Электроснабжение населенного пункта

Определение места расположения трансформаторной подстанции, электрические нагрузки сети. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения. Потери напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе. Расчёт уставок релейной защиты, токов короткого замыкания.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 24.11.2011
Размер файла 366,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Размещено на http://www.allbest.ru/

  • Оглавление
  • Аннотация
  • Введение
  • 1.Исходные данные
  • 2.Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок
  • 3. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ
  • 4.Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины ВН
  • 5.Определение нагрузок в сети высокого напряжения
  • 6.Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции
  • 7.Выбор типа подстанции
  • 8.Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения
  • 9.Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе
  • 10.Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе
  • 11.Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ
  • 12.Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ
  • 13.Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий
  • 14.Расчёт токов короткого замыкания
  • 14.Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий
  • 15.Согласование защит, карта селективности
  • 16.Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя
  • 17.Выбор устройств от перенапряжений
  • 18.Расчёт уставок релейной защиты
  • 19.Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции
  • 20.Расчёт контура заземления подстанций
  • Спецвопрос. Учет Электроэнергии на базе многофункционального микропроцессорного счетчика электроэнергии серии Альфа-Евроальфа
  • Список использованных источников
  • Аннотация
  • электроснабжение трансформатор подстанция нагрузка
  • В данной курсовой работе производится расчёт электроснабжения населенного пункта, который включает в себя: определение места установки ТП, выбор трансформаторов, выбор кабелей для питания с высокой стороны, выбор шинопровода со стороны 0,4 кВ, расчёт токов короткого замыкания, выбор аппаратуры защиты как с низкой, так и с высокой стороны трансформатора.
  • Также в курсовой работе предложены варианты для организации энергосбережения.
  • Введение
  • Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов.
  • Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование
  • Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.
  • Курсовой проект по дисциплине «Электроснабжение» должен развить у студента навыки практического использования знаний, которые он получил при изучении курса «Электроснабжение». Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений, производственного опыта. Выполнение курсового проекта и дает возможность студенту получить некоторый опыт, развивать проектное мышление
  • Любой проект электрической сети состоит из следующих основных разделов:
  • · выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;
  • · сопоставление этих вариантов по различным показателям;
  • · выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;
  • · расчет характерных режимов работы электрической сети;
  • · решение вопросов связанных с регулированием напряжения;
  • · определение технико-экономических показателей электрической сети.
  • Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта .
  • Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.
  • Выбор наиболее приемлемого варианта,удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.
  • Применение нового оборудования, модернизация и техническое перевооружение действующей системы управления способствует уменьшению потерь и поэтому встаёт вопрос о реконструкции электроснабжения различных объектов.
  • 1.Исходные данные
  • Таблица 1.
  • №п.п.

    Наименование

    шифр

    Дневной максимум

    Вечерний максимум

    Рд,кВт

    Qд,квар

    Sд,кВА

    Рв,кВт

    Qв,квар

    Sв,кВА

    ТП №1

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617

    Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем

    617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    619

    Жилой дом с электроплитой и кондиционером

    619

    4,1

    1,75

    4,457

    7

    2,5

    7,433

    619

    Жилой дом с электроплитой и кондиционером

    619

    4,1

    1,75

    4,457

    7

    2,5

    7,433

    370

    Теплая стоянка для тракторов

    370

    5

    3

    5,83

    2

    0

    2

    339

    Кузница

    339

    5

    0

    5

    1

    0

    1

    155

    Птичник на 8 тыс. молодняка

    155

    25

    12

    27,73

    25

    12

    27,73

    386

    Котельная с 4 котлами "Универсал-6" для отопления и горячего водоснабжения

    386

    28

    20

    34,409

    28

    20

    34,409

    20

    Маслобойка

    20

    30

    5

    30,413

    5

    0

    5

    ТП №2

    170

    Овчарня на 800-1000 овцематок

    170

    1

    0

    1

    5

    0

    5

    139

    Свинарник-маточник 50 маток с электрообогревателем

    139

    28

    12

    30,463

    28

    8

    29,12

    337

    Цех по переработке 50 т солений и 130 т капусты

    337

    40

    45

    60,207

    40

    45

    60,207

    619

    Жилой дом с электроплитой и кондиционером

    619

    4,1

    1,75

    4,457

    7

    2,5

    7,433

    619

    Жилой дом с электроплитой и кондиционером

    619

    4,1

    1,75

    4,457

    7

    2,5

    7,433

    199

    Ветеринарно-фельдшерский пункт

    199

    3

    0

    3

    3

    0

    3

    376

    Гараж с профилакторием на 25 автомашин

    376

    30

    25

    39,051

    15

    12

    19,209

    620

    Жилой дом с электроплитой, водонагревателем и кондиционером

    620

    5,1

    2,1

    5,515

    8,5

    2,87

    8,971

    620

    Жилой дом с электроплитой, водонагревателем и кондиционером

    620

    5,1

    2,1

    5,515

    8,5

    2,87

    8,971

    2.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:

    (1),

    (2),

    Где Si - полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;

    хi уi - координаты i-ro потребителя.

    Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 2

    Таблица 2. Координаты потребителей низковольтной сети

    Код потребителя

    Координата Х

    Координата Y

    ТП №1

    П №1 (617)

    60

    60

    П №2 (617)

    120

    120

    П №3 (617)

    180

    180

    П №4 (617)

    240

    240

    П №5 (617)

    300

    240

    П №6 (617)

    360

    300

    П №7 (617)

    540

    300

    П №8 (617)

    480

    360

    П №9 (617)

    540

    360

    П №10 (617)

    600

    420

    П №11 (617)

    780

    420

    П №12 (617)

    840

    420

    П №13 (617)

    900

    420

    П №14 (617)

    960

    420

    П №15 (619)

    1020

    420

    П №16 (619)

    1080

    420

    П №17 (370)

    480

    420

    П №18 (339)

    240

    420

    П №19 (155)

    120

    360

    П №20 (386)

    60

    300

    П №21 (20)

    60

    240

    ТП №2

    П №1 (170)

    180

    540

    П №2 (139)

    240

    540

    П №3 (337)

    360

    540

    П №4 (619)

    480

    540

    П №5 (619)

    720

    540

    П №6 (199)

    780

    540

    П №7 (376)

    840

    540

    П №8 (620)

    960

    540

    П №9 (620)

    1080

    540

    Центы электрических нагрузок низковольтных сетей представленны в следующей таблице 3 для каждой ТП

    Таблица 3. Центры электрических нагрузок

    № ТП (наименование)

    ЦЭНКоордината Х

    ЦЭНКоордината Y

    ТП №1

    255,242

    316,116

    ТП №2

    527,294

    539,626

    3. 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

    (3)

    (4)

    Где Рmах;Qmax - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

    Pi, Qi - надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

    Результаты приведены в табл.4.

    Таблица 4 Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ

    Участок сети

    Рд, кВт

    Qд, квар

    Sд, кВА

    Рв, кВт

    Qв, квар

    Sв, кВА

    ТП №1

    619 - 619

    4,1

    1,75

    4,457

    7

    2,5

    7,433

    617 - 619

    6,8

    2,95

    7,412

    11,2

    4

    11,892

    617 - 617

    8,3

    3,85

    9,149

    14,2

    5,5

    15,227

    617 - 617

    9,8

    4,75

    10,89

    17,2

    7

    18,569

    617 - 617

    11,3

    5,65

    12,633

    20,2

    8,5

    21,915

    617 - 617

    12,8

    6,55

    14,378

    23,2

    10

    25,263

    386 - 20

    30

    5

    30,413

    5

    0

    5

    155 - 386

    47,7

    23

    52,955

    31

    20

    36,891

    339 - 155

    63,4

    30,3

    70,268

    46,7

    27,3

    54,094

    370 - 339

    66,4

    30,3

    72,986

    47,3

    27,3

    54,613

    617 - 370

    69,4

    32,1

    76,464

    48,5

    27,3

    55,655

    617 - 617

    78,6

    36,6

    86,703

    67,2

    34,6

    75,584

    617 - 617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617 - 617

    81,6

    38,4

    90,183

    73,2

    37,6

    82,292

    ТП - 617

    83,1

    39,3

    91,924

    76,2

    39,1

    85,646

    617 - 617

    2,1

    1,2

    2,418

    5

    2,32

    5,512

    617 - 617

    3,6

    2,1

    4,167

    8

    3,82

    8,865

    617 - 617

    5,1

    3

    5,916

    11

    5,32

    12,218

    617 - 617

    6,6

    3,9

    7,666

    14

    6,82

    15,572

    617 - 617

    8,1

    4,8

    9,415

    17

    8,32

    18,926

    ТП - 617

    9,6

    5,7

    11,164

    20

    9,82

    22,28

    ТП №2

    620 - 620

    5,1

    2,1

    5,515

    8,5

    2,87

    8,971

    376 - 620

    8,4

    3,6

    9,138

    13,6

    4,67

    14,379

    199 - 376

    35,1

    27,4

    44,528

    23,5

    15

    27,879

    619 - 199

    36,9

    27,4

    45,96

    25,3

    15

    29,412

    619 - 619

    39,6

    28,6

    48,847

    29,5

    16,5

    33,8

    ТП - 619

    42,3

    29,8

    51,742

    33,7

    18

    38,205

    139 - 170

    1

    0

    1

    5

    0

    5

    337 - 139

    28,6

    12

    31,015

    31

    8

    32,015

    ТП - 337

    58,4

    52,3

    78,395

    59,7

    49,8

    77,744

    Суммирование нагрузок ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в табл.5

    Таблица 5 Расчёт нагрузок на ТП

    Номер ТП

    Рд, кВт

    Qд, квар

    Sд, кВА

    Рв, кВт

    Qв, квар

    Sв, кВА

    ТП №1

    92,7

    45

    103,045

    96,2

    45

    106,204

    ТП №2

    100,7

    82,099

    129,925

    93,4

    82,099

    124,353

    4. Определение места расположения распределительной трансформаторной 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 6 Координаты потребителей низковольтной сети

    ТП

    Координата Х

    Координата Y

    ТП №1

    0,5

    0,4

    ТП №2

    0,5

    0,6

    Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:

    Х=0,499 км

    Y=0,51 км

    5.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

    (5,6)

    где ко - коэффициент одновремённости (ко=0,7);

    в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

    , (7)

    , (8)

    Где Рmax; Qmax - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

    Рi; Qi - надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.

    Результаты остальных расчётов показаны в табл. 7

    Таблица 7 Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения

    Номер участка

    Рд, кВт

    Qд, квар

    Sд,кВА

    Рв,кВт

    Qв,квар

    Sв,кВА

    РТП - ТП №2

    100,7

    82,099

    129,925

    93,4

    82,099

    124,353

    РТП - ТП №1

    92,7

    45

    103,045

    96,2

    45

    106,204

    Оптимальное напряжение высоковольтной сети определяется по формуле

    (9)

    где Lэк - эквивалентная длина линии, км;

    Р1 - расчётная мощность на головном участке (участках), кВт.

    Эквивалентная длина участка определяется по формуле

    (10)

    Где Li - длина i-го участка линии, км;

    Рi - мощность i-го участка линии, кВт.

    Эквивалентная длина составит

    LЭК=0,099 км.

    UОПТ=7,756 кВ.

    Принимаем стандартное напряжение 10 кВ.

    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 выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции.

    Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле

    (11)

    где кр - коэффициент роста нагрузок.

    Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,

    (12)

    где Sэн - нижний экономический интервал;

    Sэв - верхний экономический интервал.

    Технические данные выбранного трансформатора заносятся в табл. 8

    Таблица 8 Технические данные трансформатора

    № ТП

    Тип

    Номинальная мощность,кВА

    Сочетание напряжений, кВ

    Потери, кВт

    Напряжение к.з. %

    Ток х.х., %

    В.Н.

    Н.Н.

    х.х

    к.з.

    ТП №1

    ТМ-100

    100

    10

    0,4

    0,365

    1,97

    4,5

    2,6

    ТП №2

    ТМ-100

    100

    10

    0,4

    0,365

    1,97

    4,5

    2,6

    Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.].

    Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок.

    (13)

    Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 1,5.

    Таблица 9 Коэффициент системных перегрузок ТП

    Трансформаторная подстанция

    kcп

    ТП №1

    1,03

    ТП №2

    1,29

    7. Выбор типа подстанции

    Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственновозле 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.

    8.Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

    Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

    , (14)

    Где Iр - расчётный ток участка сети, А;

    jэк - экономическая плотность тока, А/мм2

    Продолжительность использования максимума нагрузки Тм.

    Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

    , (15)

    Где Sp - полная расчетная мощность, кВА;

    Uном - номинальное напряжение, кВ.

    Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети , расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 10.

    Таблица 10 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 - ТП №2

    129,925

    100,7

    7,501

    3200

    1,1

    6,819

    СИП-3 16

    РТП - ТП №1

    103,045

    92,7

    5,949

    2800

    1,3

    4,576

    СИП-3 16

    9. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

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

    (16)

    Где Р - активная мощность участка, кВт;

    Q - реактивная мощность участка, квар;

    rо - удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

    хо - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

    L - длина участка, км.

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

    (17)

    Расчёт ведётся для всех участков и сводятся в табл. 11.

    Таблица 11 Потери напряжения в сети высокого напряжения

    Участок сети

    Марка провода

    Р, кВт

    rо, Ом/км

    Q, квар

    хо, Ом/км

    L, км

    U, В

    U,%

    РТП - ТП №2

    СИП-3 16

    100,7

    1,91

    82,099

    0,07

    0,1

    1,98

    0,019

    РТП - ТП №1

    СИП-3 16

    92,7

    1,91

    45

    0,07

    0,099

    1,784

    0,017

    Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

    , (18)

    Где Smax - расчётная мощность, кВА;

    Sтр - мощность трансформатора, кВА;

    Uа - активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

    Uр - реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

    активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

    , (19)

    Где Рк.з. -потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

    реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

    , (20)

    Где Uк.з. - напряжение короткого замыкания, %.

    Коэффициент мощности определяется по формуле

    , (21)

    Где Рр -расчётная активная мощность, кВт;

    Sр - расчетная полная мощность, кВА.

    Трансформаторная подстанция

    Расчетные значения

    ТП №1

    Ua=0,019 %,

    Up=4,499 %,

    0,899,

    sin()=0,437

    2,043 %

    ТП №2

    Ua=0,019 %,

    Up=4,499 %,

    0,775,

    sin()=0,631

    3,707 %

    10. 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

    (22)

    Где I - расчётный ток участка, А;

    rо - удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

    L - длина участка, км.

    Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

    (23)

    Где - время потерь, час.

    Время потерь определяется по формуле

    (24)

    Где Тм - число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]), час.

    Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12

    Таблица 12 Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

    Участок сети

    I, А

    ro, Ом/км

    L, км

    Р, кВт

    Тм, час

    ,час

    W,кВт·ч

    РТП - ТП №2

    7,501

    1,91

    0,1

    0,016

    3200

    1726,911

    27,63

    РТП - ТП №1

    5,949

    1,91

    0,099

    0,01

    2800

    1429,772

    14,297

    Итого:

    0,199

    0,026

    41,926

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

    , (25)

    , (26)

    P=0,013 %,

    0,006 %.

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

    Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

    (27)

    Где Рх.х - потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

    Рк.з - потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

    - коэффициент загрузки трансформатора.

    Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

    , (28)

    Трансформаторная подстанция

    Расчетные значения

    ТП №1

    Pтр=2,456 кВт,

    Wтр= 4629,263 кВтч.

    ТП №2

    Pтр=3,69 кВт,

    Wтр= 4927,636 кВтч.

    11.Определение допустимой потери напряжения в сетях 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 U100=5%; U25=2%.

    В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

    (29)

    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

    , (30)

    Трансформаторная подстанция

    Расчетные значения

    ТП №1

    Vрег=2,515 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

    Uдоп=8,413 %, что составляет 31,9694 В.

    ТП №2

    Vрег=2,9315 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

    Uдоп=5,086 %, что составляет 19,3268 В.

    12.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

    , (31)

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

    Uдоп.а - активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

    Рi - активная мощность i-го участка сети, Вт;

    Li - длина i-го участка сети, м;

    Uном - номинальное напряжение сети, В.

    Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

    ,

    Где Uр - реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

    реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

    ,

    Где Qi - реактивная мощность i-го участка сети, квар;

    Li - длина i-го участка сети, км;

    хо - удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

    Uном - номинальное напряжение, кВ.

    Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:

    (32)

    Таблица 14. Определение расчетных сечений и типа проводов

    Участок сети

    Расчетное сечение провода, мм

    Марка провода

    Фактическая потеря напряжения, В

    ТП №1

    619 - 619

    0,645

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    1,562

    617 - 619

    1,041

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    2,516

    617 - 617

    1,273

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    3,075

    617 - 617

    1,504

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    3,632

    617 - 617

    1,738

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    4,193

    617 - 617

    6,154

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    14,537

    386 - 20

    4,608

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    10,978

    155 - 386

    10,63

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    24,626

    339 - 155

    22,407

    СИП 2А 3 x 25 + 35

    27,193

    370 - 339

    42,78

    СИП 2А 3 x 50 + 70

    19,08

    617 - 370

    21,615

    СИП 2А 3 x 25 + 35

    26,185

    617 - 617

    17,413

    СИП 2А 3 x 25 + 35

    21,087

    617 - 617

    0,35

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    0,852

    617 - 617

    12,361

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    29,086

    ТП - 617

    22,762

    СИП 2А 3 x 25 + 35

    27,267

    617 - 617

    0,523

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    1,272

    617 - 617

    0,732

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    1,779

    617 - 617

    1,089

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    2,644

    617 - 617

    1,043

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    2,531

    617 - 617

    1,791

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    4,329

    ТП - 617

    1,888

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    4,56

    ТП №2

    620 - 620

    2,679

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    3,884

    376 - 620

    4,312

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    6,213

    199 - 376

    9,175

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    12,765

    619 - 199

    10,298

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    14,243

    619 - 619

    54,723

    СИП 2А 3 x 70 + 95

    12,499

    ТП - 619

    12,259

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    16,782

    139 - 170

    0,252

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    0,363

    337 - 139

    16,06

    СИП 2А 3 x 25 + 35

    11,551

    ТП - 337

    15,781

    СИП 2А 3 x 16 + 25

    21,642

    Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 15

    Таблица 15 Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ

    Участок сети

    S, кВА

    Р,кВт

    I, А

    ro, Ом/км

    L, м

    Р,кВт

    Тм, час

    , час

    W,кВтч

    ТП №1

    619 - 619

    4,457

    4,1

    6,771

    2,33

    61,077

    0,019

    1300

    565,1

    10,7

    617 - 619

    7,412

    6,8

    11,261

    2,33

    59,308

    0,052

    1300

    565,1

    29,3

    617 - 617

    9,149

    8,3

    13,9

    2,33

    59,308

    0,08

    1300

    565,1

    45,2

    617 - 617

    10,89

    9,8

    16,545

    2,33

    59,281

    0,113

    1300

    565,1

    63,8

    617 - 617

    12,633

    11,3

    19,193

    2,33

    59,308

    0,152

    1700

    757,1

    115

    617 - 617

    14,378

    12,8

    21,845

    2,33

    181,437

    0,605

    1700

    757,1

    458

    386 - 20

    30,413

    30

    46,207

    2,33

    59,281

    0,884

    2200

    1036,6

    916,3

    155 - 386

    52,955

    47,7

    80,456

    2,33

    82,576

    3,736

    2200

    1036,6

    3872,7

    339 - 155

    63,621

    63,4

    96,662

    1,2

    134,969

    4,539

    2800

    1429,7

    6489,4

    370 - 339

    66,611

    66,4

    101,204

    0,443

    242,514

    3,301

    2800

    1429,7

    4719,4

    617 - 370

    69,762

    69,4

    105,992

    1,2

    118,562

    4,795

    2800

    1429,7

    6855,4

    617 - 617

    79,503

    78,6

    120,792

    1,2

    83,99

    4,411

    2800

    1429,7

    6306,4

    617 - 617

    2,418

    2,1

    3,673

    2,33

    64,695

    0,006

    1300

    565,1

    3,3

    617 - 617

    82,75

    81,6

    125,725

    2,33

    57,737

    6,379

    2800

    1429,7

    9120

    ТП - 617

    84,381

    83,1

    128,203

    1,2

    102,536

    6,067

    2800

    1429,7

    8673,9

    617 - 617

    2,418

    2,1

    3,673

    2,33

    96,572

    0,009

    1300

    565,1

    5

    617 - 617

    4,167

    3,6

    6,331

    2,33

    78,755

    0,022

    1300

    565,1

    12,4

    617 - 617

    5,916

    5,1

    8,988

    2,33

    82,576

    0,046

    1300

    565,1

    25,9

    617 - 617

    7,665

    6,6

    11,645

    2,33

    61,077

    0,057

    1300

    565,1

    32,2

    617 - 617

    9,414

    8,1

    14,303

    2,33

    85,116

    0,121

    1300

    565,1

    68,3

    ТП - 617

    11,164

    9,6

    16,961

    2,33

    75,641

    0,152

    1300

    565,1

    85,8

    Итого

    1906,316

    35,546

    47908,4

    ТП №2

    620 - 620

    5,515

    5,1

    8,379

    2,33

    122,168

    0,059

    1300

    565,1

    33,3

    376 - 620

    9,138

    8,4

    13,883

    2,33

    118,562

    0,159

    1300

    565,1

    89,8

    199 - 376

    44,527

    35,1

    67,651

    2,33

    57,485

    1,838

    2200

    1036,6

    1905,2

    619 - 199

    45,959

    36,9

    69,827

    2,33

    61,104

    2,082

    2200

    1036,6

    2158,2

    619 - 619

    48,847

    39,6

    74,215

    0,443

    235,439

    1,723

    2200

    1036,6

    1786

    ТП - 619

    51,742

    42,3

    78,613

    2,33

    62,899

    2,717

    2200

    1036,6

    2816,4

    139 - 170

    1

    1

    1,519

    2,33

    59,308

    0

    1300

    565,1

    0

    337 - 139

    31,015

    28,6

    47,122

    1,2

    123,952

    0,99

    2200

    1036,6

    1026,2

    ТП - 337

    64,465

    58,4

    97,944

    2,33

    59,308

    3,976

    2800

    1429,7

    5684,4

    Итого

    900,225

    13,544

    15499,5

    13. Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий

    для воздушной линии электропередач напряжением 35, 10, 6 кв принимаются унифицированные железобетонные опоры максимальный габаритный пролёт которых составляет 125 м.

    Участок РТП - ТП №2: Длина участка - 0,099 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 - анкерная опора УБ35-1в и №2 - 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 99 м.

    Участок РТП - ТП №1: Длина участка - 0,1 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 - анкерная опора УБ35-1в и №2 - 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 100 м.

    Для воздушной линии электропередач напряжением 0,38 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры, максимальный пролёт которых составляет 35 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 619 - 619, длина линии - 61,077 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 619, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 59,281 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 181,437 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 6. Пролёт между опорами составляет 30 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 386 - 20, длина линии - 59,281 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 155 - 386, длина линии - 82,576 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 27 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 339 - 155, длина линии - 134,969 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 33 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 370 - 339, длина линии - 242,514 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 7. Пролёт между опорами составляет 34 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 370, длина линии - 118,562 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 83,99 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 27 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 64,695 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 32 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 57,737 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 28 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 617, длина линии - 102,536 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 96,572 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 32 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 78,755 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 26 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 82,576 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 27 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 61,077 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 85,116 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 617, длина линии - 75,641 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 620 - 620, длина линии - 122,168 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 30 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 376 - 620, длина линии - 118,562 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 199 - 376, длина линии - 57,485 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 28 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 619 - 199, длина линии - 61,104 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 619 - 619, длина линии - 235,439 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 7. Пролёт между опорами составляет 33 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети ТП- 619, длина линии - 62,899 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 139 - 170, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 337 - 139, длина линии - 123,952 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 30 м.

    Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети ТП- 337, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

    14. 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 в папке и соответственно называются «Схема короткого замыкания и схемы замещения».

    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 удаленных ТП.

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

    Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

    , (33)

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

    , (34)

    где rл - активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

    хл - реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

    хсист - реактивное сопротивление системы, Ом.

    , (35)

    Sк - мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.

    Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

    . (36)

    Ударный ток определяется по формуле

    , (37)

    Где куд - ударный коэффициент, который определяется по формуле

    , (38)

    где Та - постоянная времени затухания определяется по формуле

    (39)

    Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 16

    Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

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

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

    , (40)

    Где хтр - реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

    rтр - активное сопротивление трансформатора, Ом.

    Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле

    , (41)

    Где Uк.р.% - реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; Sном. - мощность трансформатора 35/0,4 кВА.

    Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле

    , (42)

    Где Uк.а.% - активная составляющая тока короткого замыкания, %;

    Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле

    (43)

    Где zтр /3 - полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

    zп - полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом.

    (44)

    Где rФ - активное сопротивление фазного провода, Ом;

    rN - активное сопротивление нулевого провода, Ом;

    xФ - реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

    xN - реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;

    Таблица 16 Результаты расчётов токов короткого замыкания высоковольтной сети

    Точка к.з.

    r, Ом

    х, Ом

    Z, ом

    Zп, Ом

    Та

    Куд

    I(3)

    I(2)

    I(1)

    iуд

    К-1

    0

    9,5279

    9,5279

    -

    0

    2

    0,6362

    0,5509

    -

    1,7994

    К-2

    0,189

    0,006

    9,5357

    -

    0,0001

    1

    0,6357

    0,5505

    -

    0,899

    К-3

    0,191

    0,007

    9,5368

    -

    0,0001

    1

    0,6356

    0,5504

    -

    0,8988

    Таблица 17 Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций

    Точка к.з.

    r, Ом

    х, Ом

    Z, ом

    Zп, Ом

    Та

    Куд

    I(3)

    I(2)

    I(1)

    iуд

    ТП №1

    К-1

    0,03136

    0,06441

    0,0716

    0

    0,0065

    1,2147

    3,2173

    2,7862

    0

    5,5268

    К-2

    0,407

    0,02

    0,1952

    0,407

    0,0001

    1

    1,1801

    1,0219

    0,5977

    1,6689

    К-3

    1,116

    0,043

    0,2667

    1,116

    0,0001

    1

    0,8637

    0,7479

    0,2897

    1,2214

    К-4

    1,097

    0,077

    0,1833

    1,099

    0,0002

    1

    1,2567

    1,0883

    0,2934

    1,7772

    К-5

    1,473

    0,063

    0,1873

    1,474

    0,0001

    1

    1,2299

    1,0651

    0,23

    1,7393

    ТП №2

    К-1

    0,03136

    0,06441

    0,0716

    0

    0,0065

    1,2147

    3,2173

    2,7862

    0

    5,5268

    К-2

    0,424

    0,021

    0,1834

    0,424

    0,0001

    1

    1,256

    1,0877

    0,5828

    1,7762

    К-3

    1,085

    0,058

    0,325

    1,086

    0,0001

    1

    0,7088

    0,6138

    0,2963

    1,0023

    14. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий

    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.3

    Рис.3 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. Место установки - РТП.

    Таблица 18 Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока

    Исходные данные места установки

    Параметры выключателя

    Параметры разъединителя

    Параметры Трансформатора Тока

    Тип ВС-10-0,8

    Тип РЛНДА-10/200

    Тип ТЛП-10КУ3

    Uном = 10 кВ

    10 кВ

    10 кВ

    10 кВ

    Iном =13,449 А

    0,032 кА

    200 А

    10 А

    0,636 кА

    0,8 кА

    -

    -

    1,799 кА

    2,1 кА

    20 кА

    2,47 кА

    0,8 кА

    8 кА

    0,04 кА

    Как видно из табл. 18 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям.

    15.Согласование защит, карта селективности

    Для согласования действия защит необходимо построить карту селективности, которая представляет собой построенные в координатах время ток, графики зависимости времени срабатывания защитных аппаратов от тока, приведенного к одной ступени напряжения. Построение выполняется в логарифмическом масштабе.

    Карта селективности строится для ТП в конце линии при заданной конфигурации НВ сети данных трансформаторных подстанций.

    Порядок построения:

    1. Наносится характеристика автоматического выключателя с максимальным током теплового расцепителя, приведенного к выбранной ступени напряжения, на карту селективности по точкам.

    2. Наносится характеристика предохранителя ПК - 10 с номинальным током плавкой вставки по точкам;

    3. Откладывается ток трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ расчетной ТП, приведенной к ступени напряжения 10 кВ.

    № ТП

    ПК

    Автоматический выключатель

    IIIIс.з., А

    IIс.з., А

    ТП №1

    ПК -10, 16 A

    А3163

    9,238

    897,458

    ТП №2

    ПК -10, 16 A

    АЕ2063

    11,648

    897,317

    16.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.

    Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле

    , (45)

    Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам

    , (46)

    , (47)

    Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле

    , (48)

    где дUд.д.пуск - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %;

    Uтр.пуск - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %;

    UЛ.0,38 пуск - потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %.

    Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле

    . (49)

    Мощность двигателя при пуске определяется по формуле

    , (50)

    где КI - кратность пускового тока.

    Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле

    . (51)

    Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется

    . (52)

    Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие

    (53)

    17.Выбор устройств от перенапряжений

    Защиту подстанций напряжением 10 - 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, защищают протяженными молниеотводами, (тросы). 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.

    18.Расчёт уставок релейной защиты

    Релейной защитой называется устройство, реагирующее на возникновение в электрической установке аварий или ненормальных режимов. Она представляет собой электрическую схему, состоящую из одного или нескольких реле - специальных электрических или неэлектрических приборов, работающих при возникновении аварийного или ненормального режима. Релейная защита автоматически определяет участок с аварией или ненормальным режимом и подает команду на отключение соответствующего выключателя или сигнал обслуживающему персоналу.

    Защита действует на сигнал, когда нет необходимости в немедленном отключении участка, например при его перегрузке, или при возникновении замыкания на землю одной из фаз в сетях с изолированной нейтралью. При опасных перегрузках защита может действовать и на отключение соответствующего элемента электрической установки.

    При коротких замыканиях защита всегда действует на отключение аварийного участка. Часто схемы релейной защиты связываются со схемами системной автоматики, в частности автоматического включения резерва (АВР) и автоматического повторного включения (АПВ) поврежденного элемента.

    Релейная защита должна быть избирательной, быстродействующей, чувствительной и надежной. Кроме того, она должна быть экономичной, то есть стоимость ее установки должна быть оправдана тем технико-экономическим эффектом, который обеспечивает её работа за счет соответствующего снижения недоотпуска электрической энергии потребителям.

    Согласно ПУЭ на отходящих линиях высокого напряжения устанавливают максимальную токовую защиту и токовую отсечку, т.е. защиту I и III ступеней.

    Ток срабатывания максимальной токовой защиты определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока линии

    ,

    где котс - коэффициент отстройки;

    кс.з - коэффициент самозапуска, кс.з= 1,1;

    кв - коэффициент возврата.

    В качестве исполнительного механизма МТЗ принимается электромагнитное реле с независимой характеристикой РТ-40.

    Ток срабатывания реле определяется по формуле

    ,

    где ксх - коэффициент схемы (для неполной звезды ксх = 1);

    кт.т - коэффициент трансформации трансформатора тока.

    Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания на оконечных потребителях.

    Значение коэффициента чувствительности в основной зоне должно быть не менее 1,5

    Токовая отсечка рассчитывается по максимальному значению тока короткого замыкания в конце защищаемой линии

    .

    Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания в месте установки защиты. Коэффициент чувствительности для токовой отсечки должен быть не менее 1,2. =4;

    ;

    Линия Л-1 Ip=5,949 A

    7,852/0.85 =9,238 А

    9,238/2 =4,619 А.

    Точка короткого замыкания K-2


    Подобные документы

    • Расчёт электрических нагрузок населённого пункта, определение места расположения трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения, расчёт сечения проводов, определение потерь напряжения в сети.

      курсовая работа [319,0 K], добавлен 02.02.2010

    • Определение числа и места расположения трансформаторных подстанций. Электроснабжение населенного пункта, расчет сети по потерям напряжения. Оценка распределительной сети, потерь напряжения. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратов защиты.

      курсовая работа [266,8 K], добавлен 12.03.2013

    • Выбор схемы электроснабжения. Расчёт электрических нагрузок сети. Выбор места расположения тяговой подстанции. Расчёт мощности тяговой подстанции и преобразовательных агрегатов. Расчет сечения контактной сети и кабелей. Проверка сети на потерю напряжения.

      курсовая работа [671,8 K], добавлен 08.02.2016

    • Электроснабжение населенного пункта Идринское. Расчёт электрических нагрузок, определение потерь напряжения. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрической аппаратуры в сетях 10 и 0,38 кВ. Расчёт заземляющих устройств трансформаторной подстанции.

      дипломная работа [793,8 K], добавлен 10.09.2013

    • Электрические нагрузки зданий и наружного освещения. Выбор сечения проводников осветительной сети. Определение числа и мощности трансформаторов подстанции. Коммутационная и защитная аппаратуры. Расчёт токов короткого замыкания. Разработка релейной защиты.

      дипломная работа [337,6 K], добавлен 15.02.2017

    • Расчет удельной электрической нагрузки электроприемников квартир жилых зданий. Определение расчетной нагрузки трансформаторной подстанции. Величина допустимых потерь напряжения городских распределительных сетей. Выбор сечения проводов линии силовой сети.

      контрольная работа [308,4 K], добавлен 13.07.2012

    • Выбор проводов линии, числа и места расположения трансформаторных подстанций. Расчет сечения проводов линии по методу экономических интервалов мощностей, токов короткого замыкания, аппаратов защиты, заземления. Мероприятия по защите от перенапряжений.

      курсовая работа [608,4 K], добавлен 18.11.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.