Проектування системи електропостачання сільського населеного пункту

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектування системи електропостачання сільського населеного пункту



Зміст

Вступ

1. Вихідні данні

2. Розрахунок потужності споживачів електричної енергії заданого населеного пункту

2.1 Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії

2.2 Розрахунок сумарної потужності заданого населеного пункту

3. Електричний розрахунок лінії 10 кВ

4. Розрахунок струмів короткого замикання

5. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ (вихідної комірки лінії 10 Кв)

6. Вибір релейного захисту комірки лінії 10 кВ районної трансформаторної підстанції

7. Розрахунок системи електропостачання заданого населеного пункту

7.1 Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій ТП-10/0,4 кВ

7.2 Розрахунок навантажень лінії електропередачі напругою 0,38 кВ

7.3 Вибір перерізу проводів лінії електропередачі 0,38 кВ

7.4 Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій

7.5 Техніко-економічні показники системи електропостачання

Висновок

Література



Вступ

Електрифікація всіх галузей народного господарства, широке використання електричної енергії в сільськогосподарському виробництві є основою науково-технічного прогресу, важливим фактором не лише технічних, а й соціально-економічних перетворень.

У сільському господарстві споживачі електричної енергії зосереджені на значній території, а потужності їх порівняно невеликі. Це зумовлює деякі особливості електропостачання. Сільські електричні мережі здебільшого протяжні і мають невелику потужність. Навантаження, наприклад, низьковольтних мереж сільських населених пунктів коливається від 3 до 8 кВт/км, що значно менше ніж навантаження мереж невеликих міст, де воно становить 10..60 кВт/км.

Від раціонального рішення задачі електропостачання сільського господарства в значній мірі залежить економічна ефективність застосування електроенергії в сільському господарстві і побуті сільського населення. Тому першорядна задача правильного електропостачання є забезпечення якості електроенергії, що подається сільським споживачам, і висока надійність електропостачання. Цього можливо досягти лише якщо при проектуванні систем електропостачання сільського господарства правильно вибрати навантаження для систем сільського господарства, підібрати необхідну апаратуру, електрообладнання та засоби його захисту, правильно вибрати переріз проводів для лінії електропередач. Завданням цієї курсової роботи є розрахунок і проектування системи електропостачання сільського населеного пункту.



1. Вихідні данні

Таблиця 1. Споживачі електроенергії

Назва споживача		Вихідні дані
ВРХ	Гол.	350
	Рівень механізації	Механізоване прибирання гною
Свині	Гол.	1200
Зерносховище	Т.	600
Овочекартоплесховище	Т.	600
Тракторів	Шт.	30
Автомашин	Шт.	20
Школа кількість учнів	Шт.	100
Адміністративні будинки ( на 15-25 робочих місць)	Шт.	2
Магазин (кількість робочих місць)	Шт.	8
Лазня	Шт.	1
Житлові будинки	Шт.	90
	Wб.о., Вт.год/буд	1000

Вихідними даними для розробки проекту є завдання кафедри. Завдання включає план населеного пункту, дані про споживачів електричної енергії, схему лінії 10 кВ, на якій наведено довжину окремих ділянок (у км) та максимальні навантаження існуючих споживчих підстанції ТП (кВт), точку приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ, кліматичний район по вітру та ожеледі, відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних та мінімальних навантажень (%), потужність короткого замикання на шинах 10кВ РТП (мВА).

Таблиця 2. Довжина ділянок L та навантаження Pmax ТП-10/0,4 кВ.

Ділянка	Номер	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7
	L, км	0,4	0,3	0,2	0,3	0,8	0,6	0,9
ТП	Номер	1	2	3	4	5	6	7
	Pmax, кВт	60в	85з	140к	85з	50к	40з	40в



2. Розрахунок потужності споживачів електричної енергії заданого населеного пункту..6

2.1 Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії

На основі визначених споживачів електричної енергії обчислюють розрахункові навантаження на їх вводах.

Розрахункові навантаження на вводах виробничих, громадських та комунальних споживачів визначають згідно (розділ 3), де наведено установлену потужність струмоприймачів, розрахункове навантаження на вводі в денній (Рд) і вечірній (Рв) максимуми, та потужність найбільшого двигуна (більше 10кВт). Розрахункові навантаження на вводах до споживачів, які мають тільки електроосвітлення і не більше трьох силових електроприймачів, приблизно можуть дорівнювати сумі установлених потужностей електроприймачів.

Розрахункові навантаження на вводі і сільський житловий будинок визначають по номограмі, виходячи із існуючого споживання електроенергії з врахуванням динаміки зростання до розрахункового року. При цьому потрібно враховувати, що вихідні дані про наявне електроспоживання, як правило, беруть на попередній рік, а введення об'єкта в експлуатацію відбудеться не раніше, ніж через рік після складання проекту. Тому розрахунковій рік визначається добавкою двох років до розрахункового періоду.

Наприклад, при розрахунковому п'ятирічному періоді розрахунковим буде 7-й рік, при десятирічному - 12-й рік.

Оскільки для окремих споживачів потрібно знати розрахункове денне Рд і вечірнє Рв навантаження, а по номограмі визначається тільки одне навантаження Р, для житлових будинків вводиться коефіцієнт участі К, який для денного максимуму Кд=0,30,4; для будинків з електроплитами Кд=0,6; у вечірньому максимумі побутове навантаження враховується з коефіцієнтом Кв=1. Тоді:

Рд=Кд·Рбуд; (3.1)

Рв=Кв·Рбуд. (3.2)

Знайдені навантаження на вводах споживачів електричної енергії запишемо у таблицю 3.

Таблиця 3.1. розрахункове навантаження на вводах споживачів електричної енергії

№ п/п	Назва споживача	Кількість (шт)	Розрахункове навантаження кВт
			Денне, Рд	Вечірнє, Рв
1.	Корівник прив'язного утримання з механізованим прибиранням гною на 200 голів (загальна кількість 350голів)	1 1	6 6	6 6
2.	Свинарник-відкормник на 1000-1200 голів (загальна кількість 1200 голів)	1	2	6
3.	Зерносховище зі стрічковим транспортером на 1000т	1	25	10
4.	Овочекартоплесховище на 500-600т	1	5	2
5.	Майстерня ПТО у бригаді на 30-40 тракторів	1	20	10
6.	Гараж на 25 автомобілів з цехом профілактики	1	30	15
7.	Початкова школа на 160 учнів	1	11	4
8.	Адміністративна споруда на 35-50 робочих місць	1	25	10
9.	Магазин на 6-10 робочих місць (змішаний асортимент)	1	4	4
10.	Лазня на 10 місць	1	7	7
11.	Житлові будинки з плитою на газу, твердому або рідкому паливі та кондиціонером	90	2,6·90	6·90



2.2 Розрахунок сумарної потужності заданого населеного пункту

При розрахунку сумарної потужності, споживачів розділяють на групи (окремо для денного та вечірнього максимумів). У групи включають споживачів одного характеру, потужність яких не відрізняється більше, ніж в чотири рази. В окремих групах потужності підсумовують за допомогою коефіцієнта одночасності:

Потужність денного максимуму

Потужні виробничі споживачі:

1. Зерносховище зі стрічковим транспортером на 1000т.

2. Майстерня ПТО у бригаді на 30-40 тракторів.

3. Гараж на 25 автомобілів з цехом профілактики.

K0=0,8

Pд1=0,8·(25+20+30)=69 кВт.

Малопотужні виробничі споживачі

1. Корівник прив'язного утримання з механізованим прибиранням гною на 200 голів (2 шт.).

2. Свинарник-відкормник на 1000-1200 голів.

3. Овочекартоплесховище на 500-600т.

K0=0,75

Pд2=0,75·(6+6+2+5)=14,25 кВт

Потужні комунально-побутові споживачі

1. Початкова школа на 160 учнів.

2. Адміністративна споруда на 35-50 робочих місць.

К0=0,73

Pд3=0,73·(11+25)=26,28 кВт

Малопотужні комунально-побутові споживачі

1. Магазин на 6-10 робочих місць (змішаний асортимент).

2. Лазня на 10 місць.

К0=0,73

Pд4=0,73·(4+7)=8,03 кВт

Житлові будинки

К0=0,24

Pд5=0,24·(2,6·90)=56,16 кВт

Потужність вечірнього максимуму

Потужні виробничі споживачі:

1. Зерносховище зі стрічковим транспортером на 1000т.

2. Майстерня ПТО у бригаді на 30-40 тракторів.

3. Гараж на 25 автомобілів з цехом профілактики.

K0=0,8

Pв1=0,8·(10+10+15)=28 кВт

Малопотужні виробничі споживачі

1. Корівник прив'язного утримання з механізованим прибиранням гною на 200 голів (2 шт.).

2. Свинарник-відкормник на 1000-1200 голів.

3. Овочекартоплесховище на 500-600т.

K0=0,75

Pв2=0,75·(6+6+6+2)=15 кВт

Комунально-побутові споживачі

1. Початкова школа на 160 учнів.

2. Адміністративна споруда на 35-50 робочих місць.

3. Магазин на 6-10 робочих місць (змішаний асортимент).

4. Лазня на 10 місць.

K0=0,5

Pв3=0,75·(4+10+4+7)=12,5 кВт

Житлові будинки

К0=0,24

Pв4=0,24·(6·90)=129,6 кВт

Повне денне та вечірнє навантаження визначається за формулою:

Р=Рб+ДР(Рм), (3.5)

де Рб - більша потужність;

ДР(Рм) - добавка від меншої потужності.

Рд=69+9,8+17,7+5,4+41=142,9 кВт;

Рв=129,6+20,4+9,7+6,3+5,5+5,2=176,7 кВт.

У вечірнє навантаження потрібно включити навантаження вуличного та зовнішнього освітлення. Навантаження вуличного освітлення Рв.о. , кВт (освітлення вулиць з житловими будинками) визначається за формулою:

Рв.о.=Рв.н.Lв10-3, (3.6)

де Рв.н. - норма вуличного освітлення, Вт/м;

Lв - довжина вулиць, м.

Рв.о.=6,5·850·10-3=5,525 кВт.

Навантаження зовнішнього освітлення Рз.о. (територій ферм, господарчих дворів і т.і.) обчислюють з розрахунку 250 Вт на одне приміщення і 3 Вт на один метр довжини периметра території, тобто:

Рз.о.=(250·NПР+3LП)10-3, (3.7)

де NПР - кількість приміщень, шт;

LП - довжина периметра території, м.

Рз.о.=(250·11 +3·830) ·10-3=5,24 кВт.



3. Електричний розрахунок лінії 10 кВ

Розрахунок лінії 10 кВ включає знаходження розрахункових навантажень існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ; підрахунок електричних навантажень на ділянках ліній 10 кВ. Розрахункові навантаження Рр існуючих підстанції 10/0,4 кВ на розрахунковий рік знаходяться по формулі:

Рр=Кн·Рм, (4.1)

де Рм - максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (згідно завдання);

Кн - коефіцієнт зростання навантаження, змінюється залежно від виду споживачів.

Рр1=60·1,3=78 кВт;

Рр2=85·1,3=110,5 кВт;

Рр3=140·1,2=168 кВт;

Рр4=85·1,3=110,5 кВт;

Рр5=50·1,2=60 кВт;

Рр7=40·1,3=52 кВт.

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначають множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному Кд та вечірньому Кв максимумах, які дорівнюють: для виробничих споживачів Кд=1,0; Кв=0,6; для комунально-побутових - Кд=0,30,4; Кв=1,0; для змішаних -

Кд=Кв=1,0.

PВ=Кв·Рр; (4.2)

PВ1=0,6·78=46,8 кВт;

PВ2=1·110,5=110,5 кВт;

PВ3=1·168=168 кВт;

PВ4=1·110,5=110,5 кВт;

PВ5=1·60=60 кВт;

PВ7=0,6·52=31,2 кВт.

PД=КД·Рр; (4.3)

PД1=1·78=78 кВт;

PД2=1·110,5=110,5 кВт;

PД3=0,3·168=50,4 кВт;

PД4=1·110,5=110,5 кВт;

PД5=0,3·60=18 кВт;

PД7=1·52=52 кВт;

Таблиця 4. Розрахункові навантаження ТП-10/0,4 кВт

№ ТП	Рм, кВт	Вид навантаження	Рр=Кн·Рм	Pд=Кд·Рр	Pв=Кв·Рр
1.	60в	Виробниче	78	78	46,8
2.	85з	Змішане	110,5	110,5	110,5
3.	140к	Комунальне	168	50,4	168
4.	85з	Змішане	110,5	110,5	110,5
5.	50к	Комунальне	60	18	60
6.		Змішане		142,9	176,7
7.	40в	Виробниче	52	52	31,2

Для точки приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ у таблицю 4 записують сумарні розрахункові навантаження згідно з розрахунками.

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП по денному і вечірньому максимумах при допомозі таблиць.

На кожній ділянці лінії знаходять виробниче навантаження РВИР, яке включає в себе денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видами споживачів, вечірній час - тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження РЗАГ, яке включає навантаження всіх ТП.

Таблиця 5. Розрахунки навантажень лінії 10 кВ

Ділянка	Вид навантаження	Навантаження
		Денне, кВт	Вечірнє, кВт
		Рдб	Рдм	?Р(Рдм)	Рд	Рвб	Рвм	?Р(Рвм)	Рв
6-7	Рвир.	52	-	-	52	31,2	-	-	31,2
	Рзаг.	52	-	-	52	31,2	-	-	31,2
5-6	Рвир.	142,9	52	36,5	179,4	31,2	-	-	31,2
	Рзаг.	142,9	52	36,5	179,4	176,7	31,2	20,4	197,1
4-5	Рвир.	179,4	-	-	179,4	31,2	-	-	31,2
	Рзаг.	179,4	18	13	192,4	197,1	60	44	241,1
3-4	Рвир.	179,4	110,5	82	261,4	31,2	-	-	31,2
	Рзаг.	192,4	110,5	82	274,4	241,1	110,5	82	323,1
2-3	Рвир.	261,4	-	-	261,4	31,2	-	-	31,2
	Рзаг.	274,4	50,4	36,5	310,9	323,1	168	131	452,1
1-2	Рвир.	261,4	110,5	82	343,4	31,2	-	-	31,2
	Рзаг.	310,9	110,5	82	392,9	452,2	110,5	82	534,2
0-1	Рвир.	343,4	78	59,5	402,9	46,8	31,2	20,4	67,2
	Рзаг.	392,9	78	59,5	452,4	534,2	46,8	32,4	566,6

Розрахункове денне Sд та вечірнє Sв навантаження знаходять, виходячи із загального денного Рд та вечірнього Рв навантаження і коефіцієнта потужності.

Розрахунки по вибору перерізів проводів починають з головної ділянки лінії і одержані дані заносять в таблицю.

Таблиця 6. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 10 кВ

Ділянка №	Денне навантаження	Вечірнє навантаження	Sм, кВА	SЕ, кВА	Провід	Втрата напруги, %
	Рвир/Рзаг	cosц	Sд, кВА	Рвир/Рзаг	cosц	Sв, кВА				ДUi	?ДUi
6-7	1	0,65	80	1	0,725	43	80	56	А-16	0,11	0,95
5-6	1	0,65	276	0,16	0,925	213	276	193	А-25	0,14	0,84
4-5	0,93	0,655	294	0,13	0,93	230	294	206	А-35	0,30	0,74
3-4	0,95	0,66	415	0,1	0,935	248	415	290	А-35	0,11	0,44
2-3	0,84	0,67	464	0,07	0,94	481	481	336	А-50	0,07	0,33
1-2	0,87	0,69	569	0,06	0,942	567	569	397	А-50	0,11	0,26
0-1	0,89	0,68	665	0,12	0,97	584	665	465	А-70	0,15	0,15

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ SЕ дорівнює:

SЕ=КдSм, (4.4)

Кд - коефіцієнт, який враховує динаміку зростання навантаження (для сільських мереж рекомендується Кд=0,7).

Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги.

Переріз проводів лінії 10 кВ, як вибрані за допомогою економічних інтервалів потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, тобто

Фактична втрата напруги на і-ій ділянці лінії (%)

де Pi, Qi - розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт, квар;

ri, xi - активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

Uн - номінальна напруга лінії, кВ;

Таблиця 7. Дані ділянок лінії 10 кВ

Ділянка	Провід	SM кВ А	Pi кВт	Qi кВар	Li км	xi Ом	ri Ом	ДU%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
6-7	А-16	80	52	60,8	0,9	0,36	1,62	0,11
5-6	А-25	276	197,1	194,1	0,6	0,24	0,7	0,14
4-5	А-25	294	241	241	0,8	0,32	0,93	0,30
3-4	А-35	415	323	260,5	0,3	0,12	0,26	0,11
2-3	А-50	481	452	164	0,2	0,08	0,12	0,07
1-2	А-50	569	534	196	0,3	0,12	0,17	0,11
0-1	А-70	665	566,6	348	0,4	0,16	0,17	0,15



Таблиця 8. Розрахунок допустимої втрати напруги.

Елемент мережі	Ближня ТП	Віддалена ТП
	100%	25%	100%	25%
Шини 10 кВ РТП	2	-2	2	-2
Лінія 10 кВ
ТП 10/0,4 кВ:
Постійна надбавка	+5	+5	+5	+5
Регульована надбавка	0	0	-2,5	-2,5
Втрати напруг
Лінія 0,38 кВ
Споживач	-5	+5	-5	+5
Допустиме	-5	+5	-5	+5



4. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідною величиною для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання необхідний для перевірки вибраної апаратури на термічну і динамічну стійкість, чутливості релейного захисту і для узгодження характеристик релейного захисту лінії 10 кВ з характеристиками запобіжників ТП - 10/0,4 кВ.

У курсовому проекті необхідно визначити струми короткого замикання на шинах 10 кВ районної ТП, на шинах 10 кВ розрахункової (заданої) та найбільш віддаленої споживчих підстанцій.

Розрахунок струмів короткого замикання можна виконувати у відносних або іменованих одиницях. Оскільки струми короткого замикання розраховуються у мережі одної напруги, зручніше користуватися іменованими одиницями.

Струм трифазного короткого замикання на шинах 10 кВ РТП обчислюють за формулою:

де Sк.з. - потужність короткого замикання, м ВА;

Uб - Базисна напруга, кВ (Uб = 10,5 кВ).

Ударний струм:

де Ку - ударний коефіцієнт (1<Ку<2)

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

Струм трифазного короткого замикання і інших точках мережі:

де Zк.з. - опір кола короткого замикання до розрахункової точки, Ом.

Опір системи:

Повні активний та індуктивний опори лінії:

де roi, xoi - питомий активний та індуктивний опори 1 км провода лінії, Ом/км.

Lі - довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання:



5. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ (вихідної комірки лінії 10 Кв)

Апаратуру вихідної комірки лінії електропередачі 10 кВ і заданої споживчої підстанції вибирають за номінальною напругою, струмом та конструктивним виконаннями, класом точності і струмом вимикання.

Вибрану апаратуру перевіряють на термічну та динамічну стійкість при дії струму короткого замикання. При виборі апаратури рекомендується скласти таблицю, порівнюючи розрахункові та паспортні дані апаратів. Для вимикачів і роз'єднувачів також необхідно вибирати привод.

Таблиця 9. Умови вибору автоматів (для вимикачів)

Параметри	Умови вибору	Розрахункові формули	ВММ-10-320 Привод, ППВ
Номінальна напруга	Uн.в.>Uн	Uн.в.>Uн	10 кВ
Номінальний струм	Iн.в.>Ip.max		400 А
Допустимий струм вимикання	Iд.вим>Iр.вим		10 кА
Струм динамічної стійкості	imax>iy		25 кА
Струм термічної стійкості		-	10/4 кА/с

Таблиця 10. Вибір роз'єднувачів

Параметри	Умови вибору	Розрахункові формули	РВ-10-400 Привод, ПР-10
Номінальна напруга	Uн.в.>Uн	Uн.в.>Uн	10 кВ
Номінальний струм	Iн.в.>Ip.max		400 А
Струм динамічної стійкості	imax>iy		50 кА
Струм термічної стійкості		-	10/4 кА/с



Таблиця 11. Вибір трансформаторів струму

Параметри трансформатора струму	Умови вибору	Розрахункові значення	ТПЛ-10
Номінальна напруга		10 кВ	10 кВ
Номінальний первинний струм		39,1 А	40 А
Номінальний вторинний струм		5 А	5 А
Клас точності	(*)	1	1
Номінальна вторинна потужність		16,8	20
Кратність струму: термічної стійкості
динамічної стійкості

Клас точності трансформаторів струму, до яких приєднують лічильники електричної енергії для грошового розрахунку, повинен бути 0,5; для технічного обліку електроенергії допускається клас точності 1,0. Для приєднання реле і різноманітних пристроїв достатніми є класи точності 3,0 і 10,0.

Щоб забезпечити задану точність вимірювання, потужність S2 приладів, приєднаних до вторинної обмотки трансформатора, не повинна перевищувати зазначене в паспорті трансформатора струму номінальне вторинне навантаження S2. Залежно від класу точності знаходять номінальну вторинну потужність SH2.

Навантаження трансформаторів струму:

де IH2 - номінальний вторинний струм (у більшості випадків 5 А); Snp - сумарна потужність послідовно ввімкнених приладів ВА; Rпров - опір з'єднувальних проводів 0,5 Ом; Rкон - опір контактів 0,1 Ом.



6. Вибір релейного захисту комірки лінії 10 кВ районної трансформаторної підстанції

Для захисту лінії 10кВ використовують максимальний струмовий захист і струмову відсічку. При цьому максимальний струмовий захист може бути виконаний з допомогою реле РТВ або РТ85 і РТМ (реле РТВ і РТМ вмонтовуються в пружинний привод вимикача). При виконанні максимального струмового захисту з використанням реле РТВ відсічка здійснюється з допомогою реле РТМ, а в іншому випадку - електромагнітним елементом реле РТ - 85.

У мережах напругою 10кВ максимальний струмовий захист виконується у двофазному варіанті (трансформатори струму монтуються тільки у двох фазах), тому можуть бути використані схеми з'єднань трансформаторів струму у неповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Струм спрацювання максимального струмового захисту знаходять за формулою:

де Кн, Ксп, Кп - відповідно коефіцієнт надійності, самозапуску і повернення;

Ір.max - максимальний розрахунковий струм навантаження, А;

Коефіцієнт самозапуску Ксп для ліній сільськогосподарського призначення може мати значення 1,11,8.

Величина коефіцієнтів надійності та повернення залежить від типу реле

. Ксп - 1,4; Кн - 1,2; Кп - 0,8 (для реле РТ - 85).

Максимальний розрахунковий струм навантаження визначають за максимальною потужністю на першій ділянці лінії 10кВ:

Тоді струм спрацювання реле:

де Ксх - коефіцієнт схеми (при з'єднанні трансформаторів струму в неповну зірку Ксх=1, а у випадку з'єднання на різницю струмів двох фаз Ксх=3);

nтт - коефіцієнт трансформації трансформаторів струму. Враховуючи дискретність уставок струму спрацювання реле РТВ, ТР - 85 і РТМ, вибирають найближче більше значення струму уставки Іуст реле за його паспортом (nтт=75/5=12).

Отже, вибираємо струм установки Іуст=75А.

Після вибору струму уставки реле визначають уточнене значення струму спрацювання захисту:

Чутливість захисту перевіряють за формулою:

Iкз.мін - мінімальне значення струму двофазного короткого замикання у мережі (шини 10 кВ найбільше віддаленої ТП 10/0,4 кВ).

Для визначення установки часу спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, узгодження її з часом спрацювання запобіжників ТП-10/0,4 кВ креслять карту узгодження захисту мережі, на які по осі абсцис відкладається струм короткого замикання, а по осі ординат - час спрацювання захисту.

Струм спрацювання відсічки визначають за двома умовами:

а) залежно від кидка струму намагнічування:

де ?Sн - сума номінальних потужностей споживчих ТП-10/0,4 кВ, приєднаних до лінії 10 кВ, кВА;

б) залежно від струму короткого замикання в кінці лінії 10 кВ:

де I3кз.макс - максимальний струм трифазного короткого замикання на шинах 10 кВ найвіддаленішої підстанції ТП-10/0,4 кВ, кА;

Кнв - коефіцієнт надійності відсічки для реле РТМ та РТ-85 дорівнює 1,5.

Розрахунок струму спрацювання реле відсічки виконують за найбільшим струмом із наведених вище двох умов:

Вибравши найбільше значення струму установки реле відсічки Iуст.в, визначають уточнене значення стуму спрацювання відсічки:

Застосування струмової відсічки буде доцільним при виконанні умови Кч ?1,2. Кч - коефіцієнт чутливості струмової відсічки. Відповідно:

де I(2)кз.мін - мінімальний стум двофазного короткого замикання на шинах 10 кВ в районній підстанції ( у місті установки відсічки).



7. Розрахунок системи електропостачання заданого населеного пункту

7.1 Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій ТП-10/0,4 кВ

Кількість трансформаторних підстанцій у населеному пункті можна обчислити за формулою:

де Sp - повне розрахункове навантаження споживачів заданого населеного пункту, кВА;

F - площа населеного пункту, км2;

B - залежність від напруги ( для 10/0,4 кВ В=0,060,07 %/км;

ДU - допустима втрата напруги у мережі низької напруги, %.

На плані населеного пункту розміщують ТП-10/0,4 кВ з таким розрахунком, щоб вони знаходились у центрі навантаження, а лінії 0,38 кВ були по можливості меншої довжини.

Розміщувати ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту необхідно по можливості так, щоб вони живили споживачів однакового характеру, а також напруги до рівномірного розподілу навантаження між окремими ТП. Розмістивши ТП на плані населеного пункту, намічають траси проходження лінії 0,38 кВ. У випадку змішаного навантаження підстанції окремі лінії 0,38 кВ повинні по можливості живити споживачів одного характеру і мати рівномірні навантаження.



7.2 Розрахунок навантажень лінії електропередачі напругою 0,38 кВ

При визначенні розрахункового навантаження на кожній ділянці лінії 0,38 кВ рекомендується об'єднувати житлові будинки у групи від 3 до 7 об'єктів. Навантаження групи житлових будинків знаходять підсумовуванням за допомогою коефіцієнта одночасності в загальному випадку Рд і вечірньому Рв максимумах:

де РДі, РВі - розрахункові навантаження на вводі житлового будинку відповідно у денний і вечірній час, кВт;

Ко - коефіцієнт одночасності, залежить від кількості будинків.

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Розрахункові навантаження окремих ділянок лінії 0,38 кВ знаходять підсумовуючи навантаження окремих споживачів, що підключені до лінії, з урахуванням одночасності подавання в максимум навантаження. Розрахунок ведуть, починаючи з кінця лінії, навантаження підсумовують за методом добавок:

де Рдб, Рвб та Рдм, Рвм - найбільше і менше навантаження відповідно денного та вечірнього максимумів, кВт;

ДР(Р) - добавка від меншого навантаження до найбільшого, кВт. В окремих випадках, якщо явно виражено денний або вечірній максимуми навантаження, розрахунок проводять за одним з максимумів - денним або вечірнім. Розрахунки навантажень лінії 0,38 кВ рекомендується робити у табличній формі.

Таблиця 12. Розрахунок навантажень лінії 0,38 кВ

Ділянка	Навантаження
	Денне, кВт	Вечірнє, кВт
	Рдб	Рдм	?Р(Рдм)	Рд	Рвб	Рвм	?Р(Рвм)	Рв
1	2	3	4	5	6	7	8	9

ТП-1

5-4	8,27	-	-	8,27	19,1	-	-	19,1
4-3	8,27	8,27	+4,8	13,1	19,1	19,1	+12,5	31,6
3-2	13,1	8,27	+4,8	17,9	31,6	19,1	+12,5	44,1
2-1	17,9	8,27	+4,8	22,7	44,1	19,1	+12,5	56,6
1-0	22,7	8,27	+4,8	27,5	56,6	19,1	+12,5	69,1

ТП-2

5-4	8,27	-	-	8,27	19,1	-	-	19,1
4-3	8,27	8,27	+4,8	13,1	19,1	19,1	+12,5	31,6
3-2	13,1	8,27	+4,8	17,9	31,6	19,1	+12,5	44,1
2-1	17,9	8,27	+4,8	22,7	44,1	19,1	+12,5	56,6
1-0	22,7	8,27	+4,8	27,5	56,6	19,1	+12,5	69,1

ТП-3

5-4	8,27	-	-	8,27	19,1	-	-	19,1
4-3	8,27	8,27	+4,8	13,1	19,1	19,1	+12,5	31,6
3-2	13,1	8,27	+4,8	17,9	31,6	19,1	+12,5	44,1
2-1	17,9	8,27	+4,8	22,7	44,1	19,1	+12,5	56,6
1-0	22,7	8,27	+4,8	27,5	56,6	19,1	+12,5	69,1



ТП-4

4-3	5,1	-	-	5,1	5,1	-	-	5,1
3-2	5,1	5,1	+3	8,1	5,1	5,1	+3	8,1
2-1	8,1	1,7	+1,2	9,3	8,1	5,1	+3	11,1
1-0	21,3	9,3	+5,4	26,7	11,1	10	+6	17,1

ТП-5

4-3	4,25	-	-	4,25	1,7	-	-	1,7
3-2	17	4,25	+2,4	19,4	8,5	1,7	+1,2	9,7
2-1	19,4	15	+9,8	29,2	12,8	9,7	+6	18,8
1-0	29,2	18,3	+11,2	40,4	18,8	7,3	+4,2	23

ТП-6

3-2	5,1	-	-	5,1	5,1	-	-	5,1
2-1	5,1	3	+1,8	6,9	5,1	3	+1,8	6,9
1-0	8	6,9	+4,2	12,2	6,9	3	+1,8	8,7

7.3 Вибір перерізу проводів лінії електропередачі 0,38 кВ

Переріз провідників на окремих ділянках лінії 0,38 кВ вибирають за мінімумом приведених затрат (за економічними інтервалами потужностей) залежно від максимальної потужності Sм (більшого з розрахункових денного Sд або вечірнього Sв навантажень ділянки лінії). Повна потужність на ділянках лінії 0,38 кВ визначається за розрахунковими активними навантаженнями цих ділянок і відповідними коефіцієнтами потужності.

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Розрахунок реактивної потужності ділянки лінії:

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Фактична втрата напруги на і-тій ділянці лінії (%)

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

,Таблиця 13. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ для населеного пункту

№ ДІЛЯНКИ

Денне навантаження

Вечірнє навантаження

Sм, кВА

Li, км

Pi, кВт

Qi, кВар

ro, Ом/км

xo, Ом/км

ri, Ом

xi, Ом

Провід

Втрата напруги, %

Pд, кВт

cosц

Sд, кВА

Pв, кВт

cosц

SВ, кВА

На ділянці

Від ТП

ТП-1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
5-4	8,27	0,92	9	19,1	0,96	19,9	19,9	0,07	8,27	3,5	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,01	1,42
4-3	13,1	0,92	14,2	31,6	0,96	32,9	32,9	0,07	13,1	5,5	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,02	1,41
3-2	17,9	0,92	19,5	44,1	0,96	45,9	45,9	0,07	17,9	7,7	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,03	1,39
2-1	22,7	0,92	24,7	56,6	0,96	59,9	59,9	0,07	22,7	9,7	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,04	1,36
1-0	27,5	0,92	29,9	69,1	0,96	72	72	0,07	27,5	11,7	1,16	0,4	0, 81	0,28	А-25	0,03	1,32

ТП-2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
5-4	8,27	0,92	9	19,1	0,96	19,9	19,9	0,07	8,27	3,5	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,01	1,29
4-3	13,1	0,92	14,2	31,6	0,96	32,9	32,9	0,07	13,1	5,5	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,02	1,28
3-2	17,9	0,92	19,5	44,1	0,96	45,9	45,9	0,07	17,9	7,7	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,03	1,26
2-1	22,7	0,92	24,7	56,6	0,96	59,9	59,9	0,07	22,7	9,7	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,04	1,23
1-0	27,5	0,92	29,9	69,1	0,96	72	72	0,07	27,5	11,7	1,16	0,4	0, 81	0,28	А-25	0,03	1,19

ТП-3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
5-4	8,27	0,92	9	19,1	0,96	19,9	19,9	0,07	8,27	3,5	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,01	1,16
4-3	13,1	0,92	14,2	31,6	0,96	32,9	32,9	0,07	13,1	5,5	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,02	1,15
3-2	17,9	0,92	19,5	44,1	0,96	45,9	45,9	0,07	17,9	7,7	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,03	1,13
2-1	22,7	0,92	24,7	56,6	0,96	59,9	59,9	0,07	22,7	9,7	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,04	1,1
1-0	27,5	0,92	29,9	69,1	0,96	72	72	0,07	27,5	11,7	1,16	0,4	0, 81	0,28	А-25	0,03	1,06

ТП-4

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
4-3	5,1	0,75	7,3	5,1	0,85	6	7,3	0,05	5,1	5,2	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,04	1,03
3-2	8,1	0,75	10,8	8,1	0,85	9,5	10,8	0,05	8,1	7,1	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,06	0,99
2-1	9,3	0,75	12,4	11,1	0,85	13	13	0,05	9,3	8,2	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,07	0,93
1-0	26,7	0,7	38,1	17,1	0,75	22,8	38,1	0,05	26,7	27,2	1,16	0,4	0,81	0,28	А-25	0,14	0,86

ТП-5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
4-3	4,25	0,7	6,1	1,7	0,75	2,3	4,25	0,05	4,25	4,4	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,03	0,72
3-2	19,4	0,7	27,7	9,7	0,75	12,9	19,4	0,05	19,4	19,8	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,15	0,69
2-1	29,2	0,7	41,7	18,8	0,75	25,1	29,2	0,05	29,2	29,7	1,16	0,4	0,81	0,28	А-25	0,19	0,54
1-0	40,4	0,85	47,5	23	0,9	25,5	40,4	0,05	40,4	25	1,16	0,4	0,81	0,28	А-25	0,19	0,35

ТП-6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
3-2	5,1	0,85	6	5,1	0,9	5,7	5,7	0,05	5,1	3,2	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,03	0,16
2-1	6,9	0,85	8,1	6,9	0,9	7,7	7,7	0,05	6,9	4,2	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,05	0,13
1-0	12,2	0,85	14,4	8,7	0,9	9,7	12,2	0,05	12,2	7,6	1,8	0,4	0,126	0,28	А-16	0,08	0,08

7.4 Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій

Для розрахунку номінальної потужності трансформаторних підстанцій необхідно визначити потужність на шинах 0,4 кВ. Розрахункова потужність на шинах 0,4 кВ ТП знаходиться сумуванням навантажень окремих ліній 0,38 кВ за допомогою добавок. У вечірнє навантаження ТП потрібно включити навантаження Рво вуличного та Рзо зовнішнього освітлення.

Формула для підрахунку вечірнього навантаження на шинах ТП:

де

Рвб - потужність ліній з найбільшим навантаженням, кВт;

РВМі - потужність і - тої лінії з меншим навантаженням, кВт;

Рво - навантаження вуличного освітлення, кВт;

Рзо - навантаження зовнішнього освітлення, кВт;

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Формула для підрахунку денного навантаження на шинах ТП:

де Рдб - потужність ліній з найбільшим навантаженням, кВт;

Рдмі - потужність і - тої лінії з меншим навантаженням, кВт.

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Потужність трансформаторів споживчих ТП-10/0,4 кВ вибирають за розрахунковою потужності Sp, за яку беруть найбільшу із розрахункових денних або вечірні потужностей.

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Розрахунок виду ТП:

ТП-1

ТМ-100/10-66У1

ТП-2

ТМ-100/10-66У1

ТП-3

ТМ-100/10-66У1

ТП-4

ТМ-63/10-66У1

ТП-5

ТМ-63/10-66У1

ТП-6

ТМ-25/10-66У1

Вартість ТП:

ТП-1 на 100 кВА ціна - 39000 грн.

ТП-2 на 100 кВА ціна - 39000 грн.

ТП-3 на 100 кВА ціна - 39000 грн.

ТП-4 на 63 кВА ціна - 25000 грн.

ТП-5 на 63 кВА ціна - 25000 грн.

ТП-6 на 25 кВА ціна - 21000 грн.

Вартість ПЛ:

А-16: 6 грн.

А-25: 10 грн.

ТП-1

А-16: 240·6=1440 грн.

А-25: 120·10=1200 грн.

ТП-2

А-16: 240·6=1440 грн.

А-25: 120·10=1200 грн.

ТП-3

А-16: 240·6=1440 грн.

А-25: 120·10=1200 грн.

ТП-4

А-16: 240·6=1440 грн.

А-25: 80·10=800 грн.

ТП-5

А-16: 180·6=1080 грн.

А-25 180·10=1800 грн.

ТП-6

А-16: 240·6=1440 грн.

7.5 Техніко-економічні показники системи електропостачання

Основні техніко-економічні показники потрібно визначати для однієї із розрахункових ТП. Ці показники включають:

а) собівартість передачі електричної енергії;

б) густину навантаження лінії.

Собівартість передачі електричної енергії знаходять шляхом ділення щорічних витрат на кількість електроенергії, відпущеної з шин 0,4 кВ споживчої ТП-10/0,4 кВ:

де И - сумарні щорічні витрати, грн./рік;

А - кількість відпущеної електроенергії з шин 0,4 кВ споживчої трансформаторної підстанції, кВ.г.

До щорічних витрат належить:

а) амортизаційні відрахування на капітальний ремонт на відшкодування (И2);

б) витрати на обслуговування, які включають витрати на зарплату персоналу, загальносіткові витрати на поточний ремонт (Иобс);

в) вартість витрат електроенергії (Ип - витрати на покриття втрат електроенергії).

Тоді формула для розрахунків щорічних витрат буде мати вигляд:

Амортизаційні відрахування ИА визначаються за формулою (окремо для ТП на лінії 0,38 кВ):

де РА - норма відрахувань на амортизацію, % (РА=5%);

К - капітальні вкладення (вартість) об'єкта, грн.

Кп - поправочний коефіцієнт, який враховує зміну вартості (кп=1,1).

Капітальні вкладення на ПЛ:

Капітальні вкладення на ТП:

39000+39000+39000+25000+25000+21000=188000 грн.

Втрати на обслуговування Иобс знаходять за формулою:

де л=280 грн./у.о - середньо статичні ситрати по експлуатації на одну умовну одиницю;

nyo - кількість умовних одиниць (норми умовних одиниць по елементах мереж)

Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії Ип знаходять за формулами:

А) для лінії:

Б) для трансформатора:



де Sm - максимальна потужність навантаження, кВА;

Sн - номінальна потужність трансформатора, кВА;

Uн - номінальна лінійна напруга лінії електропередачі, В;

Uн=380 В;

L - довжина лінії електромережі, км;

Ркз, Рхх - відповідно втрати потужності короткого замикання та холостого ходу трансформатора, кВт;

Тв - час роботи трансформатора, год/рік. У випадку роботи трансформатора на протязі всього року Тв=8760 год/рік;

ф - річне число годин (час втрат), год/рік (ф =2176 год/рік);

Сп - питомі витрати на покриття втрат електроенергії, відповідно і лініях і трансформаторах, грн./кВт год.

А)

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Б)

ТП-1: Ркз=2 кВт, Рхх=0,32 кВт

ТП-2: Ркз=2 кВт, Рхх=0,32 кВт

ТП-3: Ркз=2 кВт, Рхх=0,32 кВт

ТП-4: Ркз=1,3 кВт, Рхх=0,23 кВт

ТП-5: Ркз=1,3 кВт, Рхх=0,23 кВт

ТП-6: Ркз=0,6 кВт, Рхх=0,11 кВт

Кількість електроенергії А, відпущеної з шини 0,4 кВ:

де Рм - максимальна потужність на шинах 0,4 кВ ТП, кВт (Рм=1074,75 кВт);

Тм - число годин використання максимума навантаження, год/рік (Тм=4000 год/рік).

Густина навантаження лінії 0,38 кВ S0 знаходиться діленням повної максимальної потужності Sм на шинах 0,4 кВ ТП на загальну довжину лінії 0,38 кВ L, тобто:



Висновок

В результаті виконання даної курсової роботи було опановано методику розрахунку електропостачання сільського населеного пункту від районної трансформаторної підстанції (РТП). За розрахунками, кількість трансформаторних підстанцій становий 6 шт.: ТП-1 на 100 кВА, ТП-2 на 100 кВА, ТП-3 на 100 кВА, ТП-4 на 63 кВА, ТП-5 на 63 кВА, ТП-6 на 25 кВА - ціна 188000. трансформаторний підстанція обслуговування зарплата

Для даного населеного пункту вибрані пристрої автоматичного санкціонування ЯСА-100, кількість яких становить 6 шт.

Загальна кількість щорічних витрат (амортизаційні відрахування на капітальний ремонт та відшкодування, витрати на обслуговування, які включають в себе: зарплату персоналу, загальносіткові витрати на поточний ремонт, вартість витрат електроенергії) становить - 25026 тис.грн..

Собівартість передачі електричної енергії - 0,006 грн/кВт.г.



Література

1. Козирський В.В., Герасименко В.П. Електропостачання сільського господарства.

Размещено на Allbest.ru