Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи - Курсовая работа

Все однородные потребители, присоединенные к данному участку линии, объединяют в группы и определяют их суммарную нагрузку отдельно по дневному Рд и отдельно по вечернему Рв максимумам. Для определения суммарной расчетной активной нагрузки всего населенного пункта делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группы по формулам: , (2.1) ко - коэффициент одновременности, принимается в зависимости от количества потребителей в группе и нагрузки на вводе (для жилых домов) (таблица 5.1 [1]). Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы 5%, а при нагрузке 25% за пределы 0% от номинального. Для линии 1: Для дневного максимума: Для вечернего максимума: Проводим аналогичный расчет для остальных участков и результат сводим в табл.

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения - один из важнейших факторов технического процесса.

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего изза высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии - угля, сланцев, на больших реках.

Самый высокий показатель системы электроснабжения - надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение - плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов. Основные особенности: необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по всей территории; низкое качество электроэнергии; требования повышенной надежности и т.д.

Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.

1. Исходные данные

Таблица 1.1 Исходные данные для расчета линии высокого напряжения.

Отклонение напряжения на шинах, % Sk.з. на шинах ИП, МВА Соотношение мощностей DU100 DU25 Рп / Ро

7 -2 900 0,5

Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям.

№ п/п Наименование Номер шифра Дневной максимум, КВТ Вечерний максимум, КВТ

Рд Qд Рв Qв

1 Плотницкая 340 10 8 1 0

2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 356 5 4 5 4

3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 382 4 3 4 2

4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 518 15 10 8 0

5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 527 5 3 14 8

6 Фельдшерско-окушерский пункт 536 4 0 4 0

7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 553 4 0 4 2

8 Баня на 5 мест 559 3 2 3 2

2. Расчет электрических нагрузок в сетях

2.1 Расчет электрических нагрузок в сетях напряжением 380/220 В

Электрические нагрузки в сетях напряжением 380/220 В складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений производственных потребителей, а также нагрузки наружного освещения.

Подсчет нагрузок по участкам линий проводят после выбора количества трансформаторных подстанций (ТП), места их установки и нанесения трассы линии на план объекта. Затем отходящие от ТП линии разбивают на участки длиной не более 100 м. Все однородные потребители, присоединенные к данному участку линии, объединяют в группы и определяют их суммарную нагрузку отдельно по дневному Рд и отдельно по вечернему Рв максимумам. При смешанной нагрузке создаются отдельные группы из потребителей жилых домов, производственных, общественных, коммунальных предприятий.

Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем все коммунально-бытовые потребители, присваиваем номера группам.

Нагрузку на вводе в жилой дом определим по номограмме ([1], рис. 3.1.) исходя из существующего годового потребления электроэнергии (согласно заданию 850 КВТ·ч) на седьмой расчетный год. При годовом потреблении 1050 КВТ·ч/дом расчетная нагрузка на вводе составляет Рр.i.=2,3КВТ·ч/дом.

Для определения суммарной расчетной активной нагрузки всего населенного пункта делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группы по формулам: , (2.1)

, (2.2) где Рд, Рв - соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, КВТ;

n - количество потребителей в группе, шт.;

Рр - расчетная нагрузка на вводе к потребителю, КВТ;

кд, кв - соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей (дома без электроплит) кд = 0,3, кв = 1 ([1], стр. 39);

ко - коэффициент одновременности, принимается в зависимости от количества потребителей в группе и нагрузки на вводе (для жилых домов) (таблица 5.1 [1]).

Первая группа: жилые дома (107 домов): Рд.1. = 0.258·2.3·107·0.3 = 19.1 КВТ, Рв.1. = 0.258·2.3·107·1 = 63.5 КВТ.

Вторая группа: административное здание, плотницкая, магазин,пожарное депо КВТ, (2.3)

КВТ. (2.4)

Коэффициент одновременности k0 = 0.775

Третья группа:дом культуры, хлебопекарня, баня, фельдшерско-акушерский пункт

Рд.3. = 0.775· (5 5 3 4) =13,18 КВТ, Рв.3. = 0.775· (3 4 2 0) =6,98 КВТ.

Коэффициент одновременности k0 = 0.775

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:

Вт =11.8 КВТ (2.5) где Руд.ул. = 5.5 Вт/м - удельная нагрузка на один погонный метр улицы, для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий с шириной проезжей части 5…7 м;

?ул. - общая длина улиц м;

Суммируя расчетные нагрузки всех трех групп

Данное действие производится согласно формуле: КВТ, (2.6)

КВТ. (2.7) где РБ - большая из нагрузок, КВТ;

?РД.i, ?РВ.i - соответственно надбавка соответствующая меньшей дневной и вечерней нагрузке, КВТ.

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, т.к. он больший. С учетом уличного освещения расчетная мощность ТП определяется по формуле: РТП = РТП.В. РР.УЛ. = 77 11.8 = 88,8 КВТ. (2.8)

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле: , (2.9) где cos?i - коэффициент мощности i-го потребителя;

Рі - мощность i-го потребителя, КВТ.

Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей.

№ Потребитель Рд, КВТ Qд, КВТ Рв, КВТ Qв, КВТ COSJД cosjв

1 Плотницкая 10 8 1 0 0,78 1

2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 4 5 4 0,78 0,78

3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 3 4 2 0,8 0,89

4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 10 8 0 0,83 1

5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 3 14 8 0,86 0,87

6 Фельдшерско-окушерский пункт 4 0 4 0 1 1

7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 0 4 2 1 0,89

8 Баня на 5 мест 3 2 3 2 0,83 0,83

Полная расчетная нагрузка на шинах ТП дневного максимума определяется по следующей формуле: КВ·А. (2.10)

Полная расчетная нагрузка на шинах ТП вечернего максимума определяется по следующей формуле: КВ·А.

Для определения числа ТП первоначально необходимо определить допустимые потери напряжения. Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы 5%, а при нагрузке 25% за пределы 0% от номинального.

Допустимые потери напряжения в линиях 10КВ и 0,38КВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора результаты сводим в таблицу 2.2.

Таблица №2.2. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

N п/п Элементы схемы Нагрузка

100% 25%

1 Шины питающей подстанции 7 -2

2 ВЛ - 10КВ -8 0,5

3 Трансформатор 10/0,38 КВ: надбавка потери напряжения 7,5 -4.0 7,5 -1.0

4 Линия 0,38 КВ потери во внутренних сетях потери во внешних сетях -1,5 -6 0 0

5 Отклонение напряжения у потребителя -5.0 5

Число ТП для населенного пункта определим по формуле: шт, (2.11)

Принимаем NТП=2 где F = 0.37 км2 - площадь населенного пункта;

?U%=6% - допустимая потеря напряжения, которая определена согласно табл. 2.2 (потери во внешних сетях).

Т.к. число ТП равно двум, то делим населенный пункт на две примерно равные зоны и дальнейший расчет производим для каждой зоны отдельно. В каждой зоне сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им номера 1, 2, 3 и т.д. На плане населенного пункта наметим трассы ВЛ 380/220В и разобьем их на участки не более 100 м.

На плане населенного пункта нанесем оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей для каждой из зон отдельно.

Определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Расчетная нагрузка группы из 4 жилых домов: • дневная

КВТ;

• вечерняя

КВТ.

Расчетная нагрузка группы из 5 жилых домов: • дневная

КВТ;

• вечерняя

КВТ.

Расчетная нагрузка группы из 6 жилых домов: • дневная

КВТ;

• вечерняя

КВТ.

Расчетная нагрузка группы из 7 жилых домов: • дневная

КВТ;

• вечерняя

КВТ.

Полученные значения координат нагрузок, дневные и вечерние расчетные нагрузки, а также значения коэффициентов мощности (см. табл. 2.1) сведем в таблицу 2.3.

Таблица №2.3. Результат расчета нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координат

Номер потребителей и групп Наименование потребителей Расчетная мощность, КВТ Координаты нагрузок Коэффициент мощности

Рд Рв х у cos?д cos?в

1-я зона

1 7 домов 2,27 7,57 358 205 0.9 0,93

3 4 дома 1,6 5,38 290 142 0.9 0,93

4 6 домов 2,1 6,9 210 185 0.9 0,93

5 4 дома 1,6 5,38 143 202 0.9 0,93

6 Баня на 5 мест 3 3 92 215 0.83 0.83

7 5 домов 1,83 6.1 410 125 0.9 0,93

8 Фельдшерско-окушерский пункт 4 4 460 125 1 1

9 5 домов 1,83 6.1 501 128 0.9 0,93

10 6 домов 2,1 6,9 560 132 0.9 0,93

11 4 дома 1,6 5,38 345 62 0.9 0,93

12 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 14 295 52 0.86 0,87

13 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 5 286 54 0,78 0,78

14 5 домов 1,83 6.1 220 62 0.9 0,93

15 6 домов 2,1 6,9 142 96 0.9 0,93

16 5 домов 1,83 6.1 52 102 0.9 0,93

Итого

2-я зона

17 7 домов 2,27 7,57 350 382 0.9 0,93

18 6 домов 2,1 6,9 350 450 0.9 0,93

19 4 дома 1,6 5,38 350 542 0.9 0,93

21 4 дома 1,6 5,38 302 294 0.9 0,93

22 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 4 273 295 1 0,89

23 7 домов 2,27 7,57 200 297 0.9 0,93

24 5 домов 1,83 6.1 120 298 0.9 0,93

25 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 4 412 300 0,8 0,89

26 6 домов 2,1 6,9 490 302 0.9 0,93

27 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 8 556 303 0.83 1

28 Плотницкая 10 1 590 304 0,78 1

29 5 домов 1,83 6.1 596 314 0.9 0,93

30 6 домов 2,1 6,9 600 392 0.9 0,93

Итого

Определим центр нагрузок для каждой зоны по формуле: (2.12)

Аналогичным образом производим расчет центра нагрузки для второй зоны и получаем, что Х2 = 393м и Y2 = 348м

3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

Составим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину.

Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.

Рис. 1. Расчетная схема ВЛ 0,38 КВ для ТП1

Рис.2. Расчетная схема ВЛ 0,38 КВ для ТП2

ТП-1

Участок 9-10

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

• вечернего максимума

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 8-9

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А,

• вечернего максимума

КВ·А.

Участок 7-8.

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 2-7.

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 2-1.

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок ТП-2.

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 5-6

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 4-5.

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 3-4.

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок ТП-3

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 15-16

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

, • вечернего максимума

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 14-15

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 13-14

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ,

• вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 12-13

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок 11-12

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Участок ТП-11

Активная нагрузка для: • дневного максимума

КВТ, • вечернего максимума

КВТ.

Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для: • дневного максимума

КВ·А, • вечернего максимума

КВ·А.

Аналогичным образом рассчитываем оставшийся участки для ТП-2, полученные результаты занесем в таблицу 3.1

Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП1

Номер участка Расчетная мощность Рр.д., КВТ Расчетная мощность Рр.в., КВТ Коэффициент мощности cos?д Коэффициент мощности cos?в Максимальная полная мощность Sуч.д., КВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., КВ*А К-o одновременн Надбавка ?Рд КВТ Надбавка ?Рв КВТ Наружное освещение КВТ

9-10 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,4

8-9 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,3

7-8 5,8 12,15 0,957575 0,950364 6,056969 12,78458 - 1.8 2.4 0,3

2-7 6,9 15,8 0,943766 0,943557 7,311136 16,74514 - 1.1 3.65 0,4

2-1 2,27 6,1 0,9 0,93 2,522222 6,55914 - - - 0,4

ТП-2 8,2 19,4 0,932932 0,939781 8,789496 20,64311 - 1.3 3.6 0,43

5-6 3 3 0,83 0,83 3,614458 3,614458 - - - 0,43

4-5 3,95 7,18 0,854348 0,8942 4,62341 8,029519 - 0.95 1.8 0,5

3-4 5,2 11,28 0,870194 0,911744 5,975679 12,37189 - 1.25 4.1 0,5

ТП-3 6,15 14,38 0,877207 0,91764 7,010886 15,67064 - 0.95 3.1 0,3

15-16 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,4

14-15 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,5

13-14 3,583125 11,8875 0,9 0,93 3,98125 12,78226 0.75 - - 0,3

12-13 7,15 14,8875 0,830095 0,885588 8,613468 16,81086 - 2.15 3 0,2

11-12 10,15 23,3875 0,842402 0,878034 12,04888 26,63622 - 3 8.5 0,2

ТП-11 11,1 26,5375 0,850245 0,887752 13,05506 29,89291 - 0.95 3.15 0,4

Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП2

Номер участка Расчетная мощность Рр.д., КВТ Расчетная мощность Рр.в., КВТ Коэффициент мощности cos?д Коэффициент мощности cos?в Максимальная полная мощность Sуч.д., КВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., КВ*А К-т одновременн Надбавка ?Рд КВТ Надбавка ?Рв КВТ Наружное освещение КВТ

18-19 1,6 5,38 0,9 0,93 1,777778 5,784946 - - - 0,5

17-18 2,775 9,21 0,9 0,93 3,083333 9,903226 0.75 - - 0,5

ТП-17 3,78375 12,585 0,9 0,93 4,204167 13,53226 0.75 - - 0,4

23-24 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,3

22-23 3,075 10,2525 0,9 0,93 3,416667 11,02419 0.75 - - 0,41

21-22 5,8 12,6525 0,956537 0,918774 6,063539 13,77107 - 1.8 2.4 0,53

20-21 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - 0.95 3.15 0,2

ТП-20 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - - - 0,72

29-30 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,41

28-29 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,37

27-28 11,8 10,35 0,807318 0,936512 14,6163 11,05165 - 1.8 0.6 0,2

26-27 22,3 15,15 0,820013 0,96419 27,19469 15,71266 - 7.3 4.8 0,4

25-26 23,55 19,25 0,826897 0,953491 28,47996 20,18896 - 1.25 4.1 0,5

ТП-25 25,95 21,65 0,822992 0,942568 31,53129 22,96916 - 2.4 2.4 0,4

5.84

Зная расчетную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).

ТП1: КВТ, КВТ.

ТП2: КВТ, КВТ.

Т.к. расчетная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчет мощностей ТП ведем по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:

КВТ, КВТ

Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле: Для ТП1: .

Для ТП2:

Определим полные расчетные мощности ТП по формуле: Для ТП1: КВ·А.

Для ТП2: КВ·А.

По полной расчетной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными: Номинальная мощность STP, КВ·А ………………………………… 63

Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Ун-0

Потери холостого хода ?РХХ, Вт ………………………………….. 240

Потери короткого замыкания ?РКЗ, Вт ………………………….. 1280

Напряжение короткого замыкания UКЗ, % от UH …………………. 4,5

Находим экономические нагрузки на участках по формуле: , где SУЧ - полная мощность участка, КВ·А;

КД = 0,7 - коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).

Произведем расчет для ТП1: Дневной максимум: Вечерний максимум: КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А. КВ·А.

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А. КВ·А.

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

КВ·А; КВ·А;

Проводим аналогичный расчет для ТП2 и результат расчета сводим в табл. 2.5.

По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.

Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.

Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 КВ (внешние сети) 6%).

, где SУЧ - полная мощность участка, КВ·А;

?УЧ - длина участка, км;

UH - номинальное линейное напряжение, КВ;

r0 - удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 0С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1);

х0 - индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм;

Для линии 1: Для дневного максимума: В;

В;

В;

В;

В;

В;

Для вечернего максимума: В;

В;

В;

В;

В;

В;

Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле: , где UH - номинальное линейное напряжение, В.

Для линии 1: Для дневного максимума:

Для вечернего максимума:

Проводим аналогичный расчет для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведет к изменению r0 и х0, а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 КВ (в крайних случаях) составляет 70 мм2, т.е. провод А70.

Таблица №2.5. Результат расчета ВЛ 0,38 КВ

Номер участка Экономическая нагрузка Sэ.д., КВА Экономическая нагрузка Sэ.в., КВА Марка и сечение проводов Сопротивление проводов ?Uд, В ?Uв, В ?Uд, % ?Uв, %

Активное ro, Ом/км Реактивное хо, Ом/км

ТП1

9-10 1,6333 5,1948 4А25 А25 1.14 0.319 0,54 1,65 0,136 0,43

8-9 2,2925 7,34 4А25 А25 1.14 0.319 0,48 1,55 0,127 0,41

7-8 4,2478 8,9496 4А25 А25 1.14 0.319 0,98 2,07 0,258 0,54

2-7 5,1175 11,726 4А25 А25 1.14 0.319 1,55 3,54 0,407 0,93

2-1 1,7656 4,5918 4А25 А25 1.14 0.319 0,62 1,63 0,163 0,42

ТП-2 6,1527 14,458 4А25 А25 1.14 0.319 1,64 3,85 0,430 1,01

5-6 2,5302 2,5302 4А25 А25 1.14 0.319 0,64 0,64 0,169 0,16

4-5 3,2367 5,6204 4А25 А25 1.14 0.319 1,11 1,96 0,292 0,51

3-4 4,1825 8,6603 4А25 А25 1.14 0.319 1,52 3,20 0,399 0,84

ТП-3 4,907 10,965 4А25 А25 1.14 0.319 1,11 2,52 0,291 0,66

15-16 1,4233 4,5918 4А25 А25 1.14 0.319 0,45 0,97 0,118 0,25

14-15 2,2925 7,338 4А25 А25 1.14 0.319 0,80 2,46 0,211 0,64

13-14 2,7865 8,9471 4А25 А25 1.14 0.319 0,59 1,90 0,154 0,50

12-13 6,0228 11,776 4А25 А25 1.14 0.319 0,92 1,84 0,241 0,48

11-12 8,4317 18,646 4А25 А25 1.14 0.319 1,44 3,23 0,378 0,85

ТП-11 9,1343 20,924 4А25 А25 1.14 0.319 2,50 5,83 0,658 1,53

ТП2

18-19 1,2444 4,0495 4А25 А25 1.14 0.319 0,45 1,50 0,120 0,39

17-18 2,1583 6,9323 4А25 А25 1.14 0.319 0,79 2,57 0,209 0,67

ТП-17 2,9429 9,4726 4А25 А25 1.14 0.319 0,82 2,68 0,217 0,70

23-24 1,4233 4,5914 4А25 А25 1.14 0.319 0,36 1,17 0,095 0,31

22-23 2,3917 7,7169 4А25 А25 1.14 0.319 0,58 1,91 0,154 0,50

21-22 4,2445 9,6397 4А25 А25 1.14 0.319 1,13 2,55 0,298 0,67

20-21 5,0036 11,996 4А25 А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44

ТП-20 5,0036 11,996 4А25 А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44

29-30 1,6333 5,1935 4А25 А25 1.14 0.319 0,30 0,96 0,080 0,25

28-29 2,2925 7,3387 4А25 А25 1.14 0.319 0,42 1,36 0,112 0,36

27-28 10,231 7,7362 4А25 А25 1.14 0.319 1,04 0,82 0,276 0,21

26-27 19,036 10,998 4А25 А25 1.14 0.319 4,17 2,48 1,097 0,65

25-26 19,936 14,132 4А25 А25 1.14 0.319 5,66 4,13 1,492 1,08

ТП-25 22,071 16,078 4А25 А25 1.14 0.319 5,12 3,85 1,349 1,01

Проведем проверку на соответствие потери напряжения в линиях.

ТП1

Линия ТП1-2: • дневной максимум: ?UД% =0.136 0.127 0.258 0.407 0.163 0.43=1.5% < 6%;

• вечерний максимум: ?UB% =0.43 0.41 0.54 0.93 0.42 1.01=3.74% < 3.5%.

Линия ТП1-3: • дневной максимум: ?UД% =0.169 0.292 0.399 0.291=1.15% < 6%;

• вечерний максимум: ?UB% =0.16 0.51 0.84 0.66=2.17% < 6%.

Линия ТП1-11: • дневной максимум: ?UД% =0.118 0.211 0.154 0.241 0.378 0.658=1.76% < 6%;

• вечерний максимум: ?UB% =0.25 0.64 0.5 0.48 0.85 1.53=4.25% < 6%.

Остальные потери рассчитываем по аналогии и сводим в таблицу № 3.2

Таблица № 3.2 потери напряжения в линии.

Участки ТП ?UД% ?UB%

ТП1

ТП-2 1.5 3.74

ТП-3 1.15 2.17

ТП-11 1.76 4.25

ТП2

ТП-17 0.55 1.78

ТП-20 0.92 2.38

ТП-25 1.35 1.01

Потери в конце линий не превышает допустимых значений, о чем свидетельствует вышеприведенная проверка.

4. Электрический расчет сети 10КВ

Электрический расчет сети 10КВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.

Рис. 3. Расчетная схема линии 10 КВ

4.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно - дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле: Рр = Рнаиб. SDP, (4.1) где Рр - расчетное значение максимальной мощность, КВТ;

Рнаиб. - наибольшее значение мощности, КВТ;

SDP - сумма надбавок (таблица 3.10 [3]), КВТ.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети определяем максимальные нагрузки. Расчеты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Расчет максимальных нагрузок сети 10КВ.

Участок сети Расчет максимальной нагрузки

7-8 Р7-8д = Р8д =70 КВТ, Р7-8в = Р8в =100 КВТ

7-9 Р7-9д = Р 9д =160 КВТ, Р7-9в = Р 9в =200 КВТ, 6-7 Р6-7д = Р7-9д DP7-8Д DP7Д =160 52 115=327 КВТ, Р6-7в= Р 7в DP7-8в DP7-9в =250 74.5 155=479.5 КВТ, 6-10 Р6-10д = Р 10д =200 КВТ, Р6-10в = Р10в =75КВТ, 1-6 Р1-6д = Р 6-7д DP6-10д DP6д =327 155 15.1=497.1 КВТ, Р1-6в = Р6-7в DP6-10в DP6в =479.5 56 74.5=610 КВТ

3-5 Р3-5д = Р5д =51.85 КВТ, Р3-5в = Р5в =86.19 КВТ

3-4 Р3-4д = Р4д = 120 КВТ, Р3-4в = Р4в = 150 КВТ

2-3 Р2-3д = Р3-4д DP3-5д DP3д =120 37 36.5=193.5 КВТ, Р2-3в = Р3-4в DP3-5в DP3в =150 65 67=282 КВТ

1-2 Р1-2д = Р2-3д DP 2д =193.5 115=308.5 КВТ, Р1-2в = Р 2-3в DP2в =282 59.5=341.5 КВТ, ИП-1 РИП-1д =Р1-6д DP1-2д DP1д =497.1 243 32.4 =772.5 КВТ, РИП-1в = Р1-6в DP1-2в DP1в =610 267 63=940 КВТ

4.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле: (4.2)

где Pi - расчетная мощность i - го потребителя, КВТ;

Таблица 4.2 Значения cosj для всех участков линии.

Номер НП Рд/Рв cosjд cosjв

1 0.53 0.88 0.93

2 1,88 0.73 0.73

3 0.56 0.88 0.93

4 0.8 0.83 0.91

5 0.6 0.81 0.84

6 2.3 0.73 0.73

7 0.6 0.88 0.93

8 0.7 0.83 0.91

9 0.8 0.83 0.91

10 2.67 0.73 0.73

Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности: Участок сети 7-8:

Участок сети 7-9

Участок сети 6-7

Участок сети 6-10

Участок сети 1-6

Участок сети 3-5

Участок сети 3-4

Участок сети 2-3

Участок сети 1-2

Участок сети ИП-1

4.3 Определение полных мощностей на участках сети.

Определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, КВА по следующей формуле: (4.3) где Рр - расчетная мощность на участке, КВТ;

cosj - коэффициент мощности.

4.4 Определение эквивалентной мощности

Определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле

Получаем: Участок сети 7-8

Участок сети 7-9

Участок сети 6-7

Участок сети 6-10

Участок сети 1-6

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей.

Участок сети Рд, Рв, cos?д cos?в Sд, Sв, Sэд, Sэв, КВТ КВТ КВА КВА КВА КВА

7-8 70 100 0,83 0,91 84,33735 109,8901 59,03614 76,92308

7-9 160 200 0,83 0,91 192,7711 219,7802 134,9398 153,8462

6-7 327 479,5 0,849737 0,919091 384,825 521,7112 269,3775 365,1978

6-10 200 75 0,73 0,73 273,9726 102,7397 191,7808 71,91781

1-6 497,1 610 0,801189 0,868532 620,4529 702,3346 434,317 491,6342

3-5 51,85 86,19 0,81 0,84 64,01235 102,6071 44,80864 71,825

3-4 120 150 0,83 0,91 144,5783 164,8352 101,2048 115,3846

2-3 193,5 282 0,836595 0,897022 231,2948 314,3736 161,9064 220,0615

1-2 308,5 341,5 0,790047 0,860111 390,4832 397,0418 273,3383 277,9292

ИП-1 772,5 940 0,801317 0,870798 964,0376 1079,469 674,8263 755,6286

4.5 Определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 - 4 сечений.

Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Район по гололеду - I.

Подбираем: Участок 8-7: Интервал экономических нагрузок до 400КВА. Выбираем провод

АС-25 (по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10КВ-АС-35).

Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 4.4.

4.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле: (4.5)

(4.6) где Sуч - расчетная мощность участка сети, КВА;

l - длина участка, км;

r0 х0 - активное и инлуктивное сопротивление проводов: для провода АС-35: r0=0.973 a x0=0.352, для провода АС-50: r0=0.592 a x0=0.341; для провода АС-70: r0=0.42 a x0=0.327

Участок 7-8

Участок 7-9

Участок 6-7

Участок 6-10

Участок 1-6

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.5.

Таблица 4.4 Результаты расчетов линии 10КВ (по большей нагрузке).

Участок Мощность Длина участка, км Марка Потери напряжения на участках,%

Активная, КВТ Полная, КВА Эквивалентная, КВА провода

7-8 100 84,34 76,92 3,3 АС-35 0,308

7-9 200 192,77 153,85 1,7 АС-50 0,256

6-7 479,5 384,83 365,20 3 АС-70 1,322

6-10 75 273,97 71,92 3,3 АС-35 0,273

1-6 610 620,45 491,63 2,3 АС-50 0,851

3-5 86,19 64,01 71,83 2,4 АС-35 0,207

3-4 150 144,58 115,38 3,2 АС-50 0,359

2-3 282 231,29 220,06 4 АС-70 0,656

1-2 341,5 390,48 277,93 4,4 АС-70 0,922

ИП-1 940 964,04 755,63 4,6 АС-70 2,614

Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ИП, будет определяется следующим образом: Линия Л1: DUИП-4=DUИП-1 DU1-2 DU2-3 DU3-4 =2,614 0,922 0,656 0,359=4.56%

Линия Л2: DUИП-8=DUИП-1 DU1-6 DU6-7 DU 7-8 =2,614 0,851 1,322 0,308=5.1%

Линия Л3: DUИП-10=DUИП-1 DU1-6 DU6-10=2,614 0,851 0,273=3.74%

Если падение напряжения не будет входить в допустимые пределы, то увеличиваем сечение, начиная с первого участка, до тех пор, пока падение напряжения не будет удовлетворять норме(8.0% в данном случае)

Наибольшее значение падения напряжения DUНАИБ. = DUИП-5 = 5.1%, Проверяем условие DUДОП ? DUНАИБ, DUДОП - потеря напряжения в сети 10 КВ (таблица 3.2), DUДОП =8 %.

Так как условие 8 >5.1 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

5. Определение потерь электрической энергии

5.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38КВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

(5.1) где S0-полная мощность на участке;

r0 - удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l - длина участка, км;

t - время максимальных потерь, ч.

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 Потери электрической энергии в линии 0.38КВ

Номер участка Длина участка ?уч, км Расчетная мощность Рр., КВТ Коэффициент мощности cos? Максимальная полная мощность Sуч, КВА Марка и сечение проводов Активное сопротивление проводов ro, Ом/км Время использования максимальной нагрузки Тмах, ч Время потерь ?, ч Потеря энергии на участке ?Wв, КВТ·ч

ТП1

9-10 0,072 6,9 0,93 7,419355 4А25 А25 1.14 900 400 28,16

8-9 0,048 9,75 0,93 10,48387 4А25 А25 1.14 900 400 37,49

7-8 0,052 12,15 0,950364 12,78458 4А25 А25 1.14 1200 450 80,52

2-7 0,068 15,8 0,943557 16,74514 4А25 А25 1.14 1200 450 180,64

2-1 0,08 6,1 0,93 6,55914 4А25 А25 1.14 900 400 24,45

ТП-2 0,06 19,4 0,939781 20,64311 4А25 А25 1.14 1200 450 242,23

5-6 0,06 3 0,83 3,614458 4А25 А25 1.14 900 400 5,57

4-5 0,08 7,18 0,8942 8,029519 4А25 А25 1.14 900 400 36,65

3-4 0,084 11,28 0,911744 12,37189 4А25 А25 1.14 1200 450 121,81

ТП-3 0,052 14,38 0,91764 15,67064 4А25 А25 1.14 1200 450 120,98

15-16 0,072 6,1 0,93 6,55914 4А25 А25 1.14 900 400 22,01

14-15 0,08 9,75 0,93 10,48387 4А25 А25 1.14 900 400 62,48

13-14 0,048 11,8875 0,93 12,78226 4А25 А25 1.14 1200 450 74,30

12-13 0,036 14,8875 0,885588 16,81086 4А25 А25 1.14 1700 750 136,54

11-12 0,04 23,3875 0,878034 26,63622 4А25 А25 1.14 2200 1000 492,91

ТП-11 0,064 26,5375 0,887752 29,89291 4А25 А25 1.14 2200 1000 993,29

ТП2

18-19 0,084 5,38 0,93 5,784946 4А25 А25 1.14 900 400 8,88

17-18 0,084 9,21 0,93 9,903226 4А25 А25 1.14 900 400 26,02

ТП-17 0,064 12,585 0,93 13,53226 4А25 А25 1.14 1200 450 41,64

23-24 0,058 6,1 0,93 6,55914 4А25 А25 1.14 900 400 7,88

22-23 0,056 10,2525 0,93 11,02419 4А25 А25 1.14 1200 450 24,18

21-22 0,06 12,6525 0,918774 13,77107 4А25 А25 1.14 1200 450 40,42

20-21 0,032 15,8025 0,922123 17,13708 4А25 А25 1.14 1200 450 33,39

ТП-20 0,092 15,8025 0,922123 17,13708 4А25 А25 1.14 1200 450 95,99

29-30 0,056 6,9 0,93 7,419355 4А25 А25 1.14 900 400 9,73

28-29 0,056 9,75 0,93 10,48387 4А25 А25 1.14 900 400 19,44

27-28 0,032 10,35 0,936512 11,05165 4А25 А25 1.14 1700 750 23,14

26-27 0,068 15,15 0,96419 15,71266 4А25 А25 1.14 1700 750 99,40

25-26 0,088 19,25 0,953491 20,18896 4А25 А25 1.14 1700 750 212,38

ТП-25 0,072 21,65 0,942568 22,96916 4А25 А25 1.14 2200 1000 299,89

5.2 Определение потерь электрической энергии в линии 10КВ

Расчет ведем так же как и для линии 0.38КВ.

Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 Потери электрической энергии в линии 10КВ.

Номер участка Длина участка ?уч, км Расчетная мощность Рр. КВТ Коэффициент мощности cos? Максимальная полная мощность Sуч, КВА Марка и сечение проводов Активное сопротивление проводов ro, Ом/км Время использования максимальной нагрузки Тмах, ч Время потерь ?, ч Потеря энергии на участке ?Wв, КВТ·ч

7-8 3,3 100 0,91 84,34 АС-35 0.773 2500 1500 462,0637604

7-9 1,7 200 0,91 192,77 АС-50 0.592 3200 1800 875,0247555

6-7 3 479,5 0,919091 384,83 АС-35 0.773 3400 2000 12623,82677

6-10 3,3 75 0,73 273,97 АС-35 0.592 2500 1500 309,316945

1-6 2,3 610 0,868532 620,45 АС-35 0.42 3400 2000 9530,052681

3-5 2,4 86,19 0,84 64,01 АС-35 0.773 2500 1500 292,9794666

3-4 3,2 150 0,91 144,58 АС-35 0.592 3200 1800 926,4967999

2-3 4 282 0,897022 231,29 АС-35 0.42 3400 2000 3320,712855

1-2 4,4 341,5 0,860111 390,48 АС-35 0.42 3400 2000 5826,454084

ИП-1 4,6 940 0,870798 964,04 АС-50 0.42 3400 2000 45025,41955

Определим потери электрической энергии до нашего расчетного пункта т.е.: DW0-5= DWИП-1 DW1-2 DW2-3 DW3-5 = 45025 5826 3320 292,97=54464 КВТ ч

5.3 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

Потери энергии за год ?W в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора (?РОБ) и потери в стали (РХ.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (РК), тогда (5.2) где DPM.н - потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, КВТ;

Smax - максимальная полная нагрузка трансформатора, КВА;

t - время максимальных потерь трансформатора, ч;

DPX.х. - потери холостого хода трансформатора, КВТ;

8760 - число часов в году.

5.4 Определение общих потерь

Общие потери определяются по следующей формуле: (5.3) где DWTP - потери в трансформаторе, КВТ.ч;

SDW - суммарные потери, КВТ.ч;

Получаем:

6. Конструктивное выполнение линий 10 И 0,38 КВ, трансформаторных подстанций 10/0,4 КВ

Воздушные линии 10 КВ выполняются проводами марки «АС». Их крепят на железобетонных одностоечных, свободно стоящих, а анкерные и угловые с подкосами. Провода крепим к изоляторам типа ШФ - 10Г.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии для питания потребителей выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Опоры ВЛ поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов, других линий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными. На ВЛ применяются железобетонные, деревянные опоры. Принимаем установку железобетонных опор высотой 10 м над поверхностью земли. Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см.

Основное назначение изоляторов - изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Материал изоляторов должен удовлетворять следующим требованиям: выдерживать значительные механические нагрузки, быть приспособленным к работе на открытом воздухе под действием температур, осадков, солнца и т.д.

Выбираем для ВЛ - 0,38 КВ изоляторы типа НС - 16. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) 10/0,38 КВ. Как правило, сельские ЗТП сооружаются в отдельно стоящих одно- или двухэтажных кирпичных или блочных зданиях. Вне зависимости от конструкции здания они разделяются на три отсека: отсек трансформатора, отсек РУ 10 КВ и отсек РУ 0,38 КВ. Распределительное устройство 10 КВ комплектуется из камер заводского изготовления КСО. Распределительное устройство 0,38 КВ может состоять из шкафов серии ЩО-70, ЩО-94 и др. шкафы ЩО-70-3 отличаются от шкафов ЩО-70-1 и ЩО-70-2 сеткой схем электрических соединений, габаритами, которые уменьшены по высоте на 200 мм.

ЩО-70-3 имеет следующие типы панелей: · панели линейные;

· панели вводные;

· панели секционные.

Подстанция имеет защиты: 1. от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 КВ);

2.от многофазных (10 и 0,38) и однофазных (0,38) токов короткого замыкания;

3.защита от перегрузок линии и трансформатора;

4.блокировки.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для решения следующих основных задач: выбор и оценка схемы электрических соединений;

выбор аппаратов и проверка проводников по условиям их работы при коротком замыкании;

проектировании защитных заземлений;

подбор характеристик разрядников для защиты от перенапряжений;

проектирование и настройка релейных защит.

1.Составляем расчетную схему

К1 К2 К3

АС35 АС50 4А50 4А35 4А25

~

11км 4км 0.108км 0.084км 0.164км

ST = 63 КВ·А; ?UК%=4.5%; ?PХХ=0.33КВТ;

?РК=1.970КВТ; ZT(1)=0.779 Ом.

Расчет ведем в относительных единицах.

2.Задаемся базисными значениями

SБ=100 МВА; UБВ=1,05UH=10,5 КВ; UБН=0,4 КВ.

3.Составляем схему замещения

К1 К2 К3

ХС ZT

Рис. 8.2. Схема замещения.

4.Определяем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах: - системы:

Определяем сопротивление ВЛ-10КВ:

- трансформатора: Так как его величина очень мала;

- ВЛ 0,4 КВ:

5.Определяем результирующее сопротивление до точки К1

К1

Z*К1

6.Определяем базисный ток в точке К1

7.Определяем токи и мощность к.з. в точке К1.

где КУ-ударный коэффициент, при к.з. на шинах 10 КВ КУ=1.2.

8.Определяем результирующее сопротивление до точки К2: К2

Z*К2

9.Определяем базисный ток в точке К2:

10.Определяем токи и мощность к.з. в точке К2:

Ку=1при к.з. на шинах 0,4 КВ ТП 10/0,4 КВ.

11.Определяем результирующее сопротивление до точки К3:

К3

Z*К3

12.Определяем токи и мощность к.з. в точке К3:

Ку=1 для ВЛ - 0.38 КВ.

Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах:

где - фазное напряжение, КВ;

- полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании на корпус трансформатора, Ом;

- сопротивление петли «фаза - ноль», Ом.

Результаты расчетов сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 Результаты расчета токов к.з.

№ п/п Место к.з. ІК(3), КА ІК(2), КА ІК(1), КА ІУК, КА SK(3), МВА

1 К1 0.5 0.44 - 0.85 9.09

2 К2 1.88 1.64 - 2.66 1.3

3 К3 0.57 0.5 0.279 0.8 0.39

8. Выбор аппаратов защиты

После выбора типа и мощности ТП, расчета токов короткого замыкания производим выбор оборудования ТП.

Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выб

1) Янукович Г.И. Расчет электрических нагрузок в сетях сельскохозяйственного назначения. Мн.: БГАТУ, 2003

2) Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства» М.:Агропромиздат, 1990.

3) Янукович Г.И. Расчет линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002

4) Поворотный В.Ф. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 КВ сельскохозяйственного назначения. Мн.: БИМСХ, 1984.

5) Нормы проектирования сетей, 1994.

6) Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990.

7) ПУЭ

8) Янукович Г.И. Расчет линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002.

9) Янукович Г.И., Поворотный В.Ф., Кожарнович Г.И. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. Методические указания к курсовому проекту для студентов специальности С.03.02.00. Мн.: БАТУ, 1998.

10) Янукович Г.И. Расчет линий электропередач сельскохозяйственного назначения. Учебное пособие. Мн.: БГАТУ, 2004.

11) Елистратов П.С. Электрооборудование сельскохозяйственных предприятий. Справочник. Мн.: Ураджай, 1986.

12) Нормы проектирования сетей, 1994.