Электроснабжение сельского населенного пункта

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

БРЯНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

КАФЕДРА СИСТЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ

Курсовой проект

по дисциплине: Электроснабжение сельского хозяйства

на тему:

Электроснабжение сельского населенного пункта

Брянск 2009

Содержание

1. Введение

2. Исходные данные

3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

7. Выбор типа подстанции

8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения

10 Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

15 Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

16. Расчёт токов короткого замыкания

17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии

18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

19. Выбор устройств от перенапряжений

20. Расчёт контура заземления подстанции

21. Определение себестоимости распределения электроэнергии

Список литературы

1.  Введение

Еще в первые месяцы после Великой Октябрьской социалистической революции В.И. Лениным была сформулирована задача о необходимости обратить особое внимание на электрификацию промышленности и транспорта и применение электричества к земледелию. Проблема электрификации всех отраслей народного хозяйства, а, следовательно, и электроэнергетики начиная с конца XIX века стояла, достаточно остро во всех странах в связи с высокими технико-экономическими показателями электрической энергии, легкостью ее преобразования в другие виды энергии и простотой передачи на расстояние. К началу первой мировой войны (1914 г.) электроэнергетическая база ведущих мировых стран развивалась весьма быстрыми темпами, но царская Россия, несмотря на огромные запасы топлива, и гидроресурсов, и в этой ведущей отрасли народного хозяйства заметно отставала от других капиталистических стран по установленной мощности на электростанциях и по производству электрической энергии.

В настоящее время развитие сельского электроснабжения в основном пойдет по линии развития существующих и строительства новых сетей, улучшения качества электроэнергии, поставляемой сельским потребителям, и особенно повышения надежности электроснабжения. Одновременно, конечно, будет продолжаться процесс электрификации сельских районов, удаленных от мощных энергосистем, путем строительства укрупненных колхозных и межколхозных электростанций с использованием дизельного топлива, а также гидроэнергии малых и средних водотоков существенно увеличиваются.

Следует подчеркнуть, что в настоящее время степень загруженности существующих сельских электрических сетей и потребительских подстанций для подавляющего большинства территории нашей страны невелика, и важной задачей, разрешение которой способно повысить рентабельность сельского электроснабжения - является широкое внедрение электроэнергии в производственные процессы сельского хозяйства и в быт сельского, населения.
2.  Исходные данные

№ п.п.		Наименование			шифр		Дневной максимум									Вечерний максимум
							Рд, кВт			Qд, квар			Sд, кВА			Рв, кВт	Qв, квар		Sв, кВА
					ТП-1
1		Кормоцех птицефермы на 25-30 тыс. кур			158		25			20			32,01			10	7		12,2
2		Прачечная производительностью 1,0 т белья/смену			565		25			15			29,15			25	15		29,15
3		Пункт технического обслуживания машин и оборудования на фермах			371		10			7			12,2			5	4		6,4
4		Комбикормовый цех производительностью 50 т/смену			196		190			160			248,39			190	160		248,39
5		Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 35-50 рабочих мест			519		25			18			30,8			10	0		10
					ТП-2
6		Птичник на 8 тыс. молодняка			155		25			12			27,73			25	12		27,73
7		Гречерушка			352		3			2			3,6			1	0		1
8		Зернохранилище с передвижными механизмами емкостью 500 т			311		10			10			14,14			5	3		5,83
9		Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 200 коров			107		15			13			19,84			15	13		19,84
10		Баня на 5 мест			559		3			2			3,6			3	0		3
					ТП-3
11		Крупорушка			350		12			10			15,62			1	0		1
12		Площадка по откорму КРС на 6000 голов			36		155			140			208,86			90	80		120,41
13		Кумысная ферма на 100 кобылиц			76		25			15			29,15			30	15		33,54
14		Прачечная производительностью 0,5 т белья/смену			564		20			13			23,85			20	13		23,85
15	Инкубаторий на 4 инкубатора			167		30			0			30			30		0		30
				ТП-4
16	Хлебопекарня производительностью 3 т/сутки			356		5			4			6,4			5		4		6,4
17	Ферма выращивания уток на 15 тыс. утят			60		45			20			49,24			45		20		49,24
18	Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 100 коров			104		4			4			5,65			4		4		5,65
19	Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 100 коров			106		9			8			12,04			9		8		12,04
20	Ферма выращивания уток на 30 тыс. утят			61		75			30			80,77			75		30		80,77
				ТП-5
21	Овцеводческая ферма с полным оборотом стада на 5000 овцематок			66		240			180			300			240		180		300
22	Оборудование для гранулирования комбикормов ОГК-3			179		55			50			74,33			55		50		74,33
23	Приемный пункт молокозавода мощностью 30 т/смену			355		65			60			88,45			65		60		88,45
24	Родительское отделение на 144 мест			126		20			0			20			20		0		20
25	Столярный цех			341		15			10			18,02			1		0		1
				ТП-6
26	Столовая с электронагревательным оборудованием на 75 мест			542		35			15			38,07			15		5		15,81
27	Свинарник-маточник на 100 маток с навозоуборочным транспортером с теплогенератором			142		8			6			10			8		6		10
28	Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 50 мест			545		50			20			53,85			20		10		22,36
29	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов			113		1			0			1			3		0		3
30	Детские ясли-сад на 25 мест			512		4			0			4			3		0		3
31			Птичник на 8 тыс. молодняка		155	25		12			27,73			25				12		27,73
32			Гречерушка		352	3		2			3,6			1				0		1
33			Сельский жилой дом (квартира) с плитой на газе, жидком или твердом топливе		603	0,7		0,32			0,76			2				0,75		2,13

3.  Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

Расчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам

(3.1)

(3.2)

где n – количество домов;

к_о – коэффициент одновремённости;

Р – активная мощность одного дома, кВт;

Q – реактивная мощность одного дома, квар.

По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов

P_д=0,26×96×0,7=17,471 кВт,

Q_д=0,26×96×0,32=7,987 кВАр,

P_в=0,26×96×2=49,92 кВт,

Q_в=0,26×96×0,75=18,719 кВАр.

Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7).

Мощность уличного освещения определяется по формулам

(3.3)

(3.4)

где Р_уд – удельная активная мощность, Вт/м;

L – длина улицы, м;

tgφ – коэффициент реактивной мощности.

P_у.о.=5,5×1440×10^-3=7,919 кВт,

Q_у.о.=7,92×1,02=8,08 кВАр.

Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора.

Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам

(3.5)

(3.6)

Где П – периметр приусадебного участка, м;

Р_уд.о – удельная мощность освещения, Вт/м.

P_осв=0,26×96×3×120×10^-3=8,985 кВт,

Q_осв=8,985×1.02=9,165 кВАр.

Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам

(3.7);

(3.8);

P_в.с.=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт,

Q_в.с.=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр

Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле

(3.9);

4.  Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам

(4.1),

(4.2),

где S_i – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;

х_i у_i – координаты i-ro потребителя.

Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1

Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети

х	417	385	135	496	391	191	500	261
у	80	250	425	491	354	487	475	93

X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м

Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182

Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1

Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ

  5.  Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам:

где Р_mах;Q_max – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

ΔP_i, Δ Q_i – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1.

P_pд =3+0,6=3,6 кВт;

Q_pд=2+0=2 кВАр;

P_pв=3+0,6=3,6 кВт;

Q_pв=0+0=0 кВАр;

Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ

Участок сети	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
ТП-6 - 352	3,6	2	4,118	3,6	0	3,6
352 - 113	1	0	1	3	0	3
ТП-6 - 512	27,4	12	29,912	26,8	12	29,363
512 - 155	25	12	27,73	25	12	27,73
ТП-6 - 142	54,8	23,6	59,665	24,8	13,6	28,284
142 - 545	50	20	53,851	20	10	22,36
ТП-6 - 542	35,4	15,2	38,525	16,2	5,4	17,076
542 - 603	0,7	0,32	0,769	2	0,75	2,136

Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2

Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП

Номер ТП	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
ТП1	245,8	198,6	316,005	222,2	176,5	283,769
ТП2	226,26	29,4	228,162	221,78	22,58	222,926
ТП3	212,6	164,4	268,749	144,4	98,1	174,57
ТП4	118,6	53	129,903	118,6	53	129,903
ТП5	371,4	255,8	450,967	362,3	249,5	439,899
ТП6	400,88	42,3	403,105	58,26	25,1	63,436

6.  Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение I таблицы 8 [1]).

Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле

(6.1)

где к_р - коэффициент роста нагрузок.

Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [1] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,

Где S_эн – нижний экономический интервал;

S_эв – верхний экономический интервал.

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [1].

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок

 

 

Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Технические данные трансформатора

Тип	Номинальная мощность, кВА	Сочетание напряжений, кВ		Потери, кВт		Напряжение к.з. %	Ток х.х., %	Схема соединений
		В.Н.	Н.Н.	х.х	к.з.
ТМ-400	400	35	0,4	1,35	5,5	6,5	2,1	Y/Yн

7.  Выбор типа подстанции

Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы.

Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. К установке принимается комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа с силовым трансформатором мощностью 400 кВА.

  8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

 

Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ.

 

Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения

х	1,5	8	6,5	8	8,5	8,5
у	5	7	6	5	5	3

Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок.

Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км

Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км

Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1

Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения.

Оптимальное напряжение определяется по формуле

где L_эк – эквивалентная длина линии, км;

Р₁ – расчётная мощность на головном участке, кВт.

Эквивалентная длина участка определяется по формуле

 

Где L_i – длина i-го участка линии, км;

Р_i – мощность i-го участка линии, кВт.

Эквивалентная длина составит

 

L_эк=5,385+0,000771×(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км

 кВ.

  9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения

 

Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам

где к_о – коэффициент одновремённости;

в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

,

,

 

Где Р_max; Q_max – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

DР_i; DQ_i – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.

Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1

P_д=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт,

Q_д=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар,

 кВА

P_в=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт,

Q_в=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар,

 кВА

Таблица 9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения

Номер участка	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
РТП-ТП4	1331,88	601,5	1461,405	962,3	534,8	1100,923
ТП4-ТП2	593,8	346	687,251	510,2	266,1	575,424
ТП2-ТП3	415,8	325,6	528,114	332,2	251	416,362
ТП3-ТП1	245,8	198,6	316,005	222,2	176,5	283,769
ТП4-ТП5	699,88	459,8	837,405	653,3	443,5	789,615
ТП5-ТП6	400,88	42,3	403,105	58,26	25,1	63,436

 
10. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

,

 

Где I_р – расчётный ток участка сети, А;

j_эк – экономическая плотность тока, А/мм²

Продолжительность использования максимума нагрузки Т_м приводится в табл.10 П.1[1].

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

,

Где S_p – полная расчетная мощность, кВА;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу10.1

Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети	Sр, кВА	Рр, кВт	Iр, А	Тм, час	jэк., А/мм2	Fэк, мм2	Марка провода
РТП-ТП4	1461,4	1331,88	24,106	3400	1,1	21,915	AC-25
ТП4-ТП2	687,25	593,8	11,336	3400	1,1	10,306	AC-16
ТП2-ТП3	528,11	415,8	8,711	3400	1,1	7,919	AC-16
ТП3-ТП1	316	245,8	5,212	3200	1,1	4,738	AC-16
ТП4-ТП5	837,4	699,88	13,813	3400	1,1	12,557	AC-16
ТП5-ТП6	403,1	400,88	6,649	3400	1,1	6,045	AC-16

11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

 

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле

 

где Р – активная мощность участка, кВт;

Q – реактивная мощность участка, квар;

r_о – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]);

х_о – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]);

L – длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле

Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1

 

Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участок сети	Марка провода	Р, кВт	rо, Ом/км	Q, квар	хо, Ом/км	L, км	DU, В	DU,%
РТП-ТП4	AC-25	1331,88	1,139	601,5	0,45	5,385	51,114	0,146
ТП4-ТП2	AC-16	593,8	1,8	346	0,45	2	34,986	0,099
ТП2-ТП3	AC-16	415,8	1,8	325,6	0,45	1,802	25,57	0,073
ТП3-ТП1	AC-16	245,8	1,8	198,6	0,45	5,099	15,194	0,043
ТП4-ТП5	AC-16	699,88	1,8	459,8	0,45	0,5	41,905	0,119
ТП5-ТП6	AC-16	400,88	1,8	42,3	0,45	2	21,16	0,06

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

,

 

где S_max – расчётная мощность, кВА;

S_тр – мощность трансформатора, кВА;

U_а – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

 

где DР_к.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

 

где U_к.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

,

 

где Р_р –расчётная активная мощность, кВт;

S_р – расчетная полная мощность, кВА.

U_а=0,09 %,

U_p=6,499 %,

0,994,

sin(j)=0,104

(503,881/400)×(0,089+0,682)=0,972 %

12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле

 

где I – расчётный ток участка, А;

r_о – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

где t - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

где Т_м – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1

 

Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети	I, А	ro, Ом/км	L, км	DР, кВт	Тм, час	t, час	DW, кВт·ч
РТП-ТП4	24,106	1,139	5,385	9,388	3400	1885,992	17706,982
ТП4-ТП2	11,336	1,8	2	0,771	3400	1885,992	1454,337
ТП2-ТП3	8,711	1,8	1,802	0,41	3400	1885,992	774,108
ТП3-ТП1	5,212	1,8	5,099	0,415	3200	1726,911	717,811
ТП4-ТП5	13,813	1,8	0,5	0,286	3400	1885,992	539,815
ТП5-ТП6	6,649	1,8	2	0,265	3400	1885,992	500,347
Итого:			16,786	11,537			21693,403

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле

,

,

∆P%=0,866 %,

∆W%=0,479 %.

 

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

где DР_х.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

DР_к.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

b - коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

,

∆P_тр= 1,35+1,586×5,5= 10,077 кВт,

∆W_тр= 1,35×8760+1,586×5,5×1885,992= 13720,72 кВт×ч.

13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU¹⁰⁰=5%; dU²⁵=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

 

где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

 - потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;

 - потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;

 - конструктивная надбавка трансформатора, %.

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле

,

V_рег=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %,

∆U_доп=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %, что составляет 48,26 В.

14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.

Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле

 

где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм²);

DU_доп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Р_i – активная мощность i-го участка сети, Вт;

L_i – длина i-го участка сети, м;

U_ном – номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

,

 

где DU_р – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

,

 

где Q_i – реактивная мощность i-го участка сети, квар;

L_i – длина i-го участка сети, км;

х_о – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки.

Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле

,

где Р_р – расчетная мощность кВт;

 – коэффициент реактивной мощности до компенсации;

 – оптимальный коэффициент реактивной мощности.

Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле

,

где Q_p.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.

Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113

∆U_p= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В,

∆U_д.а.=48,259-0,039=48,22 В,

106492/586361,599=0,181 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм² марки AC-16.

∆U_ф= ((3,6×1,8+2×0,299×25)/380+((1×1,8+0×0,299×16,492)/380)=0,543 В,

∆U%_ф= (0,543/380)×100=0,143 %.

Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155

∆U_p= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В,

∆U_д.а= 48,259-4,001=44,258 В,

10996925/538182,757=20,433 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм² марки AC-25.

∆U_ф=((27,399×1,139+12×0,299×182,2)/380+((25×1,139+12×0,299×240,185)/ /380)=36,992 В,

∆U%_ф= (36,992/380)×100=9,734 %.

Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545

∆U_p= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В,

∆U_д.а =48,259-9,945=38,314 В,

30338154/465904,953=65,116 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм² марки AC-70.

∆U_ф=((54,799×0,411+23,6×0,299×275,181)/380+((50×0,411+20×0,299×305,163)/ /380)=42,838 В,

∆U%_ф= (42,838/380)×100=11,273 %.

 

Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603

∆U_p= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В,

∆U_д.а =48,259-5,177=43,082 В,

15265120/523889,05=29,138 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм² марки AC-35.

∆U_д.а=((35,399×0,829+15,199×0,299×428,122)/380+((0,699×0,829+0,32×0,299×156,54)//380)=38,519 В,

∆U%_ф= (38,519/380)×100=10,136 %.

Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети

Элемент сети	Отклонение напряжения, %
	при 100% нагрузке	при 25% нагрузке
Шины 35 кВ	9	1
Линия 35 кВ	-0,326	-0,081
Трансформатор 35/0,4 кВ: потери напряжения надбавка конструктивная надбавка регулируемая	-0,972 +5 0	-0,243 +2.5 0
Линия 0,38 кВ	-10,136	-
Допустимое отклонение напряжения	-5	+5

 

Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения

Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 14.2

 

Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ

Участок сети	S, кВА	Р, кВт	I, А	ro, Ом/км	L, км	DР, кВт	Тм, час	t, час	DW, кВтч
ТП-6 - 352	4,118	3,6	6,257	1,8	0,025	0,005	1300	565,16	2,987
352 - 113	1	1	1,519	1,8	0,016492	0	1300	565,16	0,116
ТП-6 - 512	29,912	27,399	45,448	1,139	0,1822	1,287	2200	1036,623	1334,258
512 - 155	27,73	25	42,133	1,139	0,240185	1,458	2200	1036,623	1511,669
ТП-6 - 142	59,665	54,799	90,655	0,411	0,275181	2,795	2800	1429,772	3996,611
142 - 545	53,851	50	81,821	0,411	0,305163	2,525	2200	1036,623	2617,626
ТП-6 - 542	38,525	35,399	58,534	0,829	0,428122	3,652	2200	1036,623	3786,325
542 - 603	0,769	0,699	1,169	0,829	0,15654	0	1300	565,16	0,301
Итого					1,628	11,724			13249,897

15. Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

Когда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме.

Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с.

При пуске электродвигателей допускаются значительно большие понижения напряжения, чем при нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель мог нормально развернуться.

Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3

 

Паспортные данные электродвигателя

Р_ном=7,5 кВт cosj_ном=0,88 КПД=0,875

l_max=2,799 l_min=1,8 l_пуск=2

l_кр=2 R_к.п=0,076 Х_к.п=0,149

S_к=17 к_I=7,5 l_тр=1,199

Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле

,

dU_доп.д.=-(1-0,851)×100=-14,853 %

Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам

 

,

,

r_л=0,411×0,275=0,113 Ом,

x_л=0,299×0,275=0,082 Ом.

 

Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле

 

,

 

где δU_{д.д.пуск} - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %;

DU_{тр.пуск} - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %;

ΔU_{Л.0,38 пуск} – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %.

Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле

.

 

Мощность двигателя при пуске определяется по формуле

 

,

где К_I – кратность пускового тока.

Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле

 

.

 

Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется

 

.

 

Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие

 

Пусковой коэффициент реактивной мощности равен

Мощность асинхронного двигателя при пуске равна

P_д.пуск= (25,688×0,724)/0,77=24,186 кВт.

Потери напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны

∆U_{л 0,38пуск}= (24,186×12,751)/400=0,771 %.

Потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны

∆U_{л 0,38пуск}= ((24186,873×(0,113+0,16))/(144400))×100%=4,592 %

Отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска

∆U_{л 0,38пуск}=11,273 %

Фактическое отклонение напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя при пуске составит

δU_{д.пус.ф.}=-16,637 %.

Пуск двигателя состоится.

16. Расчёт токов короткого замыкания

По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений.

Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены на рисунке 16.1 и рисунке 16.2.

Рисунок 16.1 - Расчётная схема для определения токов короткого замыкания.

Рисунок 16.2 - Схема замещения для определения токов короткого замыкания.

 

Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети

Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения наиболее удаленной ТП и на шинах высокого напряжения расчетной ТП-6.

Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное U_осн.=1,05U_ном

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

,

где Z – полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.

,

где r_л – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

х_л – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

х_сист – реактивное сопротивление системы, Ом.

,

S_к – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

.

Ударный ток определяется по формуле

,

где к_уд – ударный коэффициент, который определяется по формуле

,

где Т_а – постоянная времени затухания определяется по формуле

Реактивние сопротивление системы Xсист = 5,923 Ом

В.В. линия № 1

Длина линии 5,385 км

Сопротивление линии Roл = 6,139 Ом

Сопротивление линии Xoл = 2,423 Ом

В.В. линия № 2

Длина линии 2 км

Сопротивление линии Roл = 3,6 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,9 Ом

В.В. линия № 3

Длина линии 1,802 км

Сопротивление линии Roл = 3,244 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,811 Ом

В.В. линия № 4

Длина линии 5,099 км

Сопротивление линии Roл = 9,178 Ом

Сопротивление линии Xoл = 2,294 Ом

В.В. линия № 5

Длина линии 0,5 км

Сопротивление линии Roл = 0,9 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,225 Ом

В.В. линия № 6

Длина линии 2 км

Сопротивление линии Roл = 3,6 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,9 Ом

Н.В. линия № 1

Длина линии 41,492 м

Сопротивление линии Roл = 0,074 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,012 Ом

Н.В. линия № 2

Длина линии 422,385 м

Сопротивление линии Roл = 0,481 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,126 Ом

Н.В. линия № 3

Длина линии 580,345 м

Сопротивление линии Roл = 0,239 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,174 Ом

Н.В. линия № 4

Длина линии 584,663 м

Сопротивление линии Roл = 0,485 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,175 Ом

Сопротивление трансформатора Rтр = 0,002 Ом

Сопротивление трансформатора Xтр = 0,171 Ом

Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 17.1

Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38кВ

Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП-6 и в конце каждой отходящей линии.

За основное напряжение принимается напряжение, равное U_осн=1,05U_ном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле

,

где х_тр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

r_тр – активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле

,

где U_к.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; S_ном. – мощность трансформатора 35/0,4 кВА.

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле

,

где U_к.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания, %;

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле

где z_тр /3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[1]);

z_п – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом.

где r_Ф – активное сопротивление фазного провода, Ом;

r_N – активное сопротивление нулевого провода, Ом;

x_Ф – реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

x_N – реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;

Расчёты ведутся для точек К4 и К5, результаты остальных расчётов приведены в таблице 16.1

Ik1(3)= 0,4/10,259 = 3,581

Ik1(2)= 0,866/3,581 = 3,102

Ik2(3)= 0,4/24,672 = 1,489

Ik2(2)= 0,866/1,489 = 1,289

Ik3(3)= 0,4/24,672 = 1,489

Ik3(2)= 0,866/1,489 = 1,289

Ik4(3)= 36,75/0,296 = 1,35

Ik4(2)= 0,866/1,35 = 1,169

Ik5(3)= 36,75/0,344 = 1,16

Ik5(2)= 0,866/1,16 = 1,005

Ik6(3)= 36,75/0,984 = 0,406

Ik6(2)= 0,866/0,406 = 0,352

Ik7(3)= 36,75/0,729 = 0,548

Ik7(2)= 0,866/0,548 = 0,474

Ik8(3)= 36,75/1,036 = 0,386

Ik8(2)= 0,866/0,386 = 0,334

Tak1 = 5,923/0 = 0

Kak1 = 1+exp(-0.01/0) = 1

iудk1 = 1.41*1*3,581 = 5,065

Tak2 = 9,471/3340,673 = 0,002

Kak2 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029

iудk2 = 1.41*1,029*1,489 = 2,168

Tak3 = 9,471/3340,673 = 0,002

Kak3 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029

iудk3 = 1.41*1,029*1,489 = 2,168

Tak4 = 0,171/0,747 = 0,228

Kak4 = 1+exp(-0.01/0,228) = 1,957

iудk4 = 1.41*1,957*1,35 = 3,737

Tak5 = 0,183/24,198 = 0,007

Kak5 = 1+exp(-0.01/0,007) = 1,267

iудk5 = 1.41*1,267*1,16 = 2,08

Tak6 = 0,297/151,944 = 0,001

Kak6 = 1+exp(-0.01/0,001) = 1,006

iудk6 = 1.41*1,006*0,406 = 0,578

Tak7 = 0,345/75,825 = 0,004

Kak7 = 1+exp(-0.01/0,004) = 1,111

iудk7 = 1.41*1,111*0,548 = 0,861

Tak8 = 0,346/153,122 = 0,002

Kak8 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,012

iудk8 = 1.41*1,012*0,386 = 0,552

Таблица 16.1- Результаты расчётов токов короткого замыкания

Точка к.з.	r, Ом	х, Ом	Z, ом	Zп, Ом	Та	Куд	I(3)	I(2)	I(1)	iуд
K-1	0	5,923	5,923	0	0	1	3,581	3,102	0	5,065
K-2	10,639	9,471	14,244	0	0,002	1,029	1,489	1,289	0	2,168
K-3	10,639	9,471	14,244	0	0,002	1,029	1,489	1,289	0	2,168
K-4	0,002	0,171	0,171	0	0,228	1,957	1,35	1,169	0	3,737
K-5	0,077	0,183	0,198	0,151	0,007	1,267	1,16	1,005	0,561	2,08
K-6	0,483	0,297	0,568	0,995	0,001	1,006	0,406	0,352	0,183	0,578
K-7	0,241	0,345	0,421	0,591	0,004	1,111	0,548	0,474	0,271	0,861
K-8	0,487	0,346	0,598	1,031	0,002	1,012	0,386	0,334	0,178	0,552

17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии

Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом, выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис.

Рисунок 17.1 - Однолинейная упрощённая схема КРУН.

Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные.

Таблица 17.1 - Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока

Исходные данные места установки	Параметры выключателя	Параметры разъединителя	Параметры Трансформатора тока
	Тип ВП-35	Тип РНД(З)-35/1000	Тип ТПОЛ-35
Uном = 35 кВ	35 кВ	35 кВ	35 кВ
Iном =24,106 А	0,4 А	1000 А	400 А
3,581 кА	5 кА	-	-
5,065 кА	16 кА	64 кА	100 кА
	6,3 кА	25 кА	1,6 кА

Как видно из таблицы 17.1 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям.

18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

Разъединитель QS1 выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии:

тип РНД(З)-35/1000;

номинальный ток 1000 А;

номинальное напряжение 35 кВ;

амплитуда сквозного тока 64 кА;

ток термической стойкости 25 кА

Для защиты трансформатора с высокой стороны устанавливаются предохраните FU1 – FU3. Ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условию

 А.

Принимается предохранители типа ПК-16 с током плавкой вставки 16 А.

Шины 0,4 кВ подключаются к трансформатору через рубильник QS2 типа Р2315 с номинальным током 600А.

Трансформаторы тока ТА1-ТА3 типа ТК20 служат для питания счётчика активной энергии СА4-И672.

Линия уличного освещения защищается предохранителями FU4-FU6, типа НПН-2 с номинальным током плавкой вставки 16А, управление уличным освещением осуществляется магнитным пускателем КМ типа ПМЛ.

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1.  , к_с.з = 1;

2.  ;

3.  ;

4.  .

Линия №1 Максимальный ток – 6,257 А, ударный ток – 2,08 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 1005,036 А, однофазный ток короткого замыкания – 561,452 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 8 А, током электромагнитного расцепителя 96, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 8 А>6,257 А;

2. 15 кА>2,08 кА;

3. 1005,036/96=10,469;

4. 561,452/96=5,848

Линия №2 Максимальный ток – 45,448 А, ударный ток – 0,578 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 352,013 А, однофазный ток короткого замыкания – 183,942 А. К установке принимается автоматический выключатель А3163 с номинальным током А, током теплового расцепителя 50 А, током электромагнитного расцепителя 500, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 50 А>45,448 А;

2. 15 кА>0,578 кА;

3. 352,013/500=0,704;

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент: 2,816

4. 183,942/500=0,367

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент: 1,471 Следовательно все условия выполняются

Линия №3 Максимальный ток – 90,655 А, ударный ток – 0,861 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 474,812 А, однофазный ток короткого замыкания – 271,27 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2056 с номинальным током А, током теплового расцепителя 100 А, током электромагнитного расцепителя 1200, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 100 А>90,655 А;

2. 15 кА>0,861 кА;

3. 474,812/1200=0,395;

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300 А. Получаем коэффициент: 1,582

4. 271,27/1200=0,226

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300 А. Получаем коэффициент: 0,904

Линия №4 Максимальный ток – 58,534 А, ударный ток – 0,552 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 334,351 А, однофазный ток короткого замыкания – 178,793 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2064 с номинальным током А, током теплового расцепителя 63 А, током электромагнитного расцепителя 756, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 63 А>58,534 А;

2. 15 кА>0,552 кА;

3. 334,351/756=0,442;

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189 А. Получаем коэффициент: 1,769

4. 178,793/756=0,236

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189 А. Получаем коэффициент: 0,945 Следовательно все условия выполняются

19. Выбор устройств от перенапряжений

Защиту подстанций напряжением 20 – 35 кВ выбирают в зависимости от их мощности. Если мощность подстанции менее 630 кВА, на каждой ее системе шин устанавливают комплект вентильных разрядников, расположенных возможно близко к трансформаторам и присоединенных к заземляющему контуру подстанции кратчайшим путем. Кроме того, на расстоянии 150 – 200 м от подстанции на всех подходящих воздушных линиях монтируют комплекты трубчатых разрядников РТ-1 или заменяющих их защитных искровых промежутков ПЗ-1 (при токах короткого замыкания, меньших нижнего предела, гасящегося трубчатыми разрядниками). Сопротивление заземления этих разрядников РТ-1 или промежутков ПЗ-1 должно быть не более 10 Ом.

На питающих линиях для защиты разомкнутых разъединителей или выключателей у приемных порталов или у вводов в закрытое распределительные устройства дополнительно устанавливают трубчатые разрядники РТ-2 или защитные промежутки ПЗ-2, присоединяя их к заземляющему контуру подстанции. Подстанции мощностью 630 кВ-А и больше защищают так же, но дополнительно все воздушные линии передачи, подходящие к этим подстанциям на расстояние 150 – 200 м, При этом трубчатые разрядники РТ-1 или защитные промежутки ПЗ-1 устанавливают в начале подходов линий передачи, защищенных тросами. Протяженные молниеотводы заземляют на каждой опоре подходов, причем импульсные сопротивления заземлений должны быть не более 10 Ом. В начале подхода к заземлению опоры присоединяют трос и разрядник РТ-1 или промежуток ПЗ-1. В конце подхода трое к заземленному контуру подстанции не присоединяют, а обрывают на первой опоре от подстанции. При этом пролет (50 – 60 м), не защищенный тросом, должен перекрываться защитными зонами стержневых молниеотводов, устанавливаемых для защиты открытых подстанций такой мощности.

20. Расчёт контура заземления подстанции

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена, нейтраль трансформатора, должно быть не более 4 Ом при номинальном напряжении 380 В. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом за-землителей нулевого провода ВЛ-0,38 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в не-, посредственной близости от нейтрали трансформатора, т.е. на ТП, и сопротивление повторного заземлителя не должны быть более 30 Ом. Сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ-0,38 кВ должно быть не более 10 Ом.

В сельских сетях в качестве заземлений рекомендуется применять угловую сталь. Сопротивление одного электрода из угловой стали, погруженного вертикально с вершиной на поверхности земли, определяется по формуле

,

где b_уг – ширина уголка, м;

р – удельное сопротивление грунта, Ом м;

1_с. – длина стержня, м.

18,849×6,7=126,295 Ом

Предварительное число стержней одиночного повторного заземления нулевого рабочего провода, которое нужно выполнить на концах ВЛ длиной более 200 м и на вводах от ВЛ к электроустановкам, подлежащим занулению, определяется по формуле

,

Число стержней на ТП без учета взаимного экранирования

,

Зная п_од, l_од и а – расстояние между стержнями, по приложению П.1 [Л1] определяется коэффициент взаимного экранирования η_с.

Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей на ТП определяется по формуле

126,295/19,2=6,577Ом.

Сопротивление соединительной полосы в_п = 40мм, длиной l = 33 м,

проложенной на глубине h = 0,5м с учетом коэффициента экранирования η_c

определяется по формуле

,

Ом,

расчетное сопротивление заземляющего устройства одиночного повторного заземлителя на ВЛ-0,38 кВ не должно превышать 30 Ом

,

 Ом.

Если на одной линии ВЛ-0,38 кВ имеется п одиночных повторных заземлителей, то сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода не должно превышать 10 Ом

,

 Ом.

Тогда при количестве отходящих линий ВЛ-0,38 кВ сопротивление нейтрали трансформатора ТП не должно превышать 4 Ом

,

Ом.

21. Определение себестоимости распределения электроэнергии

Эта себестоимость складывается из отчислений на амортизацию и текущий ремонт соответствующих звеньев передающего устройства, стоимости потерь электроэнергии в этих звеньях и расходов на их обслуживание и эксплуатацию. Чтобы определить стоимость ежегодных отчислений на амортизацию и текущий ремонт, необходимо вычислить стоимость сооружений

,

где К_т.п – стоимость КТП;

К_0,38 – стоимость сооружения линий 0,38 кВ.

К=10000+60000×1,628=107733,233руб.

Отчисления от капиталовложений определяются по формуле

,

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности, Е_н= 0,12.

руб.

Издержки на амортизацию вычисляются по формуле

,

где р_а = 0,064 и р_а = 0,05 нормативы амортизационных отчислений капитальных затрат для ТП и ЛЭП.

руб.

Стоимость обслуживания линий 0,38 кВ и трансформаторной подстанции

где γ – стоимость одной условной единицы, γ = 35 руб;

п – количество условных единиц.

Количество условных единиц определяется по формуле

,

3,909+2.5=6,409,

24,326 руб.

Стоимость потерь энергии в трансформаторе и ВЛ-0,38 кВ определяются по формуле

,

где С₀ – 1кВт ч потерянной энергии, С₀ = 5коп;

ΔW_mр – потери энергии в трансформаторе, кВтч;

ΔW_0,38 – потери энергии в линиях 0,38 кВ, кВтч.

руб.

Общая стоимость потерь определяется по формуле

,

руб.

Стоимость 1 кВтч отпущенного потребителю от шин высокого напряжения ТП6 определяется по формуле

,

 коп.

Список литературы

1.  Коваленко В.В., Ивашина А.В., Нагорный А.В., Кравцов А.В. Электроснабжение сельского хозяйства. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. – СтГАУ, АГРУС, 2004. –99с.

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

3.  Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Учебное пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1987. –368с.: ил.

4.  Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновксого. –М.: Энергия, 1981.

5.  Федосеев А.М. Релейная защиты электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб. Пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1984. –520с.: ил.

6.  Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и в системах электроснабжения: учебное пособие для вузов. –2-е изд., перераб. и доп. –М.: Высшая школа, 1985. –391с.:ил.

7.  Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. –3-е изд.. перераб. и доп. –Л.: Энергоатомиздат, 1985. –296с.:ил.

8.  Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства. /Под ред. В.Ю. Гессен, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский, Г.Н. Катович, -М.: Колос, 1981. –208с.:ил.

9.  Каганов И.П. курсовое и дипломное проектирование. –3-е изд. перераб. и доп. –М.: Агропромиздат, 1990. –391с.: ил.

10.  Левин М.С., Мурадян А.Б., Серых Н.Н. Качество электроэнергии в сетях сельских районов. –М.: Колос, 1975. –324с.