Курсовая работа: Электрические нагрузки промышленных предприятий

Размещено на

Содержание

Введение

Расчёт электрических нагрузок промышленных предприятий.

Выбор сечений проводов и определение потерь напряжения в кабельных линиях КЛ-1 и КЛ-2 напряжением 0,38 кВ.

Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-1

Расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных предприятий.

Электрический расчёт ВЛ 10 кВ.

Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 10 кВ.

Электрический расчёт сети 0,38 кВ.

Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронных двигателей.

Расчёт токов коротких замыканий

Выбор высоковольтных выключателей и автоматов на подстанциях 10/0,4 кВ и предохранителей на РП

Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта

Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населённого пункта

Заключение к курсовому проекту

Используемая литература

Введение

В данном курсовом проекте приведён расчёт электроснабжения района, который включает в себя промышленные предприятия ( механо-сборочный цех №1 и маломощный цех №2) и сельский населённый пункт.

Цель выполнения данного курсового проекта — формирование у будущего инженера-электрика системы знаний и практических навыков, необходимых для решения задач, связанных с электроснабжением промышленных и сельскохозяйственных предприятий, городских и сельских населенных пунктов.

При выполнении курсового проекта для промышленного предприятия определяем расчётные нагрузки по узлам питания и по цеху в целом, сечение проводов, кабелей и токоведущих шин сети цеха. Определяем расчётную мощность трансформаторов ТП-1(промышленного предприятия). Для сельского населённого пункта выбирается число ТП и место их расположения в населённом пункте, на плане местности намечаем трассы и составляется схемы ВЛ 0,38 кВ.

Выполняем расчёт электрических нагрузок и выбираем номинальные мощности трансформаторов проектируемых подстанций 10/0,4 кВ в населённом пункте. Также выбирается марка и сечение ВЛ по методу экономических интервалов и проверяются по длительно допустимому току.

Производится проверка всех линий на величину допустимой потери напряжения наиболее приближённых и удалённых потребителей в режиме максимальных и минимальных нагрузок.

Проверяется сеть на величину провала напряжения при пуске асинхронных двигателей. Выполняется расчёт тока трёхфазного, двухфазного и однофазного к.з. электрической сети. Производится выбор электрической аппаратуры питающих и распределительных ВЛ. Рассчитывают токи плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов ТП и проверяется их селективность.

выполняется защита от грозовых перенапряжений с указанием мест устройств повторных заземлений нулевого провода и грозозащитных заземлений изоляторных крюков, а также расчёт заземляющего устройства ТП населённого пункта.

Определяются технико-экономические показатели передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населённого пункта.

Выполняется чертёж силовой электрической сети цеха №1, его однолинейная расчётная схема, план размещения электроприёмников сельского населённого пункта, а также общая схема электроснабжения промышленного предприятия и населённого пункта.

Расчёт электрических нагрузок промышленных предприятий

Цех №1

Определим расчётные нагрузки по узлам питания и по цеху в целом методом коэффициентов использования и максимума (метод упорядоченных диаграмм).

Рассмотрим цех в целом:

Таблица 1

Наименование оборудования	Кол-во шт.	Ном.мощность,кВт		kиа	cosφ	Рсм, кВт	Qсм, кВАр
		единичная	общая
Группа А (коэффициент kиа<0,6)
Кран с ПВ= 25%	1	13,6	13,6	0,35	0,5	4,76	8,244
Точильно-шлифов. станки	3	5,5	16,5	0,17	0,65	2,805	3,278
Сверлильные станки	3	4,25	12,75	0,12	0,4	1,53	3,5
Зубошлифовальные станки	2	22,25	44,5	0,17	0,65	7,565	8,84
Кран с ПВ=40%	2	89,17	178,35	0,18	0,5	32,1	55,6
Горизонтальные ножницы	2	11	22	0,45	0,65	9,9	11,57
Ножовочная пила	2	3,18	6,36	0,55	0,8	3,498	2,6
Прод.-строгальные станки	2	53,5	107	0,17	0,65	18,19	21,26
Токарно-револьвер. станки	2	61,75	123,5	0,17	0,65	20,995	24,5
Пресс	3	5,5	16,5	0,25	0,65	4,125	4,82
Высокочастот. установка	1	40	40	0,15	0,87	6	3,39
Копир.-прошив. станок	1	2,38	2,38	0,12	0,4	0,2856	0,654
ИТОГО:	24	—	583,44	0,19	—	111,75	148,3
Группа Б (коэффициент kиа>0,6)
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

Определим средние активную (Рсм) и реактивную (Qсм) нагрузки за наиболее загруженную смену сначала по характерным группам электроприёмников, затем по узлам нагрузки и цеху в целом. Здесь же найдём групповой коэффициент использования активной мощности Ки.а (только для группы А).

Найдём эффективное число электроприёмников группы А:

По таблице 3 (мет. пособия)для Ки.а=0,19 и =11 находим коэффициент максимума Км.а=1,8

Определим расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки группы А:

т.к. nэ≥10

Найдём эффективное число электроприёмников группы Б:

Электроприёмники с ровным графиком работы (нерегулируемые насосы, вентиляторы, нагревательные приборы) имеют Км.а=1, они выделены в отдельную группу Б.

Определим расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки группы Б:

т.к. nэ≤10

Общие расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки цеха №1:

Определим полную расчётную нагрузку цеха№1:

Коэффициент мощности:

Исходя из возможных токовых нагрузок на кабели, наметим узлы питания (силовые шкафы, распределительные шинопроводы) и все тяготеющие к ним электроприёмники разбивают на характерные группы А и Б (если это необходимо).

Для распределения электроэнергии по отдельным электроприёмникам можно установить три силовых распределительных пункта : СРП-1, СРП-2 и СРП-3. Схема распределения электроэнергии показана на рис. 1.

Рис.1. Электроснабжение механо-сборочного цеха.

Рассмотрим СРП-1:

Расчётные данные по СРП-1

Таблица 2

№ оборуд	Кол-во	Рн, кВт	Киа	φ	cosφ	Рсм, кВт	Qсм, кВар	Iном, А
Группа А (коэффициент kиа<0,6)
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

Найдём эффективное число электроприёмников группы А:

Расчётная нагрузка 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 расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-1:

Определим полную расчётную нагрузку СРП-1:

Найдём расчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:

И расчётный ток линии, питающей СРП-1:

Данные расчёта сведены в таблицу 2.

СРП-2:

Расчётные данные по СРП-2

Таблица 3

№ оборуд	Кол-во	Рн, кВт	Киа	φ	cosφ	Рсм, кВт	Qсм, кВар	Iном, А
Группа А (коэффициент kиа<0,6)
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

Найдём эффективное число электроприёмников группы А:

Расчётная нагрузка 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 расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-2:

Определим полную расчётную нагрузку СРП-2:

Найдём расчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:

И расчётный ток линии, питающей СРП-2:

Данные расчёта сведены в таблицу 3.

СРП-3:

Расчётные данные по СРП-3

Таблица 4

№ оборуд	Кол-во	Рн, кВт	Киа	φ	cosφ	Рсм, кВт	Qсм, кВар	Iном, А
Группа А (коэффициент kиа<0,6)
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 эффективное число электроприёмников СРП-3. Здесь же найдём групповой коэффициент использования активной мощности Ки.а

По таблице 3 (мет. пособия)для Ки.а=0,179 и =9 находим коэффициент максимума Км.а=2,18

Определим расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-3:

т.к. nэ≤10

Определим полную расчётную нагрузку СРП-3:

Найдём расчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:

И расчётный ток линии, питающей СРП-3:

Данные расчёта сведены в таблицу 4.

Определим сечение проводов, кабелей и токоведущих шин сети цеха.

Рис.2. Однолинейная расчётная схема

Выбираем сечение проводов и жил кабелей в соответствии с расчётными токами ЭП (табл.2,3,4). Для проводов предусматриваем скрытую прокладку в изоляционных трубах в полу. Силовые кабели прокладывают непосредственно по поверхности стен и закрепляют при помощи скоб. На основе схемы соединения ГРП с СРП-1,СРП-2 и СРП-3 ,а также установленным оборудованием составим однолинейную расчётную схему с нанесёнными на неё типами выбранных кабелей, автоматов и предохранителей, а также расстояний (рис.2).

Методом упорядоченных диаграмм определим расчётную нагрузку маломощного цеха №2 предприятия (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<0,6)
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

Найдём эффективное число электроприёмников группы А. Здесь же найдём групповой коэффициент использования активной мощности Ки.а

По таблице 3 (мет. пособия)для Ки.а=0,19 и =6 находим коэффициент максимума Км.а=2,24

Определим расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки группы А:

т.к. nэ≤10

Найдём эффективное число электроприёмников группы Б:

Расчётная нагрузка 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 расчётные активные (Рр) и реактивные(Qр) нагрузки СРП-1:

Определим полную расчётную нагрузку цеха №2:

Найдём расчётные токи линий, питающих отдельные ЭП:

И расчётный ток линии, питающей цех №2:

Данные расчёта сведены в таблицу 5.

Определим суммарную нагрузку распределительного пункта РП-1

Рис.3. Схема распределения нагрузок РП-1

Таблица 6

Параметр	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

Определим нагрузки кабельных линий напряжением 0,38 кВ:

— нагрузка КЛ-1 равна нагрузке РП-1()

Коэффициент мощности КЛ-1 определяется по выражению:

— нагрузка КЛ-2 равна нагрузке РП-5 ()

Коэффициент мощности КЛ-2 равен коэффициенту мощности РП-5 (cos φ=0,854)

Выбор сечений проводов и определение потерь напряжения в кабельных линиях КЛ-1 и КЛ-2 напряжением 0,38 кВ

Выбор параметров КЛ-1 и КЛ-2 проводится по длительному допустимому току. Расчётные токи КЛ-2 и КЛ-1 рассчитываются по формуле:

При прокладке нескольких кабелей в канале-коробе расчётный ток корректируется на некоторый коэффициент К, связанный с взаимным температурным влиянием кабелей друг на друга.(К=0,6 при числе кабелей в канале равным 5)

Для КЛ-1:

Для КЛ-2:

Предварительно выбираем кабели:

— для КЛ-1: ЦАШв 3ЧА185+АЧ120 с допустимым током 345 А

— для КЛ-2: ЦАШв 3ЧА70+АЧ35 с допустимым током 200 А

Удельные сопротивления кабельных линий приняты по справочной литературе:

rуд1=0,208 мОм/м, худ1=0,063 мОм/м и rуд2=0,447 мОм/м, худ1=0,0612 мОм/м.

Расстояние от ТП-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%

Результаты расчётов сведены в таблицу 7

таблица 7

Участок	cosφ	Sрасч, кВА	Марка кабеля	Длина участка,м	Потеря напряжения,%
					на участке	от ТП
ТП-1–РП-1	0,898	165,6	ЦАШв 3ЧА185+АЧ120	53	1,3	1,3
РП-1–РП-5	0,854	78,76	ЦАШв 3ЧА70+АЧ35	75	1,69	2,99

Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-1

Число и мощность трансформаторов выбираются:

— по графику нагрузки потребителя и подсчитанным величинам средней и максимальной мощности;

— технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учётом капитальных затрат и эксплутационных расходов;

— категории потребителей с учётом наличия в его составе нагрузок потребителей первой категории, требующих обеспечения резервирования;

— экономически целесообразному режиму, под которым понимается режим, обеспечивающий минимум потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе при работе по заданному графику нагрузки.

Выбор мощности трансформаторов потребительских подстанций в курсовом проекте производится по расчётным максимумам нагрузки.

Исходя из многолетней практики проектных организаций, установлено, что при двухтрансформаторных подстанциях, а также при однотрансформаторных с магистральной схемой электроснабжения мощность каждого трансформатора может выбираться с таким расчётом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей первой и второй категории. При этом потребители третьей категории могут временно отключаться. Именно поэтому номинальная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции принимается равной 70 % от общей расчётной нагрузки потребителей. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказываются загруженными не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях.

Полная нагрузка на низкой стороне ТП-1 определяется с помощью надбавок мощности:

Коэффициент мощности ТП-1 определяется по выражению:

Подстанция двухтрасформаторная, поэтому мощность трансформаторов

Предварительно принимаем к установке на ТП-1 два трансформатора мощностью по 630 кВА каждый марки ТМ-630/6-10 (табл.13 мет. пособия).

Схема соединения обмоток трансформаторов Y/Yo (табл. П.17).

Расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных предприятий

Выбор количества, мощности и мест расположения подстанций 10/0,4 кВ населённого пункта.

Рис. 4. Схема местности сельского населённого пункта

Расчётные нагрузки на вводе помещений

Таблица 8

Помещение	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

Предварительный выбор количества и мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ населённого пункта так или иначе требует определения его суммарной нагрузки.

Раздельно для режимов дневной и вечерней нагрузки определяются расчётные нагрузки для четырёх групп потребителей: жилые дома, коммунальные и культурно- административные потребители, производственные потребители и наружное освещение. Для вычисления расчётной нагрузки группы потребителей используются коэффициенты одновременности, а для определения суммарной нагрузки — надбавки мощности.

После приближённого определения расчётной нагрузки населённого пункта ориентировочно намечаем сооружение двух ТП (ТП-2 и ТП-3).

К ТП-2 предполагается присоединить производственные потребители № 5,6 и жилые дома.

ТП-2 однотрансформаторная, закрытого исполнения с двумя вводами высокого напряжения, так как предусмотрено резервирование по сети 10 кВ и по 0,38кВ.

Для ориентировочного определения местоположения ТП находятся координаты “центра тяжести” расчётных нагрузок

Определения местоположения 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

Координаты места установки ТП для n потребителей определяются на основе следующих выражений:

Определения местоположения 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

Координаты места установки ТП для n потребителей определяются на основе следующих выражений:

Места расположения ТП населённого пункта указываются на карте схеме окружностью диаметром 5 мм.

На рис. 4. намечаем трассы и составляем схемы ВЛ 0,38 кВ

Определение расчётных нагрузок ТП-2 населённого пункта

Расчётная нагрузка жилых домов (дневной и вечерние режимы)

Одноквартирные дома: (26 домов, Ко=0,356)

Двухквартирные дома: (6 домов, Ко=0, 5)

Расчётная нагрузка производственных потребителей (дневной и вечерние режимы)

Активные и реактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываются между собой с помощью таблицы суммирования нагрузок.

Подстанция однотрасформаторная, поэтому мощность трансформатора выбираем по таблице 12 (методического пособия).

Предварительно принимаем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10 (табл.13 мет. пособия).

Схема соединения обмоток трансформаторов ∆/Yo (табл. П.1.7).

Определение расчётных нагрузок ТП-3 населённого пункта

Расчётная нагрузка жилых домов (дневной и вечерние режимы)

Одноквартирные дома: (8 домов, Ко=0,473)

Двухквартирные дома: (4 домов, Ко=0,585)

Расчётная нагрузка коммунальных и культурно-административных потребителей (дневной и вечерние режимы)

Расчётная нагрузка производственных потребителей (дневной и вечерние режимы)

Наружное освещение (вечерний режим)

В соответствии с заданным масштабом плана местности определяется длина улиц с покрытием простейшего типа (на плане широкие) –ℓ1=720 м. и длина улиц дорог местного значения (на плане более узкие) –ℓ2=1200м. По таблице 8 методических рекомендаций определяем удельные мощности для улиц первого и второго типа, соответственно ρуд1=10 Вт/м и ρуд2=4 Вт/м.

Активные и реактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываются между собой с помощью таблицы суммирования нагрузок.

Подстанция однотрасформаторная, поэтому мощность трансформатора выбираем по таблице 12 (методического пособия).

Предварительно принимаем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10 (табл.13 мет. пособия).

Электрический расчёт ВЛ 10 кВ

Составление таблицы отклонений напряжений

Для определения допустимых потерь напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ при встречном законе регулирования на шинах ГПП 110/10 кВ составляется таблица отклонений напряжения. Принимается , что устройства регулирования напряжения на ГПП (Т7, трансформаторы с РПН) обеспечивают на шинах 10 кВ напряжение не ниже 105% в период наибольших нагрузок и не выше 100% в период наименьших нагрузок.

Надбавки, потери и отклонения напряжения (%) на элементах сети 10 и 0,38 кВ.

Таблица 11

Параметр 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	0	0	+5,0	+5,0	0	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	0	-1,65	0	-6,5	0	-1,625	0
5.Потребитель Vпотр	-5,0	+1,6	+1,25	+2,9	-5,0	+1,5	-0,625	+1,0

При составлении таблицы учитываются нерегулируемые надбавки трансформаторов ТП-1 и ТП-3 и потери напряжения в них с учётом того, что ТП-1 двухтрансформаторная, а ТП-3 однотрансорматорная.

Переменные надбавки у трансформаторов типа ТМ (без буквы Н в конце) принимаются равными нулю.

Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 10 кВ

Приведём расчётную схему ВЛ 10 кВ с указанием длин участков (км) и расчётных нагрузок в узлах.

Рис.5. Расчётная схема ВЛ 10 кВ.

Расчёт нагрузок на участках ВЛ 10 кВ.

1. Участок ТП-2–ТП-3.

Тогда по таблице 7 (мет. пособ.)

2. Участок ТП-1–ТП-2.

3. Участок ГПП–ТП-1.

В соответствии с магистральным принципом сооружения ВЛ 10 кВ на магистральных участках ВЛ должны монтироваться сталеалюминевые провода марки АС сечением не менее 70 мм2. Для выбора сечений проводов воспользуемся методом экономических интервалов.

Эквивалентные мощности ВЛ составят:

–для ВЛ 0-1:

–для ВЛ 1-2:

–для ВЛ 2-3:

КД – коэффициент динамики роста нагрузок, принимается равным 0,7 для вновь строящихся линий.

Согласно табл. 16 (мет. пособия), сечение проводов для 3-4 района по гололёду для ВЛ 0-1 на железобетонных опорах можно принять равным 50 мм2, для ВЛ 1-2 и ВЛ 2-3 – 35 мм2. Но так, как ВЛ 0-1 и ВЛ 1-2 являются магистралями, поэтому для них выбирают провода марки АС 70. Принимая ВЛ 2-3 как отпайку, выбираем для неё марку провода АС 35.

Для проводов марки АС 70 и АС 35 по справочнику принимаем удельные сопротивления соответственно rо=0,45 Ом/км, хо=0,34 Ом/км и rо=0,91 Ом/км, хо=0,327 мОм/км.

Потери напряжения в ВЛ-1 длиной 2,8 км составят в нормальном режиме (две параллельные линии):

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 в таблицу.

Электрический расчёт сети 10 Кв.

Таблица12

Участок	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

Суммарные потери напряжения в сети 10 кВ меньше рассчитанных при составлении таблицы отклонений, следовательно выбранные сечения проводов удовлетворяют условиям допустимой потери напряжения.

Электрический расчёт сети 0,38 кВ

Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ

Расчёт линий ТП-2: от ТП-2 отходят четыре линии, две из которых КЛ. Одна КЛ для электроснабжения свиноводческой фермы (на плане объект №5, по надежности вторая категория), другая для электроснабжения птичника клеточного содержания (на плане объект №6, по надежности первая категория). Две ВЛ для электроснабжения жилых домов (на плане объект №1 и №2, по надежности третья категория).

Полная мощность объекта №5 Ѕ=120 кВА, ток

Длина линии – 100 м .Сечение четырёхжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, прокладываемого в земле, выбираем по допустимому длительному току (табл. 24 мет. пособия). Получаем сечение 4ЧА70 (кабель типа ЦАШв) при длительно допустимом токе 200 А. Удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,447 мОм/м, хо=0,0612 мОм/м.

Потери напряжения в КЛ с ℓ= 100 м и cosφ=0,75 составят :

Или в процентах ∆UКЛ-1=3,12 %.

Полная мощность объекта №6 Ѕ=90 кВА, ток

Длина линии – 130 м .Сечение четырёхжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, прокладываемого в земле, выбираем по допустимому длительному току (табл. 24 мет. пособия). Получаем сечение 4ЧА50 (кабель типа ЦАШв) при длительно допустимом токе 165 А. Удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,625 мОм/м, хо=0,0625 мОм/м.

Потери напряжения 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 режиме при одном кабеле ∆UКЛ-2=18,44 В или в процентах ∆UКЛ-2=4,85 %.

Остальные две линии проектируются воздушными ВЛ-1 и ВЛ-2 0,38 кВ ТП-2.

Нагрузки в узлах принимаются по таблице 8.

Линия ВЛ-1 осуществляет питание жилых домов ( 14 одноквартирных и 2 двухквартирных)

Схема электроснабжения жилых домов от шин 0,38 кВ ТП-2.

Рис.6. Расчётная схема ВЛ-1 0,38 кВ.

Расчётные нагрузки на участках:

Значение коэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности наибольшему по мощности участку (У1-У2), т.е. cosφ=0,95.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-1(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А16:

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:

Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,095 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-1.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 13.

Электрический расчёт 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	4ЧА95	46	0,095	0,095
2.У1–1	5,25	0,95	5,526	4ЧА95	14	0,022	0,117
3.1–2	3,5	0,95	3,684	4ЧА95	30	0,031	0,148
4.У1–У2	2,86	0,90	3,173	4ЧА95	20	0,019	0,167
5.У2–5	1,72	0,90	1,906	4ЧА95	128	0,072	0,240
6.5–6	0,5	0,90	0,556	4ЧА95	64	0,011	0,250
7.У2–3	1,72	0,90	1,906	4ЧА95	54	0,031	0,281
8.3–4	0,50	0,90	0,556	4ЧА95	64	0,011	0,291

Вторая линия ВЛ-2 также осуществляет питание жилых домов ( 12 одноквартирных и 4 двухквартирных)

Схема электроснабжения жилых домов от шин 0,38 кВ ТП-2.

Рис.7. Расчётная схема ВЛ-2 0,38 кВ.

Расчётные нагрузки на участках:

Значение коэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности наибольшему по мощности участку (У1-У2), т.е. cosφ=0,93.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А16:

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:

Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,095 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-1.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 14.

Электрический расчёт 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	4ЧА95	36	0,115	0,115
2.У1–1	5,25	0,95	5,526	4ЧА95	20	0,031	0,146
3.1–2	3,5	0,95	3,684	4ЧА95	34	0,035	0,181
4.У1–У2	7,086	0,93	7,619	4ЧА95	24	0,053	0,234
5.У2–3	6,168	0,93	6,632	4ЧА95	52	0,100	0,334
6.3–4	3,5	0,95	3,684	4ЧА95	78	0,081	0,415
7.4–5	3,5	0,95	3,684	4ЧА95	30	0,031	0,447
8.У2–6	1,53	0,9	1,700	4ЧА95	110	0,056	0,502
9.6–7	0,5	0,9	0,556	4ЧА95	64	0,011	0,513

После определения нагрузки головных участков кабельных и воздушных линий для ТП-2 уточним мощность выбранного ранее трансформатора. Суммарная нагрузка составляет:

В предварительных расчётах , поэтому мощность трансформатора ТП-2 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10.

Расчёт линий отходящих от ТП-3

От ТП-3 отходят три линии: одна для электроснабжения потребителей административного характера: школы, дошкольного учреждения и бани, а также лесопильного цеха и двух жилых домов (на плане объекты № 11,15,14,9 и 2 соответственно по надежности вторая категория), другая для электроснабжения ремонтной мастерской, клуба и жилых домов.

Третья линия снабжает административное здание, магазин, овощехранилище, кормоприготовительный цех и жилые дома.

ВЛ-1:

Схема электроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.

Рис.8. Расчётная схема ВЛ-1 0,38 кВ.

Расчётные нагрузки на участках:

Значение коэффициента мощности на участке 0-1 принято равным коэффициенту мощности наибольшему по мощности участку (1-2), т.е. cosφ=0,75.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-1(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:

Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,32 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-1.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 15.

Электрический расчёт 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	4ЧА95	24	0,323	0,323
2.1–2	28,08	0,75	37,440	4ЧА95	98	1,138	1,461
3.2–У1	22,56	0,75	30,080	4ЧА95	20	0,187	1,647
4.У1–3	6,354	0,83	7,655	4ЧА95	96	0,225	1,873
5.3–4	1,84	0,92	2,000	4ЧА95	68	0,040	1,912
6.У1–5	18,74	0,75	24,987	4ЧА95	40	0,310	2,223

ВЛ-2:

Схема электроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.

Рис.9. Расчётная схема ВЛ-2 0,38 кВ.

Расчётные нагрузки на участках:

Значение коэффициента мощности на участке 0-1 принято равным коэффициенту мощности для производственной нагрузки, т.е. cosφ=0,75.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:

Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,71 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-2.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 16.

Электрический расчёт 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	4ЧА95	30	0,713	0,713
2.1–У1	55,36	0,75	73,813	4ЧА95	30	0,687	1,400
3.У1–2	52	0,65	80,000	4ЧА95	56	1,380	2,780
4.У1–3	5,612	0,93	6,034	4ЧА95	16	0,028	2,808
5.3–У2	3,956	0,93	4,254	4ЧА95	64	0,079	2,887
6.У2–4	0,76	0,9	0,844	4ЧА95	26	0,007	2,893
7.4–5	0,5	0,9	0,556	4ЧА95	38	0,006	2,899
8.У2–6	3,5	0,95	3,684	4ЧА95	20	0,021	2,920

ВЛ-3:

Схема электроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.

Рис.10. Расчётная схема ВЛ-3 0,38 кВ.

Расчётные нагрузки на участках:

Значение коэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности для производственной нагрузки, т.е. cosφ=0,75.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:

Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,128 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-3.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 17.

Электрический расчёт 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	4ЧА95	10	0,128	0,128
2.У1–1	2,67	0,92	2,902	4ЧА95	14	0,012	0,140
3.У1–2	29,319	0,75	39,092	4ЧА95	90	1,091	1,231
4.2–У2	26,203	0,8	32,754	4ЧА95	44	0,445	1,676
5.У2-3	0,99	0,9	1,100	4ЧА95	50	0,016	1,693
6.3–4	0,5	0,9	0,556	4ЧА95	50	0,008	1,701
7.У2–5	25,55	0,75	34,067	4ЧА95	30	0,317	2,018
8.5–6	5,25	0,75	7,000	4ЧА95	44	0,096	2,113

После определения нагрузки головных участков воздушных линий для ТП-3 уточним мощность выбранного ранее трансформатора. Суммарная нагрузка составляет:

В предварительных расчётах , поэтому мощность трансформатора ТП-3 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-3 трансформатор мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10.

Для более точной проверки системы электроснабжения по качеству электроэнергии необходимо произвести уточненные расчёты для определения потерь напряжения на трансформаторах ТП-1 и ТП-3.

Сопротивления трансформаторов:

ТП-1 двухтрансформаторная, поэтому:

ТП-3 однотрансформаторная:

Потери напряжения в трансформаторах:

В процентах потери соответственно составят 3,07 и 3,1 %.

По результатам расчётов проверки линий на допустимые потери напряжения составляется итоговая таблица 18.

Расчётные данные 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	3ЧА185+АЧ120	2,5	1,3
	КЛ-2 (0,38)	75	78,76	119,667	3ЧА70+АЧ35	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	3ЧА70+АЧ35	0	0,27
	КЛ-2,Цех №1	28	18,75	28,48851	АПВ-4(1Ч16)	0	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	4ЧА95	6,6	2,22
	ВЛ-2 (0,38)	160	76,613	116,4048	4ЧА95	6,6	2,92
	ВЛ-3 (0,38)	218	41,4	62,90264	4ЧА95	6,6	2,11

Для потребителей ТП-1 после получения уточнённых данных о потере напряжения имеем:

а) для наиболее удалённого потребителя в режиме максимальных нагрузок:

— в режиме минимальных нагрузок:

б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:

— в режиме минимальных нагрузок:

Для ТП-1 постоянные надбавки на трансформаторе оставляем без изменения, т.е. 2,5 %.

Аналогично для потребителей ТП-3 после получения уточнённых данных о потере напряжения имеем:

а) для наиболее удалённого потребителя в режиме максимальных нагрузок:

— в режиме минимальных нагрузок:

б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:

— в режиме минимальных нагрузок:

Всё это позволяет скорректировать принятые при составлении таблицы 11 постоянные надбавки на трансформаторе ТП-3 с 5% на 2,5%. В этом случае значительно улучшатся показатели качества электроснабжения потребителей, присоединённых к данной трансформаторной подстанции.

Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронных двигателей

В сельских электрических сетях провалы напряжения наиболее часто возникают при пуске короткозамкнутых асинхронных двигателей, мощность которых соизмерима с мощностью трансформатора (составляет порядка 40 % их мощности). При недопустимом снижении напряжения пуск двигателя может оказаться безуспешным, т.к. вращающий момент двигателя, в том числе и пусковой, пропорционален квадрату действующего напряжения. Кроме того, может произойти “опрокидывание”, т.е. останов работающих двигателей. В практике электроснабжения принято, что при пуске двигателя понижение напряжения на его зажимах может составить до 30 % от номинального напряжения. При этом напряжение на зажимах работающих двигателей при пуске не должно снижаться более чем на 20 % от номинального напряжения.

Глубину провала определяют для наиболее мощных и удалённых от шин подстанции электродвигателей.

ТП-3: Мощность двигателя установленного в лесопильном цехе 22кВт, cosφ=0,75. Длина ВЛ марки 4ЧА95 от ТП-3 до двигателя составляет 182м.

Полное сопротивление трансформатора ТП-3 составляет:

Удельное сопротивление линии:

Полное сопротивление ВЛ:

Сопротивление двигателя при пуске:

Глубина провала напряжения:

Что допустимо для пуска электродвигателя.

ТП-2: Мощность двигателя установленного на свиноводческой ферме 30кВт, cosφ=0,75. Длина КЛ марки ЦАШв 4ЧА70(rо=0,447 мОм/м, хо=0,0612 мОм/м.)

от ТП-2 до двигателя составляет 100м.

Полное сопротивление трансформатора ТП-2 составляет:

Активное и реактивное сопротивление линии:

Полное сопротивление КЛ:

Сопротивление двигателя при пуске:

Глубина провала напряжения:

напряжение кабельный линия трансформатор

Что допустимо для пуска электродвигателя.

Удалённость цеха №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 и реактивные сопротивления линии КЛ-1и КЛ-2:

Полное сопротивление КЛ:

Полное сопротивление трансформаторов ТП-1 составляет:

Мощность самого сильного двигателя, установленного в цехе №2, Рдв=22кВт, cosφ=0,65.

Сопротивление двигателя при пуске:

Глубина провала напряжения:

Что допустимо для пуска данного электродвигателя и других двигателей цеха №2.

Расчёт токов коротких замыканий.

Рис.11. Фрагмент сети для расчёта токов к.з.

Составим схему замещения.

Рис. 12. Схема замещения сети.

Схема сети имеет два уровня напряжения 10 и 0,38 кВ, поэтому расчёты будем проводить в именованных единицах. Так как большинство токов к.з. ,подлежащих определению, находятся на напряжении 0,38 кВ, приведём все сопротивления к напряжению Uср=0,4 кВ.

Определим параметры схемы замещения, сеть 10 кВ и трансформаторы:

Сеть 0,4 кВ от ТП-1:

Сеть 0,4 кВ от ТП-2:

Наиболее удалённый потребитель ВЛ-2, отходящий от ТП-2, жилой двухквартирный дом — расстояние 220м:

Расчёт трёхфазного к.з. в сети 10 кВ.

Определим ток к.з. на шинах низкого напряжения (10,5 кВ) ГПП:

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Ударный ток:

,

где Ку=1,95 в силу того, что активное сопротивление практически равно нулю.

1. Определение тока к.з. в точке К-1:

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Ударный ток:

,

где

2. Определение тока к.з. в точке К-2:

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Ударный ток:

,

где

3. Определение тока к.з. в точке К-3:

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Ударный ток:

,

где

Расчёт токов к.з. в сети 0,4 кВ от ТП-1.

4. Определение тока к.з. в точке К-4:

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. при учёте сопротивления дуги:

где

Значение тока при дуговом к.з.:

Максимальный ударный ток:

,

где

Ударный ток при дуговом к.з.:

где

Влияние асинхронных двигателей цеха №1 приближённо учитывается следующим образом. Небольшое расстояние от шин 0,4 кВ ТП-1 до электроприёмников цеха №1 позволяет отказаться от учёта сопротивлений в цехе №1. Тогда:

Ударный ток составит величину:

Как видно, влияние тока асинхронных двигателей цеха №1 на ударный ток незначительно (около 10%).

5. Определение тока к.з. в точке К-5:

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Ударный ток:

,

где

Расчёт однофазного 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 в сети 0,4 кВ, при определении токов к.з. можно пренебречь сопротивлениями сети высокого напряжения. Тогда расчёт значительно упростится. Полное сопротивление току однофазного к.з. для трансформаторов марки ТМ-630/10 при соединении обмоток Y/Y0 составляет:

Более точное значение было равно 5,48кА.

6. Определение тока к.з. в точке К-6 (шины РП-5 – цех №2):

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Ударный ток:

,

где

Мощность самого крупного асинхронного двигателя в цехе №2 равна 22 кВт, cosφ=0,65:

Ударный ток составит величину:

Как видно, влияние тока асинхронных двигателей цеха №2 на ударный ток незначительно (4,32%).

Расчёт однофазного к.з. в точке К-6 по упрощённой методике:

Тогда:

Если схема соединения обмоток трансформатора была ∆/Y0,то

Поэтому достаточно часто способ соединения обмоток трансформаторов используют для отстройки чувствительности автоматов и предохранителей.

Определим влияние дуги на значение тока однофазного к.з. при дуговом к.з.:

Сопротивление петли при учёте сопротивления дуги:

Тогда:

т.е. влияние учёта сопротивления дуги на ток к.з. незначительно и в дальнейших расчётах при выборе защитной аппаратуры можно пользоваться только величиной металлического тока однофазного к.з.

Расчёт токов к.з. в сети 0,4 кВ от ТП-2.

7. Определение тока к.з. в точке К-7 (шины НН ТП-2):

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Максимальный ударный ток:

,

где

Влияние асинхронного двигателя, установленного на объекте №5 (точка К-8), на ток к.з. в точке К-7 незначительно в силу того, что сопротивления «плеч» практически одинаковы, а мощность системы (SТ.ГПП=10000 кВА) многократно превышает мощность асинхронного двигателя (РДВ=30 кВт).

8. Определение тока к.з. в точке К-8 (шины РП электроприёмника №5):

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Максимальный ударный ток:

,

где

Влияние асинхронного двигателя, установленного на шинах, где произошло к.з. (точка К-8), приближённо можно оценить следующим образом. Принимаем сопротивление от асинхронного двигателя до точки К-8 равным нулю.

Номинальный ток двигателя:

Ударный ток составит величину:

Как видно, влияние тока асинхронного двигателя, расположенного в свиноводческой ферме на ударный ток незначительно.

Приведём расчёт однофазного к.з. в точке К-8 по упрощённой методике.

Для трансформатора ТМ-160 (∆/Y0) подстанции ТП-2 полное сопротивление токам однофазного к.з. равно:

Сопротивление петли:

Ток однофазного к.з.:

9. Определение тока к.з. в точке К-8 (наиболее удалённый жилой дом):

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:

Ток двухфазного к.з.:

Максимальный ударный ток:

,

где

Сопротивление петли:

Ток однофазного к.з.:

Для удобства дальнейшего использования полученных результатов расчёта токов к.з., сведём их в 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 высоковольтных выключателей и автоматов на подстанциях 10/0,4 кВ и предохранителей на РП.

Выбор высоковольтных выключателей на стороне низкого напряжения ГПП

Схема соединений ГПП на низком напряжении 10 кВ выполнена с высоковольтными выключателями на ВЛ-1. В курсовом проекте произведём выбор высоковольтных выключателей без технико-экономического обоснования.

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному току, номинальному напряжению, по типу, роду установки и проверяют по электродинамической и термической устойчивости и отключающей способности в режиме к.з.

Технические данные выключателей 10 кВ приведены в табл.36 мет. пособия.

Определим расчётный ток:

Как видно, он много меньше номинального тока всех ВВ, приведённых в таблице 36. Ударный ток, равный 27,57 кА, также меньше допустимого ударного тока всех высоковольтных выключателей таблицы 36. Учитывая, что данные о стоимости высоковольтных выключателей в табл. 36 не приведены, выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/630У3, который в настоящее время наиболее компактен и удобен в обслуживании.

Выбор автоматов и предохранителей в сети 380

Проверка их чувствительности.

На всех КЛ и ВЛ 0,38 кВ, отходящих от ТП-10/0,4 кВ, устанавливаются автоматические (автоматы, АВ) и предохранители. Они предназначены для отключения линий при аварийных и ненормальных режимах (короткое замыкание, перегрузки, исчезновение или снижение напряжения), а также для нечастых включений и отключений ВЛ и КЛ (от 2 до 6 часов).

Характеристики выбранных автоматов и предохранителей для фрагмента электрической сети, подлежащих к установке на отходящих от ТП-1 и ТП-2 линиях 0,38 кВ, приведены в таблице 20.

Автоматы выбираются исходя из следующих условий.

1. Номинальное напряжение трансформатора должно быть не ниже номинального напряжения сети. Условие выполняется для всех АВ (табл.20).

2. Номинальный ток автомата и его теплового расцепителя больше расчётного тока. Условие выполняется для всех автоматов.

3. Отключающая способность автоматов где –максимальный ток трёхфазного к.з. сразу за автоматом, т.е. на шинах 0,4 кВ ТП или РП. Условие выполняется для всех автоматов. Для автоматов серии А37 проверка на отключающую способность не проводится.

Проверка автомата на чувствительность для обеспечения селективной работы осуществляются по 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 уставки срабатывания теплового расцепителя Iу.т.отстраивается от максимального длительного рабочего тока по выражению где Кн– коэффициент надёжности, принимается в пределах 1,1–1,3. Условие выполняется для всех АВ (табл.20).

2.Электромагнитный расцепитель автомата осуществляет мгновенную максимальную токовую отсечку. Для обеспечения селективной работы отсечки её ток срабатывания определяют по

Если выбирается защита для группы двигателей, то вместо принимается пиковый ток.

Проверим автоматы для КЛ-1 0,38кВ ТП-2 и КЛ-1 0,38кВ ТП-1. На объекте №5 установлен АД со следующими параметрами: kи=0,2; Рном.Дв=30кВт; cosφ=0,75.

Номинальный ток двигателя:

Пиковый ток:

На данной линии установлен 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-1 установлен автомат марки АВМ10С:

Таким образом, условие соблюдается.

3. Коэффициент чувствительности отсечки электромагнитного расцепителя соблюдается для всех выбранных в табл.20 автоматов:

4. Коэффициент чувствительности теплового расцепителя для всех автоматов, выбранных в табл.20, также соблюдается:

Выбор предохранителей выполняется из условий.

Пиковый ток:

Ток плавкой вставки предохранителя должен быть:

— по условию отстройки от расчётного тока

— по условию пикового режима

Всем этим ограничениям соответствует предохранитель типа ПН-2-250 (предохранитель разборный с наполнителем) с номинальным током 250 А и током плавкой вставки на 125 А.После выбора предохранителя проверяется чувствительность защиты оборудования по минимальному току короткого замыкания. Минимальный ток однофазного короткого замыкания в точке К-6 составляет 2,12 кА, т.е. более чем 3 раза превышает ток плавкой вставки.

Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. Проверка их селективности на ступени 10 и 0,38кВ

Плавкую вставку предохранителей ПКТ, устанавливаемых на стороне высокого напряжения трансформаторов ТП, выбирают по условию отстройки от бросков намагничивающего тока. Для ТП 10/0,4 кВ с трансформатором мощностью 160 кВА номинальный ток плавкой вставки берётся не ниже 20 А, мощностью 630 — 80 А.

Селективность работы выбранной плавкой вставки при отключении автоматов на стороне 0,38 кВ считается обеспеченной, когда при к.з. за автоматом последует именно отключение автомата (время срабатывания tс.з.), и только в случае его отказа со ступенью селективности ∆t произойдёт плавление вставки предохранителя. Селективность будет обеспечена, если время плавления вставки (коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки ко времени её разогрева).

Полное время срабатывания автомата с учётом разброса его характеристик

, ступень селективности принимается равной .Тогда

Ток трёхфазного к.з. за автоматами трансформаторов ТП-1 с номинальной мощность составляет величину , а за автоматами трансформаторов ТП-2 с номинальной мощность составляет величину . Тогда ток на шинах 10,5 кВ при к.з. за автоматом составит для ТП-1 и ТП-2 соответственно:

По ампер-секундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ (рис.4[1])при токе 503 А (ТП-1) время плавленияс обеспечивается для плавкой вставки с , при токе 171А (ТП-2) –.

Таким образом, для трансформаторов ТП-1 селективность защиты будет обеспечена при установке плавкой вставки ПКТ с (), ТП-2 –(). Для защиты трансформаторов ТМ–630/10 ТП-1 выбираем предохранители ПКТ102-10-31,5-40-31,5 У3, трансформатора ТМ–160/10 ТП-2 выбираем предохранители ПКТ101-10-10-20-12,5 У3. Для них выполняются условия:

Плавкая вставка также должна быть проверена по условию

где допустимое время протекания тока к.з. в трансформаторе по условию термической стойкости, с; отношение установившегося тока к.з. к номинальному току трансформатора.

В нашем случае для ТП-1 и ТП-2:

Тогда допустимое время протекания тока к.з. для ТП-1 и ТП-2:

Таким образом, выбранные плавкие вставки обеспечивают безопасность трансформаторов при коротких замыканиях.

Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта

Защита от грозовых перенапряжений.

Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ 0,38 кВ заземляются крюки или штыри фазных проводов, а также нулевой провод. Сопротивление этих заземляющих устройств принимается не более 30 Ом, а расстояние между ними не более 200 м для районов с числом грозовых часов до 40(для данного населённого пункта) и не более 100 м с числом грозовых часов более 40[3,п.2.4.26] Кроме того, заземляющие устройства выполняются:

— на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школа, клуб, лесопильный цех) или которые представляют большую хозяйственную ценность (кормоцех, свинарник, коровник, птичник).

— на конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам. При этом наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления этих же линий должно быть не более 100 м при числе грозовых часов от 10 до 40. Кроме того, в указанных местах устанавливаются низковольтные вентильные разрядники типа РВН. Для перечисленных выше заземляющих устройств используются заземляющие устройства повторных заземлений нулевого провода.

Повторные заземления нулевого провода необходимы (в случае обрыва нулевого провода) для уменьшения напряжения на занулённых частях при замыкании на них за точкой обрыва. Повторные заземления нулевого провода выполняют на концах магистралей и ответвлений ВЛ длинной более 200 м, а также на вводах в здание, внутри которых зануляется оборудование. От ЭП , расположенных вне здания и подлежащих занулению, до ближайшего повторного заземления или до заземления нейтрали трансформатора должно быть не более 100 м . Сопротивление каждого из повторных заземлений на ВЛ 0,38 кВ должно быть не более 30 Ом, а их общее сопротивление не более 10 ОМ [3,п.1.7.64] В соответствии с изложенным выполняется количество повторных заземлений, приведённое в таблице 21.

Количество повторных 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

Расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта

Заземляющие устройства ПС 10/0,4 кВ одновременно используются при напряжениях ниже и выше 1000 В. Поэтому, согласно ПУЭ [3,п.1.7.57], сопротивление ЗУ (Rз) должно быть не более где расчётный ток замыкания на землю, А, определяемый по формуле:

где номинальное напряжение; длина соответственно воздушных и кабельных линий (км), электрически соединённых между собой и отходящих от общих шин.

В нашем случае а общая длина воздушных линий 10 кВ, отходящих от ГПП 110/10 кв, составляет:

Тогда:

К ЗУ на ТП 10/0,4 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора 10/0,4 кВ. Поэтому, согласно ПУЭ [3,п.1.7.62], сопротивление этих ЗУ должно быть не более 4 Ом. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом использования естественных заземлителей ( в нашем случае их нет), а также заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ 0,38 кВ (количество ВЛ не менее двух). При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора, должно быть не более 30 Ом (при линейном напряжении 380 В). Удельное сопротивление земли ρ более 100 Ом∙м допускает увеличение этих норм в 0,01ρ раз, но не более десятикратного.

Выполним подробный расчёт заземления ТП-2 10/0,4 кВ с четырьмя отходящими линиями. На КЛ и ВЛ (табл.21) число повторных заземлений нулевого провода равно 35, а их общее сопротивление 0,857 Ом. Таким образом, при учёте повторных заземлений обеспечивается величина сопротивления ЗУ Однако, как уже отмечалось ранее, в непосредственной близости от нейтрали трансформатора должен находиться заземлитель с сопротивлением не более 30 Ом (при удельном сопротивлении грунта ρ ≤ 100 Ом∙м). Так как(предельная величина сопротивления ЗУ по величине тока замыкания на землю), то на ТП-2 необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением

Примем следующие исходные условия для расчёта ЗУ:

Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из горизонтально проложенной на глубине 1 м круглой стали диаметром 10 мм и из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали 40Ч40Ч4 мм длиной ℓВ=4 м, отстоящих друг от друга на одинаковое расстояние а= ℓВ=4 м. Удельное сопротивление грунта [6,П1.10] суглинок ρ = 100 Ом∙м.

Расчётное значение удельного сопротивления грунта находится по формуле: где К–коэффициент сезона[6,табл.49], равный Кв=1,65 для вертикальных заземлителей и Кг=5,4–для горизонтальных заземлителей на глубине 1 м.

Тогда расчётное значение удельного сопротивления грунта составит для вертикальных стержней: для горизонтальных заземлителей:

сопротивление одного стержня из угловой стали, верхний конец которого находится на глубине до 1 м, находим по формуле:

В этом выражении ℓ = ℓВ=4 м – длина стержня, В=0,04 м – ширина полки уголка.

Ориентировочное число вертикальных стержней без учёта их взаимного экранирования по формуле:

Однако со стороны входа ТП-2для выравнивания потенциала должны располагаться два вертикальных стержня, причём пройти на территорию ТП можно как с одной стороны, так и с другой. Поэтому принимаем

При и отношении коэффициент использования вертикальных стержней в замкнутом контуре [3]. Тогда результирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учётом влияния их взаимного экранирования:

Сопротивление горизонтального заземлителя длиной [3,с.115-116]:

где диаметр заземлителя, м; глубина заложения заземлителя, м; коэффициент взаимного экранирования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре при и отношении

Тогда с учётом экранирования стержнями результирующее сопротивление заземлителя ТП 10/0,4 кВ определяется по формуле:

Таким образом, результирующее сопротивление всего ЗУ меньше 20,65 Ом, что и требовалось достичь.

Аналогично выполняется расчёт ЗУ для ТП-1 и ТП-3.

Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населённого пункта

1.Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ.

Возможен непосредственный прямой расчёт потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивления каждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии №1,отходящей от ТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей, потери мощности:

Для разветвлённых линий подобный расчёт вручную достаточно трудоёмок и его упрощают с помощью коэффициента связи (Кн/м) между ∆U и ∆Р и коэффициента разветвления Краз. Потери мощности в процентах определяются по выраженнию :

Потери мощности в кВт находятся по формуле:

где соответственно расчётная мощность и коэффициент мощности головного участка линии, значения которых принимаются по табл.13-17.

Потери электрической энергии:

Время максимальных потерь определяется по выражению:

Рекомендуемые значения и τ для годовых графиков нагрузки принимаются в соответствии [6,табл.50].

Данные расчёта потерь мощности и электроэнергии всех линий населённого пункта сведём в табл.22.

Годовое потребление и 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 от полезно отпущенной электрической энергии.

2.Определение потерь электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по выражению :

где соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт, принимаются по[6,табл.13]; номинальная мощность трансформатора, кВА; n– число параллельно работающих трансформаторов; расчётная мощность, берётся по результатам предыдущих расчётов.

Годовое число часов использования максимальной нагрузки Тmax определяется по [2,табл.1.8]. Для ТП-2 и ТП-3 принимаем Тmax =2500ч. Тогда:

Потеря электроэнергии в трансформаторе ТП-2:

Результаты расчёта потерь электроэнергии в трансформаторах обеих ТП сведены в табл.23.

Потери электрической 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 10/0,4 кВ равны:

что составляет 3,31% от общего потребления электроэнергии.

После определения потерь электрической энергии перейдём к определению технико-экономических показателей сети 0,38 кВ населённого пункта.

В табл.24 приведены числовые значения основных показателей, используемых в дальнейших расчётах.

Исходные технико-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

Следует отметить, что все данные о стоимости электрооборудования, приведённые в табл. 24 отнесены к ценам 1991 г. Эти цены приняты базовыми для формирования цен текущего периода. Для этого цену 1991 г. умножают на коэффициент коррекции (инфляции). Для 2004 г. этот коэффициент равнялся 30,2.

Однотрансформаторная ТП-2 населённого пункта принята закрытого исполнения, её стоимость принята для ТП с двумя вводами [6,табл.56]. Однотрансформаторная ТП-3 населённого пункта также закрытого исполнения, но с одним вводом. Стоимость ВЛ на железобетонных опорах принята для 3-го района по гололёду [6,табл.54], стоимость кабельных линий 0,38 кВ, в силу их небольшой длины, принята равной стоимости ВЛ.

В рассматриваемом 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. Суммарные капитальные вложения:

2. Отчисление на амортизацию:

3.Отчисления на капитальный ремонт:

4. Затраты на обслуживание сети. Количество условных единиц:

Тогда

5. Издержки на потери энергии. Стоимость электроэнергии условно принимаем

Потери электрической энергии в сетях населённого пункта вычисленные ранее составили 19520,134 кВт∙ч. Поэтому

6. Себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ. Суммарные годовые издержки:

Тогда себестоимость передачи

7. Приведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ можно рассматривать как одну из превращенных форм стоимости. Они представляют собой сумму годовых текущих затрат (себестоимости) и капитальных затрат, приведённых к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен, равного 0,12–0,15, т.е.

Коэффициент Ен иногда называют коэффициентом приведения или дисконтирования. Удельные приведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ равны:

Заключение к курсовому проекту

Максимальная расчётная нагрузка проектируемого района электроснабжения составляет 959,85 кВт. Электроснабжение большего по мощности цеха № 1 предлагается осуществить от ТП-1 мощностью 1260 кВА (два трансформатора по 630 кВА) непосредственно с шин 0,38 кВ от трёх СРП. Электроснабжение цеха №2 осуществляется по кабельным линиям КЛ-1 и КЛ-2. Потери напряжения в режиме максимальных нагрузок по этим кабелям составляют 2,99 %. Снижение напряжения при пуске асинхронных двигателей является допустимым и составляет 6,29%. Для защиты этих линий от коротких замыканий используются автомат типа АВМ10С и предохранитель ПН2-250.

Электроснабжение сельскохозяйственного населённого пункта из-за наличия резервирования высокого напряжения от независимого источника и низкого напряжения от дизельной электростанции 0,38 кВ предлагается осуществить одной воздушной линии напряжением 10 кВ и двумя трансформаторными подстанциями (обе однотрансформаторные) общей мощностью 320 кВА. Суммарные потери напряжения в сети 10 кВ в максимальном режиме составляют 1,8%. В сетях 0,38 кВ потери напряжения для наиболее удалённого потребителя составляет 0,513%. Незначительные потери напряжения в сетях 0,38 кВ объясняются установкой по новым требованиям руководящих указаний проводов марки А95 с меньшими сопротивлениями линий. Для защиты электрооборудования, установленного на объектах сельского населённого пункта, используются автоматы серии А37.

Проведён выбор высоковольтных выключателей и предохранителей серии ПКТ для защиты трансформаторов ТП-1 и ТП-2 и осуществлена проверка их чувствительности на короткие замыкания в сети 0,38 кВ. Выполнена защита подстанции 10/0,4 кВ от грозовых перенапряжений и проведены необходимые расчёты заземления подстанции.

Годовое потребление электроэнергии в населённом пункте составляет 588,944 тыс. кВт∙ч. Потери электроэнергии в сети 0,38 кВ составляют 3,31% от полезно отпущенной потребителям электрической энергии, капитальные затраты в сеть равны 21,039 тыс. руб. (в ценах 1991 г.), себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ в тех же ценах составляет 0,38 коп./(кВт∙ч), удельные приведённые затраты – 0,846 коп./(кВт∙ч).

Используемая литература

1. Будзко, И.А. Электроснабжение сельского 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 устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – 7-й выпуск. – Новосибирск.: Сиб. унив. изд-во, 2007. – 854с.

4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: ИНФРА-М, 2007. – 263с.

5. Чукреев, Ю.Я. Основы электроснабжения : учеб. пособие / Ю.Я. Чукреев. – Сыктывкар : СЛИ, 2001. –100с.

6. Чукреев, Ю.Я. электроснабжение района : 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 / под общ. ред. В.Г. Герасимова. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 964с.