Главная Коллекция "Otherreferats" Физика и энергетика Разработка проекта электроснабжения сельского населенного пункта

Разработка проекта электроснабжения сельского населенного пункта

Выбор схем электроснабжения микрорайона, количества и типа трансформаторных подстанций. Расчет силовых и осветительных сетей, компенсации реактивной и потребной мощности потребителей. Вопрос замены воздушной линии на самонесущий изолированный провод.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 11.01.2016
Размер файла 833,0 K

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

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

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Проект электроснабжения сельского населенного пункта Югорск-2 Ханты-Мансийского Автономного Округа. Проект представлен пояснительной запиской на 74 страницах, содержит 26 таблиц, 48 формул, 5 рисунков и графической частью на 7 плакатах.

В выпускной квалификационной работе произведен выбор схем электроснабжения микрорайона Югорск-2, выполнен анализ хозяйственной деятельности населенного пункта. Произведен расчет силовых и осветительных сетей, рассчитана потребная мощность потребителей находящихся на территории района, рассчитаны и выбраны количество и тип трансформаторных подстанций, сечения проводов и потери в них. Выполнен расчет компенсации реактивной мощности. Подробно рассмотрен вопрос замены воздушной линии на самонесущий изолированный провод.

Содержание

Введение

1. Исходные данные для проектирования

2. Определение места расположения трансформаторной подстанции 35/10 кВ. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

3. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

4. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

5. Выбор типа подстанции

6. Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения

7. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

8. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

9. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

10. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

11. Определение сечения провода и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

12. Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий

13. Расчёт токов короткого замыкания

13.1 Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети

13.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

14. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий

15. Расчёт контура заземления подстанций

16. Выбор устройств от перенапряжений

17. Краткая характеристика основных типов СИП

17.1 Основные преимущества ВЛИ по сравнению с ВЛ, оснащенными неизолированными проводами

17.2 Технологические особенности ВЛИ

Заключение

Список используемой литературы

Введение

В настоящее время в России осуществляется экономическая реформа. В этих условиях энергетики вынуждены уделять больше внимания проблематике взаимоотношений общественной и экономической эффективности в энергетике, выбору оптимальных вариантов развития и функционирования энергетических систем. Насколько важна эта проблема ясно из того, что наше общество ежегодно расходует от одной трети до половины капиталовложений в промышленность только на развитие энергетического хозяйства.

Вместе с тем быстрый рост электрификации сельскохозяйственного производства, последовавший за ним некоторым спадом, создание агропромышленных комплексов, требует дальнейшего развития электрических сетей в сельской местности. Одновременно повышаются и требования к их пропускной способности, надёжности электроснабжения и качеству полученной электрической энергии.

В этой связи возникает целый ряд задач связанных с электроснабжением потребителей в сельской местности. Решение этих задач базируется на правильном и рациональном проектировании электрических сетей районного значения.

Таким образом, можно констатировать, что остаётся актуальной задача проектирования систем электроснабжения небольших районов и потребителей на селе.

Целью данной выпускной квалификационной работы является разработка проекта электроснабжения сельского населенного пункта Югорск-2 Ханты-Мансийского Автономного округа.

Для достижения заданных целей необходимо выполнить следующие задачи:

- провести анализ исходных данных для проектирования проекта;

- определить места расположения трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, выбрать конфигурацию сети 0,38 кВ, определить центры энергетических нагрузок;

- определить число и мощности трансформаторов на подстанции, выбрать типы подстанций;

- определить места расположения распределительной трансформаторной подстанции, определить конфигурации сети высокого напряжения;

- рассчитать сечения проводов сети высокого напряжения;

- определить потере напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе, определить потери мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе;

- определить допустимые потери напряжения в сети 0,38 кВ;

- определить сечения провода и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ;

- определить конструктивные параметры высоковольтной и низковольтной сети;

- провести расчет токов короткого замыкания;

- выбрать и проверить аппаратуру высокого напряжения ячеек питающих линий;

- рассчитать контура заземления подстанции и выбрать устройства перенапряжений;

- провести анализ характеристик основных типов СИП.

1. Исходные данные для проектирования

Югорск-2 находится на территории Ханты-Мансийского Автономного округа. Микрорайон расположен в степном районе. Связь с районным центром осуществляется по автомобильной дороге с асфальтобетонным покрытием.

Рельеф территории района равнинный, спокойный. Основными грунтами, слагающими площадки под строительство, являются легкие суглинки и тяжелые супеси, которые с глубины 5-6 метров подстилаются тонкозернистыми песками.

Сейсмичность населенного пункта - 6 баллов.

Климат - сухой, континентальный. Лето жаркое, сухое. Зима холодная с частыми ветрами. Господствующие ветры - восточные. Температурный режим: абсолютный минимум: -37 С?; абсолютный максимум: +43 С. Среднегодовое количество осадков 330 мм. Толщина снегового покрова не превышает 15-20 см. Максимальная глубина промерзания грунта - 0,6 м. Атмосфера воздуха III, по ветровым условиям и гололеду относится к IV группе.

Территория района в существующих границах населенного пункта составляет 1357,107 га. В границы населенного пункта входят застроенные территории, пастбища, объекты производственного назначения, объекты сельскохозяйственного назначения в составе:

? хозяйственных дворов;

? газового участка, РЭС, АЗС, гаража;

- птичника и зернотока.

В южной части района проходит оросительная система канала, через систему оросительных каналов самотеком снабжающая территорию района поливной водой.

Застроенные территории района имеют линейную планировочную структуру со сложившимся функциональным использованием земель.

Существующая жилая застройка района представлена одноэтажными жилыми домами с приусадебными участками. Количество домовладений (дворов) - 713.

Общая площадь жилого фонда составляет 42 800 м2, в том числе:

? муниципальный фонд - 800 м2;

? индивидуальный фонд - 42 000 м2 (в т.ч. ветхий - 5 000 м2).

В капитальных зданиях, построенных по проектам, размещаются следующие учреждения культурно-бытового обслуживания:

? общеобразовательная средняя школа на 460 учащихся (типовое 1983 г.), ул. Советская;

? детский сад на 125 мест (типовое 1987 г.);

? амбулатория на 70 чел. одновременного посещения, ул. Горького 1;

? аптека (приспособленное);

? дом культуры на 540 мест (типовое 1979 г.), ул. Советская 63б;

? столовая на 50 мест, ул. Горького 3;

? административное здание 125 м2, ул. Новая;

? магазины, общая площадь 900 м2;

- участковая ветеринарная лечебница.

Часть учреждений культурно-бытового обслуживания, имеющие большой процент износа, нуждаются в реконструкции.

Электрические сети. На территории района находится 1 комплектная трансформаторная подстанция 35/10 кВ и 4 комплектные трансформаторные подстанции 10/0,38 кВ. Протяженность линий электропередач напряжением 10 кВ - 3,74 км, напряжением 0,4 кВ - 25,0 км.

Главными улицами населенного пункта являются улица Советская и перпендикулярно ей проходящая улица Садовая.

Ширина проезжей части главной улицы и улицы в жилой застройке составляет 7-9 метров, для внутриквартальных проездов 4-6 м. Ширина тротуаров 1,5 м.

Таблица 1 - Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей Югорск-2

№ п.п.

Наименование

Дневной максимум

Вечерний максимум

Рд, кВт

Qд, квар

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

1

Жилой дом с электроплитой и электроводо-нагревателем

2,1

1,2

2,418

5

2,32

5,512

2

Насосные станции для оросительных систем

55

50

74,33

55

50

74,33

3

Мечеть

0,5

0

0,5

2

0

2

4

Продовольственный на 6-10 мест

10

5

11,18

10

5

11,18

5

Магазин на 4 рабочих места, промтоварный

6

0

6

6

0

6

6

Гараж с профилакторием на 60 автомашин

45

40

60,207

20

16

25,612

7

Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 70 рабочих мест

35

25

43,011

15

0

15

8

Столовая с электронагревательным оборудованием на 50 мест

35

15

38,078

15

5

15,811

9

Магазин на 2 рабочих места, смешанный ассортимент

2

0

2

4

0

4

10

Дом культуры со зрительным залом на 400-600 мест

10

6

11,661

50

30

58,309

11

Участковая ветеринарная лечебница

20

10

22,36

10

4

10,77

12

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

28

20

34,409

28

20

34,409

13

Общеобразовательная школа с мастерской на 320 учащихся с электроплитой на 460 учащихся

25

12

27,73

50

25

55,901

14

Детские ясли-сад с электроплитой на 140 мест

30

9

31,32

20

6

20,88

15

РЭС

35

25

43,011

15

0

15

16

Зерноток

75,2

56,4

94

40

30

50

17

АЗС

30

0

30

45

0

45

18

Амбулатория

10

0

10

10

0

10

19

Стадион

1

0

1

3

0

3

20

Газовый участок

32

24

40

32

24

40

21

Птичник на 6-9 тыс. цыплят

25

10

26,925

25

7

25,961

электроснабжение трансформаторный подстанция мощность

2. Определение места расположения трансформаторной подстанции 35/10 кВ. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам

, (1)

, (2)

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

хi, уi - координаты i-гo потребителя.

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

Таблица 3 - Центры электрических нагрузок

№ ТП

ЦЭН Координата Х

ЦЭН Координата Y

ТП №1

125,28

280,68

ТП №2

289,11

275,29

ТП №3

209,75

146,28

ТП №4

304,38

101,41

Фактическое месторасположение трансформаторных подстанций незначительно отличается от расчетных значений. Перенос обусловлен границами частной застройки и труднодоступностью мест расчетных координат. Фактические координаты ТП сведены в таблицу 4.

Таблица 4 - Фактические координаты месторасположения трансформаторных подстанций

№ ТП

ЦЭН Координата Х

ЦЭН Координата Y

ТП №1

124,5

289,1

ТП №2

292,2

269,1

ТП №3

230,8

139,7

ТП №4

327,2

109,9

3. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам[2]:

кВт, (3)

, квар, (4)

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

ДРi, ДQi - надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар[2].

Пример расчета участка 1. На участке находятся 9 частных домов. Используем формулу коэффициента одновременности.

.

.

.

.

.

.

Результаты расчетов по остальным участкам сети выполняются аналогично и сводятся в таблицу 5.

Таблица 5 - Данные по потреблению электроэнергии в дневные и вечерние максимумы

№

№ участка сети

кВт

, квар

, кВА

, кВт

, квар

, кВА

ТП №1

1

7,18

4,1

8,27

17,1

7,93

18,85

1а

55

50

74,3

55

50

74,3

2

2,6

1,49

3,00

6,2

2,88

6,83

3

64,5

51,7

82,66

59

35,5

68,86

4

10,35

5,916

11,92

24,65

11,44

27,17

5

11,09

6,34

12,77

26,4

12,25

29,10

6

10,08

5,76

11,61

24

11,14

26,46

7

5,59

3,19

6,43

13,3

6,17

14,66

8

5,42

3,1

6,24

12,9

5,99

14,22

9

35,6

17,2

39,54

37,6

16

40,86

9а

7,98

4,56

9,19

19

8,82

20,95

10

15,71

8,98

18,09

37,4

17,35

41,23

11

13,86

7,92

15,96

33

15,31

36,38

12

42,1

24,2

48,56

74,9

37,1

83,58

12а

10,08

5,76

11,61

24

11,14

26,46

13

51,1

29,6

59,05

97,2

47,1

108,01

13а

17,09

9,94

19,77

41,4

18,95

45,53

14

85,1

63,1

105,94

109

58,6

123,75

14а

61,6

35,6

71,15

124,4

58,9

137,64

15а

65,2

55,7

85,75

79,4

61,4

100,37

16

48,7

24,4

54,47

70,5

30,8

76,93

16а

61,9

53,9

82,08

71,5

57,8

91,94

17

73

56,5

92,31

80,2

45,3

92,11

ТП №2

2,1

15,83

9,05

18,24

37,7

17,5

41,56

2,2

12,79

7,31

14,73

30,45

14,13

33,57

2,2а

12,79

7,31

14,73

30,45

14,13

33,57

2,3

12,18

6,96

14,03

29

13,46

31,97

2,3а

15,83

9,05

18,24

37,7

17,49

41,56

2,4

1,79

1,02

2,06

4,25

1,97

4,69

2,4а

25

10

26,93

25

7

25,96

2,5

12,79

7,31

14,73

30,45

14,13

33,57

2,5 а

12,18

6,96

14,03

29

13,46

31,97

2,6

43,7

27,3

51,53

62

35,7

71,54

2,6а

19

11,4

22,16

68

39

78,39

2,7

36,6

9

37,69

27,8

6

28,44

2,8

49

35

60,22

21

7

22,14

2,8а

55

50

74,30

55

50

74,33

2,9

56,3

39,2

68,60

39,4

15,5

42,34

2,9а

85,9

57,2

103,20

81,9

56,3

99,38

2, 11

24,63

14,15

28,41

59,1

27,49

65,18

2,11а

26,79

11,02

28,96

29,25

8,97

30,60

2,10

32,53

18,65

37,50

78,8

36,69

86,92

2,12а

69,92

43,68

82,44

99,2

57,12

114,47

2,12

58,3

33,3

67,14

124,6

57,6

137,27

ТП №3

3,1

7,39

4,22

8,51

17,6

8,17

19,40

3,2

8,06

4,61

9,29

19,2

8,91

21,17

3,3

13,4

7,66

15,43

31,9

14,8

35,17

3,4

15,25

8,71

17,56

36,3

16,84

40,02

3,5

10,08

5,76

11,61

24

11,14

26,46

3,6

4,2

2,4

4,84

10

4,64

11,02

3,7

10,63

6,07

12,24

25,3

11,74

27,89

3,8

7,18

4,10

8,27

17,1

7,93

18,85

3,9

43,4

31

31,06

39,68

29,76

49,60

3,9а

75,2

56,4

94,00

40

30

50,00

3, 10

115,2

82,7

141,81

93,4

72,5

118,24

3,11

117,9

84,2

144,88

99,4

75,5

124,82

3,12

12,36

7,07

14,24

29,44

13,66

32,45

3,13

117,24

18,75

118,72

78,11

36,24

86,11

ТП №4

4,1

10,96

6,26

12,63

26,1

12,11

28,77

4,2

11,57

6,61

13,33

27,55

12,78

30,37

4,3

7,98

4,56

9,19

19

8,82

20,95

4,4

40

41

57,28

70

35

78,26

4,4а

21,55

12,31

24,82

51,3

23,8

56,55

4,5

13,4

7,66

15,43

31,9

14,8

35,17

4,5а

14,78

8,45

17,03

35,2

16,33

38,80

4,6

49,24

42,65

65,14

97,04

47,04

107,84

4,6а

45,14

12,98

46,97

87,08

24,85

90,55

4,61

55

50

74,30

55

50

74,30

4,7

13,97

7,98

16,09

33,26

15,43

36,67

4,8

43,64

12,08

45,28

84,08

23,3

87,26

4,9

2,1

1,2

2,42

5

2,32

5,51

Результаты суммирования нагрузок на ТП-1 - ТП-4 заносятся в таблицу 6.

Таблица 6 - Суммирование нагрузок для трансформаторных подстанций (без освещения)

Номер ТП

Pд, кВт

Qд, квар

Sд, кВА

Pв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

1

208,48

178,8

274,65

383,3

209,7

436,91

2

264,7

161

309,82

386,8

151,6

415,45

3

145,1

99,6

175,99

146,9

106

181,15

4

132

94,5

162,34

228,14

112,7

254,46

Таблица 8 - Суммирование нагрузок для трансформаторных подстанций с учетом уличного освещения

Номер ТП

Pв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

1

407,7948

209,707

458,56

2

406,898

151,607

434,22

3

160,522

106,007

192,37

4

242,218

112,707

267,16

Таблица 7 - Расчет освещения улиц в темное время суток

№ ТП

L, м

Характеристика улицы

Нормы освещенности, лк

Тип светильников

Удельная мощность установки

Р о.у.

Q о.у

Sо.у

1

2112

Поселковые дороги и улицы с покрытием простейшего типа, при ширине проезжей части 9-12 м

2

НКУ-200

7,0

14,784

0,00434

14,78

2207

Улицы и дороги местного значения и пешеходные дорожки

1

НКУ-200

4,4

9,7108

0,00273

9,71

2

822

Поселковые дороги и улицы с покрытием простейшего типа, при ширине проезжей части 9-12 м

2

НКУ-200

7,0

5,754

0,00434

5,75

3260

Улицы и дороги местного значения и пешеходные дорожки

1

НКУ-200

4,4

14,344

0,002728

14,34

3

560

Поселковые дороги и улицы с покрытием простейшего типа, при ширине проезжей части 9-12 м

2

НКУ-200

7,0

3,92

0,00434

3,92

2205

Улицы и дороги местного значения и пешеходные дорожки

1

НКУ-200

4,4

9,702

0,002728

9,70

4

820

Поселковые дороги и улицы с покрытием простейшего типа, при ширине проезжей части 9-12 м

2

НКУ-200

7,0

5,74

0,00434

5,74

1895

Улицы и дороги местного значения и пешеходные дорожки

1

НКУ-200

4,4

8,338

0,002728

8,34

4. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле:

кВА, (5)

где - коэффициент роста нагрузок [2].

Таблица 9 - Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития

№ ТП

Рр, кВт

Qр, квар

Sр, кВА

kр

1

897,148

461,36

1008,82

2,2

2

895,176

333,54

955,29

2,2

3

353,148

233,22

423,21

2,2

4

532,88

247,96

587,74

2,2

Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [2] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,

кВА, (6)

где Sэн - нижний экономический интервал;

Sэв - верхний экономический интервал.

Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 10[8].

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [2].

Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 1,5[18].

Таблица 10 - Технические данные трансформатора

№ ТП

Тип

Номинальная мощность, кВА

Сочетание напряжений, кВ

Потери, кВт

Напряжение к.з. %

Ток х.х., %

В.Н.

Н.Н.

х.х

к.з.

ТП №1

ТМ-1000

1000

10

0,4

3,8

12,7

5,5

3

ТП №2

ТМ-1000

1000

10

0,4

3,8

12,7

5,5

3

ТП №3

ТМ-400

400

10

0,4

1,45

5,5

4,5

2,1

ТП №2

ТМ-630

630

10

0,4

2,27

7,6

5,5

2

Таблица 11 - Коэффициент системных перегрузок ТП

Трансформаторная подстанция

ТП №1

1,009

ТП №2

0,96

ТП №3

1,058

ТП №4

0,933

5. Выбор типа подстанции

Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 10/0,38 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 10/0,38кВ[2]. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на А-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы[9].

Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике[10]. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках.

Конструктивно КТП представляет собой комплекс, состоящий из следующих элементов: шкафа ввода высокого напряжения (ШВВ); масляный или сухой силовой трансформатор (СТ); распределительное устройство низкого напряжения (РУНН), в состав которого входят: -- шкаф ввода (ШНВ); -- шкаф отходящих линий (ШНЛ); -- шкаф секционного выключателя (ШНС); токопровод высокого напряжения (ВВ), соединяющий ШВВ и СТ по стороне ВН; токопровод низкого напряжения (НВ), соединяющий СТ и РУНН (ШНВ) по стороне НН [17]. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 10/0,38 кВ [8].

6. Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения

Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок[6]. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ.

Таблица 12 - Центры электрических нагрузок

№ ТП

ЦЭН Координата Х

ЦЭН Координата Y

ТП №1

125,28

280,68

ТП №2

289,11

275,29

ТП №3

209,75

146,28

ТП №4

304,38

101,41

Таблица 13 - Фактические координаты месторасположения трансформаторных подстанций.

№ ТП

ЦЭН Координата Х

ЦЭН Координата Y

ТП №1

124,5

289,1

ТП №2

292,2

269,1

ТП №3

230,8

139,7

ТП №4

327,2

109,9

Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:

Х=226,953,

Y=214,186.

Фактические координаты ТП 35/10:

Х=204,533,

Y=75,4472.

7. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока[2]:

мм2, (7)

где Iр - расчётный ток участка сети, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

Продолжительность использования максимума нагрузки Тм.

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле[9]:

А, (8)

где Sp - полная расчетная мощность, кВА;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

Пример расчета для ТП 1.

,

.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети , расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 14.

Таблица 14 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети

Рр, кВт

Sр, Ква

Iр, А

Тм, час

jэк., А/мм2

Fэк, мм2

Марка провода

РТП - ТП №1

897,15

1008,82

58,2

3400

1,10

52,94

СИП 3 1x70

РТП - ТП №2

895,18

955,29

55,2

3400

1,10

50,14

СИП 3 1x50

РТП - ТП №3

353,15

423,21

24,4

3400

1,10

22,21

СИП 3 1x35

РТП - ТП №4

532,88

587,74

33,9

3200

1,10

30,85

СИП 3 1x35

8. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле[4]:

В, (9)

где Р - активная мощность участка, кВт;

Q - реактивная мощность участка, квар;

rо - удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1[5])

хо - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[5]);

L - длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле[10]:

. (10)

Пример расчета для ТП 1.

,

.

Расчёт всех участков ведется аналогично, результаты сводятся в таблицу 15.

Таблица 15 - Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участок сети

Рр, кВт

, Ом/км

Qр, квар

, Ом/км

L, км

ДU, В

ДU, %

РТП - ТП №1

897,15

0,57

461,36

0,0785

1,14

62,22

0,62

РТП - ТП №2

895,18

0,82

333,54

0,0794

1,063

81,03

0,81

РТП - ТП №3

353,15

1,54

233,22

0,0827

0,374

21,06

0,21

РТП - ТП №4

532,88

1,54

247,96

0,0827

0,319

19,51

0,19

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле[2]:

%, (11)

где Smax - расчётная мощность, кВА;

Sтр - мощность трансформатора, кВА;

Uа - активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

Uр - реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле:

, (12)

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

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле:

, (13)

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

Коэффициент мощности определяется по формуле

, (14)

где Рр -расчётная активная мощность, кВт;

Sр - расчетная полная мощность, кВА.

Пример для ТП 1.

.

,

,

.

Расчет потерь напряжения в трансформаторе для ТП2 -ТП4 ведется аналогично, результаты сводятся в таблицу 16.

Таблица 16 - Потери напряжения в трансформаторе

ТП

Smax, кВА

Sтр, кВА

1

1008,82

1000

1,129

2,447

3,608

2

955,29

1000

0,712

1,902

2,497

3

423,21

400

1,147

2,361

3,712

4

587,74

630

1,094

2,264

3,132

9. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле:

, (15)

где I - расчётный ток участка, А;

rо - удельное активное сопротивление участка, Ом/км [21];

L - длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле:

кВт•ч., (16)

где - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле:

час, (17)

где Тм - число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [2]), час.

Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов заносятся в таблицу 17.

Пример для участка РТП-ТП1.

,

.

Расчеты по остальным участкам сети проводятся аналогично, результаты расчетов сводятся в таблицу 17.

Таблица 17 - Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети

I, А

ro, Ом/км

L, км

Р, кВт

Тм, час

, час

W, кВт·ч

РТП - ТП №1

58,244

0,568

1,14

6,5899

3400

1885,992

12428,63

РТП - ТП №2

55,154

0,822

1,063

7,974

3400

1885,992

15038,98

РТП - ТП №3

24,433

1,54

0,374

1,0315

3400

1885,992

1945,52

РТП - ТП №4

33,933

1,54

0,319

1,2242

3400

1885,992

2308,98

Итого:

16,819

31722,11

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

, (18)

, (19)

0,63%,

.

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

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

кВт, (20)

где Рх.х - потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [2]);

Рк.з - потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [2]);

- коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле:

кВт•ч., (21)

Пример расчета для ТП 1:

,

.

Таблица 18 - Определение потерь мощности и энергии в трансформаторе

ТП

, кВт

в

, кВт

, кВт

, час

, кВтч

1

3,8

1,009

12,7

16,73

1885,992

57673,176

2

3,8

0,96

12,7

15,504

1885,992

55362,254

3

1,45

1,058

5,5

7,607

1885,992

24313,114

4

2,27

0,933

7,6

8,886

1885,992

32362,388

Всего

48,726

169710,932

10. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования U100=5%; U25=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

%, (22)

где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в линии 10 кВ в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;

- конструктивная надбавка трансформатора, %.

,

Принимаем .

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле:

В, (23)

В.

11. Определение сечения провода и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.

Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле:

мм2, (24)

где - удельная проводимость провода, (для алюминия =32 Ом м /мм2) [2];

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

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

Li - длина i-го участка сети, м;

Uном - номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле:

В, (25)

где Uр - реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле:

В, (26)

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

Li - длина i-го участка сети, км;

хо - удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км [21];

Uном - номинальное напряжение, кВ.

Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:

В, (27)

Для повышения пропускной способности и уменьшения сечения проводов у потребителей, имеющих большую реактивную мощность (25 и более квар) устанавливается поперечная емкостная компенсация.

Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле:

квар, (28)

где Qp.дк. - расчетная реактивная мощность до компенсации, квар.

Расчет участка 1.

.

.

.

.

Расчеты остальных участков ведутся аналогично, результаты сводятся в таблицу 19 и таблицу 20.

Таблица 19 - Расчет компенсации реактивной мощности

Участок сети

Рд, кВт

Qд, квар до компенсации

Qд, квар после компенсации

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар до компенсации

Qв, квар после компенсации

Sв, кВА

Компенсация

ТП №1

1

7,182

4,104

4,104

8,27

17,1

7,93

7,934

18,85

не используется

1а

55

50

18,19

74,30

55

50

18,19

74,30

КРМ-0,4-30-5 У3

2

2,604

1,488

1,488

3,00

6,2

2,87

2,877

6,83

не используется

3

64,5

51,7

23,88

82,66

59

35,5

7,67

68,86

КРМ-0,4-30-5 У3

4

10,353

5,916

5,916

11,92

24,65

11,438

11,43

27,17

не используется

5

11,088

6,336

6,336

12,77

26,4

12,250

12,24

29,10

не используется

6

10,08

5,76

5,76

11,61

24

11,136

11,13

26,46

не используется

7

5,586

3,192

3,192

6,43

13,3

6,171

6,17

14,66

не используется

8

5,418

3,096

3,096

6,24

12,90

5,99

5,98

14,22

не используется

9

35,6

17,2

17,2

39,54

37,6

16

16

40,86

не используется

9а

7,98

4,56

4,56

9,19

19

8,816

8,81

20,95

не используется

10

15,708

8,976

8,976

18,09

37,4

17,354

17,35

41,23

не используется

11

13,86

7,92

7,92

15,96

33

15,312

15,31

36,38

не используется

12

42,1

24,2

11,817

48,56

74,9

37,1

24,71

83,58

КРМ-0,4-15-5 У3

12а

10,08

5,76

5,76

11,61

24

11,136

11,13

26,46

не используется

13

51,1

29,6

14,576

59,05

97,2

47,1

32,07

108,01

КРМ-0,4-15-5 У3

13а

17,088

9,936

9,936

19,77

41,40

18,95

18,94

45,53

не используется

14

85,1

63,1

40,47

105,94

109,00

58,60

35,97

123,75

не используется

14а

61,6

35,6

17,752

71,15

124,40

58,90

41,05

137,64

не используется

15

65,2

55,7

20,502

85,75

79,4

61,4

26,2

100,37

КРМ-0,4-30-5 У3

16

48,7

24,4

16,865

54,47

70,5

30,8

23,26

76,93

КРМ-0,4-10-5 У3

16а

61,9

53,9

19,695

82,08

71,5

57,8

23,59

91,94

КРМ-0,4-30-5 У3

17

73

56,5

37,666

92,31

80,2

45,3

26,46

92,11

КРМ-0,4-20-5 У3

ТП №2

2,1

15,834

9,048

9,048

18,24

37,7

17,493

17,492

41,56

не используется

2,2

12,789

7,308

7,308

14,73

30,45

14,129

14,128

33,57

не используется

2,2а

12,789

7,308

7,308

14,73

30,45

14,129

14,128

33,57

не используется

2,3

12,18

6,96

6,96

14,03

29

13,456

13,45

31,97

не используется

2,3а

15,834

9,048

9,048

18,24

37,7

17,4928

17,49

41,56

не используется

2,4

1,785

1,02

1,02

2,06

4,25

1,972

1,97

4,69

не используется

2,4а

25

10

10

26,93

25

7

7

25,96

не используется

2,5

12,789

7,308

7,308

14,73

30,45

14,1288

14,12

33,57

не используется

2,5 а

12,18

6,96

6,96

14,03

29

13,456

13,45

31,97

не используется

2,6

43,7

27,3

12,06

51,53

62

35,7

20,46

71,54

КРМ-0,4-15-5 У3

2,6а

19

11,4

11,4

22,16

68

39

39

78,39

не используется

2,7

36,6

9

9

37,69

27,8

6

6

28,44

не используется

2,8

49

35

35

60,22

21

7

7

22,14

не используется

2,8а

55

50

18,15

74,30

55

50

18,15

74,33

КРМ-0,4-30-5 У3

2,9

56,3

39,2

36,702

68,60

39,4

15,5

13,002

42,34

не используется

2,9а

85,9

57,2

27,927

103,2

81,9

56,3

27,02

99,38

КРМ-0,4-30-5 У3

2, 11

24,634

14,148

14,148

28,41

59,1

27,493

27,49

65,18

не используется

2,11а

26,785

11,02

11,02

28,96

29,25

8,972

8,97

30,60

не используется

2,10

32,534

18,648

18,648

37,50

78,8

36,693

36,69

86,92

не используется

2,12а

69,92

43,68

19,296

82,44

99,2

57,12

32,73

114,5

КРМ-0,4-25-5 У3

2,12

58,3

33,3

16,818

67,14

124,6

57,6

41,11

137,3

КРМ-0,4-15-5 У3

ТП №3

3,1

7,392

4,224

4,224

8,51

17,60

8,17

8,16

19,40

не используется

3,2

8,064

4,608

4,608

9,29

19,20

8,91

8,91

21,17

не используется

3,3

13,398

7,656

7,656

15,43

31,90

14,80

14,8

35,17

не используется

3,4

15,246

8,712

8,712

17,56

36,30

16,84

16,84

40,02

не используется

3,5

10,08

5,76

5,76

11,61

24,00

11,14

11,13

26,46

не используется

3,6

4,2

2,4

2,4

4,84

10,00

4,64

4,64

11,02

не используется

3,7

10,626

6,072

6,072

12,24

25,30

11,74

11,73

27,89

не используется

3,8

7,182

4,104

4,104

8,27

17,10

7,93

7,93

18,85

не используется

3,9

43,4

31

14,334

31,06

39,68

29,76

13,09

49,60

КРМ-0,4-20-5 У3

3,9а

75,2

56,4

39,6

94,00

40,00

30,00

13,2

50,00

КРМ-0,4-20-5 У3

3, 10

115,2

82,7

70,187

141,8

93,40

72,50

30,82

118,2

КРМ-0,4-40-5 У3

3,11

117,9

84,2

60,419

144,9

99,40

75,50

32,8

124,8

КРМ-0,4-40-5 У3

3,12

12,365

7,0656

7,066

14,24

29,44

13,66

13,66

32,45

не используется

3,13

117,24

18,747

8,28

118,7

78,11

36,24

25,78

86,11

КРМ-0,4-25-5 У3

ТП №4

4,1

10,962

6,264

6,264

12,63

26,10

12,11

12,11

28,77

не используется

4,2

11,571

6,612

6,612

13,33

27,55

12,78

12,78

30,37

не используется

4,3

7,98

4,56

4,56

9,19

19,00

8,82

8,81

20,95

не используется

4,4

40

41

29,1

57,28

70,00

35,00

23,1

78,26

КРМ-0,4-10-5 У3

4,4а

21,546

12,312

12,31

24,82

51,30

23,80

23,8

56,55

не используется

4,5

13,398

7,656

7,656

15,43

31,90

14,80

14,8

35,17

не используется

4,5а

14,784

8,448

8,448

17,03

35,20

16,33

16,33

38,80

не используется

4,6

49,24

42,65

27,63

65,14

97,04

47,04

32,02

107,84

КРМ-0,4-15-5 У3

4,6а

45,137

12,978

12,978

46,97

87,08

24,85

24,85

90,55

не используется

4,61

55

50

18,19

74,30

55,00

50,00

18,19

74,30

КРМ-0,4-30-5 У3

4,7

13,97

7,98312

7,983

16,09

33,26

15,43

15,43

36,67

не используется

4,8

43,637

12,078

12,078

45,28

84,08

23,35

23,35

87,26

не используется

4,9

2,1

1,2

1,2

2,42

5,00

2,32

2,32

5,51

не используется

Таблица 20 - Определение расчетных сечений и типа проводов

Участок сети

Расчетное сечение провода, мм2

Марка провода

Фактическая потеря напряжения,В

ТП 1

F

СИП 2

U

1

29,8

3х35

13,4

1а

100

3х95

16,4

2

9,9

3х16

9,8

3

92,4

3х95

15,3

4

83,1

3х95

13,7

5

46,9

3х50

15,5

6

71,55

3х70

16,2

7

11,4

3х16

11,3

8

68,5

3х70

15,5

9

83,3

3х95

13,8

9а

25,4

3х25

15,7

10

93,7

3х95

15,3

11

71,8

3х70

16,2

12

118

3х120

10,2

12а

81,4

3х95

13,52

13

116,8

3х120

15,2

13а

61,1

3х70

14,4

14

125,4

3х120

16,1

14а

134,6

3х150

15,1

15

86,7

3х95

14,5

16

148,3

3х150

16,1

16а

152,5

3х150

16,3

17

82,4

3х95

13,3

ТП №2

2,1

74,3

3х70

16,7

2,2

73,9

3х70

16,7

2,2а

98,5

3х95

16,1

2,3

97,2

3х95

16,6

2,3а

117,2

3х120

16,1

2,4

15,7

3х16

15,7

2,4а

70,9

3х70

15,8

2,5

134,6

3х150

15,2

2,5 а

127,6

3х150

14,5

2,6

94,3

3х95

16

2,6а

100,7

3х120

14,4

2,7

31,4

3х35

14

2,8

29,9

3х35

12,2

2,8а

40,5

3х50

13,5

2,9

43,6

3х50

13,6

2,9а

79,1

3х95

13,2

2, 11

75,9

3х95

13,1

2,11а

85,7

3х95

14

2,10

25,9

3х25

16,3

2,12а

154,7

3х150

16,9

2,12

192,4

3х185

17,3

ТП №3

3,1

43,1

3х50

14,3

3,2

27,6

3х50

9,3

3,3

35,3

3х35

15,8

3,4

90,45

3х120

12

3,5

38,2

3х50

12,7

3,6

8

3х16

7,9

3,7

73,4

3х70

16,6

3,8

11,2

3х16

11,2

3,9

49,7

3х50

16,3

3,9а

99,4

3х95

14,2

3, 10

100,1

3х95

15

3,11

30

3х35

13,2

3,12

35,8

3х35

16

3,13

47,3

3х50

15,6

ТП №4

4,1

80,1

3х95

13,3

4,2

82,9

3х95

13,7

4,3

34,6

3х35

15,5

4,4

122

3х120

16,3

4,4а

115

3х120

16,4

4,5

199,3

3х185

16,3

4,5а

121

3х120

14,3

4,6

121,5

3х120

14,4

4,6а

122,1

3х120

15,8

4,61

10,8

3х16

10,7

4,7

14,2

3х16

14,1

4,8

255,8

3х240

16,2

4,9

9,8

3х16

9,8

Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 21.

Таблица 21 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ

Участок сети

S, кВА

Р, кВт

I, А

ro, Ом/км

L, м

Р, кВт

Тм, час

, час

W, кВтч

ТП №1

1

18,85

17,1

28,64

1,11

0,26

0,71

1700

757,18

538,26

1а

74,30

55

112,9

0,41

0,26

4,09

2800

1429,77

5841,07

2

6,83

6,2

10,38

2,45

0,25

0,19

1300

565,16

109,66

3

68,86

59

104,6

0,41

0,24

3,17

2800

1429,77

4534,22

4

27,17

24,65

41,28

0,41

0,48

1,00

2200

1036,62

1037,09

5

29,10

26,4

44,21

0,82

0,26

1,25

2200

1036,62

1299,54

6

26,46

24

40,19

0,57

0,43

1,17

2200

1036,62

1213,10

7

14,66

13,3

22,27

2,45

0,13

0,47

1700

757,18

358,73

8

14,22

12,9

21,6

0,57

0,76

0,60

1700

757,18

457,78

9

40,86

37,6

62,08

0,41

0,32

1,50

2200

1036,62

1551,89

9а

20,95

19

31,82

1,54

0,20

0,94

2200

1036,62

970,05

10

41,23

37,4

62,64

0,41

0,35

1,69

2200

1036,62

1755,45

11

36,38

33

55,27

0,57

0,31

1,61

2200

1036,62

1672,91

12

83,58

74,9

126,9

0,16

0,50

3,92

2800

1429,77

5603,24

12а

26,46

24

40,19

0,41

0,48

0,96

2200

1036,62

991,38

13

108,01

97,2

164,1

0,33

0,17

4,46

2800

1429,77

6382,09

13а

45,53

41,4

69,17

0,57

0,22

1,79

2200

1036,62

1859,66

14

123,75

109

188,0

0,33

0,16

5,52

3200

1726,91

9524,06

14а

137,64

124,4

209,1

0,27

0,16

5,56

3200

1726,91

9606,24

15а

100,37

79,4

152,4

0,41

0,16

4,59

3200

1726,91

7922,83

15

13,78

12,5

20,93

0,33

0,16

0,07

1700

757,18

51,78

16

76,93

70,5

116,8

0,27

0,30

3,26

2800

1429,77

4659,15

16а

91,94

71,5

139,7

0,27

0,30

4,65

2800

1429,77

6653,99

17

92,11

80,2

139,9

0,41

0,15

3,50

2800

1429,77

5006,30

ТП №2

2,1

41,56

37,7

63,14

0,57

0,28

1,90

2200

1036,62

1972,08

2,2

33,57

30,45

51

0,57

0,35

1,53

2200

1036,62

1585,18

2,2а

33,57

30,45

51

0,41

0,45

1,44

2200

1036,62

1496,11

2,3

31,97

29

48,57

0,41

0,49

1,43

2200

1036,62

1477,64

2,3а

41,56

37,7

63,14

0,33

0,45

1,75

2200

1036,62

1813,49

2,4

4,69

4,25

7,11

2,45

0,57

0,21

1300

565,16

118,83

2,4а

25,96

25

39,44

0,57

0,41

1,09

2200

1036,62

1126,75

2,5

33,57

30,45

51

0,27

0,64

1,31

2200

1036,62

1361,23

2,5 а

31,97

29

48,57

0,27

0,64

1,19

2200

1036,62

1234,67

2,6

71,54

62

108,7

0,41

0,23

3,28

2800

1429,77

4686,69

2,6а

78,39

68

119,1

0,33

0,22

3,04

2800

1429,77

4350,38

2,7

28,44

27,8

43,21

1,11

0,17

1,06

2200

1036,62

1096,68

2,8

22,14

21

33,63

1,11

0,20

0,74

2200

1036,62

762,08

2,8а

74,33

55

112,9

0,82

0,11

3,46

2800

1429,77

4946,48

2,9

42,34

39,4

64,32

0,82

0,16

1,58

2200

1036,62

1639,62

2,9а

99,38

81,9

150,9

0,41

0,14

3,94

2800

1429,77

5627,40

2, 11

65,18

59,1

99,03

0,41

0,19

2,30

2800

1429,77

3285,09

2,11а

30,60

29,25

46,48

0,41

0,42

1,12

2200

1036,62

1159,97

2,10

86,92

78,8

132,1

1,54

0,05

4,03

2800

1429,77

5760,64

2,12а

114,47

99,2

173,9

0,27

0,23

5,41

3200

1726,91

9343,57

2,12

137,27

124,6

208,6

0,21

0,23

6,20

3200

1726,91

10698,3

ТП №3

3,1

19,40

17,6

29,47

0,82

0,36

0,77

1700

757,18

584,14

3,2

21,17

19,2

32,15

0,82

0,22

0,55

2200

1036,62

568,39

3,3

35,17

31,9

53,43

1,11

0,16

1,56

2800

1429,77

2231,11

3,4

40,02

36,3

60,79

0,33

0,35

1,26

2200

1036,62

1307,68

3,5

26,46

24

40,19

0,82

0,24

0,94

2200

1036,62

970,73

3,6

11,02

10

16,74

2,45

0,12

0,25

1700

757,18

190,32

3,7

27,89

25,3

42,37

0,57

0,41

1,26

2200

1036,62

1310,01

3,8

18,85

17,1

28,64

2,45

0,10

0,60

1700

757,18

456,16

3,9

49,60

39,68

75,35

0,82

0,19

2,59

2200

1036,62

2685,72

3,9а

50,00

40

75,96

0,41

0,31

2,21

2200

1036,62

2286,64

3, 10

118,24

93,4

179,6

0,41

0,14

5,57

3200

1726,91

9619,98

3,11

124,82

99,4

189,6

1,11

0,04

5,33

3200

1726,91

9212,16

3,12

32,45

29,44

49,31

1,11

0,18

1,46

2200

1036,62

1512,16

3,13

86,11

78,11

130,8

0,82

0,09

3,80

2800

1429,77

5431,65

ТП №4

4,1

28,77

26,1

43,71

0,41

0,44

1,03

2200

1036,62

1062,55

4,2

30,37

27,55

46,14

0,41

0,43

1,12

2200

1036,62

1156,67

4,3

20,95

19

31,82

1,11

0,27

0,91

2200

1036,62

944,76

4,4

78,26

70

118,9

0,16

0,63

4,29

2800

1429,77

6140,46

4,4а

56,55

51,3

85,92

0,16

0,63

2,24

2800

1429,77

3206,35

4,5

35,17

31,9

53,43

0,21

0,80

1,44

2200

1036,62

1489,25

4,5а

38,80

35,2

58,95

0,16

0,80

1,34

2200

1036,62

1392,21

4,6

107,84

97,04

163,8

0,16

0,31

3,98

3200

1726,91

6872,09

4,6а

90,55

87,075

137,6

0,33

0,20

3,69

2800

1429,77

5277,24

4,7

36,67

33,263

55,71

2,45

0,07

1,48

2200

1036,62

1535,97

4,8

87,26

84,075

132,6

0,16

0,41

3,46

2800

1429,77

4946,24

4,9

5,51

5

8,37

2,45

0,30

0,15

1300

565,16

87,33

12. Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий

В городских ВЛ используются, как правило, деревянные комбинированные и железобетонные опоры. Опоры могут быть с подкосами или со стальными оттяжками, прикрепляемыми к анкерам или зданиям.

Железобетонные опоры долговечнее деревянных и требуют меньше металла, просты в обслуживании.

Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкерные опоры, полностью воспринимающие натяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах, и промежуточные, которые не воспринимают натяжение проводов или воспринимают его частично. На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми. Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ (пересечения железных дорог, ВЛ 330-500 кВ, автомобильных дорог шириной более 15 м, и т.д.), на концах ВЛ и на концах её прямых участков.

Угловые опоры устанавливают в точках поворота линии. Угловые опоры могут быть анкерного и промежуточного типа на ВЛ 0,4-10кВ. При углах поворота до 20о применяют как правило промежуточные опоры, а свыше 20 о анкерные, на ВЛ до 10 кВ.

В зависимости от количества подвешиваемых на них цепей опоры разделяются на одноцепные, двухцепные и многоцепные. Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками. Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции; анкерные опоры должны быть жесткими.

К опорам жесткой конструкции относятся опоры, отклонение верха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1/100 высоты опоры относятся к опорам гибкой конструкции.

Основным преимуществом самонесущих изолированных проводов является возможность их монтажа на уже находящиеся в эксплуатации опоры. Необходимо закупить поддерживающие, натяжные, ответвительные и соединительные зажимы и другие элементы линейной арматуры для крепления СИП-2 к опорам, рекомендуется использовать каталог ООО «СИКАМ».

Следует обратить внимание на то, что анкерные и поддерживающие зажимы, которые разработаны для СИП-2А, не могут применяться для СИП-2.

Прокалывающие ответвительные и соединительные зажимы, кронштейны и другие компоненты линейной арматуры подходят под все три конструкции СИП.

Ниже приведены основные типы линейной арматуры, при помощи которой осуществляется крепление СИП-2 к опорам.

Для крепления проводов магистрали ВЛИ 0,38 кВ на промежуточных опорах предусмотрен комплект промежуточной подвески ES 54-14 и ES 70-14, состоящий из поддерживающего зажима PS 54(70) и системы подвески LM54(LM70).

Крепление провода магистрали ВЛИ на опорах анкерного типа предусмотрено с помощью анкерных зажимов PA 54-1500 и PA 95-2000.

Для проводов с несущей жилой сечением 54,6 и 70мм2 применяются натяжные зажимы PA 54-1500 с минимальной разрушающей нагрузкой 1500 даН, а сечением 95 мм2 - зажимы PA95-2000 (1950 даН).

Для ответвления СИП от ВЛИ следует применять герметичные зажимы TTD 151FJ и TTD 251FJ. Все герметичные прокалывающие зажимы SICAME соответствуют французскому стандарту NF C 33 020.

Монтаж проводов ответвления от магистрали к вводам в здания осуществляется с помощью натяжных зажимов PС 63TF(сечение жил 2х16 и 2х25); PС 63F(сечение жил 4х16 и 4х25) или зажимов PA 54-1500 (для СИП 3х35+1х54,6; 3х50+1х54,6; 3х70+1х54,6).

13. Расчёт токов короткого замыкания

По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений.

Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения.

13.1 Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети

Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения удаленных ТП.

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

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле:

А, (29)

Рисунок 1 - Схема КЗ высоковольтной сети

Рисунок 2 - Схема замещения КЗ высоковольтной сети

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

Ом, (30)

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

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

хсист - реактивное сопротивление системы, Ом.

Ом, (31)

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

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле:

А. (32)

Ударный ток определяется по формуле:

А, (33)

где куд - ударный коэффициент, который определяется по формуле:

, (34)

где Та - постоянная времени затухания определяется по формуле:

. (35)

Результаты расчётов приведены в таблице 22.

Таблица 22 - Расчет токов короткого замыкания в высоковольтной сети

Точка к.з.

r, Ом

х, Ом

Z, ом

Та

Куд

I(3)

I(2)

iуд

К-1

0,648

0,089

0,654

0,00044

1,001

9,27

8,23

13,11

К-2

0,874

0,084

0,878

0,00031

1,001

6,91

6,12

9,76

К-3

0,576

0,031

0,577

0,00017

1

10,51

9,31

14,86

К-4

0,354

0,025

0,355

0,00023

1

17,06

15,13

24,13

К-5

0

4,728

6,728

0

2

3,15

16,73

26,92

13.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

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

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

Ом, (36)

где хтр - реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

rтр - активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле:

Ом, (37)

где Uк.р.% - реактивная составляющая тока короткого замыкания, %;

Sном - мощность трансформатора 35/0,4 кВА.

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле:

Ом, (38)

где Uк.а.% - активная составляющая тока короткого замыкания, %.

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

, (39)

где - полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[2]);

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

Ом, (40)

где rФ - активное сопротивление фазного провода, Ом;

rN - активное сопротивление нулевого провода, Ом;

xФ - реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

xN - реактивное сопротивление нулевого провода, Ом.

Таблица 23 - Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций

Точка к.з.

r, Ом

х, Ом

Z, ом

Zп, Ом

Та

Куд

I(3)

I(2)

I(1)

iуд

ТП №1

1

0,29

0,02

1,116

1,282

0,00023

1

0,206

0,183

0,179

0,292

1а

0,11

0,02

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

2

0,60

0,02

2,452

2,6149

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

3

0,10

0,02

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

4

0,20

0,04

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

5

0,21

0,02

0,829

0,995

0,00031

1

0,278

0,246

0,23

0,393

6

0,24

0,03

0,577

0,744

0,00044

1

0,399

0,354

0,307

0,565

7

0,32

0,01

2,452

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

8

0,43

0,06

0,577

0,745

0,00044

1

0,399

0,354

0,307

0,565

9

0,13

0,02

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

9а

0,31

0,02

1,545

1,709

0,00017

1

0,149

0,132

0,135

0,212

10

0,14

0,03

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

11

0,18

0,02

0,577

0,7447

0,00044

1

0,3995

0,354

0,307

0,565

12

0,08

0,04

0,182

0,352

0,0014

1

1,265

1,121

0,641

1,791

12а

0,20

0,04

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

12

0,06

0,01

0,337

0,508

0,00073

1

0,683

0,605

0,448

0,965

13

0,06

0,01

0,337

0,508

0,00073

1

0,683

0,605

0,448

0,965

13

0,09

0,02

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

13а

0,12

0,02

0,577

0,745

0,00044

1

0,399

0,354

0,307

0,565

14

0,05

0,01

0,337

0,508

0,00073

1

0,683

0,605

0,448

0,965

14

0,05

0,01

0,337

0,508

0,00073

1

0,683

0,605

0,448

0,965

14а

0,04

0,01

0,279

0,449

0,00088

1

0,825

0,731

0,504

1,167

15

0,07

0,01

0,422

0,591

0,00059

1

0,546

0,484

0,386

0,773

15

0,05

0,01

0,337

0,508

0,00073

1

0,683

0,605

0,448

0,965

16

0,08

0,02

0,279

0,449

0,00088

1

0,825

0,731

0,504

1,167

16

0,13

0,03

0,337

0,508

0,00073

1

0,683

0,605

0,448

0,965

16а

0,08

0,02

0,279

0,449

0,00088

1

0,825

0,731

0,504

1,167

ТП №2

2,1

0,16

0,02

0,576

0,745

0,00044

1

0,4001

0,354

0,307

0,566

2,2

0,20

0,03

0,576

0,745

0,00044

1

0,4001

0,354

0,307

0,566

2,2а

0,18

0,03

0,421

0,591

0,00059

1

0,547

0,485

0,386

0,774

2,3

0,20

0,04

0,421

0,591

0,00059

1

0,547

0,485

0,386

0,774

2,3а

0,15

0,03

0,337

0,508

0,00073

1

0,684

0,606

0,448

0,968

2,4

1,38

0,05

2,451

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

2,4а

0,23

0,03

0,575

0,744

0,00043

1

0,4003

0,355

0,307

0,566

2,5

0,17

0,05

0,278

0,449

0,00088

1

0,827

0,733

0,504

1,169

2,5 а

0,17

0,05

0,278

0,449

0,00088

1

0,827

0,733

0,504

1,169

2,6

0,09

0,02

0,421

0,591

0,00059

1

0,547

0,485

0,386

0,774

2,6а

0,07

0,02

0,337

0,508

0,00073

1

0,684

0,606

0,448

0,968

2,7

0,19

0,01

1,116

1,282

0,00023

1

0,206

0,183

0,179

0,292

2,8

0,22

0,02

1,116

1,282

0,00023

1

0,206

0,183

0,179

0,292

2,8а

0,09

0,01

0,828

0,995

0,00031

1

0,278

0,247

0,23

0,393

2,9

0,13

0,01

0,828

0,995

0,00031

1

0,278

0,247

0,23

0,393

2,9а

0,06

0,01

0,421

0,591

0,00059

1

0,547

0,485

0,386

0,774

2, 11

0,13

0,04

0,278

0,449

0,00088

1

0,827

0,733

0,504

1,169

2,11а

0,17

0,03

0,421

0,591

0,00059

1

0,547

0,485

0,386

0,774

2,10

0,08

0,00

1,544

1,709

0,00017

1

0,149

0,132

0,135

0,211

2,12а

0,06

0,02

0,278

0,449

0,00088

1

0,827

0,733

0,505

1,169

2,12

0,05

0,02

0,227

0,399

0,00109

1

1,014

0,899

0,568

1,434

ТП №3

3,1

0,30

0,03

0,833

0,995

0,00031

1

0,277

0,245

0,23

0,391

3,2

0,18

0,02

0,833

0,995

0,00031

1

0,277

0,245

0,23

0,391

3,3

0,18

0,01

1,121

1,282

0,00023

1

0,206

0,182

0,179

0,291

3,4

0,11

0,03

0,342

0,508

0,00073

1

0,672

0,595

0,448

0,949

3,5

0,19

0,02

0,833

0,995

0,00031

1

0,277

0,245

0,23

0,391

3,6

0,30

0,01

2,456

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

3,7

0,23

0,03

0,581

0,745

0,00044

1

0,396

0,351

0,307

0,56

3,8

0,24

0,01

2,456

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

3,9

0,15

0,01

0,833

0,995

0,00031

1

0,277

0,245

0,23

0,391

3,9а

0,13

0,02

0,427

0,591

0,00059

1

0,539

0,478

0,386

0,763

3, 10

0,06

0,01

0,427

0,591

0,000589

1

0,539

0,478

0,386

0,763

3,11

0,05

0,00

1,121

1,282

0,00023

1

0,206

0,182

0,179

0,291

3,12

0,20

0,01

1,121

1,282

0,00023

1

0,206

0,182

0,179

0,291

3,13

0,07

0,01

0,833

0,995

0,00031

1

0,277

0,245

0,23

0,391

ТП №4

4,1

0,18

0,03

0,424

0,591

0,00059

1

0,544

0,482

0,386

0,769

4,2

0,17

0,03

0,424

0,591

0,00059

1

0,544

0,482

0,386

0,769

4,3

0,30

0,02

1,118

1,282

0,00023

1

0,206

0,183

0,179

0,291

4,4

0,10

0,04

0,185

0,353

0,00139

1

1,244

1,102

0,641

1,759

4,4а

0,10

0,04

0,185

0,353

0,00139

1

1,244

1,102

0,641

1,759

4,5

0,17

0,06

0,231

0,399

0,00109

1

0,999

0,885

0,568

1,413

4,5а

0,13

0,06

0,185

0,353

0,00139

1

1,244

1,102

0,641

1,759

4,6

0,05

0,02

0,185

0,3531

0,00139

1

1,244

1,1012

0,641

1,759

4,6а

0,07

0,01

0,339

0,508

0,00073

1

0,678

0,601

0,448

0,959

4,6

0,07

0,00

2,453

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

4,7

0,16

0,01

2,453

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

4,8

0,07

0,03

0,185

0,35

0,00139

1

1,244

1,102

0,641

1,759

4,9

0,73

0,03

2,453

2,615

0,00011

1

0,094

0,083

0,088

0,133

14. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий

Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом, выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии[11]. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Однолинейная упрощённая схема КРУН.

Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные. Место установки - РТП.

Таблица 24 - Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока

Исходные данные места установки

Параметры выключателя

Параметры разъединителя

Параметры Трансформатора тока

Тип ВС-10-0,8

Тип РЛНДА-10/200

Тип ТЛП-10КУ3

Uном = 10 кВ

10 кВ

10 кВ

10 кВ

Iном =15,346 А

0,032 кА

200 А

10 А

0,729 кА

0,8 кА

-

-

2,062 кА

2,1 кА

20 кА

2,47 кА

0,8 кА

8 кА

0,04 кА

Как видно из таблицы 24 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям.

15. Расчёт контура заземления подстанций

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена, нейтраль трансформатора, должно быть не более 4 Ом при номинальном напряжении 380 В. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом заземлителей нулевого провода ВЛ-0,38 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора, т.е. на ТП, и сопротивление повторного заземлителя не должны быть более 30 Ом. Сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ-0,38 кВ должно быть не более 10 Ом.

В сельских сетях в качестве заземлений рекомендуется применять угловую сталь. Сопротивление одного электрода из угловой стали, погруженного вертикально с вершиной на поверхности земли, определяется по формуле:

Ом, (41)

где bуг - ширина уголка, м;

с - удельное сопротивление грунта, Ом м;

lс - длина стержня, м.

Предварительное число стержней одиночного повторного заземления нулевого рабочего провода, которое нужно выполнить на концах ВЛ длиной более 200 м и на вводах от ВЛ к электроустановкам, подлежащим занулению, определяется по формуле:

Страница:


Подобные документы

  • Проектирование электроснабжения населенного пункта

    Система электроснабжения поселка городского типа как совокупность сетей различных напряжений, определение расчетных электрических нагрузок при ее проектировании. Выбор количества и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [321,0 K], добавлен 15.02.2017

  • Электроснабжение сельского населенного пункта

    Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунальных потребителей сельского населенного пункта. Расчет электрических нагрузок, месторасположения и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов, выбор способов электроснабжения.

    курсовая работа [1023,3 K], добавлен 19.01.2015

  • Электроснабжение населенного пункта

    Проблема электроснабжения сельского хозяйства. Проект электроснабжения населенного пункта. Определение электрических нагрузок, числа трансформаторных подстанций. Электрические сети района. Выбор электрической аппаратуры и высоковольтного оборудования.

    курсовая работа [715,9 K], добавлен 06.03.2012

  • Проект системы электроснабжения завода "Уральская кузница"

    Расчет электрических нагрузок систем электроснабжения. Нагрузка группы цехов. Обоснование числа, типа и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токопроводов, изоляторов и средств компенсации реактивной мощности.

    дипломная работа [3,0 M], добавлен 06.04.2014

  • Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта

    Расчет электрических нагрузок, компенсация реактивной мощности. Выбор потребительских трансформаторов. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ. Оценка качества напряжения у потребителей. Проверка сети на успешный запуск электродвигателей.

    курсовая работа [292,4 K], добавлен 26.01.2011

  • Расчет микрорайона города

    Определение расчетной нагрузки на вводах в жилые дома и общественные здания микрорайона. Расчет количества трансформаторных подстанций, выбор их мощности и месторасположения. Разработка схемы электроснабжения микрорайона и ее техническое обоснование.

    курсовая работа [608,5 K], добавлен 04.06.2013

  • Проектирование систем электроснабжения

    Проектирование системы электроснабжения сельского населенного пункта. Выбор конфигурации распределительной сети. Определение мощности и подбор трансформаторов подстанции. Построение таблицы отклонений напряжения. Электрический расчет воздушной линии.

    курсовая работа [482,2 K], добавлен 04.09.2014

  • Расчет электроснабжения строительного цеха

    Характеристика цеха и потребителей электроэнергии. Определение нагрузок и категории электроснабжения. Расчёт нагрузок, компенсации реактивной мощности. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Выбор распределительных сетей высокого напряжения.

    курсовая работа [308,4 K], добавлен 21.02.2014

  • Электроснабжение населенного пункта. Строительство питающих и распределительных сетей

    Расчет электрических нагрузок населенного пункта и зоны электроснабжения; регулирование напряжения. Определение количества, мощности и места расположения питающих подстанций, выбор трансформатора. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

    курсовая работа [633,0 K], добавлен 29.01.2011

  • Проектирование электроснабжения микрорайона Черемушки ЧМР Краснодар

    Особенности расчета электрических нагрузок потребителей жилого микорайона. Выбор числа и мощности трансформаторов, сечения питающей линии 110 КВ. Разработка схемы подстанций мощностью 110/10 КВ. Выбор схемы электроснабжения микрорайона Черемушки.

    дипломная работа [909,7 K], добавлен 27.01.2016

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

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас