Разработка проекта системы электроснабжения жилого комплекса "Пятница"

Размещено на http://www.allbest.ru

Департамент образования города Москвы

Государственное бюджетное образовательное учреждение

среднего профессионального образования города Москвы

Колледж городской инфраструктуры и строительства № 1

Курсовой проект

по профессиональному модулю ПМ.01: «Устройство и техническое обслуживание электрических подстанций и сетей»

по специальности: 140409 Электроснабжение (по отраслям)

на тему: «Разработка проекта системы электроснабжения жилого комплекса «Пятница»»

2012 г.

Содержание

трансформаторная подстанция электроснабжение нагрузка

Введение

1. Техническое задание

2. Расчет электрических нагрузок жилого комплекса

3. Определение координат трансформаторной подстанции

4. Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ

5. Компенсация реактивной мощности на трансформаторной подстанции

6. Выбор силового трансформатора и комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ

7. Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38кВ и 10 кВ

7.1 Расчет сети 0,38 кВ

7.2 Расчет сети 10 кВ

8. Расчет сети 10 кВ

9. Расчет токов короткого замыкания

10. Выбор защитной аппаратуры

10.1 Выбор аппаратуры трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

10.2 Защита воздушной линии 10 кВ

10.3 Защита трансформатора 10/0,4 кВ

10.4 Защита воздушной линии 0,38 кВ

Заключение

Библиография



Введение

Энергетика - важнейшее звено российской экономики. В соответствии с основными положениями физически под энергией понимают способность к совершению работы. В настоящее время из всех видов энергии наиболее широко используется электрическая.

Единство процессов выработки, транспортирование и потребление электроэнергии объясняет необходимость оперативного (диспетчерского) управления электрической страны.

В настоящее время оправдавшая себя на практике система электроснабжения страны претерпевает многочисленные реформы, которые могут привести энергетику России (да и всю Россию в целиком) к трудно предсказуемым последствиям.

В городских и промышленных электрических сетях происходит понижение напряжения трехфазного электрического тока с уровня 500…35 кВ до 35…0,4 кВ и распределение электрической энергии между потребителями.

Проектирование - это выработка обоснованных предложений, практически осуществляемых в самых различных сферах материального производства и человеческой деятельности.

Вся эта деятельность составляет суть процесса проектирования и завершается разработкой проектной и конструкторской документации, на основе которой и выполняется работа.

В курсовом проекте будет описываться и составляться схема электроснабжения жилого комплекса "Пятница" который расположен в Солнечногорском районе - поселок Брехово между Зеленоградом и Митино.

В курсовом проекте будут проведены расчеты:

Расчеты электрических нагрузок жилого комплекса «Пятница» в сетях 0,38 кВ и 10 кВ;

Определены координат трансформаторной подстанции;

Разработана схема электрических сетей 0,38 кВ и 10 кВ;

Компенсация реактивной мощности на ТП;

Выбор силового трансформатора и КТП10/0,4 кВ;

Расчет токов короткого замыкания;

Выбор защитной аппаратуры ТП 10/0,4 кВ ВЛ 10 кВ, ВЛ 0,38 кВ.



1. Техническое задание

ЖК "Пятница" расположен в Солнечногорском районе - поселок Брехово между Зеленоградом и Митино.

Дополнительные исходные данные:

Кол-во домов в населенном пункте -29.

Существующее годовое потребление эл. энергии 453 кВт· час/дом.

Расчетный период - 5 лет.

Число часов использования максимума нагрузки - 2,5%.

Отклонение напряжения при 100 % и 25% нагрузке +7,5% и +2,5%.

Таблица 1.1 Электрические нагрузки коммунальных, общественных и производственных, потребителей жилого комплекса «Пятница»

№	Наименование потребителей	Категория	Характеристика	Нагрузка, кВт
				Днев	Вечер
1	Жилой дом 1	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
2	Жилой дом 2	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
3	Жилой дом 3	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
4	Жилой дом 4	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
5	Жилой дом 5	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
6	Жилой дом 6	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17.В секции №5 10 этажей.Секции: 5	365,4	1125
7	Жилой дом 7	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 5	365,4	1125
8	Жилой дом 8	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 5	365,4	1125
9	Жилой дом 9а	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 3	219,24	675
10	Жилой дом 9б	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
11	Жилой дом 9в	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 2	146,16	450
12	Жилой дом 10	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 3	219,24	675
13	Жилой дом 10а	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 3	219,24	675
14	Жилой дом 11	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 17 Секции: 3	219,24	675
15	Жилой дом 12	II	Панельный (П-44Т). Этажность дома: 11, 13 Секции: 2	146,16	450
16	Поликлиника	I	-	20	10
17	Дикси	II	На 18 касс	27	27
18	Детский сад	I	На 150 человек	18	18
19	Мойка	III	-	7	7
20	Школа	II	На 500 человек	30	60
21	Торговый комплекс	II	На 40 касс	60	60
22	Административное здание	II	На 30 рабочих мест	30	16
23	Стоянка 1	III	На 50 автомашин	20	6
24	Стоянка 2	III	На 50 автомашин	20	6
25	Стоянка 3	III	На 50 автомашин	20	6
26	Стоянка 4	III	На 50 автомашин	20	6
27	Стоянка 5	III	На 50 автомашин	20	6
28	Стоянка 6	III	На 50 автомашин	20	6
29	Стоянка 7	III	На 50 автомашин	20	6

Таблица 1.2 Значение дневных и вечерних максимумов нагрузки

№ ТП	6	16	20	21	23	6	16	20	21	23
	Значение максимума нагрузки, кВА
	Дневной максимум	Вечерний максимум
	365,4	20	30	60	20	1125	10	60	60	6

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории:

Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.

Электроприемники II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники III категории - все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току ВЛ. Допускается питание электроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.

При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сут. допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сут.



2. Расчет электрических нагрузок населенного пункта

2.1 Расчет электрических нагрузок населенного пункта производится отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Дневная РДжд и вечерняя РВжд нагрузки жилого сектора слагаются из нагрузок потребителей всех этажей и квартир.

(2.1)

(2.2)

В соответствии с РУМ у потребителей эл. энергии, расчетная реактивная мощность которых превышает 25 кВАр, необходимо предусматривать компенсацию реактивной мощности. В данном проекте такими потребителями являются все потребители, кроме №16, №18, №23, №24, №25,№26, №27, №28, №29.

Таблица 2.1 Нагрузки потребителей до компенсации реактивной мощности

Наименова-ние	Категория	Pдн	Р веч.	cosц дн	cosц веч.	tgц дн.	tgц веч.	Q дн.	Q веч.	S дн.	S веч.
Корпус 1	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 2	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 3	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 4	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 5	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 6	II	365,4	1125	0,9	0,93	0,48,	0,4	175,4	450	406	1209,67
Корпус 7	II	365,4	1125	0,9	0,93	0,48	0,4	175,4	450	406	1209,67
Корпус 8	II	365,4	1125	0,9	0,93	0,48	0,4	175,4	450	406	1209,67
Корпус 9а	II	219,24	675	0,9	0,93	0,48	0,4	105,23	270	243,6	725,8
Корпус 9б	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 9в	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Корпус 10	II	219,24	675	0,9	0,93	0,48	0,4	105,23	270	243,6	725,8
Корпус 10а	II	219,24	675	0,9	0,93	0,48	0,4	105,23	270	243,6	725,8
Корпус 11	II	219,24	675	0,9	0,93	0,48	0,4	105,23	270	243,6	725,8
Корпус 12	II	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87
Поликлиника	I	20	10	0,85	0,9	0,62	0,48	12,4	4,8	23,52	11,11
Дикси	II	27	27	0,85	0,9	0,62	0,48	16,74	12,96	31,76	30
Дет.сад	I	18	18	0,85	0,9	0,62	0,48	11,16	8,64	21,17	20
Мойка	III	7	7	0,85	0,9	0,62	0,48	4,34	3,36	8,23	7,8
Школа	II	30	60	0,85	0,9	0,62	0,48	18,6	28,8	35,3	66,7
Торговый комплекс	II	60	60	0,85	0,9	0,62	0,48	37,2	28,8	70,58	66,67
Административное здание	II	30	16	0,85	0,9	0,62	0,48	18,6	7,68	35,3	17,8
Стоянка 1	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8
Стоянка 2	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8
Стоянка 3	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8
Стоянка 4	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8
Стоянка 5	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8
Стоянка 6	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8
Стоянка 7	III	20	6	0,7	0,75	1,02	0,88	2,04	5,28	28,6	8

Расчетная реактивная мощность компенсации Qк(д,в)i для отдельных потребителей определяется по формуле:

Qк(д,в)i = ксQ(д,в)i (2.1)

где: кс - коэффициент сезонности.

Согласно заданию принимаем кс= 0,7

Мощность конденсаторной установки выбирается из условия

Qк(д,в)iQкуi (2.2)

Принимаем конденсаторные установки:

Таблица 2.2 Нагрузки потребителей для выбора компенсации реактивной мощности и выбора ТП полной мощности

Наименование	Категория	Qк дн.	Qк веч.	Sнт дн.	Sнт веч.
Корпус 1	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 2	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 3	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 4	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 5	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 6	II	122,78	315	507,5	1512,08
Корпус 7	II	122,78	315	507,5	1512,08
Корпус 8	II	122,78	315	507,5	1512,08
Корпус 9а	II	73,66	189	304,5	907,25
Корпус 9б	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 9в	II	49,1	126	203	604,83
Корпус 10	II	73,66	189	304,5	907,25
Корпус 10а	II	73,66	189	304,5	907,25
Корпус 11	II	73,66	189	304,5	907,25
Корпус 12	II	49,1	126	203	604,83
Поликлиника	I	8,68	3,36	33,6	15,87
Дикси	II	11,72	9,07	39,7	37,5
Дет.сад	I	7,81	6,04	30,24	28,57
Мойка	III	3,03	2,35	9,14	8,67
Школа	II	13,02	20,16	44,12	83,37
Торговый комплекс	II	26,04	20,16	88,22	83,33
Административное здание	II	13,02	5,37	44,12	22,25
Стоянка 1	III	1,42	3,7	31,77	8,89
Стоянка 2	III	1,42	3,7	31,77	8,89
Стоянка 3	III	1,42	3,7	31,77	8,89
Стоянка 4	III	1,42	3,7	31,77	8,89
Стоянка 5	III	1,42	3,7	31,77	8,89
Стоянка 6	III	1,42	3,7	31,77	8,89
Стоянка 7	III	1,42	3,7	31,77	8,89
общее		1149,04	2801,41	4876,03	13345,67

Электрофицируемый район находится в России городе Солнечногорск.

Климат Солнечногорска умеренно - континентальный - сильные морозы и палящий зной здесь довольно редки, но отклонения от нормы бывают часто. На климат города оказывает влияние географическое положение (в зоне умеренного климата равнины - что позволяет свободно распространяться волнам тепла и холода, отсутствие крупных водоёмов, что способствует довольно большим колебаниям температуры), циркуляция атмосферы, влияние Гольфстрима, вызванное атлантическими и средиземноморскими циклонами, обеспечивающими относительно высокую температуру в зимний период по сравнению с другими населёнными пунктами, расположенными восточнее на той же широте (Казань, Омск, Новосибирск, и др.) и высокий уровень атмосферных осадков.

Среднегодовая температура - +5,4Сє (в 2007 и 2008 годах превышала +7Сє)

Среднегодовая скорость ветра - 2,3м/с

Среднегодовая влажность воздуха - 76%

Среднегодовое количество часов солнечного сияния - 1731 час, в 2007 году - более 2000 часов.

Таблица 2.4 карта районирования территории РФ по климатическим параметрам электроснабжения

Карта районирования территории РФ по ветровому давлению	Карта районирования территории РФ по толщине стенки гололеда	Карта районирования территории РФ по среднегодовой продолжительности гроз в часах	Карта районирования территории РФ по пляске проводов
500 Па	15 мм	От 60 до 80 часов с грозой	Районы с частой и интенсивной пляской проводов



3. Определение координат трансформаторной подстанции

Координаты центров нагрузок населенного пункта определяются отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки из выражения:

(3.1), (3.2)

где х, y - абсцисса и ордината ввода i - того потребителя по координатной сетке.

Таблица 3.1 Координаты потребителей трансформаторной подстанции

Наименование	Pдн.	Р веч.	Х	Рдн. Х	Р веч. Х	Y	Рдн.·Y	Р веч.·Y
Корпус 1	146,16	450	0,65	95	292,5	1,05	153,47	472,5
Корпус 2	146,16	450	0,75	109,62	337,5	0,95	138,85	427,5
Корпус 3	146,16	450	0,85	124,236	382,5	0,85	124,236	382,5
Корпус 4	146,16	450	0,95	138,85	427,5	0,75	109,62	337,5
Корпус 5	146,16	450	0,105	153,47	472,5	0,65	95	292,5
Корпус 6	365,4	1125	0,25	91,35	281,25	0,25	91,35	281,25
Корпус 7	365,4	1125	0,45	164,43	506,25	1	365,4	1125
Корпус 8	365,4	1125	0,65	237,51	731,25	0,9	328,86	1012,5
Корпус 9а	219,24	675	0,8	175,39	540	0,65	142,51	438,75
Корпус 9б	146,16	450	0,7	102,31	315	0,55	80,388	247,5
Корпус 9в	146,16	450	0,8	116,93	360	0,75	109,62	337,5
Корпус 10	219,24	675	0,5	109,62	337,5	0,35	76,734	236,25
Корпус 10а	219,24	675	0,6	131,544	405	0,35	76,734	236,25
Корпус 11	219,24	675	0,105	230,2	708,75	0,5	109,62	337,5
Корпус 12	146,16	450	0,2	29,23	90	0,4	58,46	180
Поликлиника	20	10	0,05	1	0,5	0,2	4	2
Дикси	27	27	0,15	4,05	4,05	0,1	2,7	2,7
Дет.сад	18	18	0,6	10,8	10,8	0,65	11,7	11,7
Мойка	7	7	0,4	2,8	2,8	0,7	4,9	4,9
Школа	30	60	0,15	4,5	9	0,9	27	54
Торговый комплекс	60	60	0,25	15	15	0,6	36	36
Административное здание	30	16	0,3	9	4,8	0,5	15	8
Стоянка	20	6	0,55	11	3,3	0,75	15	4,5
Стоянка	20	6	0,45	9	2,7	0,6	12	3,6
Стоянка	20	6	0,4	8	2,4	0,25	5	1,5
Стоянка	20	6	0,5	10	3	0,15	3	0,9
Стоянка	20	6	0,75	15	4,5	0,2	4	1,2
Стоянка	20	6	0,9	18	5,4	0,3	6	1,8
Стоянка	20	6	0,105	21	6,3	0,4	8	2,4
Xд=	6,83	Xв=	6,47	Xтп=	6,6
Yд=	7,05	Yв=	6,69	Yтп=	7

Координаты ТП расположены (6,6;7) определяют центр нагрузок жилого комплекса, в котором будет расположена ТП (ТД-16000/35 У1).



4. Разработка схем электрических сетей 0,35 кВ и 10 кВ

В качестве электрических распределительных 0,38 кВ и питающих 10 кВ сетей используются воздушные линии (ВЛ). Конфигурация ВЛ разрабатывается в соответствии с планом населенного пункта и района электроснабжения на принципах кратчайшей сети и равномерности нагрузки по линиям.

Количество отходящих от ТП линий - 4 (согласно заданию).

Схема распределительной сети 0,38 кВ приведена на рис. 1.

Рис.1 Схема распределительной сети 0,38 кВ (шаг масштабной сетки 50 м.)

Схема распределительной сети 10 кВ приведена на рис. 2.

Рис.2 Схема распределительной сети 10 кВ (шаг масштабной сетки 250 м.)



5. Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ

Определение суммарных электрических нагрузок по линиям 0,38 кВ производится отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки, начиная с наиболее удаленного от ТП участка.

В случае если значение нагрузок потребителей отличается менее чем в 4 раза - расчет производится по формуле:

(5.1)

где: к0 - коэффициент одновременности

В противном случае суммирование нагрузок производится путем добавок к большей слагаемой нагрузке:

(5.2)

где: Р(д,в)макс - наибольшая из дневных или вечерних активных нагрузок на вводе потребителя расчетного участка, кВт;

Р(д,в) - добавки (приложение 11)

Средневзвешенные коэффициенты мощности и реактивной мощности расчетного участка, для дневного и вечернего максимумов нагрузки, определяются из выражения:

(5.3)

(5.4)

где: Cos(д,в)i , tg(д,в)i - соответственно коэффициенты мощности и реактивной мощности потребителей расчетного участка

Результаты расчетов электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ заносятся в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Нагрузки участков линий 0,38 кВ

№ линии участка	Pдн. уч., кВт	Pвеч. уч.,кВт	cosц дн.	cosц веч.	tgц дн	tgцвеч.	Q дн. уч. кВар	Q веч. уч. кВар	Sдн. уч. кВ·А	Sвеч. уч. кВ·А
Линия 1
20-21	45	45	0,85	0,9	0,62	0,48	27,90	21,6	52,94	50
21-19	101	101	0,85	0,9	0,62	0,48	62,62	48,48	118,82	112,22
19-23	14	4,9	0,74	0,83	0,92	0,66	12,88	3,23	18,92	5,9
24-19	14	4,2	0,70	0,75	0,99	0,88	14,28	3,7	20	5,6
24-18	14	12,6	0,77	0,86	0,83	0,58	11,62	7,31	18,18	14,65
18-ТП	18	18	0,85	0,9	0,62	0,48	11,16	8,64	21,17	20
Линия 2
25-6	648,4	2060	0,89	0,93	0,51	0,4	330,68	824	728,54	2215,05
17-6	648,4	2060	0,90	0,93	0,49	0,4	317,72	259,36	720,44	2215,05
16-6	648,4	2060	0,90	0,93	0,49	0,4	317,72	824	720,44	2215,05
6-15	648,4	2060	0,9	0,93	0,48	0,4	311,23	824	720,44	2215,05
15-22	256,16	807	0,89	0,93	0,5	0,4	128,08	322,8	287,82	867,74
22-12	389,24	1227	0,89	0,93	0,5	0,4	194,62	490,8	437,35	1319,35
12-ТП	219,24	675	0,9	0,93	0,48	0,4	105,23	270	243,6	725,8
Линия 3
14-29	389,24	1227	0,88	0,93	0,53	0,4	206,30	155,7	442,32	1319,35
29-28	14	4,2	0,7	0,75	0,99	0,88	14,28	3,7	20	5,6
28-27	14	4,2	0,7	0,75	0,99	0,88	14,28	3,7	20	5,6
27-13	389,24	1227	0,88	0,93	0,53	0,4	206,30	490,8	442,32	1319,35
26-13	389,24	1227	0,88	0,93	0,53	0,4	206,30	490,8	442,32	1319,35
13-ТП	219,24	675	0,9	0,93	0,48	0,4	105,23	270	243,6	725
Линия 4
7-1	648,4	2060	0,9	0,93	0,48	0,4	311,23	824	720,44	2215,05
8-1	648,4	2060	0,9	0,93	0,48	0,4	311,23	824	720,44	2215,05
1-2	256,16	807	0,9	0,93	0,48	0,4	122,96	322,8	284,62	867,74
2-3	256,16	807	0,9	0,93	0,48	0,4	122,96	322,8	284,62	867,74
3-4	256,16	807	0,9	0,93	0,48	0,4	122,96	322,8	284,62	867,74
4-9	389,24	1227	0,9	0,93	0,48	0,4	186,84	490,8	432,49	1319,35
5-9	256,16	807	0,9	0,93	0,48	0,4	122,96	322,8	284,62	867,74
11-9	256,16	807	0,9	0,93	0,48	0,4	122,96	322,8	284,62	867,74
9-10	256,16	807	0,9	0,93	0,48	0,4	122,96	322,8	284,62	867,74
10-ТП	146,16	450	0,9	0,93	0,48	0,4	70,15	180	162,4	483,87



6. Компенсация реактивной мощности на ТП

Выбираем компенсатор по справочнику

Таблица 6.1 Паспортные данные компенсатора

Тип	Sном, МВА	Uном, кВ	Iном, кА	Реактивное сопротивление,%	?P, кВт	CD2, т.м2	Smax при отстающем токе, Мвар	Частота вращения ротора, 1/мин
				xЅd	x?d	xd	xЅg	xg
КБВ-50-11 (КСВБО-50-11)	50	11	2,62	26	43	220	-	118	800	31	20(33)	750

Примечания:

Реактивные сопротивления обозначены соответственно: хЅd, x'd, xd -

продольные сверхпереходное, переходное и синхронное ;xЅg, xg-поперечное сверхпереходное и синхронное.

GD2 - момент инерции ротора.



7. Выбор силового трансформатора и КТП10/0,4 кВ

Выбираем трансформатор трехфазный с переключением без возбуждения: ПБВ на стороне ВН ±2 x 2,5% с наличием складского резерва

Таблица 7.1 Паспортные данные трансформатора

Марка

Ном. мощность, кВА

Сочетание напряжений, кВ

Потери, кВт

Uкз, %

Iхх, %

Габаритные размеры, м

Масса, т

ВН

НН

Рхх

Ркз

l

b

h

Транс-портная

Актив-ной части

Пол-ная

ТД-16000/35 У1

16000

38,5

6,3; 10,5

21,6

90,0

8,0

0,6

3,69

3,69

4,84

28

15,5

31,8

7.1 Расчет электрических нагрузок в сетях 10 кВ

Суммирование эл. нагрузок в сетях 10 кВ производится по методике изложенной в разделе 5. Результаты расчета сводим в таблицу 6.1.

Таблица 7.1 Нагрузки участков линий 10 кВ

№ линии	Длина участка	Pу д	Pу в	Cos д	Cos в	Sу д	Sу в
Ртп-3	3000	275,25	846,58	0,85	0,89	308,9	910,73
3-4	1800	494	1564,1	0,9	0,93	551,2	1681,86
4-5	900	235,8	727,4	0,82	0,87	268,4	782,38
3-2	2150	336,9	1063,9	0,9	0,93	374,4	1143,98
2-1	2800	34,33	30,95	0,79	0,86	41,67	34,73



7.2. Расчет сети 0,38 кВ

Электрический расчет сети 0,38 кВ производится по методу наименьших затрат с последующей проверкой по потере напряжения.

Марки и площадь сечения проводов по наименьшим приведенным затратам выбираются по таблицам интервалов экономических нагрузок. Основой выбора является расчетная эквивалентная мощность по участкам сети, которая определяется по дневному или по вечернему максимуму,

Sэ уч д = кд Sд уч (7.1)

Sэ уч в = кд Sв уч (7.2)

где: кд - коэффициент динамики роста нагрузок.

Sд уч, Sв уч - соответственно полная мощность дневного и вечернего максимума, кВА.

Провод выбирается по наибольшему значению.

Данные расчетов сводятся в таблицу 7.1.

Sэ=Smax(д или в) x 1.429

I=Sэ/1.73xU

?Uуч=Sэ/(Ixcosmax)

Таблица 7.1 Выбор проводов по участкам линий 0,38 кВ

№ линии	мощность	сosц дн.	сosц веч.	Sэ кВ·А	длина уч-ка, м	марка и сечение провода	Потеря напряжения, %
	Sд кВар	Sв кВар						по уч-кам	от начала
Линия 1
20-21	52,9	50	0,85	0,9	75,651	320	А 35	0,77	1,55
21-19	119	112,2	0,85	0,9	169,79	180	А 50	0,77	1,55
19-23	18,9	5,9	0,74	0,83	27,037	160	А 10	0,89	1,78
24-19	20	5,6	0,7	0,75	28,58	110	А 10	0,94	1,88
24-18	18,2	14,65	0,77	0,86	25,979	160	А 10	0,85	1,71
18-ТП	21,2	20	0,85	0,9	30,252	180	А 10	0,77	1,55
Линия 2
25-6	729	2215	0,89	0,93	3165,3	150	А 50	0,71	1,41
17-6	720	2215	0,9	0,93	3165,3	180	А 50	0,71	1,41
16-6	720	2215	0,9	0,93	3165,3	210	А 50	0,71	1,41
6-15	720	2215	0,9	0,93	3165,3	160	А 50	0,71	1,41
15-22	288	867,7	0,89	0,93	1240	140	А 50	0,71	1,41
22-12	437	1319	0,89	0,93	1885,4	250	А 50	0,71	1,41
12-ТП	244	725,8	0,9	0,93	1037,2	180	А 50	0,71	1,41
Линия 3
14-29	442	1319	0,88	0,93	1885,4	100	А 50	0,71	1,41
29-28	20	5,6	0,7	0,75	28,58	180	А 10	0,94	1,88
28-27	20	5,6	0,7	0,75	28,58	180	А 10	0,94	1,88
27-13	442	1319	0,88	0,93	1885,4	210	А 50	0,71	1,41
26-13	442	1319	0,88	0,93	1885,4	230	А 50	0,71	1,41
13-ТП	244	725	0,9	0,93	1036	150	А 50	0,71	1,41
Линия 4
7-1	720	2215	0,9	0,93	3165,3	210	А 50	0,71	1,41
8-1	720	2215	0,9	0,93	3165,3	150	А 50	0,71	1,41
1-2	285	867,7	0,9	0,93	1240	140	А 50	0,71	1,41
2-3	285	867,7	0,9	0,93	1240	140	А 50	0,71	1,41
3-4	285	867,7	0,9	0,93	1240	140	А 50	0,71	1,41
4-9	432	1319	0,9	0,93	1885,4	180	А 50	0,71	1,41
5-9	285	867,7	0,9	0,93	1240	250	А 50	0,71	1,41
11-9	285	867,7	0,9	0,93	1240	100	А 50	0,71	1,41
9-10	285	867,7	0,9	0,93	1240	140	А 50	0,71	1,41
10-ТП	162	483,9	0,9	0,93	691,45	110	А 50	0,71	1,41

Потеря напряжения по участкам линий определяется по формуле:

(7.3)

где: Uуд - удельная потеря напряжения, %/кВА км;

l-уч - длина участка, км.

Удельная потеря напряжения зависит от сечения провода и коэффициента мощности, она определяется графически по приложению 23, 22.



8. Расчет сети 10 кВ

Выбор проводов воздушных линий ВЛ 10 кВ производится аналогично выбору проводов ВЛ 0,38 кВ.

Результаты выбора сводим в таблицу 8.1

Таблица 8.1 Выбор проводов ВЛ 10 кВ

№ линии	мощность	Cos дн.	Cos веч.	Sэ кВА	длина уч-ка, м	марка и сечение провода	Потеря напряжения, %
	Sд кВар	Sв кВар						по уч-кам	от начала
РТП-3	308,9	910,73	0,85	0,89	1301,43	3000,00	А 16	19,43	38,86
3-4	551,20	1681,86	0,90	0,93	2403,37	1800,00	А 50	18,60	37,20
4-5	268,40	782,38	0,82	0,87	1118,02	900,00	А 10	19,89	39,77
3-2	374,40	1143,98	0,90	0,93	1634,74	2150,00	А 25	18,60	37,20
2-1	41,67	34,73	0,79	0,86	59,54	2800,00	А 2,5	20,12	40,23



9. Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания производится с целью проверки защитной аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, а так же чувствительность и селективность действия. Расчет токов КЗ производится в именованных единицах. Для расчета токов КЗ составим эквивалентную однолинейную схему:

Рис. 9.1. Эквивалентная однолинейная схема

Рис. 9.2. Схема замещения

Z1 - Сопротивление питающей сети.

Z2 , Z8 - Сопротивление участков ВЛ 10 кВ.

Z3 - Сопротивление трансформатора ТП 10/0,4 кВ току КЗ.

Z4 - Z7 - Сопротивление отходящих линий 0,38 кВ.

Приведенное сопротивление питающей сети определяется по формуле:

(9.1)

где: Uб - базисное напряжение, принимается 400 В;

Sкз - мощность КЗ на шинах РТП 35/10 кВ, ВА

Zс = 4002 / 16 106 = 0,01 Ом

Для линий 10 кВ приведенные сопротивления определяют по формулам:

Rлi = 1,45 10-3 Rу (0,588) lу (9.2)

Хлi = 1,45 10-3 Ху (0,4) lу (9.3)

где: Rу и Ху - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 10 кВ, Ом/км.

Сопротивление ВЛ 10 кВ:

R3-4 = 1,45 10-3 0,588 1,8 = 1,53 10-3

X3-4 = 1,45 10-3 0,4 1,8 = 1,04 10-3

Z3-4 = vR3-42 + X3-42 = 1,85 10-3

R5-4 = 1,45 10-3 0,588 0,9 = 7,67 10-4

X5-4 = 1,45 10-3 0,4 0,9= 5,22 10-4

Z5-4 = vR3-42 + X3-42 = 9,27 10-4

R3-2 = 1,45 10-3 0,588 2,15 = 1,83 10-3

X3-2 = 1,45 10-3 0,4 2,15 = 1,24 10-3

Z3-2 = vR3-42 + X3-42 = 2,21 10-3

R2-1 = 1,45 10-3 0,588 2,8 = 2,38 10-3

X2-1 = 1,45 10-3 0,4 2,8 = 1,62 10-3

Z2-1 = vR3-42 + X3-42 = 2,87 10-3

RРТП-3= 1,45 10-3 0,588 3 = 2,55 10-3

X РТП-3 = 1,45 10-3 0,4 3 = 1,74 10-3

Z РТП-3 = vR3-42 + X3-42 = 3,08 10-3

Сопротивление линий 0,38 кВ определяются по формулам:

Rлi = Rу lу (9.4)

Хлi = Ху lу (9.5)

где: Rу и Ху - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 0,38 кВ, Ом/км.

Линия 1

R20-21 = 0,85 0,85 = 0,27 Ом

R21-19 = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

R19-23 = 0,85 0,16 = 0,13 Ом

R24-19 = 0,85 0,11 = 0,09 Ом

R24-18 = 0,85 0,16 = 0,13 Ом

R18-ТП = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

RЛ1 = R20-ТП= 0,95 Ом

ХЛ1 = 0,3 0,95 = 0,27 Ом

Z Л1 = vRЛ12 + XЛ12 = 0,98 Ом

Линия 2



R25-6 = 0,85 0,15 = 0,27 Ом

R17-6 = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

R16-6 = 0,85 0,21 = 0,13 Ом

R6-15 = 0,85 0,16 = 0,13 Ом

R15-22 = 0,85 0,14 = 0,09 Ом

R22-12 = 0,85 0,25 = 0,13 Ом

R12-ТП = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

RЛ2 = R25-ТП= 1,04 Ом

ХЛ2 = 0,3 1,04 = 0,31 Ом

Z Л2 = vRЛ22 + XЛ22 = 1,08 Ом

Линия 3

R14-29 = 0,85 0,1 = 0,08 Ом

R29-28 = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

R28-27 = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

R27-13 = 0,85 0,21 = 0,17 Ом

R26-13 = 0,85 0,23 = 0,19 Ом

R13-ТП = 0,85 0,15 = 0,12 Ом

RЛ3 = R14-ТП= 0,86 Ом

ХЛ3 = 0,3 0,86 = 0,25 Ом

Z Л3 = vRЛ32 + XЛ32 = 0,89 Ом

Линия 4

R7-1 = 0,85 0,21 = 0,17 Ом

R8-1 = 0,85 0,15 = 0,12 Ом

R1-2 = 0,85 0,14 = 0,11 Ом

R2-3 = 0,85 0,14 = 0,11 Ом

R3-4 = 0,85 0,14 = 0,11 Ом

R4-9 = 0,85 0,18 = 0,15 Ом

R5-9 = 0,85 0,25 = 0,21 Ом

R11-9 = 0,85 0,1 = 0,08 Ом

R9-10 = 0,85 0,14 = 0,11 Ом

R10-ТП = 0,85 0,11 = 0,09 Ом

RЛ4 = R7-ТП= 1,26 Ом

ХЛ4 = 0,3 1,26 = 0,37 Ом

Z Л4 = vRЛ42 + XЛ42 = 1,31 Ом

Ток трехфазного КЗ на элементах сети 10 кВ определяется по формуле:

(9.6)

где: Z суммарное сопротивление ВЛ от РТП до точки КЗ

Iкз3 = 296,49

Ток трехфазного КЗ на элементах сети 0,38 кВ определяется по формуле:

(9.7)

Ток двухфазного КЗ определяется по формуле:

IКЗ(2) = 7782,9 IКЗ(3) (9.8)

Ток однофазного КЗ определяется по формуле:

(9.9)

IКЗ(1) = 1,10

где: ZТР(1) / 3 - приведенное сопротивление трансформатора току однофазного КЗ, Ом;

ZФ-0 - сопротивление петли фаза - нуль, Ом.



10. Выбор защитной аппаратуры

10.1 Выбор аппаратуры ТП 10/0,4 кВ

Выбор аппаратуры ТП осуществляется по следующим параметрам:

По напряжению: Uн.а. Uсети

По току: Iн.а. Iр

где: Iр - расчетный ток сети.

Расчетный ток сети определяется по формуле:

(10.1)

где: Sр - расчетная мощность линии, ВА.

Аппараты защиты определяются на автоматическое срабатывание по формулам:

Для предохранителей: Iкз(1) Iпл вст

где: Iпл вст - ток плавкой вставки предохранителя, А.

Для автоматов Iкз(1) кр Iэмр

где: кр - коэффициент разброса тока срабатывания электромагнитного расцепителя;

Iэмр - ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А.

Расчетные токи элементов сети представим в виде таблицы.

Таблица 10.1. Расчетные токи элементов сети

№ п/п	Элемент сети	Uн, В	Sр, кВ·А	Iр, А
1	ВЛ 10 кВ	10000	1681,86	100
2	Шина 10 кВ ТП 10/0,4 кВ	10000	400	20
3	Шина 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ	400	400	570
4	Линия 1	400	119	170
5	Линия 2	400	2215	3200
6	Линия 3	400	1319	1900
7	Линия 4	400	2215	3200

10.2 Защита ВЛ 10 кВ

Защита ВЛ 10 кВ выполняется токовыми реле косвенного действия типа РТ - 85.

Ток срабатывания реле:

(10.1)

где: кн - коэффициент надежности;

кз - коэффициент, учитывающий самозапуск электродвигателей;

ксх - коэффициент схемы;

кВ - коэффициент возврата;

кт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Принимаем: кн = 1,3; кз = 1,1; ксх = 1,0; кВ = 0,85; кт = 15.

Выбираем автоматический выключатель марки А 3716 100-160 А

Iср=11,21

64,85?1,5

Выбираем для линии ВЛ 10 кВ реле типа РТ - 85 с током у ставки 8 А

Iвст?1,25*Ip

Iвст?25



10.3 Защита трансформатора 10/0,4 кВ

Выбираем защиту трансформатора со стороны 10 кВ. Подберем значения плавкой вставки по номинальным параметрам расчетного тока и расчетному току короткого замыкания.

Плавкая вставка высоковольтного предохранителя с номинальным током 36,4 А тип предохранителя ПН-2

10.4. Защита ВЛ 10 кВ

Линия 1

Iр = 170 А выбираем автоматический выключатель А3792 250-630 А

Линия 2

Iр = 3200 А выбираем автоматический выключатель Э25С с электроприводом на 4000А

Линия 3

Iр = 1900 А выбираем автоматический выключатель Э25В с электроприводом на 2500А

Линия 4

Iр = 3200 А выбираем автоматический выключатель Э25С с электроприводом на 4000А

Заключение

Электроэнергетика - важнейшая часть жизнедеятельности человека. Уровень ее развития отражает уровень развития производительных сил общества и возможности научно-технического прогресса.
В настоящее время без электрической энергии наша жизнь немыслима.

Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность и сельское хозяйство, науку и космос.

Столь широкое распространение объясняется ее специфическими свойствами:

возможности превращаться практически во все другие виды энергии (тепловую, механическую, звуковую, световую и т.п.)

способности относительно просто передаваться на значительные расстояния в больших количествах;

огромным скоростям протекания электромагнитных процессов;

способности к дроблению энергии и образование ее параметров (изменение напряжения, частоты).

В зависимости от стадии преобразования различают следующие виды энергии: 

* первичная - энергетические ресурсы, извлекаемые из окружающей среды; 

* подведенная - энергоносители, получаемые потребителями: разные виды жидкого, твердого и газообразного топлива, электроэнергия, пар и горячая вода, разные носители механической энергии и др.; 

* конечная - форма энергии, непосредственно применяемая в производственных, транспортных или бытовых процессах потребителей. 

Назначение энергетического хозяйства предприятия -- надежное и бесперебойное Удовлетворение в полном объеме потребностей производственных подразделений предприятия в энергии необходимых параметров с минимальными затратами.

Основными задачами энергетического хозяйства в общем являются:

1) бесперебойное обеспечение предприятия, его подразделений и рабочих мест всеми видами энергии с соблюдением установленных для нее параметров - напряжения, давления, температуры и др.;

2) рациональное использование энергетического оборудования, его ремонт и обслуживание;

3) эффективное использование и экономное расходование в процессе производства всех видов энергии.

Планирование и анализ энергоснабжения. Необходимым условием правильного планирования энергоснабжения является составление топливно-энергетического баланса, определяющего потребность предприятия в энергоресурсах и источники ее покрытия. Разработка энергетических балансов является основным методом планирования энергоснабжения и анализа использования энергоресурсов. Энергетические балансы устанавливают необходимые размеры потребления, производства и получения различных видов энергоресурсов.



Библиография

Схемы и подстанции электроснабжения.- Г.Н. Ополева, 2008.

Справочник инженера по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электрических станций и сетей.- А.Н. Назарычев, Д.А. Андреев, А.И. Таджибаев, 2006.

Практическое пособие по электрическим сетям и электрооборудованию Кужеков С.Л., 2007.

Правила устройства электроустановок - 7е изд. 2011.

Размещено на http://www.allbest.ru