250 Вт на одно помещение и 3 Вт на 1 метр длины периметрадвора [2, с.38]. LУ= 66, (см), с учетом масштаба (1: 2000) получаем1300 (м), (периметр – 3840 м).

/>

4. Расчетная мощность вечернегомаксимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:

/>, (1.5)

где РБ, Рдоб1,Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – то же, что и дляформулы (1.3), только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт;

РΣНО – суммарнаянагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт.

/>

5. Расчетная мощность дневного ивечернего максимума нагрузки производственных потребителей населенного пункта.

/>

/>/>

6. Коэффициент мощности дневного ивечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта.

/> (1.6)

где /> - расчетная нагрузкакомунально-бытовых потребителей.

/>= 86,3+ 97,4= 183,7(кВт)

/> = 70,9+ 104,8= 175,7 (кВт)

РП (Д) / РОД =86,3/183,7=0,47

РП (В) / РОВ = 70,9/ 175,7 = 0,44

/>= 0, 8

/> = 0, 84

7. Расчетная полная мощность дневногои вечернего максимума.

/>,

/>

2. Определение мощности и выбортрансформаторов

Количество трансформаторныхподстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирическойформуле:

/>, (2.1)

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

F – площадь населенного пункта, км2;

U – допустимая потерянапряжения 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.

/>

В целях сокращения экономическихзатрат рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций, таккак на плане местности однородные потребители размещены компактно выбираю двеподстанции. Сгруппируем потребителей населенного пункта в две зоны.

Выбираем трансформаторы с номинальноймощностью:

1 Производственная зона Sном= 100 кВА;

2 Зона Sном=100 кВА;

/> />

Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известнымкоординатам отдельных потребителей, с использованием формул:

/> (2.2)

где n – число потребителей для каждойвыбранной зоны; Si – полная мощность «i»-того потребителя для тогомаксимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА.

Производственные потребители:

/>4.8

/>14.39

Зона 2:

/>28.76

/>9.7

Расчет произведен в таблице Microsoft Office Excel 2007

3. Электрический расчет воздушнойлинии напряжением 10 кВ

Электрический расчет воздушных линий(ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерьнапряжения и энергии в линии.

Результаты расчетов и необходимыеданные для них оформляются в виде таблицы 3.1.

Таблица 3.1

Участок

ВЛ 10 кВ

Расчетная активная мощность

участка, кВт

РДП/РДО

РВП/РВО

Номер Длина, км Днем Вечером

РДО

РДП

РВО

РВП

1 2 3 4 5 6 7 8 5-6 6 180 100 240 120 0,55 0,5 2-5 6 432 225 531 275,5 0,52 0,46 3-2 4 529.4 296.8 555.6 311,8 0,56 0,56  3-4 11 260 200 290 210 0,77 0,72 1-3 13  890.5 582  1076 694.6 0,65 0,65 0-5 5 1161,5  748.8 1283,4 805 0,64 0,63

Таблица 3.1.1

cosД cosВ tgД tgВ Расчетная мощность

Рабочий

ток,

А

Реактивная,

кВар

Полная,

кВА

QД QВ SД SВ IД IВ 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 0,80 0,85 0,75 0,61 135 61 300 141.2 17.3 8.15 0,82 0,87 0,69 0,56 298 126 647.6 316.7 37.3 18.3 0,81 0,86 0,72 0,59 381.2 175 686 362.6 39.6  21 0,75 0,82 0,88 0,56 228 112 386.7 256 22.3 14.8 0,76 0,83 0,85 0,67 757 390  1415 576.5 81.7 33.28 0,76 0,83 0,85 0,67 987.3 501.7 1688.7 969.9 97.4  55.9

Таблица 3.1.2

Марка и

сечение

провода, мм2

Потери напряжения, %

Потери

энергии,

кВт.ч

Днем Вечером

На

участке

От шин 10 кВ до конца

участка

На

участке

От шин 10 кВ до конца

участка

19 20 21 22 23 24 АС70 0,77 4.5 0,7 4.4 4299 АС70 2.8 5.7 1.9 7.9 23315,2 АС70 1.5 8.1 1.2 6.6 15016,7 АС70 2.2 5.6 1.8 4.8 13095,6 АС70 8.7 8.7 7 7.8 15979,6 АС70 4.3 4.3 3.7 3.7 59766,6

∆Wmax= 131472,7 кВт*ч в год.

С помощью коэффициентаодновременности и добавок рассчитаем нагрузку на всех участках линии 10 кВ.

Например мощность для общей дневнойнагрузки на участках 1-3:

Р2-5 =ko (Р5 + Р5-6) =0.9(180+300) = 432 кВт

Расчетная реактивная и полнаямощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10кВ определяются по формулам:

/> (3.1)

/>, (3.2)

«РО» – расчетная активнаяобщая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos » и «tg »берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1.

/>

/>

В столбцы 17, 18 таблицы вписываетсярабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:

/>, (3.3)

где Uном=10 кВ –номинальное напряжение линии.

/>

Сечение проводов в курсовом проектерекомендуется определять по экономической плотности тока:

/>, (3.4)

где jЭК=1,3 А/мм2– экономическая плотность тока, выбранная по таблице 5.1 [1,2].

/>

Полученное расчетное сечениеокругляется до ближайшего стандартного и должно быть скорректировано потребованиям к механической прочности, в соответствии с которыми проводавыбирают сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм2 длямагистрали и 35 мм2 для отпаек.  

Параметры выбранных проводовнеобходимо свести в таблицу 3.2.(приложение 1, 4, 14, 15 [1,2] ).

Таблица 3.2

Провод

Dср, мм

r0, Ом/км

х0, Ом/км

Iраб макс, А

Iдоп, А

1 2 3 4 5 6 АС70/11 2000 0,420 0,392 10,9 265 АС70/11 2000 0,420 0,392 23,3 265 АС70/11 2000 0,420 0,392 32,9 265 АС70/11 2000 0.420 0.392 31,2 265 АС70/11 2000 0.420 0.392 65,1 265 АС70/11 2000 0,420 0,392 74,6 265

Выбранное сечение проводовудовлетворяет условию допустимого нагрева:

/>.

/>

Условие выполняется.

На каждом из участков линиинеобходимо определить потерю напряжения:

/>, (3.5)

где />, Р и Q – длина участка имощности, передаваемые по участку, берутся из таблицы 3.1, а r0и x0– из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ.

/>

Полученную по формуле (3.5) потерюнапряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить впроцентах:

/> (3.6)

/>

а затем вписать в соответствующиестолбцы (20 или 22) таблицы 3.1.

Потери напряжения от шин 10 кВ доконца расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения техучастков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ.Полученные результаты вписываются в столбцы 21 и 23 таблицы 3.1.

В столбце 24 таблицы указываютсяпотери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются поформуле:

/>, (3.7)

где  — время максимальныхпотерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [1].  =1900 ч

/>

Потери энергии по всей линииподсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках ВЛ 10 кВ.

 

4. Построение таблицы отклоненийнапряжения

Таблица отклонений напряжения вкурсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения влиниях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторовподстанций.

Таблица составляется для подстанцийближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТПБ), удаленного (ТПУ)и расчетного (ТПР) населенных пунктов (таблица 4.1).

Таблица 4.1

Элемент сети

Обозначение потери и

отклонения напряжения,

%

ТПБ

ТПР

ТПУ

Нагрузка, % 100 25 100 25 100 25 Шины 10 кВ

δUШ10

+5 -1 +5 -1 +5 -1 ВЛ 10 кВ

UВЛ10

-0,7 -0,175 -2 -0,5 -3,8 -0,95

Тр-р

10/0,38 кВ

Потери

UТ

-4 -1 -4 -1 -4 -1 Надбавка

δUТ

+2,5 +2,5 +5 +5 +7,5 +7,5 Шины 0,4 кВ

δUШ0,4

+2,8 +0,33 +4 +2,5 +4,7 +4,55 ВЛ 0,38 кВ Всего

UВЛ0,38

-7,8 -1,95 -9 -2,25 -9,7 -2,43 Наружная

UВЛ0,38

-5,8 -1,45 -7 -1,75 -7,7 -1,93 Внутренняя

UВЛ0,38

-2 -0.5 -2 -0,5 -2 -0.5 Удаленный потребитель

δUУД.П

-5 -1,62 -5 +0,25 -5 +2,12 ГОСТ 13109-97

δUном

/>5

/>5

/>5

/>5

/>5

/>5

/> /> /> /> /> /> /> /> /> />

5. Электрический расчет воздушнойлинии напряжением 0, 38 кВ

В учебных целях выбор сеченийпроводов в линиях W1, W2 и W3 производится различными методами. Выбранные проводапроверяются на механическую прочность и по нагреву.

К линии W1, W2 и W3 подключены производственныепотребители электроэнергии.

Расчет сечений проводов линии W1 методом экономических интерваловпроизводится следующим образом:

Определяется расчетная полнаямощность на каждом участке линии:

S0-1=P0-1/cos0-1= 24/ 0, 74= 32, 4 (кВА)

S1-2=P1-2/cos1-2= 18/ 0, 77= 23, 4 (кВА)

S2-3=P2-3/ cos3=5/ 0, 85= 5, 88 (кВА)

где Р0-1, Р1-2,P2-3 расчетная активная нагрузка научастках линии, которая для коммунально–бытовыхпотребителей определяется попарным суммированием нагрузки в конце участка инагрузки предыдущего участка с помощью табличных добавок.

P2-3= P3= 5 (кВт)

Р1-2= Р2+ Рдоб2-3 (при Р2Р2-3)

Р1-2= 15+ 3= 18 (кВт)

Р0-1= Р1-2+ Рдоб1 (при Р1-2 Р1)

Р0-1= 18+ 6= 24 (кВт)

Значение коэффициента мощностинагрузки участка линии определяется как средневзвешенное.

Cos1-2= (S2 cos2+ S2-3 cos3)/ (S2+ S2-3) =

= (20* 0, 75+ 5, 88* 0,85)/ (20+ 5, 88) =

= (15+ 5)/ 25, 88= 0, 77

Cos0-1= (S1 cos1+ S1-2 cos2)/ (S1+ S1-2) =

= (14, 3* 0, 7+ 23, 4* 0, 75)/ (14,3+ 23, 4) =

= (10+ 18)/ 37, 7= 0, 74

Рассчитывается эквивалентная нагрузкана каждом участке линии по формуле:

/>, (5.1)

где Sр – расчетнаямощность участка, кВА;

kд – коэффициент,учитывающий динамику роста нагрузок; в курсовом проекте рекомендуется приниматьравным 0,7.

/>

/>

/>

По таблице приложения 32 [2]предварительно определяют сечение проводов на каждом участке линии W1. При этом выбранные провода должныудовлетворять требованиям механической прочности, в соответствии с которымиалюминиевые провода должны иметь сечение не менее 50 мм2. Определяетсяпотеря напряжения в линии W1 привыбранных сечениях проводов.

/>

/>

/>

/>

/>

Если потеря напряжения в линии W1 не превышает допустимую потерюнапряжения, определенную в п.4.10, то расчет на этом заканчивается.

Выбранные провода должныудовлетворять условию нагрева:

/>, (5.2)

где Iр макс – максимальныйток нагрузки для выбранного сечения, А;

Iдоп – допустимыйдлительный ток для выбранного сечения, А; берется из таблицы приложения 4 [2].

/>

/>

Расчет проводов линии W2 по допустимой потере напряжения припостоянном сечении проводов в линии выполняется в следующей последовательности:Определяется расчетная активная нагрузка на участках линии W2.

S0-4=P0-4/cos0-4= 39, 7/ 0, 85= 46, 7 (кВА)

S4-5=P4-5/cos4-5= 30, 5/ 0, 82= 37, 2 (кВА)

S5-6=P5-6/cos5-6= 17, 4/ 0, 92= 18, 9 (кВА)

S6-7=P6-7/cos7= 4/ 0, 92= 4, 35 (кВА)

P6-7= P7=4 (кВт)

Р5-6= Р6+ Рдоб6-7

Р5-6= 15+ 2, 4= 17, 4(кВт)

Р4-5= Р5+ Рдоб5-6

Р4-5= 20+ 10, 5= 30, 5(кВт)

Р0-4= Р4-5+ Рдоб4

Р0-4= 30, 5+ 9, 2= 39, 7 (кВт)

Cos5-6= (S6 cos2+ S6-7 cos7)/ (S6+ S6-7) =

= (15+ 4)/ (16, 3 +4, 35)=0, 92

Cos4-5= (S5 cos5+ S5-6 cos6)/ (S5+ S5-6) =

= (20+ 17, 4)/ (26, 7+ 18,9)= 0, 82

Cos0-4= (S4 cos4+ S4-5 cos5)/ (S4+ S4-5) =

= (15+ 30, 5)/ (16, 3+37, 2)= 0, 85

Определяется расчетная индуктивнаянагрузка на участках линии по формуле, аналогичной (3.1). Задаемся удельныминдуктивным сопротивлением проводов линии Х0= 0, 4 Ом/км. Рассчитываемсоставляющую потери напряжения в реактивных сопротивлениях линии по формуле:

/>, (5.3)

/>

Зная допустимую потерю напряжения UДОП(п.4.10) находим составляющую потери напряжения в активных сопротивленияхлинии:

/>. (5.4)

/> %

/>

Определяем постоянное сечениепроводов линии W2:

/>, (5.5)

где  = 32 м/Ом*мм2– удельная проводимость алюминия. />

Полученное по (5.5) расчетноезначение сечения проводов округляем до стандартного. Выбранный проводпроверяется по механической прочности и по нагреву.

Fст = 50 мм2 (по условию механическойпрочности)

Проверяем действительную потерюнапряжения в линии W2 при выбранномстандартном сечении проводов.

/>

/>

Расчет проводов линии W3 на минимум проводникового материалапроводится в следующей последовательности:

Определяется расчетная полнаямощность на каждом участке.

/>

S0-8=P0-8/ cos8=30/ 0, 7= 42, 9 (кВА)

Для линия W3 определяем момент по формуле:

/>, (5.6)

/>

и сумму моментов:

/> (5.7)

Распределяем допустимую потерюнапряжения ΔUДОП (п.4.10) по участкам линиипропорционально моментам этих участков:

/> (5.8)

/>

/> 

/>

/>

/>

Таблица 5.1

Линия Участок Провод

г0,

Ом/ км

х0,

Ом/ км

Iр. макс,

А

Iдоп,

А

Uф,

%

UΣф,

%

W1 0–1 А50 0, 576 0, 369 49, 23 210 0, 9 1, 4 1–2 А50 0, 576 0, 369 35, 55 210 0, 2 2–3 А50 0, 576 0, 369 8, 93 210 0, 3 W2 0–4 А50 0, 576 0, 369 70, 95 210 1, 33 1,76 4–5 А50 0, 576 0, 369 56, 52 210 0, 26 5–6 А50 0, 576 0, 369 28, 72 210 0, 13 6–7 А50 0, 576 0, 369 6, 61 210 0, 04 W3 0–8 А50 0, 576 0, 369 65, 18 210 2, 41 2, 41

6. Конструктивное выполнение линийнапряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ

Для линий 0,38 и 10 кВ выбираем:

Опоры – железобетонные опоры 0.38 кВи 10 кВ;

Изоляторы – ШФ-10, НС-18.

Линейную арматуру

ТП1 и ТП2 однотрансформаторныекомплектные трансформаторные подстанции со схемой соединения обмотоктрансформаторов звезда- звезда с нулем КТП-10/0.38-160 и КТП-10/0.38-160. РУ0,38 кВ – с автоматическими воздушными выключателями.

Основные технические характеристикитрансформатора ТМ-160:

Номинальная мощность 160 кВА,

ВН=10кВ, НН=0.4кВ,

Группа соединения обмоток – 0,

РххА=510Вт, РххБ=565 Вт, Ркз=2650 Вт,

Uк%=4.5, Iхх%=2.4, переключатель напряжений – ПБВ.

7. Расчет токов короткого замыкания

/>

Рисунок 7.1- Схема расчета токов КЗ

Количество точек КЗ на стороневысокого и низкого напряжений одинаково, однако число сопротивлений на стороне10 кВ больше, чем на стороне 0,38 кВ, поэтому принимаем Uб=10,5 кВ.

/>

Рисунок 7.2-Схема замещения

Определяем сопротивления схемызамещения, приведенные к базисному напряжению.

Сопротивление системы:

/>, (7.1)

Xс=(10.5)²/210=0,53 Ом.

Сопротивления участков линии 10 кВ:

/> (7.2)

Таблица 7.1

Участок R, Ом X, Ом 5-6 1,68 1,57 2-5 0,84 0,78 3-2 1,26 1,18 3-4 1,68 1,57 1-3 0,84 0,78 0-1 0,42 0,39

Сопротивление трансформатора:

/>, (7.3)

rт= (2.65/160)*(10500²/160000) =11,4 Ом,

/>, (7.4)

Zт= (4.5/100)*(10500²/160000) =31Ом,

/>, (7.5)

/> Ом.

Сопротивления участков ВЛ 0,38 кВ:

/> (7.6)

rw1 = 84,5 Ом, rw3 = 198 Ом,

Xw1 = 55,8 Ом, Xw3 = 130,6 Ом.

rw2 = 124 Ом,

Xw2 = 81,8 Ом,

До точки К1: Z1= Xc; (7.7)

Z1=0,53Ом

До точки К2: Z2=√ (r04)²+(Xc+X04)²; (7.8)

Z2=√(0,42)²+(0,53+0,39)²=1 Ом,

До точки К3: Z3=√ (r04+r42+r23+r31+ r16)²+(Xc+X04+X42+X23+X31+ X16)²; (7.9)

Z3=√ (0,42+0,84+1,26+0,84+1,68)²+(0,53+0,39+0,78+1,18+0,78+1,57)²=

7,3 Ом,

До точки К4: Z4=√ (r04+r42+r25)²+(Xc+X04+X42+X25)²; (7.10)

Z4=√(0,42+0,84+1,68)²+(0,53+0,39+0,78+1,57)²=4,4 Ом,

До точки К9: Z9=√ (r04+r42)²+(Xc+X04+X42)²;

Z9=√(0,42+0,84)²+(0,53+0,39+0,78)²=2,1 Ом,

До точки К5: Z5=√ (r04+r42+rт)²+( Xc+X04+X42+Xт)²; (7.11)

Z5=√ (0,42+0,84+11,4)²+(0,53+0,39+0,78+19,6)²=24,8 Ом,

До точек К6, К7и К8 результирующие сопротивления определяются аналогично.

До точки К6: Z6=√ (r04+r42 +rw1+rT)²+( Xc+X04+X42 +XT+Xw1)²;

Z6=√(0,42+0,84+11,4+84,54)²+(0,53+0,39+0,78+19,6+55,77)²=124,1Ом;

До точки К7: Z7=√ (r04+r42+ rw2+rT)²+( Xc+X04+X42 +XT+Xw2)²;

Z7=√(0,42+0,84+11,4+124)²+( 0,53+0,39+0,78+19,6+81,83)²=171,2 Ом;

До точки К8: Z8=√ (r04+r42+ rw3+rT)²+( Xc+X04+X42+ XT+Xw3)²;

Z8=√ (0,42+0,84+11,4+198)²+(0,53+0,39+0,78+19,6+130,6)²=259,7 Ом.

Рассчитываем токи трехфазного КЗ. Дляточек 1, 2, 3, 4 выполняется условие Uср.ном = Uб,поэтому ток КЗ определяется по формуле:

/>, (7.12)

Iк1=10.5/1.74*0,53=11,5кА;

Для точки 5 Uср.номUб,поэтому ток 3-х фазного КЗ равен

/>. (7.13)

Iк5= (10.5/1.74*24,8)*(10.5/0.4) =6,4кА

Для точек 6, 7, 8 и 9 ток 3-х фазногоКЗ определяется аналогично:

Определяем токи двухфазного КЗ дляточек 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8:

/> (7.14)

Iк1=0.87*11,5=9,9 кА;

Ударный ток для каждой из точек КЗопределяется по формуле:

/>, (7.15)

где kУ – ударныйкоэффициент, для i – той точки КЗ рекомендуется определять по формуле:

/>, (7.16)

Та – постоянная времениапериодической составляющей тока КЗ, с;

ri и xi –результирующие активное и индуктивное сопротивления до точки КЗ.

/> (7.17)

Мощность трехфазного КЗ для каждой източек КЗ определяется по формуле:

/>, (7.18)

Sк1=1.74*10.5*11,5=210 MВА;

где Uср.н – среднееноминальное напряжение той ступени, на которой находится точка КЗ (10,5 или 0,4кВ).

Определяем минимальную величину токаКЗ для проверки защиты на чувствительность. Это будут токи однофазного КЗ вконце линий 0,38 кВ (точки К7, К8 и К6),которые рекомендуется рассчитывать по упрощенной формуле:

/>, (7.19)

где Uф=0,22 кВ –номинальное фазное напряжение сети 0,38 кВ;

Iк6=0.22/ (0,7/3+0,277) =0,431 кА;

zT – полное сопротивлениетрансформатора току замыкания на корпус, приведенное к напряжению 0,4 кВ, Ом;

zT=0.70

zп – полное сопротивлениепетли «фазный – нулевой провод линии», Ом; определяется по формуле:

/>, (7.20)

где /> – длина линии, км;

r0ф и r0н – удельное активное сопротивление фазного и нулевогопроводов линии, Ом/км; рекомендуется определять по приложению 1 1,2;

х0п – удельное индуктивноесопротивление петли «фазный – нулевой провод линии», Ом; для проводов изцветных металлов рекомендуется брать х0п=0,6 Ом/км.

/>

Результаты расчета токов КЗ сводим втаблицу 7.2.

Таблица 7.2

Точка КЗ

Uср.ном

кВ

Сопротивление, Ом

КУ

Токи КЗ,

кА

Sк(3)

МВА

r

x

z

Iк(3)

Iк(2)

iУ

Iк(1)

К1

10,5 0,0 0,5 0,5 2,00 11,5 9,9 32,3 - 210

К2

10,5 0,4 0,9 1,0 1,24 6,0 5,2 10,5 - 108,8

К3

10,5 5,0 5,2 7,3 1,05 0,8 0,7 1,2 - 15,2

К4

10,5 2,9 3,3 4,4 1,06 1,4 1,2 2,1 - 25,1

К9

10.5 1,3 1,7 2,1 1,10 2,9 2,5 4,4 - 52,0

К5

0,4 12,7 21,3 24,8 1,16 6,4 5,6 10,5 - 4,4

К6

0,4 97,2 77,1 124,1 1,02 1,3 1,1 1,8 0,431 0,9

К7

0,4 136,7 103,1 171,2 1,02 0,9 0,8 1,3 0,344 0,6

К8

0,4 210,6 151,9 259,7 1,01 0,6 0,5 0,9 0,250 0,4

8. Выбор оборудования подстанции ТП 1

 

Выбранная комплектнаятрансформаторная подстанция ТП1 состоит из вводного устройства 10 кВ, силовоготрансформатора и РУ 0.38 кВ, имеющих необходимое оборудование и аппаратуру.Дополнительно к имеющемуся оборудованию подстанции необходимо выбираемвысоковольтный разъединитель.

Разъединитель для ТП1 выбирается поконструктивному исполнению, роду установки (внутренняя, наружная) иэлектрическим параметрам: номинальному напряжению (Uном) и току (Iном), термической и электродинамическойустойчивости при токах КЗ. Электродинамическая устойчивость разъединителейхарактеризуется амплитудой (iмакс) предельного сквозного тока КЗ,называемого иногда током электродинамической стойкости. Термическаяустойчивость разъединителей характеризуется произведением действующего значенияпредельного тока (IТ) термической стойкости на время (tТ) протекания тока термической стойкости.

Выбор высоковольтного разъединителядля ТП1:

Выбираем разъединитель типа РЛНД-1-10Б/200УХЛ1 с приводомПРНЗ-10УХЛ1 и номинальными параметрами:

Uном=10 кВ,

Iном=200 А,

iмакс=15.75 кА,

Iт=6.3 кА,

tт=3 с.

При выборе и проверке разъединителейдолжны соблюдаться следующие основные условия:

/>, (8.1)

10кВ=10кВ,

/>, (8.2)

200А≥7,33 А,

/>, (8.3)

15.75кА≥4,4А

/>, (8.4)

119.1≥8,41*2=16,82

где значения Uном, Iном, iмакс, Iт, tт берутся по паспортным данным разъединителей (приложение З);

Uном.уст – номинальное напряжение сети 10 кВ;

Iраб.макс – расчетное значение тока нагрузкина шинах 10 кВ ТП1, А;

iУ9(3) – ударный ток на шинах 10 кВ ТП1,кА.

Iк9(3) – установившееся действующеерасчетное значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА;

tпр – приведенное время КЗ, с;определяется по формуле:

/>, (8.5)

tпр=1+1=2 с

где tс.з – время срабатывания релейной защиты, с;

tо.в – собственное время отключениявыключателя, с; в курсовом проекте рекомендуется принимать tпр =2-3 с.

9. Защита от токов короткогозамыкания

Защита трансформатора ТП 1

Основными электрическими параметрамипредохранителей для защиты трансформатора ТП1 являются: номинальное напряжение(Uном), номинальный ток предохранителя (Iном), номинальный ток плавкой вставкипредохранителя (IВном), номинальный отключаемый ток (Iном.откл).

Выбираем корпус предохранителясогласно следующим соотношениям:

/>, (9.1)

/>

/>, (9.2)

/>

/>, (9.3)

/>

где Iк2 – сверхпереходный ток трехфазного КЗ нашинах 10 кВ ТП1, кА; для сельских сетей апериодическая составляющая тока КЗ неучитывается, поэтому можно принять:

/>, (9.4)

где Iк2(3) – расчетное значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА.

/>

Ток плавкой вставки предохранителявыбираем по двум условиям:

1)отстройке от тока нагрузки на шинах10 кВ ТП 1:

/>, (9.5)

где kн – коэффициент надежности; рекомендуется принимать равным1,25;

/>

2)отстройке от бросков токанамагничивания трансформатора при его включении под напряжение:

/>, (9.10)

где Iтр ном – номинальный ток трансформатора, А.

/>

Большее значение принимаем зарасчетное значение тока плавкой вставки и округляем до ближайшего стандартного.

/>

Время срабатывания выбранной плавкойвставки должно обеспечивать термическую стойкость трансформатора:

/>, (9.11)

где tВ – время перегорания плавкой вставки при трехфазном КЗ нашинах 0,4 кВ ТП1, с; определяется по защитной характеристике выбранной плавкойвставки (приложение К); />

tТ.У – время термической стойкоститрансформатора, с; определяется по формуле 6:

/>, (9.12)

где /> – расчетный ток трехфазного КЗ нашинах 0,4 кВ ТП 1 (точка К5 на рисунке 7.1), А;

Iтр.ном – номинальный ток трансформатора ТП1, А.

трансформатор линиянапряжение электрический подстанция

/>

/>

 

Выбираем предохранитель типаПКТ101–10–16–20 У1

Защита отходящих от ТП 1 линий 0, 38кВ

Защита линии W1

Выбираем корпус выключателя по егономинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимомуотключаемому току КЗ (Iмакс.откл): А3714Б

/>, (9.13)

/>

/>, (9.14)

/>

/>, (9.15)

/>

где Uном. уст – номинальное напряжение линии W1, В;

Iраб. макс – расчетный ток нагрузки линии W1, А;

Выбираем номинальный токполупроводникового расцепителя:

/>, (9.16)

/>

/>, (9.17)

Определяем ток срабатывания МТЗ (взоне токов перегрузки) полупроводникового расцепителя выключателя:

/>, (9.18)

/>

Проверяем чувствительность МТЗ:

/>, (9.19)

где Кч – коэффициентчувствительности;

Iк6(1) – ток однофазного КЗ в конце линии W1 (минимальный ток КЗ), А; (точка К6на рисунке 7.1).

/>

Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям:

– отстройки от тока трехфазного КЗ (Iк6(3)) в конце линии W1

/>; (9.20)

/>

По наибольшему значению «Iс.о» определяем уставку токасрабатывания ТО полупроводникового расцепителя выбранного типа выключателя изприложения (И):

/>. (9.22)

/>

Если условие (9.22) не может бытьвыполнено для полупроводникового расцепителя, то выбираем по приложению (И)уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя:

/> (9.23)

/>

Проверяем чувствительность ТО:

/> (9.24)

где Iк5(2) – ток двухфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП1), кА.

Определяем ток срабатывания релеРЭ–571Т, включенного в нулевой провод линии W1:

/>. (9.25)

/>

Проверяем чувствительность защиты оттоков однофазного КЗ

/>. (9.26)

/>

Защита линии W2. Выбираем автоматические выключатели токоограничивающие степловыми и электромагнитными расцепителями (А3716Б, А3726Б), основныехарактеристики которых приведены в приложении (И).

Выбираем корпус выключателя по егономинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимомуотключаемому току КЗ (Iмакс.откл). А3726Б

/>

/>

/>

Выбираем номинальный ток тепловогорасцепителя. />,

Определяем ток срабатываниярасцепителя выключателя, соответствующий его номинальному току, по приложениюИ. Iср.т.р. = 312, 5 (А) Проверяем чувствительность МТЗ по формуле,аналогичной (9.19):

/>, (9.27)

где Iс.т. р – ток срабатывания теплового расцепителя, (п.9.2.3), А;

Iк7(1) – ток однофазного КЗ в конце линии W2, А; (соответствует точке К7на рисунке 7.1).

/>

 

Если условие не выполняется, тозащита линии W2 отоднофазных КЗ будет определяться только настройкой токового реле, включаемого внулевой провод линии.

Определяем ток срабатывания ТО (Iс. о) по условиям (9.20) и (9.21)применительно к линии W2.

/>

Сравниваем наибольшее значение «Iс.о» и уставку тока срабатыванияэлектромагнитного расцепителя (Iс.э.р) выключателя из приложения И. Приправильном выборе должно соблюдаться соотношение (9.23).

/>

/>

Проверяем чувствительность ТО:

/> (9.24)

где Iк5(2) – ток двухфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП1), кА. При КЧ<1,2 линия W2 будет защищаться от междуфазных КЗ одной МТЗ.

Определяем ток срабатывания реле РЭ–571Т,включенного в нулевой провод линии W1.

/>

Проверяем чувствительность защиты оттоков однофазного КЗ

/>

Защита линии W3

Выбираем выключателинетокоограничивающие с тепловыми и электромагнитными расцепителями (АЕ2056М,АЕ2066).

/>

/>

/>

Выбираем номинальный ток расцепителя:/>

Определяем ток срабатывания МТЗ (взоне токов перегрузки) расцепителя выключателя:

/>

Проверяем чувствительность МТЗ:

/>

Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям:

– отстройки от тока трехфазного КЗ (Iк8(3)) в конце линии W3

/>

По наибольшему значению «Iс.о» определяем уставку токасрабатывания ТО расцепителя выбранного типа выключателя из приложения (И):

/>. (9.22)

Если условие (9.22) не может бытьвыполнено для полупроводникового расцепителя, то выбираем по приложению (И)уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя: />

Дальнейший расчет не произвожу, таккак в приложении (И) нет выключателя с данными параметрами.

Защита ВЛ 10 кВ

Расчет МТЗ

Определяем ток срабатывания защиты (Iс.з) по двум условиям:

- отстройки отрасчетного тока нагрузки (Iраб.макс) головного участка (0-4) линии 10кВ:

/>, (9.29)

Iс.з. = (1.3*1.1*74,6)/0.65=164,12 А

где КН, КЗ, КВ– коэффициенты надежности, самозапуска и возврата; для реле РТВ рекомендуетсяпринимать КН=1,3; КЗ=1,1; КВ=0,65.

- условиюселективности с более удаленной от шин 10 кВ защитой ТП 10/0,38 кВ плавкимипредохранителями:

/>, (9.30)

Iс.з. =1.4*80=112 А

где Кн.п=1,4 – коэффициентнадежности срабатывания плавкого предохранителя;

IВ.С – ток плавкой вставки, определенныйпо её защитной характеристике (приложение К) при времени перегорания t=5 с, А; номинальный ток плавкойвставки можно принять по данным 2, с.315 для самого мощноготрансформатора 10/0,38 кВ ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта,подключенного к линии 10 кВ.

Большее значение Iс.з= 161,5 А принимается за расчетное.

Определяем ток срабатывания реле:

/>, (9.31)

Iс.р. =(1*164,12)/40=4,1А,

где Ксх=1 – коэффициентсхемы соединения трансформаторов тока и реле (схема неполной звезды);

КI – коэффициент трансформации трансформаторов тока(ТТ):

/>, (9.32)

КI =200/5=40 А,

где I1н – первичный номинальный ток ТТ, А; выбирается изстандартного ряда значений: 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300 и400 А по условию:

/>. (9.33)

200А /> 74,6 А

Выбираем уставку тока для реле РТВ изряда значений: 5; 6; 7,5; 10; 12,5; 15; 17,5; 20; 25; 30 и 35 А по условию:

/>. (9.34)

5А ≥ 4,04А

Определяем уточненное значение токасрабатывания защиты:

/>. (9.35)

Iс.з = (40*5)/1=200 А,

Проверяем чувствительность защиты:

/>, (9.36)

Кч =700/200=3,5/> 1.5,

где Iк3(2) – ток двухфазного КЗ в конце линии 10 кВ (минимальный ток КЗ), кА;(соответствует точке К3 на рисунке 7.1).

Расчет ТО

Выбираем ток срабатывания ТО по двумусловиям:

- отстройке от максимальноготока КЗ у подстанции ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта:

/>; (9.37)

где Iк2(3) – расчетный ток трехфазного КЗ для подстанции населенного пункта 1, кА;(соответствует точке К2 на рисунке 7.1).

Iс.о. = 1.5*6000 = 9000 А,

- отстройке отброска тока намагничивания трансформаторов 10/0,38 кВ, подключенных к линии,при их включении под напряжение 6, с.130:

/>, (9.38)

Iс.о. ≥ 4*(1920/1.73*10) =443 А,

где Uном.уст=10 кВ;

Sтр.ном – сумма номинальных мощностей трансформаторов, питающихся отлинии, кВА.

Большее значение принимаетсяза расчетное: Iс.о. = 9000 А.

Определяем ток срабатывания релеотсечки по формуле, аналогичной (9.31):

/>. (9.39)

Iс.р.о. = 1*9000/60=150 А,

Выбираем уставку тока для реле РТМ изряда значений: 5; 7,5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100; 125 и 150 А поусловию, аналогичному (9.34):

/>. (9.40)

Iу.о. = 150 /> 150

Определяем уточненное значение токасрабатывания ТО:

/> (9.41)

Iс.о. = 60*150/1=9 кА,

Проверяем чувствительность защиты:

/>, (9.42)

Кч =11,5/9=1,3 /> 1.2

где Iк1(3) – ток трехфазного КЗ в месте установки ТО на шинах 10 кВ (максимальныйток КЗ), кА; (соответствует точке К1 на рисунке 7.1).

10. Согласование защит

Действие максимальных токовых защитдолжно быть согласовано по времени так, чтобы поврежденный элементэлектропередачи отключался ближайшей к нему защитой.

Строим характеристику защиты линии W2, используя результаты расчета(п.9.2) и характеристику времени срабатывания автоматического выключателяА3726Б.

Таблица 10.1. Характеристика временисрабатывания выключателя А3726Б

I/Iн.р

1,25 2 3 4 5 6 I, А

Iс.р=312,5

500 750 1000 1250 1500 t, с 1100 100 35 20 15 10

I/Iн.р

7 8 9 10 10 – I, А 1750 2000 2250 2500

Iс.р=2500

/>

t, с 7 5 5 3 3

/>

Рисунок 10.1 Характеристика временисрабатывания выключателя А3726Б линии W2.

Характеристика защиты трансформатораТП 1.

Значение токов плавкой вставкиПКТ101–10–16–20 У1 пересчитываем на напряжение 0,38 кВ (Iнн). Результаты заносим в таблицу 10.2.

Таблица 10.2. Защитная характеристикапредохранителя ПКТ101–10–16–20 У1 при номинальном токе плавкой вставки IВном=16 (А)

I, А 30 40 50 60 70 80 t, c 6000 50 10 2,5 1 0,6

Iнн, А

750 1000 1250 1500 1750 2000 I, А 90 100 200 300

/>= 359

 

t, c 0,4 0,35 0,05 0,02 0,015

 

Iнн, А

2250 2500 5000 7500 8975

 

/> /> /> /> /> /> /> />

/>

Рисунок 10.2 Характеристика временисрабатывания предохранителя ПКТ101–10–16–20 У1.

Характеристика защиты линии 10 кВ.

1) Для МТЗ: Iс.р=9, 911 (А); Iу=10 (А); Iс.з= 200 (А); уставка по времени внезависимой части кривой – 2 с;

2) Для ТО: Iс.р.о= 39, 075 (А); Iуо= 40 (А); Iс.о=8000 (А); Iк1(3) =11547 (А).

Таблица 10.3 Характеристикасрабатывания защиты ВЛ. 10 кВ с реле РТВ и РТМ

I/Iс.з

1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 I, А 200 220 240 260 280 300 320 t, c 9 6,5 4,5 3,5 2,7 2,2 2

Iнн, А

5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 1,7 1,8 1,9 2 3 3,5 4 57,735 340 360 380 400 600 700

Iсо=800

/>=11547

2 2 2 2 2 2 0,1 0,1 8500 9000 9500 10000 15000 17500 20000 288675

/>

Рисунок 10.3 Характеристика временисрабатывания РТВ и РТМ

/>

Рисунок 10.4 Карта согласования защит линии 0, 38 кВ трансформатораТП 1 и линии 10 (кВ)

Вывод: Автоматический выключатель,защищающий линию W2 нечувствителенк трехфазным коротким замыканиям, как при МТЗ, так и при МФТО. Линия W2 будет отключаться при трех фазномкоротком замыкании неселективно предохранителем ПКТ101–10–16–20У1, а в случае его отказа отключится фидер на ПС 10/ 0, 4 кВ.

МФТО – межфазная токовая отсечка.

11. Технико-экономическая часть

 

Спецификация на оборудование иматериалы.

Таблица 11.1 Полная мощность нагрузкидля населённых пунктов, мощность и число потребительских КТП 10/0.38

Пункт РДО, кВт РДП, КВт Рво, кВт Рвп, кВт

cosД

cosВ

Sд, кВА Sв, кВА

nтп,

шт.

Sтп,

кВА

6 100 60 160 80 0,78 0,85 128,2 188,2 2 160 5 400 300 420 250 0,74 0,825 540,5 509,1 2 250 4 160 60 190 85 0,825 0,87 193,9 218,4 2 100 3 160 100 200 100 0,78 0,85 205,1 235,3 2 160 2 167,5 81,2 171,44 53,82 0,725 0,825 324,1 247,3 2 160  1  200  70  230  75  0,81  0,87 206,79 197,06  2  160 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Таблица 11.2 Спецификацияоборудования

Поз. Обозначение Наименование Кол-во

Масса

ед., кг

Приме

чание

1 КРУН Ячейка КРУН 10 кВ 1 РТП 35/10 кВ 2 ТП Трансформаторные под- 12 КТП станции 10/0,38 кВ 10/0,38- 160, 100, , 250 3 Провода линии 10 кВ 16 АС70/11 км 4 Изоляторы для ВЛ 10 кВ 2257 ШФ-10 5 Опоры ВЛ 10 кВ 545 ЖБ 6 Разъединители ТПрасч. 2 РЛНД-1- 10Б/200 УХЛ1 7 Провода ВЛ 0,38 кВ 1,1 А50 км 8 Изоляторы, ВЛ 0,38 кВ 150 НС-18 9 Линейная арматура, 0,38 кВ 10 Опоры ВЛ 0,38 кВ 30 ЖБ

Расчет себестоимости передачи ираспределения электрической энергии до шин 0,4 кВ

Определяются капитальные затраты насооружение ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ. Расчет рекомендуется вести поукрупненным показателям, в учебных целях допускается использовать значенияпоказателей в ценах 1990 года. Результаты расчета сводятся в таблицу 11.1

Таблица 11.3

№

п/п

Наименование

элемента

электропередачи

Количество Кап. затраты, тыс. руб. На единицу оборудования Всего 1 Ячейка КРУН 10 кВ 1 шт. 3.5 3.5 2 ВЛ 10 кВ 16 км 3.0 48 4 КТП 10/0,38 кВ-100 3 1.75 5,3 5 КТП 10/0,38 кВ-160 7 2.06 14,4 6 КТП 10/0,38 кВ-250 2 2.41 4,8

Суммарные капиталовложения:

/>, (11.1)

где Ккрун, Квл10и Кпс – капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанции10/0,38 кВ, руб.

К=3.5+48+(5,3+14,4+4,8)=76 тыс. руб.

Определяются годовые издержки наэксплуатацию электрической сети 10 кВ:

/>, (11.2)

И=3520+4000+4431=11951 руб.

где ИА, ИОБ, ИП– издержки на амортизацию и капитальный ремонт; на обслуживание; на потериэлектрической энергии; руб./год.

/>,

ИА=(3.5*6.4/100)+(48*3.6/100)+( (5,3+14,4+4,8)*6.4/100)=

= 3,52 тыс. руб./год

где РА.КРУН, РА.ВЛ,РА.ПС – нормы амортизационных отчислений для ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ иподстанций 10/0,38 кВ, %;

/>, (11.4)

где nуе КРУН, nуеВЛ, nуе ПС – сумма условных единиц пообслуживанию ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ;

 — затраты на обслуживаниеодной условной единицы, руб.; могут быть приняты равными 28 руб. в год

ИОБ=0.028*(16.3+1,7*48+4*12)=4 тыс. руб./год

/>, (11.5)

где Ип ВЛ, Ип ТР– издержки на потери электрической энергии в линиях 10 кВ и в трансформаторахподстанций 10/0,38 кВ, руб./год.

ИП=1481+2950=4431 руб./год.

/>, (11.6)

ИП.ВЛ=54509,3 *2.69*0.01=1481 руб./год

Свл =М+N/h =0.84+5000/2700 = 0.84+1.85=2.69 коп./(кВт*час)

/>, (11.7)

ИП.ТР1,1=((127/160)²*2.65*1100*4.46+0.565*8760*1.56)*0.01=157.8 руб./год.

Ск= М+N/h =0.87+6100/1700=4.46 коп./(кВт*час),

Сх= М+N/h =0.87+6100/8760=0.87+0.69=1.56коп./(кВт*час).

∑ИП.ТР=2950 руб/год

Рассчитывается переданная за год полиниям 10 кВ энергия:

/>, (11.8) Wгод=1098,9*3417=3754941,3 кВт*ч/год

где Ррасч – максимальнаярасчетная активная мощность (дневного или вечернего максимума) нагрузки наголовном участке ВЛ 10 кВ, кВт;

Тм – время использованиямаксимальной нагрузки, ч;

/>, (11.9)

При =1900 ч, Тм=3417ч

Определяется себестоимость 1 кВтч электрическойэнергии (руб/кВтч), отпускаемой с шин 0,4 кВ подстанций 10/0,38 кВ:

/>, (11.10)

Сш0,4=(0.024+0.033+(76000*0.12+11951)/3754941,3)* 40=

=2.51 руб./кВтч

где Зс=0,024 руб/кВтч;

Зв=0,033 руб/кВтч;

Ен=0,12     

 

12. Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжениявыполняют как внутренней, так и для наружной установки на всю шкалу напряжений,начиная от 380 В. Однофазный трансформатор напряжения состоит из замкнутогосердечника и двух обмоток. Первичная обмотка включена на напряжение сети, а квторичной обмотке присоединяют параллельно обмотки приборов и реале.

Соотношение номинальныхпервичного и вторичного напряжений определяется номинальный коэффициентомтрансформации, который приблизительно равен отношению чисел витков первичной ивторичной обмоток:

n= U1н/U2н≈W1/W2

принцип действия,устройство и схемы включения трансформаторов напряжения аналогичны силовымтрансформаторам. Однако их номинальная мощность не велика.

Погрешность по напряжениювносит ошибку в показания всех приборов, ее следует так же учитывать прианализе работы реале напряжения, мощности и др., получающих другую информациютрансформатора напряжения. Угловая погрешность имеет значение только дляваттметров, счетчиков, фазометров и других подобных приборов, а так же релеваттметрового типа, у которых измерение угла вызывает дополнительную ошибку.

Погрешности практическизависят от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали, отзначения и коэффициента мощности вторичной нагрузки, от первичного напряжения.

Трансформатор напряженияможет работать в разных классах точности в зависимости от его вторичнойнагрузки. Номинальная нагрузка трансформатора напряжения – это наибольшая нагрузка,при которой погрешности не выходят за допустимые пределы, установленные длятрансформаторов данного класса. На паспортной табличке трансформаторанапряжения указывают возможный наивысший для него класс точности.

Промышленностьизготовляет трансформаторы напряжения различных типов, однофазные и трехфазные,для внутренней и наружной установок. В зависимости от назначения трансформаторынапряжения имеют различные схемы соединения обмоток. Схема с одним однофазнымтрансформатором НОМ, обеспечивающая измерение одного линейного напряжения.Схема с двумя однофазными трансформаторами, соединенными по схеме открытоготреугольника, позволяет измерять все три линейных напряжения. Для измерениявсех линейных и фазных напряжений можно использовать схему с тремя однофазнымитрансформаторами. Схема с трехфазным трехстержневым трансформатором даетвозможность измерить три линейных напряжения. В сельских электрических сетяхшироко используется трехфазные пятистержневые трансформаторы НТМИ с двумявторичными обмотками. При этом обмотку, соединенную в звезду, используют дляприсоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутыйтреугольник. Присоединяют реле контроля изоляции. На выводах этой обмотки внормальном рабочем режиме и при междуфазных к.з. напряжение близко к нулю, апри однофазном замыкании на землю появляется утроенное напряжение нулевойпоследовательности. Поэтому. Хотя однофазное замыкание на землю в сетинезаземленной нейтралью не является короткими замыканием и сопровождается относительнонебольшим током, на который обычно не реагирует релейная защита, реле контроляизоляции обеспечит четкую сигнализацию о наличии этого ненормального режима.Учитывая, что при металлических замыканиях на землю напряжение поврежденнойфазы становится равным нулю, а двух других фаз увеличивается, по показаниямвольтметров, включенных на фазные напряжениям вольтметров, включенных на фазныенапряжения вторичной обмотки, легко установить поврежденную фазу.

Заземление нейтралипервичной обмотки трансформатора НТМИ требуется для создания контура токомнулевой последовательности. Заземление вторичной обмотки необходимо дляобеспечении безопасности персонала. Дополнительные два стержня пятистержневогомагнитопровода, кроме трех основных с фазными обмотками. Необходимы длязамыкания магнитных потоков нулевой последовательности. Схему, аналогичнуютрансформатору НТМИ, можно собрать также из однофазных трансформаторов типаЗНОМ – однофазных трехобмоточных с заземленным выводом первичной обмотки.

Промышленность выпускаеттрехфазные трансформаторы на напряжение до 18 кВ, однофазные на все стандартныенапряжения.

На установках нанапряжение 6кВ и выше используют трансформаторы напряжения с маслянойизоляцией. При этом обмотки и магнитопровод залиты маслом и помещены в металлическиебачки при напряжении 6…35кВ и в фарфорный кожух при напряжении 110кВ и выше.

Заключение

В процессе выполнения курсового проекта на тему«Электроснабжение сельского населённого пункта» по дисциплине«Электроснабжение» по заданному району, включающему шесть населённых пунктов,был произведён расчет линии 10 кВ и линии 0.38 кВ заданного населённого пункта.Он включает расчет электрических нагрузок населенного пункта, определениемощности и выбор трансформаторов, электрический расчет воздушной линиинапряжением 10 кВ, построение таблицы отклонений напряжения, электрическийрасчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ, конструктивное выполнение линийнапряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, расчет токов короткогозамыкания, выбор оборудования подстанции ТП 1, расчет защиты от токов короткогозамыкания, согласование защит, технико-экономическую часть, а также спецвопрос.Курсовое проектирование – важная составляющая приполучении высшего образования. Оно позволяет закрепить, углубить и обобщитьтеоретические знания, полученные в процессе изучения технических дисциплин иповысить уровень знаний студентов. Также развиваются навыки самостоятельногорешения инженерных задач.

Литература

1) Методические указания к выполнениюкурсового проекта по дисциплине «Электроснабжения» Ижевск: ИжГСХА, КочетковН.П. 2004 – 74 с.

2) Будзко И.А., Зуль Н.М.Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат, 1990. – 496 с.