Содержание
Введение
Расчёт электрическихнагрузок промышленных предприятий.
Выбор сеченийпроводов и определение потерь напряжения в кабельных линиях КЛ-1 и КЛ-2напряжением 0,38 кВ.
Выбор числа имощности трансформаторов ТП-1
Расчёт электрическихнагрузок сельскохозяйственных предприятий.
Электрический расчётВЛ 10 кВ.
Выбор сеченийпроводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 10 кВ.
Электрический расчётсети 0,38 кВ.
Определение глубиныпровала напряжения при пуске асинхронных двигателей.
Расчёт токов короткихзамыканий
Выбор высоковольтныхвыключателей и автоматов на подстанциях 10/0,4 кВ и предохранителей на РП
Выбор защиты отгрозовых перенапряжений и расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённогопункта
Определениетехнико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВнаселённого пункта
Заключение ккурсовому проекту
Используемаялитература
Введение
В данном курсовом проекте приведён расчётэлектроснабжения района, который включает в себя промышленные предприятия (механо-сборочный цех №1 и маломощный цех №2) и сельский населённый пункт.
Цельвыполнения данного курсового проекта — формирование у будущегоинженера-электрика системы знаний и практических навыков, необходимых длярешения задач, связанных с электроснабжением промышленных исельскохозяйственных предприятий, городских и сельских населенных пунктов.
При выполнении курсового проекта для промышленногопредприятия определяем расчётные нагрузки по узлам питания и по цеху в целом,сечение проводов, кабелей и токоведущих шин сети цеха. Определяем расчётнуюмощность трансформаторов ТП-1(промышленного предприятия). Для сельского населённогопункта выбирается число ТП и место их расположения в населённом пункте, наплане местности намечаем трассы и составляется схемы ВЛ 0,38 кВ.
Выполняем расчёт электрических нагрузок и выбираемноминальные мощности трансформаторов проектируемых подстанций 10/0,4 кВ внаселённом пункте. Также выбирается марка и сечение ВЛ по методу экономическихинтервалов и проверяются по длительно допустимому току.
Производится проверка всех линий на величинудопустимой потери напряжения наиболее приближённых и удалённых потребителей врежиме максимальных и минимальных нагрузок.
Проверяется сеть на величину провала напряжения припуске асинхронных двигателей. Выполняется расчёт тока трёхфазного, двухфазногои однофазного к.з. электрической сети. Производится выбор электрической аппаратурыпитающих и распределительных ВЛ. Рассчитывают токи плавких вставокпредохранителей для защиты трансформаторов ТП и проверяется их селективность.
выполняется защита от грозовых перенапряжений суказанием мест устройств повторных заземлений нулевого провода и грозозащитныхзаземлений изоляторных крюков, а также расчёт заземляющего устройства ТП населённогопункта.
Определяются технико-экономические показатели передачиэлектроэнергии по сети 0,38 кВ населённого пункта.
Выполняется чертёж силовой электрической сети цеха №1,его однолинейная расчётная схема, план размещения электроприёмников сельскогонаселённого пункта, а также общая схема электроснабжения промышленногопредприятия и населённого пункта.
Расчётэлектрических нагрузок промышленных предприятий
Цех №1
Определимрасчётные нагрузки по узлам питания и по цеху в целом методом коэффициентовиспользования и максимума (метод упорядоченных диаграмм).
Рассмотрим цехв целом:
Таблица 1Наименование оборудования
Кол-во
шт. Ном.мощность, кВт kиа cosφ
Рсм,
кВт
Qсм,
кВАр единичная общая Группа А (коэффициент kиа0,6) Вентиляторы калорифера 2 15 30 0,65 0,8 19,5 14,6 Испытательные стенды 4 90 360 0,8 0,65 288 336,6 ИТОГО: 6 - 390 0,78 - 307,5 351,2
Определимсредние активную (Рсм) и реактивную (Qсм) нагрузки занаиболее загруженную смену сначала по характерным группам электроприёмников,затем по узлам нагрузки и цеху в целом. Здесь же найдём групповой коэффициентиспользования активной мощности Ки.а (только для группы А).
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Найдёмэффективное число электроприёмников группы А:
/>
По таблице 3 (мет.пособия)для Ки.а=0,19 и />=11находим коэффициент максимума Км.а=1,8
Определимрасчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки группыА:
/>/>
/> т.к. nэ≥10
Найдёмэффективное число электроприёмников группы Б:
/>
Электроприёмникис ровным графиком работы (нерегулируемые насосы, вентиляторы, нагревательныеприборы) имеют Км.а=1, они выделены в отдельную группу Б.
Определимрасчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки группыБ:
/>/>
/> т.к. nэ≤10
Общие расчётныеактивные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки цеха №1:
/>/>
/>
Определимполную расчётную нагрузку цеха№1:
/>
Коэффициентмощности:/>
Исходя извозможных токовых нагрузок на кабели, наметим узлы питания (силовые шкафы,распределительные шинопроводы) и все тяготеющие к ним электроприёмникиразбивают на характерные группы А и Б (если это необходимо).
Дляраспределения электроэнергии по отдельным электроприёмникам можно установитьтри силовых распределительных пункта: СРП-1, СРП-2 и СРП-3. Схема распределенияэлектроэнергии показана на рис. 1.
/>
Рис.1.Электроснабжение механо-сборочного цеха.
РассмотримСРП-1:
Расчётныеданные по СРП-1
Таблица 2№ оборуд Кол-во
Рн,
кВт Киа φ cosφ
Рсм,
кВт
Qсм,
кВар
Iном,
А /> /> Группа А (коэффициент kиа 1 1 89,17 0,18 1,047198 0,5 16,0506 27,80045 271,2808 /> 6 1 11 0,45 0,863212 0,65 4,95 5,787191 25,74244 /> 8 1 5,5 0,17 0,863212 0,65 0,935 1,093136 12,87122 /> Итого 105,67 0,207586 21,9356 34,68078 /> Группа Б (коэффициент kиа>0,6) /> 2,3 2 90 0,8 0,863212 0,65 144 168,3547 210,6199 /> 13 1 15 0,65 0,643501 0,8 9,75 7,3125 28,52145 /> Итого 105 153,75 175,6672 /> СРП-1 Sр=333,98кВА 508,037 />
Найдёмэффективное число электроприёмников группы А:
/>
Расчётнаянагрузка группы, содержащей три ЭП и менее (nэ≤3),принимается равной сумме их номинальных мощностей, т.е.
/>
/>,
здесь n- число фактических ЭП в группе (до трёх).
Общие расчётныеактивные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-1:
/>/>
/>
Определимполную расчётную нагрузку СРП-1:
/>
Найдёмрасчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:
/>
И расчётный токлинии, питающей СРП-1:
/>
Данные расчётасведены в таблицу 2.
СРП-2:
Расчётныеданные по СРП-2
Таблица 3№ оборуд Кол-во
Рн,
кВт Киа φ cosφ
Рсм,
кВт
Qсм,
кВар
Iном,
А /> /> Группа А (коэффициент kиа 11 1 89,17 0,18 1,047198 0,5 16,0506 27,80045 271,2808 /> 7 1 11 0,45 0,863212 0,65 4,95 5,787191 25,74244 /> 10 1 3,18 0,55 0,643501 0,8 1,749 1,31175 6,046547 /> 9 1 5,5 0,17 0,863212 0,65 0,935 1,093136 12,87122 /> Итого 108,85 0,217589 23,6846 35,99253 /> Группа Б (коэффициент kиа>0,6) /> 4,5 2 90 0,8 0,863212 0,65 144 168,3547 210,6199 /> 12 1 15 0,65 0,643501 0,8 9,75 7,3125 28,52145 /> Итого 105 153,75 175,6672 /> СРП-2 Sр=337,28кВА 513,0532 />
Найдёмэффективное число электроприёмников группы А:
/>
Расчётнаянагрузка группы, содержащей три ЭП и менее (nэ≤3),принимается равной сумме их номинальных мощностей, т.е.
/>
/>,
здесь n- число фактических ЭП в группе (до трёх).
Общие расчётныеактивные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-2:
/>/>
/>
Определимполную расчётную нагрузку СРП-2:
/>
Найдёмрасчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:
/>
И расчётный токлинии, питающей СРП-2:
/>
Данные расчётасведены в таблицу 3.
СРП-3:
Расчётныеданные по СРП-3
Таблица 4№ оборуд Кол-во
Рн,
кВт Киа φ cosφ
Рсм,
кВт
Qсм,
кВар
Iном,
А /> /> Группа А (коэффициент kиа 14,15 2 53,5 0,17 0,863212 0,65 18,19 21,26647 125,2018 /> 16,17 2 61,75 0,17 0,863212 0,65 20,995 24,54587 144,5087 /> 22 1 3,18 0,55 0,643501 0,8 1,749 1,31175 6,046547 /> 18,19,20 3 4,25 0,12 1,159279 0,4 1,53 3,50567 16,16215 /> 21,24 2 22,25 0,17 0,863212 0,65 7,565 8,844465 52,06993 /> 25 1 13,6 0,35 1,047198 0,5 4,76 8,244562 41,37511 /> 26,27,28 3 5,5 0,25 0,863212 0,65 4,125 4,822659 12,87122 /> 29 1 40 0,15 0,515594 0,87 6 3,400357 69,93765 /> 20 1 2,38 0,12 1,159279 0,4 0,2856 0,654392 9,050806 /> 23 1 5,5 0,17 0,863212 0,65 0,935 1,093136 12,87122 /> Итого 368,91 0,17927 66,1346 77,68933 /> СРП-3 Sр=167,59кВА 254,9407 />
Найдём эффективноечисло электроприёмников СРП-3. Здесь же найдём групповой коэффициентиспользования активной мощности Ки.а
/>
/>
По таблице 3(мет. пособия)для Ки.а=0,179 и />=9находим коэффициент максимума Км.а=2,18
Определимрасчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузкиСРП-3:
/>/>
/> т.к. nэ≤10
Определимполную расчётную нагрузку СРП-3:
/>
Найдёмрасчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:
/>
И расчётный токлинии, питающей СРП-3:
/>
Данные расчётасведены в таблицу 4.
Определимсечение проводов, кабелей и токоведущих шин сети цеха.
/>
Рис.2.Однолинейная расчётная схема
Выбираемсечение проводов и жил кабелей в соответствии с расчётными токами ЭП(табл.2,3,4). Для проводов предусматриваем скрытую прокладку в изоляционныхтрубах в полу. Силовые кабели прокладывают непосредственно по поверхности стени закрепляют при помощи скоб. На основе схемы соединения ГРП с СРП-1, СРП-2 иСРП-3, а также установленным оборудованием составим однолинейную расчётнуюсхему с нанесёнными на неё типами выбранных кабелей, автоматов ипредохранителей, а также расстояний (рис.2).
Методомупорядоченных диаграмм определим расчётную нагрузку маломощного цеха №2предприятия (РП-5), питающегося по кабельной линии №2.
Таблица 5№ оборуд Кол-во
Рн,
кВт Киа φ cosφ
Рсм,
кВт
Qсм,
кВар
Iном,
А /> /> Группа А (коэффициент kиа 25 1 13,6 0,35 1,047198 0,5 4,76 8,244562 41,37511 /> 8,9,23 3 5,5 0,17 0,863212 0,65 2,805 3,279408 12,87122 /> 21,24 2 22,25 0,17 0,863212 0,65 7,565 8,844465 52,06993 /> 18,19,20 3 4,25 0,12 1,159279 0,4 1,53 3,50567 16,16215 /> Итого 87,35 0,190727 16,66 23,87411 /> Группа Б (коэффициент kиа>0,6) /> 12,13 2 15 0,65 0,643501 0,8 19,5 14,625 28,52145 /> Цех№2 Sр=78,76кВА 119,8 />
Найдёмэффективное число электроприёмников группы А. Здесь же найдём групповой коэффициентиспользования активной мощности Ки.а
/>
/>
По таблице 3(мет. пособия)для Ки.а=0,19 и />=6находим коэффициент максимума Км.а=2,24
Определимрасчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки группыА:
/>/>
/> т.к. nэ≤10
Найдёмэффективное число электроприёмников группы Б:
/>
Расчётнаянагрузка группы, содержащей три ЭП и менее (nэ≤3),принимается равной сумме их номинальных мощностей, т.е.
/>
/>
здесь n- число фактических ЭП в группе (до трёх).
Общие расчётныеактивные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-1:
/>/>
/>
Определимполную расчётную нагрузку цеха №2:
/>
Найдёмрасчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:
/>
И расчётный токлинии, питающей цех №2:
/>
Данные расчётасведены в таблицу 5.
Определимсуммарную нагрузку распределительного пункта РП-1
/>
Рис.3. Схемараспределения нагрузок РП-1
Таблица 6Параметр РП-2 РП-3 РП-4 РП-5(Цех№2) cos φ 0,9 0,93 0,92 0,854 Sр, кВА 25 52 58 78,76
/>
Определимнагрузки кабельных линий напряжением 0,38 кВ:
— нагрузка КЛ-1равна нагрузке РП-1(/>/>)
Коэффициентмощности КЛ-1 определяется по выражению:
/>
— нагрузка КЛ-2равна нагрузке РП-5 (/>/>)
Коэффициентмощности КЛ-2 равен коэффициенту мощности РП-5 (cos φ=0,854)Выбор сечений проводов иопределение потерь напряжения в кабельных линиях КЛ-1 и КЛ-2 напряжением 0,38 кВ
Выборпараметров КЛ-1 и КЛ-2 проводится по длительному допустимому току. Расчётныетоки КЛ-2 и КЛ-1 рассчитываются по формуле:
/>
При прокладкенескольких кабелей в канале-коробе расчётный ток корректируется на некоторыйкоэффициент К, связанный с взаимным температурным влиянием кабелей друг надруга.(К=0,6 при числе кабелей в канале равным 5)
Для КЛ-1:
/>
Для КЛ-2:
/>
Предварительновыбираем кабели:
— для КЛ-1:ЦАШв 3×А185+А×120 с допустимым током 345 А
— для КЛ-2:ЦАШв 3×А70+А×35 с допустимым током 200 А
Удельныесопротивления кабельных линий приняты по справочной литературе:
rуд1=0,208 мОм/м, худ1=0,063 мОм/м и rуд2=0,447мОм/м, худ1=0,0612 мОм/м.
Расстояние отТП-1 до РП-1 – 53 м, от РП-1 до РП-5 – 75 м. Тогда
/>
или в процентах–1,3%
/>
или в процентах–1,69%
Результатырасчётов сведены в таблицу 7
таблица 7Участок cosφ Sрасч, кВА Марка кабеля Длина участка, м Потеря напряжения,% на участке от ТП ТП-1–РП-1 0,898 165,6 ЦАШв 3×А185+А×120 53 1,3 1,3 РП-1–РП-5 0,854 78,76 ЦАШв 3×А70+А×35 75 1,69 2,99 Выбор числа и мощноститрансформаторов ТП-1
Число имощность трансформаторов выбираются:
— по графикунагрузки потребителя и подсчитанным величинам средней и максимальной мощности;
— технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа имощности трансформаторов с учётом капитальных затрат и эксплутационныхрасходов;
— категориипотребителей с учётом наличия в его составе нагрузок потребителей первойкатегории, требующих обеспечения резервирования;
— экономическицелесообразному режиму, под которым понимается режим, обеспечивающий минимумпотерь мощности и электроэнергии в трансформаторе при работе по заданномуграфику нагрузки.
Выбор мощноститрансформаторов потребительских подстанций в курсовом проекте производится порасчётным максимумам нагрузки.
Исходя измноголетней практики проектных организаций, установлено, что придвухтрансформаторных подстанциях, а также при однотрансформаторных смагистральной схемой электроснабжения мощность каждого трансформатора можетвыбираться с таким расчётом, чтобы при выходе из строя одного трансформатораоставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей первой ивторой категории. При этом потребители третьей категории могут временноотключаться. Именно поэтому номинальная мощность трансформаторадвухтрансформаторной подстанции принимается равной 70 % от общей расчётнойнагрузки потребителей. Тогда при выходе из строя одного из трансформатороввторой на время ликвидации аварии оказываются загруженными не более чем на140%, что допустимо в аварийных условиях.
Полная нагрузкана низкой стороне ТП-1 определяется с помощью надбавок мощности:
/>
Коэффициентмощности ТП-1 определяется по выражению:
/>
Подстанциядвухтрасформаторная, поэтому мощность трансформаторов
/>
Предварительнопринимаем к установке на ТП-1 два трансформатора мощностью по 630 кВА каждыймарки ТМ-630/6-10 (табл.13 мет. пособия).
Схемасоединения обмоток трансформаторов Y/Yo(табл. П.17).Расчётэлектрических нагрузок сельскохозяйственных предприятий
Выборколичества, мощности и мест расположения подстанций 10/0,4 кВ населённогопункта.
/>
Рис. 4. Схемаместности сельского населённого пункта
Расчётныенагрузки на вводе помещений
Таблица 8Помещение День Вечер Рд, кВт Qд, кВАр Sд, кВА cosφд РВ, кВт QВ, кВАр SВ, кВА cosφВ 1.Одноквартирный жилой дом 0,5 0,24 0,55462 0,90152 1,5 0,6 1,61555 0,92848 2.Двухквартирный жилой дом 3,5 1,15 3,68409 0,95003 6 1,5 6,18466 0,97014 3.Молочная ферма КРС - - - - - - - - 4.Молочный цех с холодильной установкой - - - - - - - - 5.Свиноводческая ферма 90 79,3725 120 0,75 51 31,60696 60 0,85 6.Птичник клеточного содержания 82,8 35,2727 90 0,92 63,36 18,48 66 0,96 7.Овощехранилище 22,4 16,8 28 0,8 16 12 20 0,8 8.Ремонтная мастерская 52 60,7947 80 0,65 14 14,28286 20 0,7 9.Лесопильный цех 18,75 16,5359 25 0,75 1,5 1,322876 2 0,75 10.Кормоприготови-тельный цех 5,25 4,63006 7 0,75 5,25 4,630065 7 0,75 11.Общеобразовательная школа 7,36 3,13535 8 0,92 11,4 3,746999 12 0,95 12.Административное здание 2,76 1,17576 3 0,92 6,65 2,185749 7 0,95 13.Клуб 2,76 1,17576 3 0,92 7,6 2,497999 8 0,95 14.Баня 1,84 0,78384 2 0,92 4,75 1,561249 5 0,95 15.Дошкольное учреждение 9,2 3,91918 10 0,92 5,7 1,873499 6 0,95 16.Магазин 4,6 1,95959 5 0,92 6,65 2,185749 7 0,95
Предварительныйвыбор количества и мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ населённого пункта такили иначе требует определения его суммарной нагрузки.
Раздельно длярежимов дневной и вечерней нагрузки определяются расчётные нагрузки для четырёхгрупп потребителей: жилые дома, коммунальные и культурно- административныепотребители, производственные потребители и наружное освещение. Для вычислениярасчётной нагрузки группы потребителей используются коэффициентыодновременности, а для определения суммарной нагрузки — надбавки мощности.
Послеприближённого определения расчётной нагрузки населённого пункта ориентировочнонамечаем сооружение двух ТП (ТП-2 и ТП-3).
К ТП-2предполагается присоединить производственные потребители № 5,6 и жилые дома.
ТП-2 однотрансформаторная,закрытого исполнения с двумя вводами высокого напряжения, так как предусмотренорезервирование по сети 10 кВ и по 0,38кВ.
Дляориентировочного определения местоположения ТП находятся координаты “центратяжести” расчётных нагрузок
Определенияместоположения ТП-2
Таблица 9№ потребителя S, кВА Si∙Xi Si∙Yi X, мм Y, мм 1 0,55 0,55 9,735 1 17,7 1 0,55 0,55 9,185 1 16,7 1 0,55 0,55 8,58 1 15,6 1 0,55 0,55 8,03 1 14,6 1 0,55 0,55 7,48 1 13,6 1 0,55 0,55 6,875 1 12,5 1 0,55 0,55 6,325 1 11,5 1 0,55 0,55 5,39 1 9,8 1 0,55 0,55 4,84 1 8,8 1 0,55 0,55 4,29 1 7,8 1 0,55 0,55 3,74 1 6,8 1 0,55 0,55 3,135 1 5,7 1 0,55 0,55 2,2 1 4 1 0,55 1,65 2,2 3 4 1 0,55 1,65 3,135 3 5,7 1 0,55 1,65 3,74 3 6,8 1 0,55 1,65 4,29 3 7,8 1 0,55 1,65 4,84 3 8,8 1 0,55 1,65 5,39 3 9,8 1 0,55 1,65 6,325 3 11,5 1 0,55 1,65 6,875 3 12,5 1 0,55 1,65 7,48 3 13,6 1 0,55 1,65 8,03 3 14,6 1 0,55 1,65 8,58 3 15,6 1 0,55 1,65 9,185 3 16,7 1 0,55 1,65 9,735 3 17,7 2 3,68 11,04 1,84 3 0,5 2 3,68 11,04 9,2 3 2,5 2 3,68 20,24 46,736 5,5 12,7 2 3,68 20,24 40,48 5,5 11 2 3,68 20,24 33,12 5,5 9 2 3,68 20,24 23,92 5,5 6,5 5 120 720 1980 6 16,5 6 90 540 180 6 2 ТП-2 246,38 1391,64 2474,906 5,648348 10,04508
Координатыместа установки ТП для n потребителей определяются наоснове следующих выражений:
/>
Определенияместоположения ТП-3
Таблица 10№ потребителя S, кВА Si∙Xi Si∙Yi X, мм Y, мм 1 0,55 4,565 4,4 8,3 8 1 0,55 4,565 3,85 8,3 7 1 0,55 4,565 3,3 8,3 6 1 0,55 3,025 3,3 5,5 6 1 0,55 3,025 3,74 5,5 6,8 1 0,55 3,85 3,3 7 6 1 0,55 0,385 3,3 0,7 6 1 0,55 1,375 3,3 2,5 6 2 3,68 12,144 13,984 3,3 3,8 2 3,68 14,72 40,48 4 11 2 3,68 11,04 51,52 3 14 2 3,68 18,4 55,2 5 15 7 28 204,4 112 7,3 4 8 80 120 960 1,5 12 9 25 162,5 450 6,5 18 10 7 56 3,5 8 0,5 11 8 60 100 7,5 12,5 12 3 16,5 27 5,5 9 13 3 6 25,5 2 8,5 14 2 5 32,8 2,5 16,4 15 10 75 150 7,5 15 16 5 40 47,5 8 9,5 ТП-3 190,12 827,059 2097,974 4,350195 11,035
Координатыместа установки ТП для n потребителей определяются наоснове следующих выражений:
/>
Местарасположения ТП населённого пункта указываются на карте схеме окружностьюдиаметром 5 мм.
На рис. 4.намечаем трассы и составляем схемы ВЛ 0,38 кВ
Определениерасчётных нагрузок ТП-2 населённого пункта
Расчётная нагрузкажилых домов (дневной и вечерние режимы)
Одноквартирныедома: (26 домов, Ко=0,356)
/>
/>
/>
/>
Двухквартирныедома: (6 домов, Ко=0, 5)
/>
/>
/>
/>
Расчётнаянагрузка производственных потребителей (дневной и вечерние режимы)
/>
/>
/>
/>
Активные иреактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываются между собой с помощьютаблицы суммирования нагрузок.
/>
/>
/> />
/>
/>
Подстанция однотрасформаторная,поэтому мощность трансформатора выбираем по таблице 12 (методического пособия).
Предварительнопринимаем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10(табл.13 мет. пособия).
Схема соединенияобмоток трансформаторов ∆/Yo (табл. П.1.7).
Определениерасчётных нагрузок ТП-3 населённого пункта
Расчётнаянагрузка жилых домов (дневной и вечерние режимы)
Одноквартирныедома: (8 домов, Ко=0,473)
/>
/>
/>
/>
Двухквартирныедома: (4 домов, Ко=0,585)
/>
/>
/>
/>
Расчётнаянагрузка коммунальных и культурно-административных потребителей (дневной и вечерниережимы)
/>
/>
/>
/>
Расчётнаянагрузка производственных потребителей (дневной и вечерние режимы)
/>
/>
/>
/>
Наружноеосвещение (вечерний режим)
В соответствиис заданным масштабом плана местности определяется длина улиц с покрытиемпростейшего типа (на плане широкие) –ℓ1=720 м. и длина улиц дорогместного значения (на плане более узкие) –ℓ2=1200м. По таблице 8методических рекомендаций определяем удельные мощности для улиц первого ивторого типа, соответственно ρуд1=10 Вт/м и ρуд2=4 Вт/м.
/>
Активные иреактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываются между собой спомощью таблицы суммирования нагрузок.
/> />
/>
/>
/>
/>
Подстанцияоднотрасформаторная, поэтому мощность трансформатора выбираем по таблице 12(методического пособия).
Предварительнопринимаем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10(табл.13 мет. пособия).Электрический расчёт ВЛ10 кВ
Составлениетаблицы отклонений напряжений
Для определениядопустимых потерь напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ при встречном законерегулирования на шинах ГПП 110/10 кВ составляется таблица отклоненийнапряжения. Принимается, что устройства регулирования напряжения на ГПП (Т7,трансформаторы с РПН) обеспечивают на шинах 10 кВ напряжение не ниже 105% впериод наибольших нагрузок и не выше 100% в период наименьших нагрузок.
Надбавки,потери и отклонения напряжения (%) на элементах сети 10 и 0,38 кВ.
Таблица 11Параметр элемента системы Удалённая ТП (ТП-3) Ближайшая ТП (ТП-1) Режим нагрузок Режим нагрузок максим. миним. максим. миним. Потребитель Потребитель удал. ближ. удал. ближ. удал. ближ. удал. ближ. 1.Шины 10 кВ VГПП +5,0 +5,0 +5,0 +5,0 2.ΔUВН ВЛ 10 кВ -4,4 -4,4 -1,1 -1,1 -2,0 -2,0 -0,5 -0,5 3.Тр-тор 10/0,4 кВ: –надбавка VПОСТ. +5,0 +5,0 +5,0 +5,0 +2,5 +2,5 +2,5 +2,5 – потери ΔUТ -4,0 -4,0 -1,0 -1,0 -4,0 -4,0 -1,0 -1,0 4.ΔUНН 0,38 кВ -6,6 -1,65 -6,5 -1,625 5.Потребитель Vпотр -5,0 +1,6 +1,25 +2,9 -5,0 +1,5 -0,625 +1,0
При составлениитаблицы учитываются нерегулируемые надбавки трансформаторов ТП-1 и ТП-3 ипотери напряжения в них с учётом того, что ТП-1 двухтрансформаторная, а ТП-3однотрансорматорная.
Переменныенадбавки у трансформаторов типа ТМ (без буквы Н в конце) принимаются равныминулю.Выбор сечений проводов ирасчёт потери напряжения в ВЛ 10 кВ
Приведёмрасчётную схему ВЛ 10 кВ с указанием длин участков (км) и расчётных нагрузок вузлах.
/>
Рис.5. Расчётнаясхема ВЛ 10 кВ.
Расчёт нагрузокна участках ВЛ 10 кВ.
1. УчастокТП-2–ТП-3.
/> />
/> Тогда по таблице 7 (мет. пособ.) />
/>
2. УчастокТП-1–ТП-2.
/> />
/> />
/>
/>
3. УчастокГПП–ТП-1.
/> />
/>
/>
В соответствиис магистральным принципом сооружения ВЛ 10 кВ на магистральных участках ВЛдолжны монтироваться сталеалюминевые провода марки АС сечением не менее 70 мм2.Для выбора сечений проводов воспользуемся методом экономических интервалов.
Эквивалентныемощности ВЛ составят:
–для ВЛ 0-1: />
–для ВЛ 1-2: />
–для ВЛ 2-3: />
КД –коэффициент динамики роста нагрузок, принимается равным 0,7 для вновьстроящихся линий.
Согласно табл.16 (мет. пособия), сечение проводов для 3-4 района по гололёду для ВЛ 0-1 нажелезобетонных опорах можно принять равным 50 мм2, для ВЛ 1-2 и ВЛ 2-3 – 35мм2. Но так, как ВЛ 0-1 и ВЛ 1-2 являются магистралями, поэтому для нихвыбирают провода марки АС 70. Принимая ВЛ 2-3 как отпайку, выбираем для неёмарку провода АС 35.
Для проводовмарки АС 70 и АС 35 по справочнику принимаем удельные сопротивлениясоответственно rо=0,45 Ом/км, хо=0,34 Ом/км и rо=0,91 Ом/км, хо=0,327 мОм/км.
Потеринапряжения в ВЛ-1 длиной 2,8 км составят в нормальном режиме (две параллельныелинии):
/>
Или в процентах∆UВЛ-1=0,75 %.
Для ВЛ-2:
/>
Или в процентах∆UВЛ-1=1,03 %.
Для ВЛ-3:
/>
Или в процентах∆UВЛ-1=0,026 %. Результаты расчётов сведём втаблицу.
Электрическийрасчёт сети 10 Кв.
Таблица12Участок Ррасч, кВт cosφ Sрасч, кВА Марка провода Длина участка, км Потеря напряжения,% на участке от ТП ГПП–ТП-1 767,88 0,8 959,85 АС-70 2,8 0,75 0,75 ТП-1–ТП-2 223,2 0,75 297,6 АС-70 6,2 1,03 1,78 ТП-2–ТП-3 93 0,75 124 АС-35 0,24 0,026 1,806
Суммарныепотери напряжения в сети 10 кВ меньше рассчитанных при составлении таблицыотклонений, следовательно выбранные сечения проводов удовлетворяют условиямдопустимой потери напряжения. Электрический расчёт сети0,38 кВ
Выбор сеченийпроводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ
Расчёт линийТП-2: от ТП-2 отходят четыре линии, две из которых КЛ. Одна КЛ дляэлектроснабжения свиноводческой фермы (на плане объект №5, по надежности втораякатегория), другая для электроснабжения птичника клеточного содержания (наплане объект №6, по надежности первая категория). Две ВЛ для электроснабженияжилых домов (на плане объект №1 и №2, по надежности третья категория).
Полная мощностьобъекта №5 Ѕ=120 кВА, ток
/>
Длина линии – 100м.Сечение четырёхжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами и бумажнойизоляцией, прокладываемого в земле, выбираем по допустимому длительному току(табл. 24 мет. пособия). Получаем сечение 4×А70 (кабель типа ЦАШв) придлительно допустимом токе 200 А. Удельные сопротивления принимаем посправочнику rо=0,447 мОм/м, хо=0,0612 мОм/м.
Потеринапряжения в КЛ с ℓ= 100 м и cosφ=0,75 составят :
/>
Или в процентах∆UКЛ-1=3,12 %.
Полная мощностьобъекта №6 Ѕ=90 кВА, ток
/>
Длина линии – 130м.Сечение четырёхжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами и бумажнойизоляцией, прокладываемого в земле, выбираем по допустимому длительному току(табл. 24 мет. пособия). Получаем сечение 4×А50 (кабель типа ЦАШв) придлительно допустимом токе 165 А. Удельные сопротивления принимаем посправочнику rо=0,625 мОм/м, хо=0,0625 мОм/м.
Потеринапряжения в КЛ с ℓ= 130 м и cosφ=0,92 составят в нормальном режиме(две параллельные линии):
/>
Или в процентах∆UКЛ-2=2,42 %.
В аварийном режимепри одном кабеле ∆UКЛ-2=18,44 В или в процентах ∆UКЛ-2=4,85 %.
Остальные двелинии проектируются воздушными ВЛ-1 и ВЛ-2 0,38 кВ ТП-2.
Нагрузки вузлах принимаются по таблице 8.
Линия ВЛ-1осуществляет питание жилых домов ( 14 одноквартирных и 2 двухквартирных)
Схемаэлектроснабжения жилых домов от шин 0,38 кВ ТП-2.
/>
Рис.6.Расчётная схема ВЛ-1 0,38 кВ.
Расчётныенагрузки на участках:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Значениекоэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощностинаибольшему по мощности участку (У1-У2), т.е. cosφ=0,95.
По методуэкономических интервалов на головном участке ВЛ-1(0-У1) для четвёртого районапо гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А16:
/>
Однако всоответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развитияэлектрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжениивыполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличениемдо 95мм2 (с 2000г.)
Для проводамарки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33мОм/м, хо=0,303 мОм/м.
Находим потеринапряжения на участках:
/>
Или в процентах∆UВЛ(0-У1)=0,095 %.
Аналогичнонаходят потери напряжения на других участках ВЛ-1.
Результатырасчётов для данной линии сведены в таблицу 13.
Электрическийрасчёт ВЛ-1 сети 0,38 кВ.
таблица 13.Участок Ррасч, кВт cosφ Sрасч, кВА Марка провода Длина участка, м Потеря напряжения,% на участке от ТП 1.ТП-2–У1 6,96 0,95 7,326 4×А95 46 0,095 0,095 2.У1–1 5,25 0,95 5,526 4×А95 14 0,022 0,117 3.1–2 3,5 0,95 3,684 4×А95 30 0,031 0,148 4.У1–У2 2,86 0,90 3,173 4×А95 20 0,019 0,167 5.У2–5 1,72 0,90 1,906 4×А95 128 0,072 0,240 6.5–6 0,5 0,90 0,556 4×А95 64 0,011 0,250 7.У2–3 1,72 0,90 1,906 4×А95 54 0,031 0,281 8.3–4 0,50 0,90 0,556 4×А95 64 0,011 0,291
Вторая линияВЛ-2 также осуществляет питание жилых домов ( 12 одноквартирных и 4двухквартирных)
Схемаэлектроснабжения жилых домов от шин 0,38 кВ ТП-2.
/>
Рис.7.Расчётная схема ВЛ-2 0,38 кВ.
Расчётныенагрузки на участках:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Значениекоэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощностинаибольшему по мощности участку (У1-У2), т.е. cosφ=0,93.
По методуэкономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-У1) для четвёртого районапо гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А16:
/>
Однако всоответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развитияэлектрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжениивыполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличениемдо 95мм2 (с 2000г.)
Для проводамарки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33мОм/м, хо=0,303 мОм/м.
Находим потеринапряжения на участках:
/>
Или в процентах∆UВЛ(0-У1)=0,095 %.
Аналогичнонаходят потери напряжения на других участках ВЛ-1.
Результатырасчётов для данной линии сведены в таблицу 14.
Электрическийрасчёт ВЛ-2 сети 0,38 кВ.
таблица 14.Участок Ррасч, кВт cosφ Sрасч, кВА Марка провода Длина участка, м Потеря напряжения,% на участке от ТП 1.ТП2–У1 10,236 0,93 11,006 4×А95 36 0,115 0,115 2.У1–1 5,25 0,95 5,526 4×А95 20 0,031 0,146 3.1–2 3,5 0,95 3,684 4×А95 34 0,035 0,181 4.У1–У2 7,086 0,93 7,619 4×А95 24 0,053 0,234 5.У2–3 6,168 0,93 6,632 4×А95 52 0,100 0,334 6.3–4 3,5 0,95 3,684 4×А95 78 0,081 0,415 7.4–5 3,5 0,95 3,684 4×А95 30 0,031 0,447 8.У2–6 1,53 0,9 1,700 4×А95 110 0,056 0,502 9.6–7 0,5 0,9 0,556 4×А95 64 0,011 0,513
Послеопределения нагрузки головных участков кабельных и воздушных линий для ТП-2уточним мощность выбранного ранее трансформатора. Суммарная нагрузкасоставляет:
/>
/>
/>
Впредварительных расчётах /> , поэтому мощностьтрансформатора ТП-2 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-2трансформатор мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10.
Расчёт линийотходящих от ТП-3
От ТП-3 отходяттри линии: одна для электроснабжения потребителей административного характера:школы, дошкольного учреждения и бани, а также лесопильного цеха и двух жилыхдомов (на плане объекты № 11,15,14,9 и 2 соответственно по надежности втораякатегория), другая для электроснабжения ремонтной мастерской, клуба и жилыхдомов.
Третья линияснабжает административное здание, магазин, овощехранилище,кормоприготовительный цех и жилые дома.
ВЛ-1:
Схемаэлектроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.
/>
Рис.8.Расчётная схема ВЛ-1 0,38 кВ.
Расчётные нагрузкина участках:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Значениекоэффициента мощности на участке 0-1 принято равным коэффициенту мощностинаибольшему по мощности участку (1-2), т.е. cosφ=0,75.
По методуэкономических интервалов на головном участке ВЛ-1(0-У1) для четвёртого районапо гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:
/>
Однако всоответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развитияэлектрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжениивыполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличениемдо 95мм2 (с 2000г.)
Для проводамарки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33мОм/м, хо=0,303 мОм/м.
Находим потеринапряжения на участках:
/>
Или в процентах∆UВЛ(0-У1)=0,32 %.
Аналогичнонаходят потери напряжения на других участках ВЛ-1.
Результатырасчётов для данной линии сведены в таблицу 15.
Электрическийрасчёт ВЛ-1 сети 0,38 кВ.
таблица 15.Участок Ррасч, кВт cosφ Sрасч, кВА Марка провода Длина участка, м Потеря напряжения,% на участке от ТП 1.ТП-3–1 32,496 0,75 43,328 4×А95 24 0,323 0,323 2.1–2 28,08 0,75 37,440 4×А95 98 1,138 1,461 3.2–У1 22,56 0,75 30,080 4×А95 20 0,187 1,647 4.У1–3 6,354 0,83 7,655 4×А95 96 0,225 1,873 5.3–4 1,84 0,92 2,000 4×А95 68 0,040 1,912 6.У1–5 18,74 0,75 24,987 4×А95 40 0,310 2,223
ВЛ-2:
Схемаэлектроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.
/>
Рис.9.Расчётная схема ВЛ-2 0,38 кВ.
Расчётныенагрузки на участках:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Значениекоэффициента мощности на участке 0-1 принято равным коэффициенту мощности дляпроизводственной нагрузки, т.е. cosφ=0,75.
По методуэкономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-1) для четвёртого района погололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:
/>
Однако всоответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развитияэлектрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжениивыполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличениемдо 95мм2 (с 2000г.)
Для проводамарки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33мОм/м, хо=0,303 мОм/м.
Находим потеринапряжения на участках:
/>
Или в процентах∆UВЛ(0-У1)=0,71 %.
Аналогично находятпотери напряжения на других участках ВЛ-2.
Результатырасчётов для данной линии сведены в таблицу 16.
Электрическийрасчёт ВЛ-2 сети 0,38 кВ.
таблица 16.Участок Ррасч, кВт cosφ Sрасч, кВА Марка провода Длина участка, м Потеря напряжения,% на участке от ТП 1.ТП-3–1 57,46 0,75 76,613 4×А95 30 0,713 0,713 2.1–У1 55,36 0,75 73,813 4×А95 30 0,687 1,400 3.У1–2 52 0,65 80,000 4×А95 56 1,380 2,780 4.У1–3 5,612 0,93 6,034 4×А95 16 0,028 2,808 5.3–У2 3,956 0,93 4,254 4×А95 64 0,079 2,887 6.У2–4 0,76 0,9 0,844 4×А95 26 0,007 2,893 7.4–5 0,5 0,9 0,556 4×А95 38 0,006 2,899 8.У2–6 3,5 0,95 3,684 4×А95 20 0,021 2,920
ВЛ-3:
Схемаэлектроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.
/>
Рис.10.Расчётная схема ВЛ-3 0,38 кВ.
Расчётныенагрузки на участках:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Значениекоэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности дляпроизводственной нагрузки, т.е. cosφ=0,75.
По методуэкономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-У1) для четвёртого районапо гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:
/>
Однако всоответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развитияэлектрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняютсячетырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с2000г.)
Для проводамарки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33мОм/м, хо=0,303 мОм/м.
Находим потеринапряжения на участках:
/>
Или в процентах∆UВЛ(0-У1)=0,128 %.
Аналогичнонаходят потери напряжения на других участках ВЛ-3.
Результатырасчётов для данной линии сведены в таблицу 17.
Электрическийрасчёт ВЛ-3 сети 0,38 кВ.
таблица 17.Участок Ррасч, кВт cosφ Sрасч, кВА Марка провода Длина участка, м Потеря напряжения,% на участке от ТП 1.ТП-3–У1 30,975 0,75 41,300 4×А95 10 0,128 0,128 2.У1–1 2,67 0,92 2,902 4×А95 14 0,012 0,140 3.У1–2 29,319 0,75 39,092 4×А95 90 1,091 1,231 4.2–У2 26,203 0,8 32,754 4×А95 44 0,445 1,676 5.У2-3 0,99 0,9 1,100 4×А95 50 0,016 1,693 6.3–4 0,5 0,9 0,556 4×А95 50 0,008 1,701 7.У2–5 25,55 0,75 34,067 4×А95 30 0,317 2,018 8.5–6 5,25 0,75 7,000 4×А95 44 0,096 2,113
Послеопределения нагрузки головных участков воздушных линий для ТП-3 уточниммощность выбранного ранее трансформатора. Суммарная нагрузка составляет:
/>
/>
/>
Впредварительных расчётах /> , поэтому мощность трансформатораТП-3 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-3 трансформатормощностью 160 кВА типа ТМ-160/10.
Для болееточной проверки системы электроснабжения по качеству электроэнергии необходимопроизвести уточненные расчёты для определения потерь напряжения натрансформаторах ТП-1 и ТП-3.
Сопротивлениятрансформаторов:
ТП-1двухтрансформаторная, поэтому:
/>
/>
ТП-3однотрансформаторная:
/>
/>
Потеринапряжения в трансформаторах:
/>
/>
В процентахпотери соответственно составят 3,07 и 3,1 %.
По результатамрасчётов проверки линий на допустимые потери напряжения составляется итоговаятаблица 18.
Расчётныеданные для ВЛ 10 кВ и ВЛ (КЛ) 0,38 кВ.
таблица 18.Номер ТП Номер линии (трансфоматоры ТП) Длина, м Мощность Sрасч, кВА Ток Iрасч, А Марка провода (тр-ра ТП) Потери напряжения,% UВЛтабл UВЛрасч ГПП ВЛ-1 (10 кВ) 2800 959,85 55,41859 АС-70 2,0 0,75 ВЛ-2 (10 кВ) 6200 297,6 17,18245 АС-70 2,0 1,03 ВЛ-3 (10 кВ) 240 124 7,159353 АС-35 2,0 0,026 Итого в сети 10кВ 9240 – – – 6,0 1,806 ТП-1 Тр-торы ТП-1 857,93 24,76703 ТМ-630/10 4,0 3,07 КЛ-1 (0,38) 53 165,6 251,6106 3×А185+А×120 2,5 1,3 КЛ-2 (0,38) 75 78,76 119,667 3×А70+А×35 4,0 1,69 Итого в КЛ-1 и КЛ-2 128 – – – 6,5 2,99 КЛ-1, Цех №1 8,4 138,46 210,3744 3×А70+А×35 0,27 КЛ-2, Цех №1 28 18,75 28,48851 АПВ-4(1×16) 0,58 ТП-3 Тр-торы ТП-3 124,511 7,188857 ТМ-160/10 4,0 3,1 ВЛ-1 (0,38) 182 43,328 65,83202 4×А95 6,6 2,22 ВЛ-2 (0,38) 160 76,613 116,4048 4×А95 6,6 2,92 ВЛ-3 (0,38) 218 41,4 62,90264 4×А95 6,6 2,11
Для потребителейТП-1 после получения уточнённых данных о потере напряжения имеем:
а) для наиболееудалённого потребителя в режиме максимальных нагрузок:
/>
— в режимеминимальных нагрузок:
/>
б) дляближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:
/>
— в режимеминимальных нагрузок:
/>
Для ТП-1постоянные надбавки на трансформаторе оставляем без изменения, т.е. 2,5 %.
Аналогично дляпотребителей ТП-3 после получения уточнённых данных о потере напряжения имеем:
а) для наиболееудалённого потребителя в режиме максимальных нагрузок:
/>
— в режимеминимальных нагрузок:
/>
б) дляближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:
/>
— в режимеминимальных нагрузок:
/>
Всё этопозволяет скорректировать принятые при составлении таблицы 11 постоянныенадбавки на трансформаторе ТП-3 с 5% на 2,5%. В этом случае значительноулучшатся показатели качества электроснабжения потребителей, присоединённых кданной трансформаторной подстанции.Определение глубиныпровала напряжения при пуске асинхронных двигателей
В сельскихэлектрических сетях провалы напряжения наиболее часто возникают при пускекороткозамкнутых асинхронных двигателей, мощность которых соизмерима смощностью трансформатора (составляет порядка 40 % их мощности). Принедопустимом снижении напряжения пуск двигателя может оказаться безуспешным,т.к. вращающий момент двигателя, в том числе и пусковой, пропорционаленквадрату действующего напряжения. Кроме того, может произойти “опрокидывание”,т.е. останов работающих двигателей. В практике электроснабжения принято, чтопри пуске двигателя понижение напряжения на его зажимах может составить до 30 %от номинального напряжения. При этом напряжение на зажимах работающихдвигателей при пуске не должно снижаться более чем на 20 % от номинальногонапряжения.
Глубину провалаопределяют для наиболее мощных и удалённых от шин подстанции электродвигателей.
ТП-3: Мощностьдвигателя установленного в лесопильном цехе 22кВт, cosφ=0,75.Длина ВЛ марки 4×А95 от ТП-3 до двигателя составляет 182м.
Полноесопротивление трансформатора ТП-3 составляет:
/>
Удельноесопротивление линии:
/>
Полноесопротивление ВЛ:
/>
Сопротивлениедвигателя при пуске:
/>
Глубина проваланапряжения:
/>
Что допустимодля пуска электродвигателя.
ТП-2: Мощностьдвигателя установленного на свиноводческой ферме 30кВт, cosφ=0,75.Длина КЛ марки ЦАШв 4×А70(rо=0,447 мОм/м,хо=0,0612 мОм/м.)
от ТП-2 додвигателя составляет 100м.
Полноесопротивление трансформатора ТП-2 составляет:
/>
Активное иреактивное сопротивление линии:
/>
Полноесопротивление КЛ:
/>
Сопротивлениедвигателя при пуске:
/>
Глубина проваланапряжения:
напряжение кабельный линия трансформатор
/>
Что допустимодля пуска электродвигателя.
Удалённостьцеха №2 от ТП-1 требует проверки кабельной сети на величину провала напряжения.Удельные сопротивления кабельных линий КЛ-1 и Кл-2:rуд1=0,208мОм/м,худ1=0,063 мОм/м и rуд2=0,447 мОм/м, худ1=0,0612 мОм/м.
Активные иреактивные сопротивления линии КЛ-1и КЛ-2:
/> />
Полноесопротивление КЛ:
/>
Полноесопротивление трансформаторов ТП-1 составляет:
/>
Мощность самогосильного двигателя, установленного в цехе №2, Рдв=22кВт,cosφ=0,65.
Сопротивлениедвигателя при пуске:
/>
Глубина проваланапряжения:
/>
Что допустимодля пуска данного электродвигателя и других двигателей цеха №2.Расчёт токов короткихзамыканий.
/>
Рис.11.Фрагмент сети для расчёта токов к.з.
Составим схемузамещения.
/>
Рис. 12. Схемазамещения сети.
Схема сетиимеет два уровня напряжения 10 и 0,38 кВ, поэтому расчёты будем проводить вименованных единицах. Так как большинство токов к.з., подлежащих определению,находятся на напряжении 0,38 кВ, приведём все сопротивления к напряжению Uср=0,4 кВ.
Определимпараметры схемы замещения, сеть 10 кВ и трансформаторы:
/>
/>
/>/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Сеть 0,4 кВ отТП-1:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Сеть 0,4 кВ отТП-2:
/>
/>
/>
/>
Наиболееудалённый потребитель ВЛ-2, отходящий от ТП-2, жилой двухквартирный дом — расстояние 220м:
/>
/>
/> />
Расчёттрёхфазного к.з. в сети 10 кВ.
Определим токк.з. на шинах низкого напряжения (10,5 кВ) ГПП:
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Ударный ток:
/>,
где Ку=1,95 всилу того, что активное сопротивление практически равно нулю.
1. Определениетока к.з. в точке К-1:
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Ударный ток:
/>,
где />
/>
2. Определениетока к.з. в точке К-2:
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Ударный ток:
/>,
где />
/>
3. Определениетока к.з. в точке К-3:
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Ударный ток:
/>,
где />
/>
Расчёт токовк.з. в сети 0,4 кВ от ТП-1.
4. Определениетока к.з. в точке К-4:
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока к.з. при учёте сопротивления дуги:
/>
где />
Значение токапри дуговом к.з.:
/>
Максимальный ударныйток:
/>,
где />
/>
Ударный ток придуговом к.з.:
/>
где />
/>
Влияниеасинхронных двигателей цеха №1 приближённо учитывается следующим образом.Небольшое расстояние от шин 0,4 кВ ТП-1 до электроприёмников цеха №1 позволяетотказаться от учёта сопротивлений в цехе №1. Тогда:
/>
Ударный токсоставит величину:
/>
Как видно,влияние тока асинхронных двигателей цеха №1 на ударный ток незначительно (около10%).
5. Определениетока к.з. в точке К-5:
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Ударный ток:
/>,
где />
/>
Расчётоднофазного к.з. в точке К-5.
Первый подход:Сопротивления нулевой последовательности из [6, табл.31]
/>
Второй подход:
/>
/>
где />
Учитывая то обстоятельство,что приведённые значения сопротивлений сети 10 кВ значительно меньше таковых всети 0,4 кВ, при определении токов к.з. можно пренебречь сопротивлениями сетивысокого напряжения. Тогда расчёт значительно упростится. Полное сопротивлениетоку однофазного к.з. для трансформаторов марки ТМ-630/10 при соединенииобмоток Y/Y0 составляет:
/>
/>
Более точноезначение было равно 5,48кА.
6. Определениетока к.з. в точке К-6 (шины РП-5 – цех №2):
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Ударный ток:
/>,
где />
/>
Мощность самогокрупного асинхронного двигателя в цехе №2 равна 22 кВт, cosφ=0,65:
/>
Ударный токсоставит величину:
/>
Как видно,влияние тока асинхронных двигателей цеха №2 на ударный ток незначительно (4,32%).
Расчётоднофазного к.з. в точке К-6 по упрощённой методике:
/>
/>Тогда:
/>
Если схемасоединения обмоток трансформатора была ∆/Y0, то
/>
/>
Поэтомудостаточно часто способ соединения обмоток трансформаторов используют дляотстройки чувствительности автоматов и предохранителей.
Определимвлияние дуги на значение тока однофазного к.з. при дуговом к.з.:
/>
/>
/>
Сопротивлениепетли при учёте сопротивления дуги:
/>
Тогда:
/>
т.е. влияниеучёта сопротивления дуги на ток к.з. незначительно и в дальнейших расчётах привыборе защитной аппаратуры можно пользоваться только величиной металлическоготока однофазного к.з.
Расчёт токовк.з. в сети 0,4 кВ от ТП-2.
7. Определениетока к.з. в точке К-7 (шины НН ТП-2):
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Максимальныйударный ток:
/>,
где />
/>
Влияниеасинхронного двигателя, установленного на объекте №5 (точка К-8), на ток к.з. вточке К-7 незначительно в силу того, что сопротивления «плеч» практическиодинаковы, а мощность системы (SТ.ГПП=10000 кВА) многократнопревышает мощность асинхронного двигателя (РДВ=30 кВт).
8. Определениетока к.з. в точке К-8 (шины РП электроприёмника №5):
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Максимальныйударный ток:
/>,
где />
/>
Влияниеасинхронного двигателя, установленного на шинах, где произошло к.з. (точкаК-8), приближённо можно оценить следующим образом. Принимаем сопротивление отасинхронного двигателя до точки К-8 равным нулю.
Номинальный токдвигателя:
/>
Ударный токсоставит величину:
/>
Как видно,влияние тока асинхронного двигателя, расположенного в свиноводческой ферме наударный ток незначительно.
Приведём расчётоднофазного к.з. в точке К-8 по упрощённой методике.
Длятрансформатора ТМ-160 (∆/Y0) подстанции ТП-2 полноесопротивление токам однофазного к.з. равно: />
Сопротивлениепетли:
/>
Ток однофазногок.з.: />
9. Определениетока к.з. в точке К-8 (наиболее удалённый жилой дом):
/>
/>
/>
Начальноезначение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
/>
Ток двухфазногок.з.:
/>
Максимальныйударный ток:
/>,
где />
/>
Сопротивлениепетли:
/>
Ток однофазногок.з.: />
Для удобствадальнейшего использования полученных результатов расчёта токов к.з., сведём ихв одну таблицу.
Таблица 19.Элемент сети, точка к.з. I(3)к, кА i(3)уд, кА I(1)к, кА I(2)к, кА Шины НН (10,5 кВ) ГПП (К-0) 9,98 27,57 – 8,64 Шины 10 кВ ТП-1 (К-1) 4,84 7,939 – 4,19 Шины 10 кВ ТП-2 (К-2) 1,3 1,89 – 1,125 Шины 10 кВ ТП-3 (К-3) 1,24 1,8 – 1,07 Шины 0,4 кВ ТП-1 (К-4) 26,45/16,48 57,7/24,58 – 22,9 Шины 0,38 кВ РП-1 (К-5) 12,93 18,72 4,78–5,84 11,2 Шины 0,38 кВ РП-5 (К-6) 4,64 6,54 2,12 4,02 Шины 0,4 кВ ТП-2 (К-7) 4,51 7,84 – 3,9 КЛ №1 0,38 кВ ТП-2 (К-8) 2,73 3,92 1,81 2,4 ВЛ №2 0,38 кВ ТП-2 (К-9) 1,56 2,36 1,29 1,4 Выбор высоковольтныхвыключателей и автоматов на подстанциях 10/0,4 кВ и предохранителей на РП.
Выборвысоковольтных выключателей на стороне низкого напряжения ГПП
Схемасоединений ГПП на низком напряжении 10 кВ выполнена с высоковольтнымивыключателями на ВЛ-1. В курсовом проекте произведём выбор высоковольтныхвыключателей без технико-экономического обоснования.
Высоковольтныевыключатели выбираются по номинальному току, номинальному напряжению, по типу,роду установки и проверяют по электродинамической и термической устойчивости иотключающей способности в режиме к.з.
Техническиеданные выключателей 10 кВ приведены в табл.36 мет. пособия.
Определимрасчётный ток:
/>
Как видно, онмного меньше номинального тока всех ВВ, приведённых в таблице 36. Ударный ток,равный 27,57 кА, также меньше допустимого ударного тока всех высоковольтныхвыключателей таблицы 36. Учитывая, что данные о стоимости высоковольтных выключателейв табл. 36 не приведены, выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/630У3,который в настоящее время наиболее компактен и удобен в обслуживании.
Выбор автоматови предохранителей в сети 380
Проверка ихчувствительности.
На всех КЛ и ВЛ0,38 кВ, отходящих от ТП-10/0,4 кВ, устанавливаются автоматические (автоматы,АВ) и предохранители. Они предназначены для отключения линий при аварийных иненормальных режимах (короткое замыкание, перегрузки, исчезновение или снижениенапряжения), а также для нечастых включений и отключений ВЛ и КЛ (от 2 до 6часов).
Характеристикивыбранных автоматов и предохранителей для фрагмента электрической сети,подлежащих к установке на отходящих от ТП-1 и ТП-2 линиях 0,38 кВ, приведены втаблице 20.
Автоматывыбираются исходя из следующих условий.
1. Номинальноенапряжение трансформатора должно быть не ниже номинального напряжения сети.Условие выполняется для всех АВ (табл.20).
2. Номинальныйток автомата и его теплового расцепителя больше расчётного тока. Условиевыполняется для всех автоматов.
3. Отключающаяспособность автоматов />где />–максимальныйток трёхфазного к.з. сразу за автоматом, т.е. на шинах 0,4 кВ ТП или РП. Условиевыполняется для всех автоматов. Для автоматов серии А37 проверка на отключающуюспособность не проводится.
Проверкаавтомата на чувствительность для обеспечения селективной работы осуществляютсяпо следующим условиям.
Таблица20.№ ТП Sном тр-ра № ВЛ (КЛ) Sрасч, кВА Iрасч, А I(3)к, кА I(2)к, кА I(1)к, кА Тип автомата (предохр.) Iном, А Номинальный ток теплового расцепителя, А Уставка тока мгновенного срабатывания электромагн. Расцепителя, А Предельно откл. ток, кА 1 630 КЛ-1 165,6 251,6 12,93 11,2 4,78 АВМ10С 1000 800 625 20 КЛ-2 78,76 119,7 4,64 4,02 2,12 ПН2-250 125 125 100 СРП-1 333,98 507,4 26,45 22,9 АВМ15С 1500 1000 1250 35 СРП-2 337,28 512,5 26,45 22,9 АВМ15С 1500 1000 1250 35 СРП-3 167,59 254,6 26,45 22,9 АВМ10С 1000 800 625 20 2 160 ВЛ-1 7,32 11,12 4,51 А3716Б 160 32 630 ВЛ-2 11 16,71 4,51 1,4 1,29 А3716Б 160 32 630 КЛ-1 120 182,3 4,51 2,4 1,81 А3726Б 250 200 2000 КЛ-2 90 136,7 4,51 А3716Б 160 80 630
1.Ток уставкисрабатывания теплового расцепителя Iу.т.отстраиваетсяот максимального длительного рабочего тока по выражению />где Кн–коэффициент надёжности, принимается в пределах 1,1–1,3. Условие выполняется длявсех АВ (табл.20).
2.Электромагнитныйрасцепитель автомата осуществляет мгновенную максимальную токовую отсечку. Дляобеспечения селективной работы отсечки её ток срабатывания определяют по />
Если выбираетсязащита для группы двигателей, то вместо /> принимается пиковый ток.
Проверим автоматыдля КЛ-1 0,38кВ ТП-2 и КЛ-1 0,38кВ ТП-1. На объекте №5 установлен АД соследующими параметрами: kи=0,2; Рном.Дв=30кВт; cosφ=0,75.
Номинальный токдвигателя:
/>
Пиковый ток:
/>
На данной линииустановлен автомат марки А3726Б:
/>Таким образом,условие соблюдается.
Для РП-1 РП-5(цех №2), получающих питание по КЛ-1и КЛ-2 от ТП-1, номинальный ток двигателя,установленного в цехе №2:
/>
Пиковый ток:
/>
На КЛ-1установлен автомат марки АВМ10С:
/>Такимобразом, условие соблюдается.
3. Коэффициентчувствительности отсечки электромагнитного расцепителя соблюдается для всехвыбранных в табл.20 автоматов: />
4. Коэффициентчувствительности теплового расцепителя для всех автоматов, выбранных в табл.20,также соблюдается: />
Выборпредохранителей выполняется из условий.
Пиковый ток:
/>
Ток плавкойвставки предохранителя должен быть:
— по условиюотстройки от расчётного тока />
— по условиюпикового режима />
Всем этимограничениям соответствует предохранитель типа ПН-2-250 (предохранительразборный с наполнителем) с номинальным током 250 А и током плавкой вставки на125 А.После выбора предохранителя проверяется чувствительность защитыоборудования по минимальному току короткого замыкания. Минимальный токоднофазного короткого замыкания в точке К-6 составляет 2,12 кА, т.е. более чем3 раза превышает ток плавкой вставки.
Выбор плавкихвставок предохранителей для защиты трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. Проверка ихселективности на ступени 10 и 0,38кВ
Плавкую вставкупредохранителей ПКТ, устанавливаемых на стороне высокого напряжениятрансформаторов ТП, выбирают по условию отстройки от бросков намагничивающеготока. Для ТП 10/0,4 кВ с трансформатором мощностью 160 кВА номинальный токплавкой вставки берётся не ниже 20 А, мощностью 630 — 80 А.
Селективностьработы выбранной плавкой вставки при отключении автоматов на стороне 0,38 кВсчитается обеспеченной, когда при к.з. за автоматом последует именно отключениеавтомата (время срабатывания tс.з.), и только в случаеего отказа со ступенью селективности ∆t произойдёт плавление вставкипредохранителя. Селективность будет обеспечена, если время плавления вставки />(/>коэффициентприведения каталожного времени плавления вставки ко времени её разогрева).
Полное время срабатыванияавтомата с учётом разброса его характеристик
/>,ступень селективности принимается равной />.Тогда
/>
Ток трёхфазногок.з. за автоматами трансформаторов ТП-1 с номинальной мощность />составляетвеличину />, а за автоматамитрансформаторов ТП-2 с номинальной мощность />составляетвеличину />. Тогда ток на шинах 10,5кВ при к.з. за автоматом составит для ТП-1 и ТП-2 соответственно:
/>
Поампер-секундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ (рис.4[1])притоке 503 А (ТП-1) время плавления/>с обеспечивается для плавкойвставки с />, при токе 171А (ТП-2) –/>.
Таким образом,для трансформаторов ТП-1 селективность защиты будет обеспечена при установкеплавкой вставки ПКТ с />(/>), ТП-2–/>(/>). Длязащиты трансформаторов ТМ–630/10 ТП-1 выбираем предохранители ПКТ102-10-31,5-40-31,5У3, трансформатора ТМ–160/10 ТП-2 выбираем предохранители ПКТ101-10-10-20-12,5У3. Для них выполняются условия:
/> /> />
Плавкая вставкатакже должна быть проверена по условию />
где />допустимоевремя протекания тока к.з. в трансформаторе по условию термической стойкости,с; />отношение установившегосятока к.з. к номинальному току трансформатора.
В нашем случаедля ТП-1 и ТП-2:
/>
Тогдадопустимое время протекания тока к.з. для ТП-1 и ТП-2:
/>
Таким образом,выбранные плавкие вставки обеспечивают безопасность трансформаторов прикоротких замыканиях.Выбор защиты от грозовыхперенапряжений и расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта
Защита отгрозовых перенапряжений.
Для защитынаселения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ 0,38 кВ заземляютсякрюки или штыри фазных проводов, а также нулевой провод. Сопротивление этихзаземляющих устройств принимается не более 30 Ом, а расстояние между ними неболее 200 м для районов с числом грозовых часов до 40(для данного населённогопункта) и не более 100 м с числом грозовых часов более 40[3, п.2.4.26] Крометого, заземляющие устройства выполняются:
— на опорах сответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большоеколичество людей (школа, клуб, лесопильный цех) или которые представляютбольшую хозяйственную ценность (кормоцех, свинарник, коровник, птичник).
— на конечныхопорах линий, имеющих ответвления к вводам. При этом наибольшее расстояние отсоседнего защитного заземления этих же линий должно быть не более 100 м при числе грозовых часов от 10 до 40. Кроме того, в указанных местах устанавливаютсянизковольтные вентильные разрядники типа РВН. Для перечисленных вышезаземляющих устройств используются заземляющие устройства повторных заземленийнулевого провода.
Повторныезаземления нулевого провода необходимы (в случае обрыва нулевого провода) дляуменьшения напряжения на занулённых частях при замыкании на них за точкойобрыва. Повторные заземления нулевого провода выполняют на концах магистралей иответвлений ВЛ длинной более 200 м, а также на вводах в здание, внутри которыхзануляется оборудование. От ЭП, расположенных вне здания и подлежащихзанулению, до ближайшего повторного заземления или до заземления нейтралитрансформатора должно быть не более 100 м. Сопротивление каждого из повторных заземлений на ВЛ 0,38 кВ должно быть не более 30 Ом, а их общеесопротивление не более 10 ОМ [3, п.1.7.64] В соответствии с изложенным выполняетсяколичество повторных заземлений, приведённое в таблице 21.
Количествоповторных заземлений на ВЛ 0,38 кВ.
Таблица 21.Номер ТП Линия 0,38 кВ Объекты, где устанавливаются повторные заземления Количество повторных заземлений Общее сопротивление заземления, Ом ТП-1 КЛ-1–КЛ-2 РП-1– РП-5 5 6 Цех №1 Цех №1 30 1 ТП-2 КЛ-1 №5 1 30 КЛ-2 №6 2 15 ВЛ-1 №1,2 16 1,875 ВЛ-2 №1,2 16 1,875 ТП-3 ВЛ-1 №2,9,11,14,15 6 5 ВЛ-2 №1,2,8,13 6 5 ВЛ-3 №1,7,10,12,16 10 3
Расчётзаземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта
Заземляющиеустройства ПС 10/0,4 кВ одновременно используются при напряжениях ниже и выше1000 В. Поэтому, согласно ПУЭ [3, п.1.7.57], сопротивление ЗУ (Rз)должно быть не более />где />расчётныйток замыкания на землю, А, определяемый по формуле:
/>
где />номинальноенапряжение; />длина соответственновоздушных и кабельных линий (км), электрически соединённых между собой иотходящих от общих шин.
В нашем случае />аобщая длина воздушных линий 10 кВ, отходящих от ГПП 110/10 кв, составляет:
/>
Тогда: />
К ЗУ на ТП10/0,4 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора 10/0,4 кВ. Поэтому, согласноПУЭ [3, п.1.7.62], сопротивление этих ЗУ должно быть не более 4 Ом. Этосопротивление должно быть обеспечено с учётом использования естественных заземлителей( в нашем случае их нет), а также заземлителей повторных заземлений нулевогопровода ВЛ 0,38 кВ (количество ВЛ не менее двух). При этом сопротивлениезаземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтралитрансформатора, должно быть не более 30 Ом (при линейном напряжении 380 В).Удельное сопротивление земли ρ более 100 Ом∙м допускает увеличениеэтих норм в 0,01ρ раз, но не более десятикратного.
Выполнимподробный расчёт заземления ТП-2 10/0,4 кВ с четырьмя отходящими линиями. На КЛи ВЛ (табл.21) число повторных заземлений нулевого провода равно 35, а их общеесопротивление 0,857 Ом. Таким образом, при учёте повторных заземленийобеспечивается величина сопротивления ЗУ/>Однако, как уже отмечалосьранее, в непосредственной близости от нейтрали трансформатора должен находитьсязаземлитель с сопротивлением не более 30 Ом (при удельном сопротивлении грунтаρ ≤ 100 Ом∙м). Так как/>(/>предельнаявеличина сопротивления ЗУ по величине тока замыкания на землю), то на ТП-2необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением />
Примемследующие исходные условия для расчёта ЗУ:
Заземляющееустройство выполняется в виде прямоугольного контура из горизонтальнопроложенной на глубине 1 м круглой стали диаметром 10 мм и из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали 40×40×4мм длиной ℓВ=4 м, отстоящих друг от друга на одинаковое расстояние а= ℓВ=4м. Удельное сопротивление грунта [6, П1.10] суглинок ρ = 100 Ом∙м.
Расчётноезначение удельного сопротивления грунта находится по формуле: /> гдеК–коэффициент сезона[6, табл.49], равный Кв=1,65 для вертикальных заземлителей иКг=5,4–для горизонтальных заземлителей на глубине 1 м.
Тогда расчётноезначение удельного сопротивления грунта составит для вертикальных стержней: /> длягоризонтальных заземлителей: />
сопротивлениеодного стержня из угловой стали, верхний конец которого находится на глубине до 1 м, находим по формуле:
/>
В этомвыражении ℓ = ℓВ=4 м – длина стержня, В=0,04 м – ширина полкиуголка.
Ориентировочноечисло вертикальных стержней без учёта их взаимного экранирования по формуле: />
Однако состороны входа ТП-2для выравнивания потенциала должны располагаться двавертикальных стержня, причём пройти на территорию ТП можно как с одной стороны,так и с другой. Поэтому принимаем />
При />иотношении />коэффициент использованиявертикальных стержней в замкнутом контуре />[3]. Тогдарезультирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учётом влияния ихвзаимного экранирования:
/>
Сопротивлениегоризонтального заземлителя длиной /> [3, с.115-116]:
/>
где />диаметрзаземлителя, м; />глубина заложениязаземлителя, м; />коэффициент взаимногоэкранирования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре при />иотношении />
Тогда с учётомэкранирования стержнями результирующее сопротивление заземлителя ТП 10/0,4 кВопределяется по формуле:
/>
Таким образом,результирующее сопротивление всего ЗУ меньше 20,65 Ом, что и требовалосьдостичь.
Аналогичновыполняется расчёт ЗУ для ТП-1 и ТП-3.Определение технико-экономическихпоказателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населённого пункта
1.Определениепотерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ.
Возможен непосредственныйпрямой расчёт потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивлениякаждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии №1, отходящей отТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей,потери мощности:
/>
Дляразветвлённых линий подобный расчёт вручную достаточно трудоёмок и его упрощаютс помощью коэффициента связи (Кн/м) между∆U и∆Р и коэффициента разветвления Краз.Потери мощности в процентах определяются по выраженнию:
/>
Потери мощностив кВт находятся по формуле:
/>
где />соответственнорасчётная мощность и коэффициент мощности головного участка линии, значениякоторых принимаются по табл.13-17.
Потериэлектрической энергии:
/>
Времямаксимальных потерь определяется по выражению:
/>
Рекомендуемыезначения />и τ для годовыхграфиков нагрузки принимаются в соответствии [6, табл.50].
Данные расчётапотерь мощности и электроэнергии всех линий населённого пункта сведём втабл.22.
Годовое потреблениеи потери электроэнергии и мощности в линиях 0,38 кВ населённого пункта.
Таблица 22.Номер ТП № линии Sг, кВА tgφ Кн/м Краз ∆U,% ∆Р,% ∆Р, кВт τ, ч/год ∆W, кВт∙ч Тmax, ч/год Wл, тыс. кВт∙ч ТП-2 КЛ-1 120 0,88 – – 3,12 – 2,229 1040 2318,097 2200 198 КЛ-2 90 0,425 – – 2,42 – 1,254 920 1153,476 2000 165,6 ВЛ-1 7,32 0,328 0,851 0,85 0,291 0,211 0,015 360 5,27101 800 5,5632 ВЛ-2 10,24 0,395 0,848 0,9 0,513 0,392 0,037 480 17,89728 1100 10,47143 ТП-3 ВЛ-1 43,33 0,88 0,981 0,8 2,22 1,743 0,566 860 487,1071 1900 61,7424 ВЛ-2 57,46 0,88 0,981 0,8 2,92 2,293 0,988 1160 1146,069 2400 103,428 ВЛ-3 30,98 0,88 0,981 0,8 2,11 1,657 0,385 860 330,9761 1900 44,13938 Итого: 5,474 – 5458,894 – 588,9444
Таким образом,в среднем по населённому пункту потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ составляют />отполезно отпущенной электрической энергии.
2.Определениепотерь электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ
Годовые потериэлектроэнергии в трансформаторах определяются по выражению :
/>
где />соответственнопотери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт,принимаются по[6, табл.13]; />номинальная мощностьтрансформатора, кВА; n– число параллельно работающихтрансформаторов; />расчётная мощность, берётсяпо результатам предыдущих расчётов.
Годовое числочасов использования максимальной нагрузки Тmax определяетсяпо [2, табл.1.8]. Для ТП-2 и ТП-3 принимаем Тmax=2500ч. Тогда:
/>
Потеряэлектроэнергии в трансформаторе ТП-2:
/>
Результатырасчёта потерь электроэнергии в трансформаторах обеих ТП сведены в табл.23.
Потериэлектрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4кВ.
Таблица23.Номер ТП Sном, кВА Sрасч, кВА ∆Рх, кВт ∆Рк, кВт Тmax, ч τ, ч/год ∆WТ, кВт∙ч ТП-2 160 184,57 0,51 2,65 2500 999 7990,446 ТП-3 160 124,511 0,51 2,65 2500 999 6070,797 Итого: 14061,24
Таким образом,суммарные годовые потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ и в трансформаторах 10/0,4кВ равны:
/>
что составляет3,31% от общего потребления электроэнергии.
Послеопределения потерь электрической энергии перейдём к определениютехнико-экономических показателей сети 0,38 кВ населённого пункта.
В табл.24приведены числовые значения основных показателей, используемых в дальнейшихрасчётах.
Исходныетехнико-экономические показатели ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ.
Таблица24.Элемент сети Капитальные затраты Нормы амортизационных отчислений,% Условные единицы ТП, тыс.руб. линии, тыс.руб./км ррен Рк.р ед./ТП в год ед./км в год ТП-2 10/0,4 8,41 – 3,5 2,9 4 – ТП-3 10/0,5 4,2 – 3,5 2,9 4 – ВЛ 0,38 кВ – 4,1 3 0,6 – 2,3
Следуетотметить, что все данные о стоимости электрооборудования, приведённые в табл.24 отнесены к ценам 1991 г. Эти цены приняты базовыми для формирования центекущего периода. Для этого цену 1991 г. умножают на коэффициент коррекции(инфляции). Для 2004 г. этот коэффициент равнялся 30,2.
ОднотрансформаторнаяТП-2 населённого пункта принята закрытого исполнения, её стоимость принята дляТП с двумя вводами [6, табл.56]. Однотрансформаторная ТП-3 населённого пунктатакже закрытого исполнения, но с одним вводом. Стоимость ВЛ на железобетонныхопорах принята для 3-го района по гололёду [6, табл.54], стоимость кабельныхлиний 0,38 кВ, в силу их небольшой длины, принята равной стоимости ВЛ.
Врассматриваемом населённом пункте подлежат сооружению две ТП 10/0,4 кВ.Протяженность КЛ и ВЛ 0,38 кВ от ТП-2 равна 1098 м, от ТП-3 –958 м.
1. Суммарныекапитальные вложения:
/>
2. Отчислениена амортизацию:
/>
3.Отчисления накапитальный ремонт:
/>
4. Затраты наобслуживание сети. Количество условных единиц:
/>
Тогда
/>
5. Издержки напотери энергии. Стоимость электроэнергии условно принимаем
/> Потериэлектрической энергии в сетях населённого пункта вычисленные ранее составили 19520,134кВт∙ч. Поэтому
/>
6.Себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ. Суммарные годовыеиздержки:
/>
Тогдасебестоимость передачи
/>
7. Приведённыезатраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ можнорассматривать как одну из превращенных форм стоимости. Они представляют собойсумму годовых текущих затрат (себестоимости) и капитальных затрат, приведённыхк одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен, равного 0,12–0,15,т.е.
/>
Коэффициент Ениногда называют коэффициентом приведения или дисконтирования. Удельныеприведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ0,38 кВ равны:
/>
Заключение к курсовомупроекту
Максимальнаярасчётная нагрузка проектируемого района электроснабжения составляет 959,85 кВт. Электроснабжение большего по мощности цеха№ 1 предлагается осуществить от ТП-1 мощностью 1260 кВА (два трансформатора по630 кВА) непосредственно с шин 0,38 кВ от трёх СРП. Электроснабжениецеха №2 осуществляется по кабельным линиям КЛ-1 и КЛ-2. Потери напряжения врежиме максимальных нагрузок по этим кабелям составляют 2,99 %. Снижение напряжения при пуске асинхронных двигателей являетсядопустимым и составляет 6,29%. Для защиты этих линий от коротких замыканий используютсяавтомат типа АВМ10С и предохранитель ПН2-250.
Электроснабжениесельскохозяйственного населённого пункта из-за наличия резервирования высокогонапряжения от независимого источника и низкого напряжения от дизельнойэлектростанции 0,38 кВ предлагается осуществить одной воздушной линиинапряжением 10 кВ и двумя трансформаторными подстанциями (обеоднотрансформаторные) общей мощностью 320 кВА. Суммарные потери напряжения всети 10 кВ в максимальном режиме составляют 1,8%. В сетях 0,38 кВ потеринапряжения для наиболее удалённого потребителя составляет 0,513%.Незначительные потери напряжения в сетях 0,38 кВ объясняются установкой поновым требованиям руководящих указаний проводов марки А95 с меньшимисопротивлениями линий. Для защиты электрооборудования, установленного наобъектах сельского населённого пункта, используются автоматы серии А37.
Проведён выборвысоковольтных выключателей и предохранителей серии ПКТ для защитытрансформаторов ТП-1 и ТП-2 и осуществлена проверка их чувствительности накороткие замыкания в сети 0,38 кВ. Выполнена защита подстанции 10/0,4 кВ отгрозовых перенапряжений и проведены необходимые расчёты заземления подстанции.
Годовоепотребление электроэнергии в населённом пункте составляет 588,944 тыс. кВт∙ч.Потери электроэнергии в сети 0,38 кВ составляют 3,31% от полезно отпущеннойпотребителям электрической энергии, капитальные затраты в сеть равны 21,039тыс. руб. (в ценах 1991 г.), себестоимость передачи электроэнергии по сетям0,38 кВ в тех же ценах составляет 0,38 коп./(кВт∙ч), удельные приведённыезатраты – 0,846 коп./(кВт∙ч).
Используемая литература
1. Будзко, И.А. Электроснабжениесельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. – М.: Колос,2000. – 536 с., ил.
2. Князевский, Б.А.Электроснабжение промышленных предприятий / Б.А. Князевский, Б.Е. Липкин. – М.:Высш. шк., 1986. –400 с.
3. Правила устройстваэлектроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – 7-й выпуск.– Новосибирск.: Сиб. унив. изд-во, 2007. – 854с.
4. Правила технической эксплуатацииэлектроустановок потребителей. – М.: ИНФРА-М, 2007. – 263с.
5. Чукреев, Ю.Я. Основыэлектроснабжения: учеб. пособие / Ю.Я. Чукреев. – Сыктывкар: СЛИ, 2001.–100с.
6. Чукреев, Ю.Я. электроснабжениерайона: метод. пособие по выполнению КП / Ю.Я. Чукреев. – Сыктывкар: СЛИ,2005. –168с.
7. Электротехнический справочник:в 4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии / подобщ. ред. В.Г. Герасимова. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 964с.