Расчет электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расчет электрической сети

Введение

При проектировании электрических сетей рассматриваются следующие виды работ: новое строительство, расширение и реконструкция.

Новое строительство включает сооружение новых линий электропередачи и подстанций.

Расширение электросетей, как правило, относится только к подстанциям - это установка второго трансформатора на действующей подстанции с проведением необходимых строительных работ.

Реконструкция действующих сетей подразумевает изменение параметров электросетей, при сохранении частично или полностью строительной части объектов, для повышения пропускной способности сетей, надежности электроснабжения и качества передаваемой электроэнергии. К реконструкции относятся работы по замене проводов воздушных линий, перевод сетей на другое номинальное напряжение, замена трансформаторов, выключателей и др. аппаратуры в связи с изменением мощности или напряжения, установка средств автоматизации в сетях.

Система электроснабжения сельскохозяйственных потребителей проектируется с учетом развития в рассматриваемом районе всех отраслей народного хозяйства, в том числе и несельскохозяйственных.

Проектно-сметная документация разрабатывается на основании задания на проектирование. Задание, как отмечалось выше, выдает заказчик проекта и утверждается по объектам электросетевого строительства в установленном порядке.

Заказчик проекта, кроме задания на проектирование, выдает проектной организации утвержденный акт о выборе площадки для строительства; акт оценки технического состояния действующих электрических сетей; технические условия на присоединение к инженерным сетям и коммуникациям; картографические материалы; сведения о существующей застройке, подземных коммуникациях, состояние экологии и т.д.; технические условия на присоединение проектируемого объекта к источникам электроснабжения.

Проектирование объектов строительства проводится на основе схем развития электрических сетей 35...110 кВ и 10 кВ, как правило, в одну стадию, т.е. разрабатывают технорабочий проект - технический проект и рабочая документация на сооружение объекта.

При проектировании строительства новых, расширения, реконструкции и технического перевооружения действующих электросетей напряжением 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения руководствуются "Нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения" (НТПС) наряду с другими нормативными и директивными документами. Требования Норм не распространяются на электропроводки силовых, осветительных цепей напряжением до 1000 В внутри зданий и сооружений.

Линии электропередачи 0,38...10 кВ, как правило, должны выполняться воздушными. Кабельные линии используются в случаях, когда согласно ПУЭ строительство воздушных линий не допустимо, для электроснабжения ответственных потребителей (хотя бы одну из линий основного или резервного питания) и потребителей, расположенных в зонах с тяжелыми климатическими условиями (IV - особый район по гололеду) и ценными землями.

Трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4 кВ применяют закрытого типа и комплектные заводского изготовления.

Обоснование технических решений выполняется на основании технико-экономических расчетов. Среди технически сопоставимых вариантов предпочтение отдают варианту с минимальными приведенными затратами.

Схемные решения электросетей выбирают по нормальным, ремонтным и послеаварийным режимам.

Распределение потерь напряжения между элементами электросети выполняется на основании расчета, исходя из допустимого отклонения напряжения у электроприемников и уровней напряжения на шинах центра питания.

Потери напряжения не должны превышать в электрических сетях 10 кВ - 10%.

При проектировании электрических сетей сельскохозяйственного назначения мощность компенсирующих устройств должна определяться по условию обеспечения оптимального коэффициента реактивной мощности, при котором достигается минимум приведенных затрат на снижение потерь электроэнергии.

Требования при проектировании к трансформаторным подстанциям напряжением 10 кВ

Подстанции 10/0,4 кВ должны размещаться: в центре электрических нагрузок; в непосредственной близости от подъездной дороги с учетом обеспечения удобных подходов воздушных и кабельных линий; на незатопляемых местах и, как правило, на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов.

Электроснабжение бытовых и производственных потребителей рекомендуется предусматривать от разных подстанций или их секций.

Подстанции с воздушными вводами не рекомендуется размещать вблизи школ, детских и спортивных сооружений.

Схемы подстанций выбираются на основании схем развития электрических сетей 35...110 кВ областей и технико-экономических расчетов расширения, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей напряжением 10 кВ районов электрических сетей и уточняются в рабочих проектах электроснабжения реальных объектов.

1. Характеристика существующей сети

Реконструируемая сеть 10кВ предназначена для передачи и распределения электроэнергии потребителям Псковской области. Общая длина линии составляет 34 км.

Сеть берет начало от РТП-506 напряжением 110/10 кВ, однотрансформаторной, имеющей силовой трансформатор мощностью 2,5МВ*А. Сеть передает электроэнергию 17 трансформаторным подстанциям 10/0,4 кВ. Установленная мощность 730 кВ*А.

Сеть выполнена на железобетонных опорах. Провода выбраны разнотипные: АС-35, АС-50, А-35.

АС-35 - 19,92 км

АС-50 - 4,4 км

А-35 - 9,68 км

Потребители электроэнергии смешанного типа, производственная нагрузка расположена в населенных пунктах Нощино-1 и Нощино-2 (160 кВ*А).

Для всех потребителей установлено:

ТП 10/0,4 кВ: Sн=160 кВ*А - 2 шт.

100 кВ*А - 2 шт.

30 кВ*А - 1 шт.

25 кВ*А - 4 шт.

10 кВ*А - 8 шт.

Питающая сеть выполнена проводом АС-120 длиной 29 км. Уровень напряжения на шинах 10 кВ составляет: при стопроцентной нагрузке +5% от номинального напряжения; при 25-процентной нагрузке - 0% от номинального напряжения.

Сеть построена в 60-е годы и отработала свой ресурс. Провода не удовлетворяют ПУЭ по условиям механической прочности, отклонение напряжения у потребителей выше допустимых значений, надежность электроснабжения недостаточная.

В задачу курсового проекта входит:

анализ существующих нагрузок по данным замеров;

выбор мощности силовых трансформаторов;

выбор сечения проводов;

защиты сетей;

технико-экономическое обоснование

С целью сокращения номенклатуры проводов, повышения надежности их работы, экономии электроэнергии за счет сокращения ее потерь, а также отдаления сроков реконструкции ВЛ примем ограниченное количество проводов. Магистраль проводов выполним проводом АС-70, а отпайки - проводом АС-35.

2. Расчет электрических нагрузок

Расчетные нагрузки определяем, исходя из существующих нагрузок ТП 10/0,4 кВ с учетом коэффициента роста нагрузок на принимаемый год перспективы.

Расчетную мощность подстанции 10/0,4 кВ определим по формуле

Рр = Рм*Кр (2.1)

Где Рм - существующая замеренная максимальная мощность подстанции в настоящее время, кВт.

Кр - коэффициент роста нагрузок.

Он зависит от вида потребителей и количества перспективных лет. Для принятого расчетного года перспективы (5 лет) Кр=1, если подстанция питает потребителей, развитие которых не намечается.

Для коммунально-бытовых потребителей Кр=1,2;

Для производственных и смешанных потребителей Кр=1,3.

Нагрузки вновь вводимых ТП 10/0,4 кВ принимаем по проектам или по заявкам потребителей. Расчет электрических нагрузок выполним отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Рд = Рр * Кд (2.2)

Рв = Рр * Кв (2.3)

Где Рд, Рв - расчетные активные мощности, кВт

Кд - коэффициент дневного максимума

Кв - коэффициент вечернего максимума.

Коэффициенты дневного и вечернего максимума принимаются:

для производственных потребителей Кд=1, Кв=0,6

для бытовых потребителей Кд=0,4 - 0,6, Кв=1

для смешанной нагрузки Кд=Кв=1

Полная расчетная нагрузка определяется по формулам

Sд = Рд / cosцд (2.4)

Sв = Рв / cosцв (2.5)

Где Sд, Sв - полные расчетные мощности, кВ*А;

Cosцд, cosцв - коэффициенты мощности, которые принимаются в зависимости от преобладающего вида нагрузки подстанции.

Для производственной нагрузки cosцд=0,7; cosцв=0,75

Для коммунально-бытовой нагрузки cosцд=0,9; cosцв=0,92

Для смешанной нагрузки cosцд=0,8; cosцв=0,83

Мощность силовых трансформаторов выбираем по экономическим интервалам нагрузок с учетом допустимых систематических перегрузок по условию

Sэн ? Sн ? Sэв (2.6)

Где Sэн и Sэв - границы нижнего и верхнего интервалов нагрузок, кВ*А.

Определим расчетную нагрузку ТП 10/0,4 кВ на основании данных обследования.

Таблица 2.1 Сведения о подстанциях10/0.4 кВ, которые питаются от ВЛ-10 кВ

Местонахождение ПС 10/0.4 кВ	№ ПС 10/0.4 кВ	Мощность ПС 10/0.4 кВ	Вид потребителя (нагрузка)	Нагрузка по замеру	Кр
Авдейково	45	10	бытовая	7	1,2
Сапуны	56	10	бытовая	8	1,2
Голубы	59	10	бытовая	8	1,2
Кудиново	69	10	бытовая	7	1,2
Запросы	73	25	бытовая	23	1,2
Горушка	72	10	бытовая	7	1,2
Боровички	74	25	бытовая	13	1,2
Татырино-1	549	100	смешанная	94	1,3
Татырино-2	569	100	смешанная	96	1,3
Червецово	62	10	бытовая	8	1,2
Голубово	63	10	бытовая	7	1,2
Попки	61	25	бытовая	22	1,2
Нощино-1	624	160	производственная	153	1,3
Нощино-2	64	160	производственная	157	1,3
Чупрово	65	10	бытовая	8	1,2
Староселье	67	30	бытовая	27	1,2
Воробьево	68	25	бытовая	23	1,2

Определяем расчетную (Рр), дневную (Рд), вечернюю (Рв) и максимальную (Рmax) мощность каждой подстанции 10/0.4 кВ.

Подстанция №45

Рр = 7 * 1,2 = 8,4 кВт

Рд = 8,4 * 0,5 = 4,2 кВт

Рв = 8,4 * 1 = 8,4 кВт

Рmax = 8,4 кВт

Подстанция №56

Рр = 8 * 1,2 = 9,6 кВт

Рд = 9,6 * 0,5 = 4,8 кВт

Рв = 9,6 * 1 = 9,6 кВт

Рmax = 9,6 кВт

Расчет по всем остальным подстанциям 10/0,4 кВ производим аналогично, а результат сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Расчетные мощности подстанций 10/0,4 кВ

№ ПС на схеме	Рm по замеру, кВт	Кр	Рр, кВт	Кд	Кв	Рд, кВт	Рв, кВт	Рmax, кВт
45	7	1,2	8,4	0,5	1	4,2	8,4	8,4
56	8	1,2	9,6	0,5	1	4,8	9,6	9,6
59	8	1,2	9,6	0,5	1	4,8	9,6	9,6
69	7	1,2	8,4	0,5	1	4,2	8,4	8,4
73	23	1,2	27,6	0,5	1	13,8	27,6	27,6
72	7	1,2	8,4	0,5	1	4,2	8,4	8,4
74	23	1,2	27,6	0,5	1	13,8	27,6	27,6
549	94	1,3	122,2	1	1	122,2	122,2	122,2
566	96	1,3	124,8	1	1	124,8	124,8	124,8
62	8	1,2	9,6	0,5	1	4,8	9,6	9,6
63	7	1,2	8,4	0,5	1	4,2	8,4	8,4
61	22	1,2	26,4	0,5	1	13,2	26,4	26,4
624	153	1,3	198,9	1	0.6	198,9	119.34	198,9
64	157	1,3	204,1	1	0.6	204,1	122.5	204,1
65	8	1,2	9,6	0,5	1	4,8	9,6	9,6
67	27	1,2	32,4	0,5	1	16,2	32,4	32,4
68	23	1,2	27,6	0,5	1	13,8	27,6	27,6

По максимальной расчетной мощности определим полные мощности для каждой подстанции 10/0,4 кВ

Sp.max = Pmax / cosц (2.7)

Выбираем мощности трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ.

Подстанция № 45

Sp.max = 8,4/0,92 = 9,13 кВ*А

По таблицам интервалов экономических нагрузок с учетом допустимых систематических перегрузок определим мощность силового трансформатора. Нагрузка 9,13 кВ*А находится в пределах до 30 кВ*А, где 9,13 кВ*А - нижний интервал экономических нагрузок; 30 кВ*А - верхний интервал экономических нагрузок. Нагрузка подстанции № 45 бытовая. По всем показателям подходит силовой трансформатор с номинальной мощностью 25 кВ*А.

Таблицы интервалов экономических нагрузок составлены с учетом вида нагрузки (производственная, смешанная, коммунально- бытовая), также учтена среднесуточная температура воздуха и диаграммы роста нагрузки при номинальной мощности трансформаторов.

По всем остальным подстанциям 10/0,4 кВ расчет полной мощности и выбор трансформаторов производим аналогично.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3

Таблица 2.3 Выбор мощности трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ

№ ПС	Максимальная расчетная мощность Рmax,кВт	Коэффициент мощности cosц	Полная расчетная мощность, кВ*А	Номинальная мощность, кВ*А
45	8,4	0,92	9,13	25
56	9,6	0,92	10,43	25
59	9,6	0,92	10,43	25
69	8,4	0,92	9,13	25
73	27,6	0,92	30	25
72	8,4	0,92	9,13	25
74	27,6	0,92	30	25
549	122,2	0,83	147,23	160
566	124,8	0,83	150,36	160
62	9,6	0,92	10,43	25
63	8,4	0,92	9,13	25
61	26,4	0,92	28,7	25
624	198,9	0,75	265,2	250
64	204,1	0,75	272,1	250
65	9,6	0,92	10,43	25
67	32,4	0,92	35,2	25
68	27,6	0,92	30	25

По результатам расчетов электрических нагрузок производим замену устаревших и отслуживших срок службы силовых трансформаторов на подстанции ПС № 506.

Мощность и число трансформаторов на подстанции 10/0,4 кВ принимались с учетом перегрузочной способности трансформаторов и требований по обеспечению необходимой степени надежности электроснабжения потребителей.

Все трансформаторы типа ТМ с ПБВ. Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах 5%, для чего трансформаторы, кроме основного вывода имеют два ответвления от обмотки высшего напряжения: +5% и -5%. Если трансформатор работал на основном выводе 0 и необходимо повысить напряжение на вторичной стороне то, отключив трансформатор, производят переключение на ответвление -5%, уменьшая тем самым число витков первичной обмотки.

Переключение ответвлений может производиться без возбуждения (ПБВ).

3. Электрический расчет проводов

Провода принимаем сталеалюминиевые марки АС. Сцелью унификации и с целью сокращения номенклатуры проводов принимаем ограниченное количество марок проводов. Сечение проводов выбираем по таблицам интервалов экономических нагрузок в зависимости отрайона по гололеду. Толщина стенки гололеда на высоте 10 метров над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 5 лет - 10 мм, с повторяемостью 1 раз в 10 лет - 15 мм. Минимальные сечения проводов в этом случае рекомендуется принимать: для магистрали ВЛ - АС-70/11, а для ответвлений - АС-35/6,2.

Для электрического расчета проводов составляем расчетную схему сети (см. приложение П1). На расчетной схеме обозначаем:

номер расчетного участка

длину расчетного участка, км

номер подстанции

мощность трансформатора. кВ*А

дневную и вечернюю нагрузку, кВ*А

Пользуясь расчетной схемой (П1) определим расчетные мощности на каждом участке линии. Суммирование нагрузок производим отдельно для дневного и вечернего максимумов с учетом коэффициентов одновременности, если суммируемые нагрузки не отличаются одна от другой более чем в 4 раза, и табличным методом, если нагрузки несоизмеримы, т.е. отличаются более чем в 4 раза.

? Sд = К0*(S1 + S2 + … +Sn) (3.1)

Где К0 - коэффициент одновременности

S - полные соизмеримые нагрузки, кВ*А

? S = Smax + ?S1 + ?S2 + … + ?Sn (3.2)

Где Smax - большая из слагаемых нагрузок, кВ*А

?S - добавка к большей слагаемой нагрузке

Если учесть, что нагрузки будут достигнуты к концу расчетного периода, тов начале расчетного периода провода будут недогружены. В связи с этим провода выбирают по эквивалентной мощности.

Sэ = Кд.р * Sр.max (3.3)

Где Кд.р - коэффициент динамики роста нагрузок (Кд.р = 0,7)

Производим предварительный выбор площади сечений проводов по эквивалентной мощности, используя экономические интервалы нагрузок.

В заключение электрического расчета проводов определим потерю напряжения в принятых проводах

?U% = ?Uуд.% * Sp.max * L * 10-3 (3.4)

Где ?Uуд.% - удельная потеря напряжения в проводах линий 10 кВ. Удельные потери напряжения определим по таблицам, учитывая коэффициент мощности, марки и сечения провода.

Sp.max - расчетная максимальная нагрузка участка, кВ*А

L - длина расчетного участка, км

Потерю напряжения от начала линии до любой расчетной точки и до конца линии определим путем суммирования потерь напряжения только в последовательной цепи.

Электрический расчет проводов начинаем с конца сети (см. расчетную схему сети в П1).

Участок 16 - 68

Sр.max = 30кВ*А

Sэ = 30 * 0,7 = 21 кВ*А

Принимаем провод АС - 25

?U% = 1,245 * 30 * 3,65 * 10-3 = 0,13

Электрический расчет проводов по всем остальным участкам ВЛ - 10 кВ производим аналогично, а результаты расчетов сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Результаты электрического расчета проводов ВЛ - 10 кВ

№ участка	Sр.max, кВ*А	Sэ , кВ*А	Марка и сечение провода	Длина участка, км	?U% участка	?U% от начала ВЛ - 10 кВ
ПС - 1	869,1	608,37	АС - 50	3,5	2,19	2,19
2 - 1	862,8	603,96	АС - 50	0,6	0,37	2,56
2 - 45	9,13	6,39	АС - 25	0,01	0,00011	2,56011
3 - 2	856,5	599,83	АС - 50	1,5	0,92	3,48011
3 - 56	10,43	7,3	АС - 25	1	0,013	3,49311
4 - 3	849,5	594,65	АС - 50	2,3	1,4	4,89311
4 - 59	10,43	7,3	АС - 25	0,01	0,00013	4,89324
5 - 4	842,5	589,75	АС - 50	2,2	1,33	6,22324
6 - 5	63	44,1	АС - 25	2,7	0,21	6,43324
6 - 69	9,13	6,39	АС - 25	0,1	0,0011	6,43434
7 - 6	56,7	39,7	АС - 25	2,7	0,19	6,62434
7 - 72	9,13	6,39	АС - 25	0,7	0,008	6,63234
7 - 73	30	21	АС - 25	0,01	0,0003	6,63264
74 - 7	30	21	АС - 25	2,6	0,097	6,72964
8 - 5	795,3	556,71	АС - 50	1,4	0,8	7,52964
8 - 549	147,23	103,06	АС - 25	0,1	0,018	7,54764
9 - 8	680,3	476,21	АС - 50	0,2	0,097	7,64464
9 - 569	150,36	105,25	АС - 25	0,7	0,13	7,77464
10 - 9	561,3	392,91	АС - 50	0,3	0,12	7,89464
11 - 10	42	29,4	АС - 25	0,8	0,042	7,93664
11 - 62	10,43	7,3	АС - 25	0,01	0,0001	7,93674
12 - 11	35	24,5	АС - 25	1	0,043	7,97974
12 - 61	28,7	20,09	АС - 25	0,1	0,004	7,98374
12 - 63	9,13	6,39	АС - 25	0,7	0,008	7,99174
13 - 10	531,3	371,9	АС - 50	1	0,38	8,37174
14 - 13	484,1	338,87	АС - 50	0,2	0,069	8,44074
14 - 624	265,2	185,64	АС - 25	0,2	0,045	8,48574
14 - 64	272,1	190,47	АС - 25	0,3	0,074	8,55974
15 - 13	62,6	43,82	АС - 25	1,3	0,101	8,66074
15 - 65	10,43	7,3	АС - 25	0,8	0,016	8,67674
16 - 15	55,6	38,92	АС - 25	0,8	0,055	8,73174
16 - 67	35	24,5	АС - 25	1	0,0004	8,73214
16 - 68	30	21	АС - 25	3,65	0,13	8,74514

С целью сокращения номенклатуры проводов на ВЛ предусмотрены провода АС - 70/11. Магистраль ВЛ ( от РТП 506 до расчетной точки 15) выполнена проводом АС -50/8, а отпайки выполнены проводом АС - 25 (см. П1). Общая длина сети составляет 34 км.

Длина магистрали составляет 14,3 км, а длина отпаек - 19,7 км. На головном участке сети максимальная нагрузка составила 869,1 кВ*А.

Принятые сталеалюминиевые провода представляют собой жесткую конструкцию - стальной сердечник с навитыми на него алюминиевыми проволоками. Таким образом, благодаря стальному сердечнику достигается высокая механическая прочность, присущая стали, а по алюминиевой оболочке с высокой проводимостью хорошо передается электрическая энергия.

Провода характеризуются сопротивлением постоянному току при 20єС, Ом/км, разрывным усилием, Н, массой, кг/км.

Основной недостаток ВЛ - невысокая надежность. ВЛ может быть повреждена в результате ветра, гололеда, прямых ударов молнии, а также при наезде на опоры транспорта и по другим причинам. В целях снижения аварийности и обеспечения безопасности должны быть выдержаны конструктивные, механические и электрические параметры ВЛ, которые регламентированы ПУЭ и Нормами технологического проектирования электрических сетей.

Трасса ВЛ проходит по землям, непригодным для сельского хозяйства, по угодьям низкого качества, максимально приближенных к дорогам. На землях государственного лесного фонда трасса проходит преимущественно по участкам, не покрытым лесом или занятыми кустарником и малоценными породами деревьев. Для ВЛ приняты универсальные пролеты. Число типов опор на трассе ограничиваем. Расстояние между опорами - 100 м и более. Расстояние между анкерными опорами не более 1,5 км (для третьего климатического района).

Конструктивные решения принимаем по типовым проектам с расчетной проверкой механических характеристик.

4. Расчет допустимых потерь напряжения

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов. Главная из них - это необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по значительной территории.

Самыми важными показателями системы электроснабжения являются надежность подачи электроэнергии, обеспечение требуемых качеств электроэнергии и экономичность электроснабжения.

Следует отметить, что поддержание частоты в требуемых пределах ±0,2 Гц практически не относится к основным задачам данной сети, т.к. сеть обеспечивает распределение, а не производство электроэнергии. В данном случае очень важно поддержать требуемый уровень напряжения у потребителей.

В действующих нормах установлено, что напряжение на зажимах токоприемника не должно повышаться больше чем на 5% и снижаться также более чем на 5% от номинального напряжения сети. Все приемники электроэнергии рассчитаны на работу в нормальных условиях и при номинальном напряжении. Поэтому любые его отклонения нарушают нормальный режим. При этом наблюдаются нежелательные отклонения от основных электрических параметров приемников, ухудшается работа связанных с ними машин и аппаратов.

На отклонения напряжения влияют потери напряжения во всех элементах энергосистемы. В системе предусматривают промежуточную корректировку отклонений напряжения, с помощью которой удается выдержать требования действующего стандарта.

В соответствии с ПУЭ на шинах 10 кВ РТП, к которой присоединены распределительные сети, рекомендуется поддерживать напряжение не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не ниже 100% - в период наименьших нагрузок.

Для определения допустимых потерь напряжения составляем таблицу отклонений напряжения. При составлении таблицы учитываем уровень напряжения на шинах 10 кВ, потери и надбавки напряжения в трансформаторах ТМ 10/0,4 кВ и допустимые отклонения напряжения у токоприемников.

В трансформаторах происходит не только потеря напряжения, но и повышение - постоянная надбавка напряжения за счет коэффициента трансформации +5%. Трансформаторы ТМН имеют постоянную надбавку +10%.

Таблица 4.1 Отклонения напряжения при питании от шин 10 кВ ПС №506

№ ПС 10/0,4 кВ	Уровень напряжения на шинах 10 КВ, %	Потери напряжения в ВЛ 10 кВ, %	Потери напряжения в ТМ 10/0,4 кВ	Постоянная надбавка напряжения в ТМ 10/0,4кВ, %	Регулируемая надбавка напряжения в ТМ 10/0,4 кВ,%	?Uдоп в сети 0,4 кВ, %	?U у потребителя, %
45	+5	-0,00011	-4	+5	0	5,999	-5
56	+5	-0,013	-4	+5	0	5,987	-5
59	+5	-0,00013	-4	+5	0	5,9998	-5
69	+5	-0,0011	-4	+5	0	5,9989	-5
73	+5	-0,0003	-4	+5	0	5,9997	-5
72	+5	-0,008	-4	+5	0	5,992	-5
74	+5	-0,097	-4	+5	0	5,903	-5
549	+5	-0,018	-4	+5	0	5,982	-5
569	+5	-0,13	-4	+5	0	5,87	-5
62	+5	-0,0001	-4	+5	0	5,9999	-5
63	+5	-0,008	-4	+5	0	5,992	-5
61	+5	-0,004	-4	+5	0	5,996	-5
624	+5	-0,045	-4	+5	0	5,955	-5
64	+5	-0,074	-4	+5	0	5,926	-5
65	+5	-0,8	-4	+5	0	5,2	-5
67	+5	-0,0004	-4	+5	0	5,9996	-5
68	+5	-0,13	-4	+5	0	5,87	-5

Таблица отклонений напряжения составлена с учетом максимумов нагрузки. При составлении таблицы отклонений напряжения учтены потери напряжения в сети 10/0,4кВ, потери и надбавки напряжения в трансформаторах ТМ 10/0,4кВ при 100% нагрузки и допустимые отклонения напряжения у потребителей.

В результате расчета допустимых потерь напряжения оказалось, что регулируемая надбавка не требуется.

5. Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания необходимы для проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость, а также для расчета релейной защиты линии 10 кВ. Для решения этих задач определим токи короткого замыкания в начале и в конце линии 10 кВ.

Расчет токов короткого замыкания выполняем в относительных единицах. За базисную мощность принимаем

Sб = 100 МВ*А

Составляем расчетную схему и схему замещения, в которую все элементы электроустановки, влияющие на силу тока короткого замыкания, должны войти своими сопротивлениями.

Расчетная схема

ВЛ 110 кВ ТП 110/10 кВ ВЛ - 10; l = 34 км

Sк.з.с = 300МВ*А Sн = 2,5 МВ*А

АС - 120;l = 29 км Uk = 6.5%

Эквивалентная схема

1/Хс 2/Хл1 3/Rл1 4/Хт к1 5/Хл2 6/ Rл2 к2 7/Хл3 8/ Rл3 к3

Определяем сопротивление в относительных единицах всех элементов схемы замещения.

Сопротивление энергосистемы

Хс = Sб / Sк.з.с (5.1)

Хс = 100/300 = 0,33

Индуктивное сопротивление питающей сети ВЛ - 110 кВ

Хл1 = Х0*L*Sб / U2ср (5.2)

Хл1 = 0,365*29*100/115,52 = 0,079

Где L = 29 - длина питающей сети 110 кВ

Uср = 115,5 кВ - среднее напряжение ВЛ - 110 кВ

Х0 = 0365 Ом/км - удельное индуктивное сопротивление провода

Активное сопротивление питающей сети

Rл1 = R0*L* Sб / U2ср (5.3)

Rл1 = 0,245*29*100/115,52 = 0,053

Где R0 = 0,245 Ом/км - удельное активное сопротивление провода

Индуктивное сопротивление силового трансформатора

Хт = Uk% /100* Sб / Sн (5.4)

Хт = 6,5/100*100/2,5 = 2,6

Определяем суммарные индуктивные и активные сопротивления до точки короткого замыкания к1

?Х = Хс+Хл1+Хт (5.5)

?Х = 0,33+0,079+2,6 = 3,009

?R = Rл1 = 0,053

Определяем полное сопротивление до точки короткого замыкания к1

Z = v?X2 + ?R2 (5.6)

Z = v3.0092 + 0.0532 = 3.0095

Определяем базисный ток в точке короткого замыкания к1

Iб = Sб / v3*Uср (5.7)

Iб = 100*103/1,73*10,5 = 5505,09 А

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке к1

I(3)к.з = Iб /Z (5.8)

I(3)к.з = 5505.09/3.0095 = 1829024 A

Определяем ток двухфазного короткого замыкания в точке к1

I(2)к.з = 0,87* I(3)к.з (5.9)

I(2)к.з = 0.87*1829.24 = 1591.44 A

Определяем активные, индуктивные и полные сопротивления ВЛ - 10 до точки короткого замыкания к2 и к3

Хл2 = 0,408*18*100/10,52 = 6,7

Хл3 = 0,408*10*100/10,52 = 3,7

Rл2 = 0,42*18*100/10,52 = 6,86

Rл3 = 0,42*10*100/10,52 = 3,81

?Хдо к2 = ?Хдо к1 + Хл2 = 3,009+6,7 = 9,71

?Rдо к2 = ?Rдо к1 + Rл2 = 0,053+6,86 = 6,91

Zдо к2 = v9,712+6,912 = 11,92

?Хдо к3 = ?Хдо к2 + Хл3 = 9,71+3,7 = 13,41

?Rдо к3 = ?Rдо к2 + Rл3 = 6,91+3,81 = 10,72

Zдо к3 = v13,412+10,722 = 17,17

Определяем токи короткого замыкания в точке к2 и к3

I(3)к.з(к2) = 5505,09/11,92 = 461,84 А

I(2)к.з(к2) = 0,87*461,84 = 401,8 А

I(3)к.з(к3) = 5505,09/17,17 = 320,62 А

I(2)к.з(к3) = 0,87*320,62 = 278,94 А

Заключение

Выбор схем присоединения подстанций 10/0,4 кВ к источникам питания производится на основании экономического сравнения вариантов в зависимости от категории электроприемников по надежности электроснабжения в соответствии с " Методическими указаниями по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей "

Подстанции 10/0,4 кВ, питающие потребителей второй категории с расчетной нагрузкой 120 кВт и более должны иметь двухсторонне питание. Допускается присоединение подстанции 10/0,4 кВ, питающей потребителей второй категории с расчетной нагрузкой менее 120 кВт, ответвлением от магистрали 10 кВ, секционированной в месте ответвления с обеих сторон разъединителями, если длина ответвления не превышает 0,5 км.

Подстанции 10/0,4 кВ, как правило, должны проектироваться однотрансформаторными. Двухтрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ должны проектироваться для питания потребителей первой категории и потребителей второй категории, не допускающих перерыва в электроснабжении более 0,5 часа, а также потребителей второй категории при расчетной нагрузке 250 кВт и более.

Устройствами автоматического включения резервного питания на шинах 10 кВ рекомендуется оборудовать двухтрансформаторные подстанции при совокупности следующих обязательных условий: наличие электроприемников I и II категории; присоединение к двум независимым источникам питания; если одновременно с отключением одной из двух питающих линий 10 кВ одновременно теряет электроснабжение один силовой трансформатор. При этом электроприемники I категории должны дополнительно обеспечиваться устройствами автоматического резервирования непосредственно на вводе 0,38 кВ электроприемников.

Подстанции 10/0,4 кВ закрытого типа следует применять: при сооружении опорных трансформаторных подстанций, к распределительным устройствам 10 кВ которых присоединяются более двух линий 10 кВ; для электроснабжения потребителей потребителей первой категории при суммарной расчетной нагрузке 200 кВт и более; в условиях стесненной застройки поселков; в районах с холодным климатом при температуре воздуха ниже 40°С; в районах с загрязненной атмосферой III степени и выше; в районах со снежным покровом более 2 м. Подстанции 10/0,4 кВ следует применять, как правило, с воздушными вводами линий 10 кВ. Кабельные вводы линий должны применяться: в кабельных сетях; при сооружении подстанций, имеющих только кабельные вводы линий; при условиях, когда прохождение ВЛ на подходах к подстанции невозможно и в других случаях, где это технико-экономически обосновано.

Трансформаторы 10/0,4 кВ, как правило, используются с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ) для регулирования напряжения.

Для питания коммунально-бытовых сельскохозяйственных потребителей, трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 160 кВА включительно следует применять со схемой обмоток «звезда-зигзаг» с выведенной нейтралью обмотки 0,4 кВ.

электрический замыкание подстанция

Список использованных источников

1. В.Я. Сыромятников, Т.Н. Сыромятникова Расчет и выбор электрической аппаратуры. Практикум. Магнитогорск: ГОУ ВПО «МГТУ», 2011.

121 с

2. А.А. Чунихин Электрические аппараты: Общий курс. Учебник для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2014. - 720с.: ил.

3. Электрические аппараты. Справочник. И.И. Алиев, М. Б. Абрамов. М., Высшая школа, 2010.

4. В.Я. Сыромятников, Н.В. Фомин, Т.Н. Сыромятникова

Электрические и электронные аппараты. Конспект лекций: Учеб. пособие. Магнитогорск: ГОУ ВПО «МГТУ», 2008. 348 с

Размещено на Allbest.ru