Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание:

Введение (краткая характеристика хозяйственной деятельности и цель курсового проекта)

1. Расчет электрических нагрузок объекта электрификации

2. Определение нагрузки на участках питающей линии (10 кВ), выбор сечения проводов по экономическим интервалам нагрузок; определение потери напряжения

3. Составление таблицы отклонений и потерь напряжения в элементах электрической сети от питающей подстанции до ввода к потребителям и клемм электроприемников. Определение допустимой потери напряжения в линии 0,38 кВ

4. Определение числа ТП 10/0,38 кВ и числа трансформаторов на ТП с учетом надежности электроснабжения потребителей 1-й категории. Определение места установки ТП, ее типа и схемы соединения обмоток трансформаторов

5. Составление расчетной схемы ВЛ 0,38 кВ, выбор сечения проводов по экономическим интервалам нагрузок с проверкой на допустимую потерю напряжения в ВЛ 0,38 кВ

6. Определение схемы электроснабжения, мощности и конструктивного исполнения ТП 10/0,38 кВ, ее техническая характеристика

7. Проверка линии 0,38 кВ на запуск электродвигателя

8. Определение мощности конденсаторной батареи для компенсации cos

9. Расчет потерь мощности и энергии в сети 0,38 кВ

10. Расчет токов короткого замыкания на линии 0,38 кВ и шинах 0,38 и 10 кВ ТП 10/0,38 кВ

11. Выбор аппаратуры коммутации и защиты на ТП и проверка на стойкость аппарата, имеющего минимальный ток

12. Защита ВЛ 0,38 кВ и ВЛ 10 кВ от короткого замыкания: определение токов срабатывания, выбор уставок расцепителей автоматов, плавких вставок предохранителей, реле защиты ЗТИ-0,4, если она необходима для обеспечения требуемой ПУЭ чувствительности. Определение тех же параметров для релейной защиты ВЛ 10 кВ и трансформатора ТП

13. Защита оборудования, людей и животных от атмосферных перенапряжений

14. Разработка мероприятий по электробезопасности: расчет заземлителя нейтрали трансформатора, повторного заземления на линиях 0,38 кВ

15. Защита от волн атмосферных перенапряжений, проникающих в помещения по проводам

16. Технико-экономические показатели: определение капитальных вложений и годовых издержек на эксплуатацию ВЛ 0,38 кВ и ТП; расчет себестоимости 1 кВ установленной мощности и передачи 1 кВтч электроэнергии по сети 0,38 кВ (ТП 10/0,38 кВ и ВЛ 0,38 кВ)



Введение

Электрификация, т.е. производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях н/х и быта - один из важнейших факторов технического прогресса.

На базе электрификации стала развиваться промышленность, электроэнергия стала проникать в с/х и транспорт. Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных подстанций, объединённых между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями электропередач большого радиуса вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции у дешевых источников энергии.

В основном задача перевода с/х на централизованное электроснабжение решена. Все совхозы и колхозы пользуются эл. энергией, все жилые дома в сельских НП имеют электрический ввод. Самый важный показатель системы электроснабжения - надежность подачи эл. энергии, в связи с ростом электрификации с.х. производства, особенно с созданием в с.х. животноводческих комплексов промышленного типа. Всякое отключение - плавное и особенно неожиданное, аварийное наносит огромный ущерб потребителю и самой электрической системе. Поэтому необходимо применять эффективные, целесообразные меры по обеспечению оптимальной надежности электроснабжения с.х. потребителей.

1. Расчет электрических нагрузок

1.1 Нагрузка на вводе любого i-того потребителя или на шинах 0,38 кВ трансформаторного пункта ТП определяется для двух режимов работы: дневного S_Дi = K_Д S_Mi и вечернего.

1.2 При числе электроприемников 2 и более, вследствие неодновременности их включения, расчетная нагрузка на вводе потребителя, на участке линии 0,38…110 кВ и на шинах ТП определяется отдельно для дневного и вечернего максимумов активной Р и реактивной Q нагрузок:

; ,

где К_О - коэффициент одновременности - отношение совмещенной максимальной нагрузки к сумме максимумов нагрузок отдельных потребителей или их групп.

Зная существующее потребление электроэнергии W_Т=710 кВтч, нагрузка на вводе в дом находим по табл. 3.1 на 12-й год /1/, она является вечерней активной нагрузкой, в табл. 3.2 находим Q_В, P_Д, Q_Д. Из приложения п1 находим нагрузку остальных потребителей, записываем в форме таблицы и производим необходимые расчеты.

Значение Р_i находят по таблицам, а также по формуле

P_i = K_S P_i

где Р_i-- значение уменьшаемой нагрузки;

К_S-- коэффициент уменьшения нагрузки.

Нагрузки объектов электрификации

Шифр	Наименование потребителя	Количество	Нагрузка на вводе потребителя
			С учетом КД и КВ	С учетом К0 и Р
			РД, кВт	QД, квар	РВ, кВт	QВ, квар	РД, кВт	QД, квар	РВ, кВт	QВ, квар
1. Бытовая нагрузка
	Жилые дома	170	148,24	66,096	413,1	133,348	31,427	14,012	87,577	28,27
Итого по п.1	31,427	14,012	87,577	28,27
2. Общественно-коммунальная нагрузка
503	Школа общеобразовательная с мастерской на 190 учащихся	1	14	7	20	10	8,582	4,2	20	10
511	Мастерская при сельской школе	1	7	5	2	0	4,2	3	1,2	0
513	Детские ясли сад на 50 мест	1	9	5	6	0	5,4	3	3,6	0
540	Столовая с электронагревательным оборудованием на 50 мест	1	20	10	10	4	20	10	6	2,4
551	Магазин на 4 рабочих места, продовольственный	1	10	5	10	5	6	3	6	3
556	Комбинат бытового обслуживания	1	3	2	1	0	1,8	1,2	0,6	0
559	Баня на 5 мест	1	3	2	3	2	1,8	1,2	1,8	1,2
562	Прачечная производительностью 0,125 т/см	1	10	6	10	6	6	3,6	6	3,6
Итого по п.2	53,782	29,2	45,2	20,2
3. Производственная нагрузка
339	Кузница	1	5	0	1	0	3	0	0,6	0
384	Котельная с 2-мя котлами «Универсал-6»	1	15	10	15	10	15	10	15	10
348	Мельница вальцовая производительностью 6 т/сутки (10 кВт)	1	15	10	1	0	9,225	6	0,6	0
Итого по п.3	27,225	16	16,2	10
Всего по населенному пункту	112,434	59,212	127,824	58,47
4. МТФ
20	Репродукторная свиноферма на 200 маток	1	65	55	35	23	65	55	35	23
145	Свинарник-откормочник на 1000-2000 голов	1	6	5	9	9	3,6	3	5,4	5,4
Итого по МТФ	67,16	56,8	38,24	28,24
Итого по объекту без ?Р	179,594	116,012	166,064	86,71

Из таблицы видно, что в НП вечерняя нагрузка больше дневной. Ее полная мощность равна .

С учетом Р по формуле (3)

Р_В = Р_I + Р_II + P_III;

Р_В = 87,5772 + 45,2 + 16,2 = 127,8242 кВт;

Q_В = 61,8792 квар;

S_В = кВА.

Если вечерняя нагрузка больше дневной, нужно прибавить нагрузку уличного освещения:



.

где Р₀- удельная мощность, принимаем 8 Вт/м для светильников РКУ-250;

УL_i- длина улиц под освещение, м.

Р_осв. = 8•8000 = 64 кВт

кВА

С учетом потери мощности в линиях и трансформаторе S=6 %;

S_B = 1,06 201,5578 =213,6512 кВА.

Нагрузка МТФ: вечерняя

S_B = кВА;

дневная

S_ДкВА.

Предварительно выбираем мощность трансформатора S=250 кВА. Хотя дневная нагрузка больше вечерней, но из табл. 3.5 видно, что наибольшая нагрузка-вечерняя.

кВА.



Коэффициент мощности

cos _В

Для составления таблицы отклонения и потерь напряжения с целью определения потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ, необходимо рассчитать потери в ВЛ 10 кВ. С этой целью выполняем электрический расчет линии 10 кВ.

2. Определение нагрузки питающей линии 10 кВ и ее электрический расчет

Рассмотрим линию с нагрузкой заданного объекта S_В=S₂ на конце линии. Вся нагрузка ответвления приведена к точке 1 как расчетная максимальная-- S₁ (рис. 2.1).

4₂ 5 ₄

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

0 S₀₁ 1 S₁₂ 2 3 _{1 3 5} S₁; cos ₁ S_2; cos ₂S_3; cos ₃

Рис.2.1 Схема ВЛ 10 кВ

Активная и реактивная нагрузка на участке 0-1

Р₀₁ = Р₁ + Р₂ + Р₃ и Q₀₁ = Q₁ + Q₂+Q₃

Полная нагрузка:



Сечения и марки проводов на участках линии выбираются по экономическим интервалам эквивалентной нагрузки S_Э, которая соответствует минимальным приведенным за расчетный срок затратам. Эта нагрузка меньше расчетной-- S_P = S₀₁

S_Э=К_ДS_P

где К_Д- коэффициент динамики роста нагрузки. Для приближенных расчетов можно принять К_Д=0,7.

Затраты на ВЛ зависят от конструкции и материала опор, марок и сечения проводов, а также района климатических условий (РКУ): толщины стенки гололеда и скоростного напора ветра.

После выбора марок и сечения проводов рассчитываются потери напряжения на участках ВЛ 10 кВ по формуле

U_%=U_УД%S_Pii.10^-3

где U_УД%- удельная потеря напряжения, %/кВА, км;

S_Pi и _i- расчетная нагрузка, кВА, и длина участка линии, км.

При выборе проводов и определении потерь напряжения в линиях следует учесть, что наименьшее допустимое сечение для ВЛ 10 кВ при толщине гололеда b=14-20 мм - АС-50. Магистраль ВЛ 10 кВ до ответвления с большой нагрузкой выполняется проводом АС-70.

Максимальная допустимая потеря напряжения в ВЛ 10 кВ-- 10%; ВЛ 0,38 кВ-- 8%; во внутренней электропроводке: в жилых домах одноэтажных-- 1%, в других помещениях-- 2%.

Определим марки, сечения проводов и потери напряжения в ВЛ 10 кВ согласно схеме (рис. 4.1).

Задано:

L₁ = 8 км; L₂ =4 км; L₃=7 км; L₄=5 км; L₅=5 км.

S_1В = 400 кВА; Р_п/Р₀₁=0,6 -- cos ₁ = 0,825 по графику 3.6. (Будзко, Лещинская стр.42)

S_2В = 600 кВА; Р_п/Р₀₂=0,5 -- cos ₂ = 0,85 по графику 3.6. (Будзко, Лещинская стр.42)

РКУ: по гололеду -3, по ветру 3.

Данные расчета нагрузки объекта:

S_3B = 247,085 кВА; cos ₂ = 0,931; Р_3В = 230,0642 кВт; Q_3B = 90,1192

кВАр.

Определяем активную и реактивную составляющие нагрузки S₁(участок 1-4):

Р_1В = S₁ cos ₁= 4000,825 = 291,6 кВт; Q_1В = 211,1 кВАр.

Определяем активную и реактивную составляющие нагрузки S₂(участок 2-5):

Р_2В = S₂ cos ₂= 4600,76 = 330 кВт; Q_2В = 226,0531 кВАр.

Нагрузка участка 2-3 ВЛ 10 кВ;

Нагрузка на этом участке равна нагрузке поселка, т.е.

S_2-3В = S_3В = 247,085 кВА; cos ₂ = 0,931; Р_2-3В = 230,0642 кВт; Q_2-3В =

90,1192 кВАр.

Нагрузка участка 1-2 ВЛ 10 кВ;

С учётом К₀=0,9 - коэффициент одновремённости для 2-х ТП.

Р_1-2В = К₀(Р_2В+Р_2-3В)=0,9(510 + 230,0642)=631,6418 кВт;

Q_1-2В = К₀(Q_2В+Q_2-3В)=0,9(316,0696+ 90,1192) = 340,1539 кВАр.

S_1-2В = кВА

Найдём эквивалентную мощность на всех участках:

S_экв.= S_рК_д

К_д - коэффициент динамики роста нагрузки.

S_0-1ЭКВ. = 1060,02230,7 = 742,0156 кВА и т.д.

Для выбора марки и сечения проводов найдем потери напряжения на участках.

U_УЧ% = S_{i i} U_УД% 10^-3

U_{УЧ 0-1}% = 1060,022380,43110^-3 = 3,655 % и т.д.

Принимаем тип опор -- железобетонные. Выбор сечения провода по экономическим интервалам нагрузок, потери напряжения на участках ВЛ 10 кВ и общая потеря от ТП представлены в табл. 2.1



2.1 Потеря напряжения в линиях 10 кВ

№ расчетного участка	Нагрузка на участке SP, кВА	Коэффициент КД	Эквивалентная мощность SЭ, кВА	Длина расчетного участка , км	Марка и сечение провода	Потери напряжения, %
						на 1 кВА км UУД	на участке UУЧ	от питающей ПС U
0-1	1060,0223	0,7	742,0156	8	АС-120	0,431	3,65496	3,64596
1-4	400	0,7	280	4	АС-95	0,492	0,7872	4,44216
1-2	762,3765	0,7	533,6636	7	АС-120	0,431	2,30009	595505
2-5	600	0,7	420	5	АС-95	0,4805	1,4415	7,39655
2-3	247,085	0,7	172,9595	5	АС-120	0,4475	0,55285	6,5079

3. Составление таблицы отклонения и потерь напряжения в элементах электрической сети

При составлении таблицы используем заданные значения отклонений напряжения на шинах 10 кВ питающей ПС, полученную выше потерю напряжения в линии 10 кВ, допустимое отклонение напряжения на клеммах токоприемников (согласно ГОСТ 13109-87 +5%), постоянную надбавку напряжения в трансформаторе +5% и ПБВ +2х2,5%. и потерю напряжения во внутренней проводке-- 1…2%.

В соответствующие графы заготовленной таблицы вносятся известные и принятые заранее величины, перечисленные выше и обозначенные жирным шрифтом. Неизвестными являются: надбавка регулятора напряжения трансформатора-- ПБВ и потеря напряжения в линии 0,38 кВ. Наихудшими режимами являются: 100%-ная нагрузка удаленного потребителя и удаленного ТП (УТП) и 25%-ная нагрузка для ближайшего потребителя. Чтобы уменьшить расход металла на ВЛ 0,38 кВ, надо увеличить допустимую в ней потерю напряжения. Для этого принимают ПБВ максимальное-- +5% при 100%-ной нагрузке. При этом на шинах 0,38 кВ напряжение не должно превышать +5%.



3.1 Отклонения и потеря напряжения в электрической сети, %

Звено электрической цепи	Величина	УТП	БТП
		Нагрузка, %
		100	25	100	25
Шины 10 кВ подстанции 110-35/кВ-- отклонение напряжения	U10	3	-1	3	-1
Потеря напряжения в ВЛ 10 кВ	U10	-6,508	-1,627	-4,442	-1,1105
Трансформатор 10/0,38 кВ, постоянная надбавка	U	+5,0	+5,0	+5,0	+5,0
Регулятор, ПБВ	U	+2,5	+2,5	0	0
Потеря напряжения	U	-4,0	-1,0	-4,0	-1,0
Шины 0,38 кВ - отклонение напряжения	UШ	-0,008	3,873	-0,442	1,8895
Линия 0,38 кВ - потеря напряжения	U	-2,992	0	-2,558	0
Внутренняя проводка - потеря напряжения	U	-2,0	-0,5	-2,0	-0,5
Допустимое отклонение напряжения у электроприемника	UД	-5,0	+5,0	-5,0	+5,0
Фактическое отклонение напряжения	UФ	-5,0	3,022	-5,0	1,234

4. Определение числа ТП и места их расположения

Число ТП приближенно (при равномерной нагрузке по площади НП) можно определить по формуле:

где S_P-- полная расчетная мощность, кВА; F - площадь НП, км². Используя полученные выше данные: S_P=204,73 кВА, U_ДОП%= 3,126 % (из табл. 5.1) и площадь НП F=0,209 км², получим по формуле 2,33. Принимаем N_ТП=3.



5. Составление расчетной схемы сети 0,38 кВ. Выбор сечения проводов с проверкой ВЛ по потере напряжения

Рассмотрим метод расчета

На рисунке изображена расчетная схема, на которой нанесены номера участков, нагрузки и длины участков. Сечения, марки и число проводов наносятся на схему после окончания расчета линий. Нагрузку группы домов или на участке линии, например активную, определяют по формуле

Р_ГР = Р₀ N_Д К_О

где Р₀ - активная нагрузка на вводе в дом;

N_Д - число домов в группе;

К_О - коэффициент одновременности для группы домов,.

Вечерняя активная нагрузка группы из 5 домов К_О = 0,53:

Р_В = 2,4350,53 = 6,4395 кВт.

Аналогично определяют реактивную вечернюю нагрузку:

Q_В = 2,3294 кВАр..

Полная нагрузка

S_В =кВА,

cos = 0,94.

Также определяется и дневная нагрузка. Другие группы считаются аналогично.

Расчетный режим вечерний.

Выбор сечения проводов и определение потерь напряжения в линии 0,38 кВ производится аналогично рассмотренному в п. 2, расчеты сведены в табл. 5.1.

Исходные данные: допустимая потеря напряжения U_ДОП = 2,992 % (из табл. 3.1); гололед 14 мм; коэффициент динамики роста нагрузок К_Д = 0,7.

Согласно рекомендации, приведенных в /10/, число сечений проводов, отходящих от шин ТП, следует принимать не более 3 из-за затруднений монтажа, а минимальное сечение должно быть: при стенке гололеда b = 5 мм-- А-25; b = 10 мм и более-- 35 мм; проводов из сплава алюминия со сталью-- 25 мм² в любом климатическом районе.

6. Определение мощности и конструктивного исполнения ТП 10/0,38 кВ

Для предварительной оценки мощности и конструктивного исполнения ТП 10/0,38 кВ определяем дневную и вечернюю нагрузки на шинах ТП.

Из таблицы 5.1. видно, что вечерняя нагрузка на головном участке ТП-1 линии Л1 составляет Р_В= 17,9091 кВт; Q_В= 6,4782 кВАр; S_В= 19,0448 кВА. Определенная так же дневная нагрузка равна Р_Д= 6,4266 кВт; Q_Д= 2,8655 кВАр; S_Д= 7,0365 кВА.

6.1 Нагрузки линий ТП1

№ ВЛ	Дневная нагрузка	Вечерняя нагрузка
	РД, кВт	QД, квар	SД, кВА	cos Д	РВ, кВт	QВ, квар	SВ, кВА	cos В
Л1	6,4266	2,8655	7,0365	0,913	17,9091	6,4782	19,0448	0,94
Л2	5,9296	2,6438	6,4923	0,913	16,524	5,9772	17,5718	0,94
Л3	26,373	14,236	30,0274	0,88	32,5274	12,7952	35,3781	0,919

Нагрузка на шинах:

Р_В = 32,5274 + 17,9091 0,672 + 16,524 0,625 =54,0839 кВт

Q_В = 20,2685 квар; S_В = 57,7571 кВА; cos _В = 0,936.

Дневная считается анологично

Кроме расчетной нагрузки S_Р = 57,7571 кВА необходимо учесть потери мощности в ВЛ 0,38 кВ-- 6%. С учетом этого полная нагрузка на трансформатор

S_РМ = 57,7571 (1 + 0,06) = 61,223 кВА.

Мощности нагрузки находящейся в интервале 46-75 кВА соответствует трансформатор: S_ТН=40 кВА. Коэффициент перегрузки трансформатора равен:

Принимаем КТП 63 кВ•А на три отходящие ВЛ 0,38 кВ с автоматами для коммутации и защиты линий от к.з. Со стороны 10 кВ для защиты от к.з. устанавливаем предохранители ПКТ с номинальным током плавкой вставки , для коммутации на опоре устанавливаем разъединитель РЛЗН 10/200. Трансформатор ТМ 63/10 имеет Uk = 4,5%, потери в меди ДРк = 1250 Вт, потери в стали ДРс = 260 Вт.

Аналогично определим нагрузку линий ТП2 и ТП3

№ ВЛ	Вечерняя нагрузка
	РВ, кВт	QВ, квар	SВ, кВЧА	cos FВ	Sp
Л1	17,9091	6,47823	19,044772	0,940368
Л2	16,524	5,9772	17,571838	0,940368
Л3	26,1274	12,39522	29,104851	0,897699
ТП2	47,6839	19,868478	51,657635	0,923076	54,757	63
Л1	39,3822	18,38566	43,880012	0,897497
Л2	38,7809	15,410876	41,786347	0,928076
ТП2	64,8519	26,8099852	70,175131	0,924144	74,386	100
МТФ	67,16	56,8	87,95854	0,763542	93,236	100

7. Определение мощности конденсаторной батареи для компенсации cos

Устанавливаем конденсаторную батарею БК на шинах 0,38 кВ трансформатора на СТФ

Определим коэффициент компенсации реактивной мощности:

Мощность БК, которую необходимо установить:

По приложению П.6 [1] выбираем две ботареиУКТ-0,38-20У1 стандартная мощность которой 20 кВАр. Во избежание перекомпенсации при вечерней нагрузке одну БК необходимо отключать.

Нескомпенсированная дневная реактивная нагрузка равна:

кВАр

Полная нагрузка:

кВА

С учётом потерь мощности в линиях (ДP = 6 кВт) будем иметь:



кВА

Выбираем двухтрансформаторную подстанцию с S_TH = 100 кВ. Трансформатор ТМ 100/10 имеет Uk = 4,5%, потери в меди ДРк = 1970 Вт, потери в стали ДРс = 360 Вт.

8. Проверка линий 0,38 кВ на запуск асинхронного электродвигателя АД

Проверим сеть 0,38 кВ на запуск двигателя мельницы,

P_Н = 10 кВт, Р_Д = 12 кВт, Q_Д = 10 кВАр

Каталожные данные двигателя: АИР132М4, Р_Н = 11 кВт; КПД - 88,5%;

cos(ц_н) = 0,85; S_H = 2%; m_п = 1,7; m_м = 2,7; m_min = 1.5; ;

n_c = 1500 мин^-1.

Момент сопротивления мельницы m = 0,5 (из приложения П.7 [1]).

Расчётная схема имеет вид:

Рис.8.1 Схема включения АД

Номинальное число оборотов АД:

мин^-1

1. Определяем пусковое значение cos(_Н):



2. Для определения находим r и х.

	А35	А50
r0, Ом/км	0,77	0,59
х0, Ом/км	0,362	0,353

R_Л=Уr₀L=0,77 0,091 + 0,59 0,07= 0,1114 Ом

Х_Л=Ух₀L=0,362 0,091 + 0,353 0,07=0,0577 Ом:

Ом;

Z_T = U_K% Ом;

, Ом;

УR= R_Л+R_Т=0,1114+0,0504=0,1618 Ом;

УХ= Х_Л+Х_Т=0,0577+0,1026=0,1603 Ом

Потеря напряжения в элементах сети при пуске двигаться составляет:

А

3. Определим потерю напряжения в линии без учёта нагрузки мельницы по средней мощности, потребляемой мельницой в целом. Из приложения П.1 [1] находим P_Д = 12 кВт; Q_Д = 10 кВт.



кВА

U_*=1-0,16+0,0012=0,8388

Пусковой момент с учётом отклонения напряжения:

Момент сопротивления машины:

Пусковой момент больше момента сопротивления машины следовательно двигатель запустится.

9. Расчет потерь мощности и энергии

Потерю энергии в элементах электрической сети необходимо знать для технико-экономических расчетов ТЭР, а потерю мощности-- для сравнения с принятым значением.

9.1 потери энергии в линиях определяются по формуле

,

а потери мощности



.

Для расчета потерь энергии и мощности на участках линий используют табл. 5.1, а значения и Т_М для середины интервалов нагрузок приведены в табл. 9.1.

9.2. Потеря энергии в трансформаторах определяется по формуле

где P_K, P_C-- потери мощности коротко замыкания и холостого хода, кВт.

См. табл.

Используя исходные данные из табл. 5.1, рассчитываем потери мощностей P и Q и энергии и заносим в табл. 9.1,.

Используя данные таблицы 3, определим потери мощности и энергии на участках линии 10 кВ. На участке 0-1 имеем:

Ом

По величине времени использования максимальной нагрузки Т_М определяем время максимума потерь ф_м.

час.

Определяем потери мощности на участке 0-1:



кВт

Потеря энергии равна:

кВт•ч

Результаты расчётов по всем участкам ВЛ-10 кВ сведём в таблицу

Используя данные таблицы 5, определим потери мощности и энергии на всех линиях 0,38 кВ и ТП 10/0,38 кВ.

Рассмотрим линию Л-1 ТП-1. На участке 0-1 сопротивление линии равно:

Ом

По таблице 11.1 находим для комунально-бытовой нагрузки T_М = 1200 ч, ф_м = 440 ч. Аналогично определяем T_М и ф_м для остальных участков Л-1, для трансформатора ТП-1 T_М = 2800 ч, ф_м = 1400ч.

Определим потери энергии в ТП-1:

кВт•ч

Определим потери мощности и энергии в линии на участке 0-1

кВт

кВт•ч

Результаты расчётов сведём в таблицу

10. Расчет токов короткого замыкания

Для определения токов короткого замыкания в линии 10 кВ и на вводах ТП 10/0,38 составим расчётную схему, учитывая сопротивление трансформатора РТП 35/10 и сопротивление системы, которое задано отключающей мощностью выключателя.

Расчет сопротивлений элементов схемы и токов К.З.

Значения сопротивлений элементов расчетной схемы (Ом) от точки неизменного напряжения до точки к.з., приведенные к напряжению 10 кВ:

системы

, Ом;

Линии 35 кВ

, Ом,

Ом;

Определим сопротивление РТП 35/10:

Ом

Ом

Ом.



По приложению 19 [2] для ТМ 4000/35 находим: Uk = 7,5%, потери в меди ДРк = 33,5 кВт.

Полное сопротивление до точки к.з. К1 будет равно:

Ток при трёхфазном к.з.

кA

Ток при двухфазном к.з.

кА

По приложению 19 [2] для ТМ 400/10 найдём: Uk = 4,5%, потери в меди ДРк = 5,5 кВт.

Сопротивление трансформатора равно:

Ом

Ом

Ом.

Определим сопротивление до точки к.з. К3:

Ом.

Ом.

Ом.

Ток при трёхфазном к. з.

кA

Ток при двухфазном к. з.

кА

Результаты расчётов сведём в таблицу

11. Определим токи к. з. в линиях 0,38 кВ ТП-1 Л-3:

Сопротивление ВЛ-10 кВ, приведённое к стороне 0,38 кВ:

Ом

Ом

Сопротивление ТМ 63/10 равно:

Ом

Ом

Ом.

Ток на шинах 0,4 кВ ТП-1 при трёхфазном к.з.

кA

Ток при двухфазном к.з.

кА

Для определения тока однофазного к.з. в точке К7 определим сопротивления трансформатора и петли “фаза-ноль”:

Ом

Ом

А

Ом

кA

Ток при двухфазном к.з.



кА

Аналогично определяем токи к.з. на других ТП 10/0,38. Результаты расчётов сведём в таблицу.

I_K6 - ток при к.з. на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,38 кВ;

I_K7 - ток при однофазном к.з. в конце линии;

I_K8 - ток при к.з. на вводе ближайшего трёхфазного потребителя.

Токи к.з. для ВЛ-10 кВ, кА

Вид к.з.	Iк1	Iк2	Iк3	Iк4	Iк5
Трехфазное	1,8713	0,6906	8,8971	0,4846	0,4912
Двухфазное	1,6225	0,5987	7,7137	0,4202	0,4259
Однофазное	-	-	-	-	-

Токи к.з. для ВЛ-0,38 кВ ТП1, кА

	Л1	Л2	Л3
Вид к.з.	Iк6	Iк7	Iк8	Iк6	Iк7	Iк8	Iк6	Iк7	Iк8
Трехфаз.	1,8103	-	-	1,8103	-	-	1,8103	-	1,3345
Двухфаз.	1,5696	-	-	1,5696	-	-	1,5696	-	1,157
Однофаз.	-	0,2469	-	-	0,3493	-	-	0,3484	-

Токи к.з. для ВЛ-0,38 кВ ТП2, кА

	Л1	Л2	Л3
Вид к.з.	Iк6	Iк7	Iк8	Iк6	Iк7	Iк8	Iк6	Iк7	Iк8
Трехфаз.	1,8103	-	-	1,8103	-	-	1,8103	-	1,289
Двухфаз.	1,5696	-	-	1,5696	-	-	1,5696	-	1,1176
Однофаз.	-	0,2469	-	-	0,3493	-	-	0,3481	-

Токи к.з. для ВЛ-0,38 кВ ТП3, кА

	Л1	Л2
Вид к.з.	Iк6	Iк7	Iк8	Iк6	Iк7	Iк8
Трехфаз.	2,7079	-	1,6811	2,7079	-	0,9894
Двухфаз.	2,3478	-	1,4575	2,3478	-	0,8578
Однофаз.	-	0,4877	-	-	0,4667	-



12. Выбор аппаратуры для коммутации и защиты от к.з.

Для защиты электрооборудования объектов сельского хозяйства и электроприемников, а также линий 0,38 кВ применяются автоматы и предохранители. На КТП мощностью 63160 кВА для защиты линий установлены автоматы, мощностью 250630 кВА-- как автоматы, так и блоки предохранителей-выключателей БПВ. КТП, выпускаемые Минским заводом, комплектуются автоматами типа АП 50 Б при мощности трансформатора 25 и 40 кВА и автоматами АЕ 2000 и А 3700 с реле РЭ571, установленными в нулевой провод и действующими на независимый расцепитель при мощности 63-630 кВА. КТП мощностью 63160 кВА, выпускаемые Пятигорским заводом, имеют автоматы АЕ 2000 и А 3700Б с приставками полупроводниковой защиты ЗТИ-0,4 действующей на независимый расцепитель.

В связи с совершенствованием конструкции автоматов устаревшие типы заменяются новыми. В настоящее время не производятся автоматы А3100, а выпускается тип ВА 51, ВА 57.

Трансформаторы мощностью 25630 кВА со стороны питания (610 кВ) защищаются предохранителями. Поэтому автоматы, установленные на стороне 0,38 кВ не проверяются на динамическую и термическую стойкость.

Защита линий и электрооборудования от к.з. При повреждении междуфазной изоляции электроприемников с целью уменьшения их разрушения токами к. з. они должны отключаться практически мгновенно-отсечкой. То же требуется и при замыкании на корпус во избежание поражения током людей и животных. Это возможно при десятикратном отношении т. к. з. к току плавкой вставки (t = 0,020,1 С), а для автоматов-- при срабатывании электромагнитных расцепителей. Поэтому автоматы для защиты электроприемников принимают с комбинированными расцепителями. Тепловой расцепитель защищает от перегрузки, а электромагнитный-- от к. з. Если т. к. з. меньше тока срабатывания отсечки, то срабатывает тепловой расцепитель, но с большей выдержкой времени.

Выбор установок по времени для обеспечения селективности действия МТЗ. Чем ближе к источнику, тем время действия МТЗ должно возрастать на величину t, которая в независимых частях характеристик реле РТВ и РТ-85 должна быть 0,7 и 0,6 соответственно, а в зависимой части характеристик-- при максимальном токе к. з. в месте установки предыдущей защиты -- . При этом для реле РТВ t=1,0, а для РТ-85 t=0,8 с.

Приведём пример расчёта защиты ВЛ 0,38 кВ

13. Расчет защиты ВЛ 0,38 кВ, ТП-1, линии 1:

1. Определяем ток нагрузки линии:

.

2. Рассчитываем ток срабатывания теплового расцепителя.

А.

3. Выбираем автомат с комбинированными расцепителями ВА-51Г-31. Установка тока срабатывания теплового расцепителя I_HP=40 A и электромагнитного I_ЭМ=560 А.

4. Проверяем чувствительность отсечки:

Чувствительность удовлетворительная.



5. Проверяем чувствительность теплового расцепителя:

.

Чувствительность защиты к однофазному к.з. удовлетворительная.

Номинальный ток трансформатора равен:

Допустимая длительность протекания тока трёхфазного к.з. равна:

с

с.

Время срабатывания электромагнитного расцепителя автомата при I⁽³⁾_K6 равно .

Ток I⁽³⁾_K6 приведённый к стороне 10 кВ:

A

По рис. 3.2. [1] по величине А и с определяем ток плавкой вставки предохранителя ПКТ , которая обеспечивает селективность с автоматами линии.

При к.з. на шинах 0,38 кВ ТП-1 плавная вставка с учётом плавления и гашения дуги сгорает за

t_пл, t_гор определяем по рис.3.2. и рис. 3.4. [1], t_пл=0,42 с, t_гор=0,1 с.

Действие предохранителя и автомата селективно.

Результаты расчётов и выбора аппаратов по всем ВЛ-0,38 кВ сведём в таблицу

ТП, № линии	Iл, А	Iнр, А	Iэм, А	К(2)ч	К(1)ч	Аппарат защиты от к.з.
ТП-1	-	-	-	-	-	ПКТ, IHB=10A
Л1	28,936	40	560	2,8	6,17	ВА-51Г-31, IH=40A
Л2	26,698	31,5	441	3,56	11,09	ВА-51Г-31, IH=31,5A
Л3	53,751	63	882	1,78	5,53	ВА-51Г-31, IH=63A
ТП-2	-	-	-	-	-	ПКТ, IHB=10A
Л1	28,936	40	560	2,8	6,17	ВА-51Г-31, IH=40A
Л2	26,698	31,5	441	3,56	11,09	ВА-51Г-31, IH=31,5A
Л3	44,22	100	1000	1,12	3,48	ВА-51Г-31, IH=100A
ТП-3	-	-	-	-	-	ПКТ, IHB=16A
Л1	66,669	80	1120	2,1	6,1	ВА-51Г-31, IH=80A
Л2	63,488	80	1120	2,1	5,83	ВА-51Г-31, IH=80A

Расчёт параметров МТЗ линии 10 кВ

Принимаем и устанавливаем реле РТ-85 (можно РТВ), схема соединения реле и трансформаторов тока ТТ-- неполная звезда. Выбираем ТТ ТПЛ 10-0,5/Р.

1. Рассчитывается ток срабатывания защиты:

Определяем ток срабатывания защиты по трём условиям:

1. Отстройка от рабочего тока линии:



2. Условие обеспечения требуемой чувствительности МТЗ:

А

3. Отстройка от срабатывания предохранителя наиболее мощного трансформатора (ТП 10/0,38 кВ) S_ТН = 600 кВА с ПКТ I_HB=100A:

I_CЗ 1,4•I_ПЛ(5)=1,4•300 = 420 А.

Так как требование чувствительности является обязательным то, принимаем I_СЗ = 280 А.

2. Выбираем ТТ по условию получения вторичного тока не более максимальной уставки реле РТ-85-10 А (шкала 4-10 А). Расчетное значение

n_Ттрасч 280 / 10 = 28,0, стандартное n_ТТ = 150 / 5 =30.

3. Ток срабатывания реле I_CP = 280/30 = 9,3 А. Принимаем уставку I_У = 10 А. Тогда действительный ток срабатывания МТЗ I_CЗ = 10 10 = 100 А.

4. Проверяется коэффициент чувствительности по (51)

_.

Так как ток срабатывания защиты определённый по условию 3 превышает ток условия 2, то для выполнения селективности МТЗ и предохранителя ПКТ определим:



Время сгорания предохранителя t_ПЛ при токе

A

Определяем по рис.3.2. [1] -

t_пл=4,4 с, (t_пл=t_пл+t_гор=3,9+0,5=4,4 с)

По отношению токов

и времени определяем точку, через которую проходит характеристика реле РТ-85. По рис.4. [1] по независимой части характеристики определяем уставку Т_У=1,0 с.

Расчет параметров МТО линии 10 кВ

При селективной отсечке ток срабатывания МТО определим по двум условиям:

1. Условие несрабатывания при к.з. в месте установки ближайшей защиты(предохранитель ПКТ-10 ТП 10/0,38 кВ с S_Н = 400 кВА)

2. Отстройка от бросков намагничивающих токов при срабатывании АПВ:

;



принимаем большее значение I_СО = 1036 А.

2. Ток срабатывания реле I_СР = 1036 / 15 = 69,1 А.

3. Уставка срабатывания реле (кратность)

принимаем 7.

4. Действительный ток срабатывания отсечки

А.

5. Коэффициент чувствительности МТО

.

Отсечка селективна:

14. Расчет сопротивлений заземлителей

Произведём расчёт заземляющего устройства ТП 35/10 кВ с одним трансформатором мощностью 6300 кВА. К шинам 10 кВ присоединён ТСН напряжением 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток Y/Y-0. нейтраль ТСН присоединена к контуру заземления подстанции. Заземляющий контур выполним в виде прямоугольника . Удельное сопротивление грунта согласно данным варианта, равно .

Так как нейтраль ТСН присоединена к общему контуру заземления, то сопротивление контура не должно превышать 4 Ом.

Заземление выполним стальными стержнями диаметром 12 мм, длиной 3 м, на глубину 0,7 м от поверхности земли и связанными между собой стальной полосой сечением ,находящейся на глубине 0,82м.

Определяем расчетное сопротивление грунта для стержневых заземлителей

Ом•м

Сопротивление вертикального заземлителя круглой стали:

где _С-- длина стержня, м; d-- диаметр стержня, м; t - средняя глубина погружения вершины стержня под поверхность земли, м.

Расчётное сопротивление полосы связи:

Теоретическое число стержней:

Расстояние между стержнями



По кривым рис.27.1 [3] при n=11 и находим з_в=0,7, з_г=0,5.

Действительное число уголков:

Рассмотрим заземляющее устройство ТП 10/0,4 кВ, от которых согласно предыдущим расчётам отходят три ВЛ 0,38 кВ, на которых согласно ПУЭ необходимо выполнить шесть повторных заземлений нулевого провода, выполняющих функции грозозащитного заземления.

Заземляющий контур выполним в виде прямоугольника путём заложения в грунт вертикальных стальных стержней диаметром 12 мм, длиной 5 м, на глубину 0,8 м от поверхности земли и связанными между собой стальной полосой сечением ,находящейся на глубине 0,9м.

Определяем расчетное сопротивление грунта для стержневых заземлителей

Ом•м

Сопротивление вертикального заземлителя круглой стали:



где _С-- длина стержня, м; d-- диаметр стержня, м; t - средняя глубина погружения вершины стержня под поверхность земли, м.

Сопротивление повторного заземления совмещающего функции грозозащитного не должно превышать 34,5 Ом, т.е. условие выполняется R_B=21,878<30 Ом.

Общее сопротивление всех шести повторных заземлений:

Ом

Определим расчётное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учётом повторных заземлений:

электрификация нагрузка сеть защита

В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 10 Ом.

Теоретическое число стержней:

Принимаем 2 стрежней и располагаем их в грунте на расстоянии 5 м одного от другого. Длина полосы связи равна:

Сопротивление полосы связи:

По кривым рис.27.1 [3] при n=2 и находим з_в=0,5, з_г=0,35.

Действительное число уголков:

Принимаем для монтажа n_Д=n_Т=23 стержней и проведём поверочный расчёт:

15. Защита от атмосферных перенапряжений

Сети 10 и 0,38 кВ от прямых ударов молний не защищаются. От индуктированных перенапряжений оборудование ТП защищается разрядниками РВО 10-- со стороны высшего напряжения и РВН 0,5-- со стороны напряжения 0,38 кВ.

Линии 10 кВ защищаются трубчатыми разрядниками РТВ-10У1, а ВЛ 0,38 кВ-- путем присоединения фазных проводов и нулевого провода к заземлителю. При числе грозовых часов в году n=38 ч грозозащитные заземлители устанавливаются через 200м. Сопротивление грозозащитного заземлителя R_ГР не более 30 Ом.

Расчет сопротивлений заземлителей на ВЛ 0,38 кВ производится, так же как и повторное. При их совмещении принимается меньшее значение.

16. Технико-экономические показатели

Приведённые годовые затраты:

тыс.руб.

Общие капитальные вложения в электрической сети равны:

тыс.руб.

Годовые издержки:

тыс.руб.

Элемент электроустановки	Обозначение	Кол-во единиц	Стоимость, тыс. р.
			Един.	Общая	Доля объекта
1	2	3	4	5	6
Ячейки 10 кВ (КРУ)	КЯ	1	3,2	3,2	0,746
ВЛ 10 кВ на ж.б. опорах,
А120, участка 0-1	КЛ1	6	3,1	18,6	4,639
АС120, участка 1-2	КЛ2	7	3,1	21,7	7,553
АС120, участка 2-3	КЛ3	6	3,1	18,6	18,6
ВЛ 0,38 кВ на ж.б. опорах, III р-н гололеда
3A35+A35	КЛ4	2,614	3,3	8,626	8,626
3A50+A50	КЛ5	0,868	3,55	3,081	3,081
ТП-10/0,38 кВ63 кВА	КЛ7	1	1,28	1,28	1,28
ТП-10/0,38 кВ100 кВА	КЛ8	2	1,42	2,84	2,84
Итого: на линии	-	-	-	-	47,418

Определить амортизационные отчисления как долю от капитальных вложений. По приложению 29 [2] находим для КРУ -Р%=6,4%

тыс. руб.

Эксплуатационные издержки на КРУ равны:

тыс. руб.

Издержки на покрытие потерь электроэнергии в элементе сети ВЛ-10 кВ на участке 0-1 будут равны:

тыс. руб.

По таблице 16.21 [1] находим:

Расчеты сведем в таблицу

Элемент электроустановки	Кол-во ед.	Доля К	Амортизация	Эксплуатационные	На компенсацию потерь энергии
			%	ИА	nУе	nУЧ	ИЭ	W, кВтч	Ц, р/кВтч	ИП
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Ячейка 10 кВ	1	0,798	6,4	0,051	6,4	1,594	0,056	--	--	--
ВЛ 10 кВ уч-ка 0-1	6	4,638	3,6	0,167	1,7	2,54	0,089	12352,8	0,027	0,3335
ВЛ 10 кВ уч-ка 1-2	7	7,553	3,6	0,272	1,7	4,141	0,145	7398,95	0,027	0,1998
ВЛ 10 кВ уч-ка 2-3	6	18,6	3,6	0,67	1,7	10,2	0,357	768,35	0,027	0,0207
ТП 10/0,38 кВ	3	4,12	6,4	0,264	4,0	12	0,42	9292	0,047	0,4367
ВЛ 0,38 кВ	3,482	11,707	3,6	0,421	2,3	8,009	0,28	2836	0,045	0,1276
Итого:				1,845			1,347			1,1183

Для определения количества энергии, отпущенной с шин ТП 10/0,38 кВ, S_ТН=100 кВА, следует учесть, что затраты рассчитаны на четыре ТП объекта:

W_Г ==632600+10026002=683800 кВтч

Стоимость передачи 1 кВтч энергии от шин 10 кВ питающей подстанции

.

Без учета издержек на ВЛ 10 кВ и ячейку

.

Стоимость одного кВт мощности

.



Список литературы:

1. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по разделу “Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населённых пунктов”/ сост. Б.С. Веялис; Волгогр. Гос. С.-х. акад. Волгоград 2000.

2. И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Колос, 2000 -536.

3. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990 - 351.

Размещено на Allbest.ru