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

х_i у_i - координаты i-ro потребителя.

Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 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 Р_mах;Q_max - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

P_i, Q_i - 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 к_о - коэффициент одновремённости (к_о=0,7);

в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

, (7)

, (8)

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

Р_i; Q_i - 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 L_эк - эквивалентная длина линии, км;

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

Эквивалентная длина участка определяется по формуле

(10)

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

Р_i - мощность i-го участка линии, кВт.

Эквивалентная длина составит

L_ЭК=0,099 км.

U_ОПТ=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 к_р - 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 S_эн - нижний экономический интервал;

S_эв - 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 I_р - расчётный ток участка сети, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм²

Продолжительность использования максимума нагрузки Т_м.

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

, (15)

Где S_p - полная расчетная мощность, кВА;

U_ном - 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;

r_о - 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.]);

х_о - 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 S_max - расчётная мощность, кВА;

S_тр - мощность трансформатора, кВА;

U_а - активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р - реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

, (19)

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

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

, (20)

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

Коэффициент мощности определяется по формуле

, (21)

Где Р_р -расчётная активная мощность, кВт;

S_р - 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;

r_о - 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 Т_м - 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 Р_х.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.]);

Р_к.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);

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

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

L_i - длина i-го участка сети, м;

U_ном - номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

,

Где U_р - реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

,

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

L_i - длина i-го участка сети, км;

х_о - удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

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 U_осн.=1,05U_ном

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

, (33)

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

, (34)

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

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

х_сист - реактивное сопротивление системы, Ом.

, (35)

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

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

. (36)

Ударный ток определяется по формуле

, (37)

Где к_уд - ударный коэффициент, который определяется по формуле

, (38)

где Т_а - 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 U_осн=1,05U_ном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле

, (40)

Где х_тр - реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

r_тр - активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле

, (41)

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

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле

, (42)

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

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле

(43)

Где z_тр /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.]);

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

(44)

Где r_Ф - активное сопротивление фазного провода, Ом;

r_N - активное сопротивление нулевого провода, Ом;

x_Ф - реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

x_N - реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;

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

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

U_{Л.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 К_I - 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 к_отс - коэффициент отстройки;

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

к_в - коэффициент возврата.

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

Ток срабатывания реле определяется по формуле

,

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

к_т.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

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
курсовая работа "Электроснабжение населенного пункта" скачать



Подобные документы

• Электроснабжение сельского населенного пункта

  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
  

• Проектирование систем сельского электроснабжения

  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
  

• Электроснабжение городского электрического транспорта

  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
  

• Реконструкция системы электроснабжения центральной части с. Идринское Идринского района

  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
  

• Разработка системы электроснабжения сельскохозяйственного района

  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
  

• Электрические сети

  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
  

• Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи

  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
  

• Электроснабжение населенного пункта Логоза

  Выбор числа и места расположения трансформаторной подстанции. Определение нагрузок по участкам линии, дневных и вечерних максимумов. Выбор числа, типа и мощности трансформатора. Проверка сети на колебание напряжения при пуске асинхронного двигателя.
  
  курсовая работа [56,5 K], добавлен 23.04.2011
  

• Электроснабжение населенного пункта Семеновичи

  Расчет электрических нагрузок и определение допустимых потерь напряжения в сети. Выбор числа и мощности трансформатора, место расположения подстанций. Определение потерь энергии в линиях, их конструктивное выполнение и расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [704,3 K], добавлен 12.09.2010
  

• Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

  Проведение расчета силовых нагрузок для отдельно взятой трансформаторной подстанции при организации электроснабжения населенного пункта. Разработка схемы электрической сети мощностью 10 киловольт. Расчет токов короткого замыкания и заземления подстанции.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 15.02.2017
  

Другие документы, подобные "Электроснабжение населенного пункта"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам