МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

БРЯНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

КАФЕДРА СИСТЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ

Курсовой проект

по дисциплине: Электроснабжение сельского хозяйства

на тему:

Электроснабжение сельского населенного пункта

Брянск 2009

Содержание

1. Введение

2. Исходные данные

3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

7. Выбор типа подстанции

8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения

10 Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

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

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

14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

15 Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

16. Расчёт токов короткого замыкания

17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии

18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

19. Выбор устройств от перенапряжений

20. Расчёт контура заземления подстанции

21. Определение себестоимости распределения электроэнергии

Список литературы

1. Введение

Еще в первые месяцы после Великой Октябрьской социалистической революции В.И. Лениным была сформулирована задача о необходимости обратить особое внимание на электрификацию промышленности и транспорта и применение электричества к земледелию. Проблема электрификации всех отраслей народного хозяйства, а, следовательно, и электроэнергетики начиная с конца XIX века стояла, достаточно остро во всех странах в связи с высокими технико-экономическими показателями электрической энергии, легкостью ее преобразования в другие виды энергии и простотой передачи на расстояние. К началу первой мировой войны (1914 г.) электроэнергетическая база ведущих мировых стран развивалась весьма быстрыми темпами, но царская Россия, несмотря на огромные запасы топлива, и гидроресурсов, и в этой ведущей отрасли народного хозяйства заметно отставала от других капиталистических стран по установленной мощности на электростанциях и по производству электрической энергии.

В настоящее время развитие сельского электроснабжения в основном пойдет по линии развития существующих и строительства новых сетей, улучшения качества электроэнергии, поставляемой сельским потребителям, и особенно повышения надежности электроснабжения. Одновременно, конечно, будет продолжаться процесс электрификации сельских районов, удаленных от мощных энергосистем, путем строительства укрупненных колхозных и межколхозных электростанций с использованием дизельного топлива, а также гидроэнергии малых и средних водотоков существенно увеличиваются.

Следует подчеркнуть, что в настоящее время степень загруженности существующих сельских электрических сетей и потребительских подстанций для подавляющего большинства территории нашей страны невелика, и важной задачей, разрешение которой способно повысить рентабельность сельского электроснабжения - является широкое внедрение электроэнергии в производственные процессы сельского хозяйства и в быт сельского, населения.

2. Исходные данные

№

п.п.

Наименование

шифр

Дневной

максимум

Вечерний

максимум

Р_д,

кВт

Q_д,

квар

S_д,

кВА

Р_в,

кВт

Q_в,

квар

S_в,

кВА

ТП-1

1

Кормоцех птицефермы на 25-30 тыс. кур

158

25

20

32,01

10

7

12,2

2

Прачечная производительностью 1,0 т белья/смену

565

25

15

29,15

25

15

29,15

3

Пункт технического обслуживания машин и оборудования на фермах

371

10

7

12,2

5

4

6,4

4

Комбикормовый цех производительностью 50 т/смену

196

190

160

248,39

190

160

248,39

5

Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 35-50 рабочих мест

519

25

18

30,8

10

0

10

ТП-2

6

Птичник на 8 тыс. молодняка

155

25

12

27,73

25

12

27,73

7

Гречерушка

352

3

2

3,6

1

0

1

8

Зернохранилище с передвижными механизмами емкостью 500 т

311

10

10

14,14

5

3

5,83

9

Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 200 коров

107

15

13

19,84

15

13

19,84

10

Баня на 5 мест

559

3

2

3,6

3

0

3

ТП-3

11

Крупорушка

350

12

10

15,62

1

0

1

12

Площадка по откорму КРС на 6000 голов

36

155

140

208,86

90

80

120,41

13

Кумысная ферма на 100 кобылиц

76

25

15

29,15

30

15

33,54

14

Прачечная производительностью 0,5 т белья/смену

564

20

13

23,85

20

13

23,85

15

Инкубаторий на 4 инкубатора

167

30

0

30

30

0

30

ТП-4

16

Хлебопекарня производительностью 3 т/сутки

356

5

4

6,4

5

4

6,4

17

Ферма выращивания уток на 15 тыс. утят

60

45

20

49,24

45

20

49,24

18

Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 100 коров

104

4

4

5,65

4

4

5,65

19

Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 100 коров

106

9

8

12,04

9

8

12,04

20

Ферма выращивания уток на 30 тыс. утят

61

75

30

80,77

75

30

80,77

ТП-5

21

Овцеводческая ферма с полным оборотом стада на 5000 овцематок

66

240

180

300

240

180

300

22

Оборудование для гранулирования комбикормов ОГК-3

179

55

50

74,33

55

50

74,33

23

Приемный пункт молокозавода мощностью 30 т/смену

355

65

60

88,45

65

60

88,45

24

Родительское отделение на 144 мест

126

20

0

20

20

0

20

25

Столярный цех

341

15

10

18,02

1

0

1

ТП-6

26

Столовая с электронагревательным оборудованием на 75 мест

542

35

15

38,07

15

5

15,81

27

Свинарник-маточник на 100 маток с навозоуборочным транспортером с теплогенератором

142

8

6

10

8

6

10

28

Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 50 мест

545

50

20

53,85

20

10

22,36

29

Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов

113

1

0

1

3

0

3

30

Детские ясли-сад на 25 мест

512

4

0

4

3

0

3

31

Птичник на 8 тыс. молодняка

155

25

12

27,73

25

12

27,73

32

Гречерушка

352

3

2

3,6

1

0

1

33

Сельский жилой дом (квартира) с плитой на газе, жидком или твердом топливе

603

0,7

0,32

0,76

2

0,75

2,13

3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

Расчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам

(3.1)

(3.2)

где n – количество домов;

к_о – коэффициент одновремённости;

Р – активная мощность одного дома, кВт;

Q – реактивная мощность одного дома, квар.

По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов

P_д=0,26960,7=17,471 кВт,

Q_д=0,26960,32=7,987 кВАр,

P_в=0,26962=49,92 кВт,

Q_в=0,26960,75=18,719 кВАр.

Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7).

Мощность уличного освещения определяется по формулам

(3.3)

(3.4)

где Р_уд – удельная активная мощность, Вт/м;

L – длина улицы, м;

tgφ – коэффициент реактивной мощности.

P_у.о.=5,5144010^-3=7,919 кВт,

Q_у.о.=7,921,02=8,08 кВАр.

Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора.

Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам

(3.5)

(3.6)

Где П – периметр приусадебного участка, м;

Р_уд.о – удельная мощность освещения, Вт/м.

P_осв=0,2696312010^-3=8,985 кВт,

Q_осв=8,9851.02=9,165 кВАр.

Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам

(3.7);

(3.8);

P_в.с.=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт,

Q_в.с.=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр

Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле

(3.9);

4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. 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

(4.1),

(4.2),

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

х_i у_i – координаты i-ro потребителя.

Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1

Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети

х

417

385

135

496

391

191

500

261

у

80

250

425

491

354

487

475

93

X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м

Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182

Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1

Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ

5. 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:

где Р_mах;Q_max – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

ΔP_i, Δ Q_i – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1.

P_pд =3+0,6=3,6 кВт;

Q_pд=2+0=2 кВАр;

P_pв=3+0,6=3,6 кВт;

Q_pв=0+0=0 кВАр;

Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ

Участок сети

Рд, кВт

Qд, квар

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

ТП-6 - 352

3,6

2

4,118

3,6

0

3,6

352 - 113

1

0

1

3

0

3

ТП-6 - 512

27,4

12

29,912

26,8

12

29,363

512 - 155

25

12

27,73

25

12

27,73

ТП-6 - 142

54,8

23,6

59,665

24,8

13,6

28,284

142 - 545

50

20

53,851

20

10

22,36

ТП-6 - 542

35,4

15,2

38,525

16,2

5,4

17,076

542 - 603

0,7

0,32

0,769

2

0,75

2,136

Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2

Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП

Номер ТП

Рд, кВт

Qд, квар

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар

Sв, кВА

ТП1

245,8

198,6

316,005

222,2

176,5

283,769

ТП2

226,26

29,4

228,162

221,78

22,58

222,926

ТП3

212,6

164,4

268,749

144,4

98,1

174,57

ТП4

118,6

53

129,903

118,6

53

129,903

ТП5

371,4

255,8

450,967

362,3

249,5

439,899

ТП6

400,88

42,3

403,105

58,26

25,1

63,436

6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение I таблицы 8 [1]).

Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле

(6.1)

где к_р - коэффициент роста нагрузок.

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

Где S_эн – нижний экономический интервал;

S_эв – верхний экономический интервал.

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

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок

Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Технические данные трансформатора

Тип

Номинальная мощность,

кВА

Сочетание напряжений, кВ

Потери, кВт

Напряжение к.з. %

Ток х.х., %

Схема соединений

В.Н.

Н.Н.

х.х

к.з.

ТМ-400

400

35

0,4

1,35

5,5

6,5

2,1

Y/Yн

7. Выбор типа подстанции

Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. 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 АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы.

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. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. К установке принимается комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа с силовым трансформатором мощностью 400 кВА.

8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

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

Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения

х

1,5

8

6,5

8

8,5

8,5

у

5

7

6

5

5

3

Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок.

Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км

Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км

Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1

Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения.

Оптимальное напряжение определяется по формуле

где L_эк – эквивалентная длина линии, км;

Р₁ – расчётная мощность на головном участке, кВт.

Эквивалентная длина участка определяется по формуле

Где L_i – длина i-го участка линии, км;

Р_i – мощность i-го участка линии, кВт.

Эквивалентная длина составит

L_эк=5,385+0,000771(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км

кВ.

9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения

Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам

где к_о – коэффициент одновремённости;

в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

,

,

Где Р_max; Q_max – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

Р_i; Q_i – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.

Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1

P_д=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт,

Q_д=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар,

кВА

P_в=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт,

Q_в=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар,

кВА

Таблица 9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения

Номер

участка

Р_д,

кВт

Q_д,

квар

S_д,

кВА

Р_в,

кВт

Q_в,

квар

S_в,

кВА

РТП-ТП4

1331,88

601,5

1461,405

962,3

534,8

1100,923

ТП4-ТП2

593,8

346

687,251

510,2

266,1

575,424

ТП2-ТП3

415,8

325,6

528,114

332,2

251

416,362

ТП3-ТП1

245,8

198,6

316,005

222,2

176,5

283,769

ТП4-ТП5

699,88

459,8

837,405

653,3

443,5

789,615

ТП5-ТП6

400,88

42,3

403,105

58,26

25,1

63,436

10. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

,

Где I_р – расчётный ток участка сети, А;

j_эк – экономическая плотность тока, А/мм²

Продолжительность использования максимума нагрузки Т_м приводится в табл.10 П.1[1].

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

,

Где S_p – полная расчетная мощность, кВА;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу10.1

Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети

S_р, кВА

Р_р, кВт

I_р, А

Т_м, час

j_эк., А/мм²

F_эк, мм²

Марка провода

РТП-ТП4

1461,4

1331,88

24,106

3400

1,1

21,915

AC-25

ТП4-ТП2

687,25

593,8

11,336

3400

1,1

10,306

AC-16

ТП2-ТП3

528,11

415,8

8,711

3400

1,1

7,919

AC-16

ТП3-ТП1

316

245,8

5,212

3200

1,1

4,738

AC-16

ТП4-ТП5

837,4

699,88

13,813

3400

1,1

12,557

AC-16

ТП5-ТП6

403,1

400,88

6,649

3400

1,1

6,045

AC-16

11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле

где Р – активная мощность участка, кВт;

Q – реактивная мощность участка, квар;

r_о – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]);

х_о – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]);

L – длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле

Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1

Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участок сети

Марка

провода

Р, кВт

r_о, Ом/км

Q, квар

х_о, Ом/км

L, км

U, В

U,%

РТП-ТП4

AC-25

1331,88

1,139

601,5

0,45

5,385

51,114

0,146

ТП4-ТП2

AC-16

593,8

1,8

346

0,45

2

34,986

0,099

ТП2-ТП3

AC-16

415,8

1,8

325,6

0,45

1,802

25,57

0,073

ТП3-ТП1

AC-16

245,8

1,8

198,6

0,45

5,099

15,194

0,043

ТП4-ТП5

AC-16

699,88

1,8

459,8

0,45

0,5

41,905

0,119

ТП5-ТП6

AC-16

400,88

1,8

42,3

0,45

2

21,16

0,06

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

,

где S_max – расчётная мощность, кВА;

S_тр – мощность трансформатора, кВА;

U_а – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

где Р_к.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

где U_к.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

,

где Р_р –расчётная активная мощность, кВт;

S_р – расчетная полная мощность, кВА.

U_а=0,09 %,

U_p=6,499 %,

0,994,

sin()=0,104

(503,881/400)(0,089+0,682)=0,972 %

12. 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

где I – расчётный ток участка, А;

r_о – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

где  - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

где Т_м – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1

Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети

I, А

r_o, Ом/км

L, км

Р, кВт

Т_м, час

,

час

W,

кВт·ч

РТП-ТП4

24,106

1,139

5,385

9,388

3400

1885,992

17706,982

ТП4-ТП2

11,336

1,8

2

0,771

3400

1885,992

1454,337

ТП2-ТП3

8,711

1,8

1,802

0,41

3400

1885,992

774,108

ТП3-ТП1

5,212

1,8

5,099

0,415

3200

1726,911

717,811

ТП4-ТП5

13,813

1,8

0,5

0,286

3400

1885,992

539,815

ТП5-ТП6

6,649

1,8

2

0,265

3400

1885,992

500,347

Итого:

16,786

11,537

21693,403

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

,

,

∆P%=0,866 %,

∆W%=0,479 %.

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

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

где Р_х.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

Р_к.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

 - коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

,

∆P_тр= 1,35+1,5865,5= 10,077 кВт,

∆W_тр= 1,358760+1,5865,51885,992= 13720,72 кВтч.

13. 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

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

- потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;

- конструктивная надбавка трансформатора, %.

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

,

V_рег=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %,

∆U_доп=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %, что составляет 48,26 В.

14. Определение сечения проводов 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

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

U_доп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Р_i – активная мощность i-го участка сети, Вт;

L_i – длина i-го участка сети, м;

U_ном – номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

,

где U_р – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

,

где Q_i – реактивная мощность i-го участка сети, квар;

L_i – длина i-го участка сети, км;

х_о – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки.

Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле

,

где Р_р – расчетная мощность кВт;

– коэффициент реактивной мощности до компенсации;

– оптимальный коэффициент реактивной мощности.

Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле

,

где Q_p.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.

Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113

∆U_p= (0,299/0.38)(20,025+00,016492)=0,039 В,

∆U_д.а.=48,259-0,039=48,22 В,

106492/586361,599=0,181 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм² марки AC-16.

∆U_ф= ((3,61,8+20,29925)/380+((11,8+00,29916,492)/380)=0,543 В,

∆U%_ф= (0,543/380)100=0,143 %.

Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155

∆U_p= (0,299/0.38)(120,1822+120,240185)=4,001 В,

∆U_д.а= 48,259-4,001=44,258 В,

10996925/538182,757=20,433 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм² марки AC-25.

∆U_ф=((27,3991,139+120,299182,2)/380+((251,139+120,299240,185)/ /380)=36,992 В,

∆U%_ф= (36,992/380)100=9,734 %.

Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545

∆U_p= (0,299/0.38)(23,60,275181+200,305163)=9,945 В,

∆U_д.а =48,259-9,945=38,314 В,

30338154/465904,953=65,116 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм² марки AC-70.

∆U_ф=((54,7990,411+23,60,299275,181)/380+((500,411+200,299305,163)/ /380)=42,838 В,

∆U%_ф= (42,838/380)100=11,273 %.

Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603

∆U_p= (0,299/0.38)(15,1990,428122+0,320,15654)=5,177 В,

∆U_д.а =48,259-5,177=43,082 В,

15265120/523889,05=29,138 мм².

Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм² марки AC-35.

∆U_д.а=((35,3990,829+15,1990,299428,122)/380+((0,6990,829+0,320,299156,54)//380)=38,519 В,

∆U%_ф= (38,519/380)100=10,136 %.

Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети

Элемент сети

Отклонение напряжения, %

при 100% нагрузке

при 25% нагрузке

Шины 35 кВ

9

1

Линия 35 кВ

-0,326

-0,081

Трансформатор 35/0,4 кВ:

потери напряжения

надбавка конструктивная

надбавка регулируемая

-0,972

+5

0

-0,243

+2.5

0

Линия 0,38 кВ

-10,136

-

Допустимое отклонение напряжения

-5

+5

Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения

Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 14.2

Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ

Участок

сети

S,

кВА

Р,

кВт

I, А

r_o,

Ом/км

L, км

Р,

кВт

Т_м,

час

, час

W,

кВтч

ТП-6 - 352

4,118

3,6

6,257

1,8

0,025

0,005

1300

565,16

2,987

352 - 113

1

1

1,519

1,8

0,016492

0

1300

565,16

0,116

ТП-6 - 512

29,912

27,399

45,448

1,139

0,1822

1,287

2200

1036,623

1334,258

512 - 155

27,73

25

42,133

1,139

0,240185

1,458

2200

1036,623

1511,669

ТП-6 - 142

59,665

54,799

90,655

0,411

0,275181

2,795

2800

1429,772

3996,611

142 - 545

53,851

50

81,821

0,411

0,305163

2,525

2200

1036,623

2617,626

ТП-6 - 542

38,525

35,399

58,534

0,829

0,428122

3,652

2200

1036,623

3786,325

542 - 603

0,769

0,699

1,169

0,829

0,15654

0

1300

565,16

0,301

Итого

1,628

11,724

13249,897

15. Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

Когда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме.

Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с.

При пуске электродвигателей допускаются значительно большие понижения напряжения, чем при нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель мог нормально развернуться.

Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3

Паспортные данные электродвигателя

Р_ном=7,5 кВт cos_ном=0,88 КПД=0,875

_max=2,799 _min=1,8 _пуск=2

_кр=2 R_к.п=0,076 Х_к.п=0,149

S_к=17 к_I=7,5 _тр=1,199

Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле

,

U_доп.д.=-(1-0,851)100=-14,853 %

Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам

,

,

r_л=0,4110,275=0,113 Ом,

x_л=0,2990,275=0,082 Ом.

Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле

,

где δU_{д.д.пуск} - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %;

U_{тр.пуск} - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %;

ΔU_{Л.0,38 пуск} – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %.

Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле

.

Мощность двигателя при пуске определяется по формуле

,

где К_I – кратность пускового тока.

Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле

.

Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется

.

Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие

Пусковой коэффициент реактивной мощности равен

Мощность асинхронного двигателя при пуске равна

P_д.пуск= (25,6880,724)/0,77=24,186 кВт.

Потери напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны

∆U_{л 0,38пуск}= (24,18612,751)/400=0,771 %.

Потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны

∆U_{л 0,38пуск}= ((24186,873(0,113+0,16))/(144400))100%=4,592 %

Отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска

∆U_{л 0,38пуск}=11,273 %

Фактическое отклонение напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя при пуске составит

δU_{д.пус.ф.}=-16,637 %.

Пуск двигателя состоится.

16. 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 которые представлены на рисунке 16.1 и рисунке 16.2.

Рисунок 16.1 - Расчётная схема для определения токов короткого замыкания.

Рисунок 16.2 - Схема замещения для определения токов короткого замыкания.

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 наиболее удаленной ТП и на шинах высокого напряжения расчетной ТП-6.

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

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

,

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

,

где r_л – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

х_л – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

х_сист – реактивное сопротивление системы, Ом.

,

S_к – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

.

Ударный ток определяется по формуле

,

где к_уд – ударный коэффициент, который определяется по формуле

,

где Т_а – постоянная времени затухания определяется по формуле

Реактивние сопротивление системы Xсист = 5,923 Ом

В.В. линия № 1

Длина линии 5,385 км

Сопротивление линии Roл = 6,139 Ом

Сопротивление линии Xoл = 2,423 Ом

В.В. линия № 2

Длина линии 2 км

Сопротивление линии Roл = 3,6 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,9 Ом

В.В. линия № 3

Длина линии 1,802 км

Сопротивление линии Roл = 3,244 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,811 Ом

В.В. линия № 4

Длина линии 5,099 км

Сопротивление линии Roл = 9,178 Ом

Сопротивление линии Xoл = 2,294 Ом

В.В. линия № 5

Длина линии 0,5 км

Сопротивление линии Roл = 0,9 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,225 Ом

В.В. линия № 6

Длина линии 2 км

Сопротивление линии Roл = 3,6 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,9 Ом

Н.В. линия № 1

Длина линии 41,492 м

Сопротивление линии Roл = 0,074 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,012 Ом

Н.В. линия № 2

Длина линии 422,385 м

Сопротивление линии Roл = 0,481 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,126 Ом

Н.В. линия № 3

Длина линии 580,345 м

Сопротивление линии Roл = 0,239 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,174 Ом

Н.В. линия № 4

Длина линии 584,663 м

Сопротивление линии Roл = 0,485 Ом

Сопротивление линии Xoл = 0,175 Ом

Сопротивление трансформатора Rтр = 0,002 Ом

Сопротивление трансформатора Xтр = 0,171 Ом

Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 17.1

Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38кВ

Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП-6 и в конце каждой отходящей линии.

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

,

где х_тр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

r_тр – активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле

,

где U_к.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; S_ном. – мощность трансформатора 35/0,4 кВА.

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле

,

где U_к.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания, %;

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле

где z_тр /3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[1]);

z_п – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом.

где r_Ф – активное сопротивление фазного провода, Ом;

r_N – активное сопротивление нулевого провода, Ом;

x_Ф – реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

x_N – реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;

Расчёты ведутся для точек К4 и К5, результаты остальных расчётов приведены в таблице 16.1

Ik1(3)= 0,4/10,259 = 3,581

Ik1(2)= 0,866/3,581 = 3,102

Ik2(3)= 0,4/24,672 = 1,489

Ik2(2)= 0,866/1,489 = 1,289

Ik3(3)= 0,4/24,672 = 1,489

Ik3(2)= 0,866/1,489 = 1,289

Ik4(3)= 36,75/0,296 = 1,35

Ik4(2)= 0,866/1,35 = 1,169

Ik5(3)= 36,75/0,344 = 1,16

Ik5(2)= 0,866/1,16 = 1,005

Ik6(3)= 36,75/0,984 = 0,406

Ik6(2)= 0,866/0,406 = 0,352

Ik7(3)= 36,75/0,729 = 0,548

Ik7(2)= 0,866/0,548 = 0,474

Ik8(3)= 36,75/1,036 = 0,386

Ik8(2)= 0,866/0,386 = 0,334

Tak1 = 5,923/0 = 0

Kak1 = 1+exp(-0.01/0) = 1

iудk1 = 1.41*1*3,581 = 5,065

Tak2 = 9,471/3340,673 = 0,002

Kak2 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029

iудk2 = 1.41*1,029*1,489 = 2,168

Tak3 = 9,471/3340,673 = 0,002

Kak3 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029

iудk3 = 1.41*1,029*1,489 = 2,168

Tak4 = 0,171/0,747 = 0,228

Kak4 = 1+exp(-0.01/0,228) = 1,957

iудk4 = 1.41*1,957*1,35 = 3,737

Tak5 = 0,183/24,198 = 0,007

Kak5 = 1+exp(-0.01/0,007) = 1,267

iудk5 = 1.41*1,267*1,16 = 2,08

Tak6 = 0,297/151,944 = 0,001

Kak6 = 1+exp(-0.01/0,001) = 1,006

iудk6 = 1.41*1,006*0,406 = 0,578

Tak7 = 0,345/75,825 = 0,004

Kak7 = 1+exp(-0.01/0,004) = 1,111

iудk7 = 1.41*1,111*0,548 = 0,861

Tak8 = 0,346/153,122 = 0,002

Kak8 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,012

iудk8 = 1.41*1,012*0,386 = 0,552

Таблица 16.1- Результаты расчётов токов короткого замыкания

Точка к.з.

r, Ом

х, Ом

Z, ом

Z_п, Ом

Т_а

К_уд

I⁽³⁾

I⁽²⁾

I⁽¹⁾

i_уд

K-1

0

5,923

5,923

0

0

1

3,581

3,102

0

5,065

K-2

10,639

9,471

14,244

0

0,002

1,029

1,489

1,289

0

2,168

K-3

10,639

9,471

14,244

0

0,002

1,029

1,489

1,289

0

2,168

K-4

0,002

0,171

0,171

0

0,228

1,957

1,35

1,169

0

3,737

K-5

0,077

0,183

0,198

0,151

0,007

1,267

1,16

1,005

0,561

2,08

K-6

0,483

0,297

0,568

0,995

0,001

1,006

0,406

0,352

0,183

0,578

K-7

0,241

0,345

0,421

0,591

0,004

1,111

0,548

0,474

0,271

0,861

K-8

0,487

0,346

0,598

1,031

0,002

1,012

0,386

0,334

0,178

0,552

17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии

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. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис.

Рисунок 17.1 - 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.

Таблица 17.1 - Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока

Исходные данные места установки

Параметры

выключателя

Параметры

разъединителя

Параметры

Трансформатора

тока

Тип ВП-35

Тип РНД(З)-35/1000

Тип ТПОЛ-35

U_ном = 35 кВ

35 кВ

35 кВ

35 кВ

I_ном =24,106 А

0,4 А

1000 А

400 А

3,581 кА

5 кА

-

-

5,065 кА

16 кА

64 кА

100 кА

6,3 кА

25 кА

1,6 кА

Как видно из таблицы 17.1 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям.

18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

Разъединитель QS1 выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии:

тип РНД(З)-35/1000;

номинальный ток 1000 А;

номинальное напряжение 35 кВ;

амплитуда сквозного тока 64 кА;

ток термической стойкости 25 кА

Для защиты трансформатора с высокой стороны устанавливаются предохраните FU1 – FU3. Ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условию

А.

Принимается предохранители типа ПК-16 с током плавкой вставки 16 А.

Шины 0,4 кВ подключаются к трансформатору через рубильник QS2 типа Р2315 с номинальным током 600А.

Трансформаторы тока ТА1-ТА3 типа ТК20 служат для питания счётчика активной энергии СА4-И672.

Линия уличного освещения защищается предохранителями FU4-FU6, типа НПН-2 с номинальным током плавкой вставки 16А, управление уличным освещением осуществляется магнитным пускателем КМ типа ПМЛ.

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия №1 Максимальный ток – 6,257 А, ударный ток – 2,08 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 1005,036 А, однофазный ток короткого замыкания – 561,452 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 8 А, током электромагнитного расцепителя 96, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 8 А>6,257 А;

2. 15 кА>2,08 кА;

3. 1005,036/96=10,469;

4. 561,452/96=5,848

Линия №2 Максимальный ток – 45,448 А, ударный ток – 0,578 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 352,013 А, однофазный ток короткого замыкания – 183,942 А. К установке принимается автоматический выключатель А3163 с номинальным током А, током теплового расцепителя 50 А, током электромагнитного расцепителя 500, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 50 А>45,448 А;

2. 15 кА>0,578 кА;

3. 352,013/500=0,704;

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент: 2,816

4. 183,942/500=0,367

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент: 1,471 Следовательно все условия выполняются

Линия №3 Максимальный ток – 90,655 А, ударный ток – 0,861 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 474,812 А, однофазный ток короткого замыкания – 271,27 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2056 с номинальным током А, током теплового расцепителя 100 А, током электромагнитного расцепителя 1200, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 100 А>90,655 А;

2. 15 кА>0,861 кА;

3. 474,812/1200=0,395;

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300 А. Получаем коэффициент: 1,582

4. 271,27/1200=0,226

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300 А. Получаем коэффициент: 0,904

Линия №4 Максимальный ток – 58,534 А, ударный ток – 0,552 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 334,351 А, однофазный ток короткого замыкания – 178,793 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2064 с номинальным током А, током теплового расцепителя 63 А, током электромагнитного расцепителя 756, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 63 А>58,534 А;

2. 15 кА>0,552 кА;

3. 334,351/756=0,442;

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189 А. Получаем коэффициент: 1,769

4. 178,793/756=0,236

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189 А. Получаем коэффициент: 0,945 Следовательно все условия выполняются

19. Выбор устройств от перенапряжений

Защиту подстанций напряжением 20 – 35 кВ выбирают в зависимости от их мощности. Если мощность подстанции менее 630 кВА, на каждой ее системе шин устанавливают комплект вентильных разрядников, расположенных возможно близко к трансформаторам и присоединенных к заземляющему контуру подстанции кратчайшим путем. Кроме того, на расстоянии 150 – 200 м от подстанции на всех подходящих воздушных линиях монтируют комплекты трубчатых разрядников РТ-1 или заменяющих их защитных искровых промежутков ПЗ-1 (при токах короткого замыкания, меньших нижнего предела, гасящегося трубчатыми разрядниками). Сопротивление заземления этих разрядников РТ-1 или промежутков ПЗ-1 должно быть не более 10 Ом.

На питающих линиях для защиты разомкнутых разъединителей или выключателей у приемных порталов или у вводов в закрытое распределительные устройства дополнительно устанавливают трубчатые разрядники РТ-2 или защитные промежутки ПЗ-2, присоединяя их к заземляющему контуру подстанции. Подстанции мощностью 630 кВ-А и больше защищают так же, но дополнительно все воздушные линии передачи, подходящие к этим подстанциям на расстояние 150 – 200 м, При этом трубчатые разрядники РТ-1 или защитные промежутки ПЗ-1 устанавливают в начале подходов линий передачи, защищенных тросами. Протяженные молниеотводы заземляют на каждой опоре подходов, причем импульсные сопротивления заземлений должны быть не более 10 Ом. В начале подхода к заземлению опоры присоединяют трос и разрядник РТ-1 или промежуток ПЗ-1. В конце подхода трое к заземленному контуру подстанции не присоединяют, а обрывают на первой опоре от подстанции. При этом пролет (50 – 60 м), не защищенный тросом, должен перекрываться защитными зонами стержневых молниеотводов, устанавливаемых для защиты открытых подстанций такой мощности.

20. Расчёт контура заземления подстанции

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 за-землителей нулевого провода ВЛ-0,38 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в не-, посредственной 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

,

где b_уг – ширина уголка, м;

р – удельное сопротивление грунта, Ом м;

1_с. – длина стержня, м.

18,8496,7=126,295 Ом

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

,

Число стержней на ТП без учета взаимного экранирования

,

Зная п_од, l_од и а – расстояние между стержнями, по приложению П.1 [Л1] определяется коэффициент взаимного экранирования η_с.

Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей на ТП определяется по формуле

126,295/19,2=6,577Ом.

Сопротивление соединительной полосы в_п = 40мм, длиной l = 33 м,

проложенной на глубине h = 0,5м с учетом коэффициента экранирования η_c

определяется по формуле

,

Ом,

расчетное сопротивление заземляющего устройства одиночного повторного заземлителя на ВЛ-0,38 кВ не должно превышать 30 Ом

,

Ом.

Если на одной линии ВЛ-0,38 кВ имеется п одиночных повторных заземлителей, то сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода не должно превышать 10 Ом

,

Ом.

Тогда при количестве отходящих линий ВЛ-0,38 кВ сопротивление нейтрали трансформатора ТП не должно превышать 4 Ом

,

Ом.

21. Определение себестоимости распределения электроэнергии

Эта себестоимость складывается из отчислений на амортизацию и текущий ремонт соответствующих звеньев передающего устройства, стоимости потерь электроэнергии в этих звеньях и расходов на их обслуживание и эксплуатацию. Чтобы определить стоимость ежегодных отчислений на амортизацию и текущий ремонт, необходимо вычислить стоимость сооружений

,

где К_т.п – стоимость КТП;

К_0,38 – стоимость сооружения линий 0,38 кВ.

К=10000+600001,628=107733,233руб.

Отчисления от капиталовложений определяются по формуле

,

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности, Е_н= 0,12.

руб.

Издержки на амортизацию вычисляются по формуле

,

где р_а = 0,064 и р_а = 0,05 нормативы амортизационных отчислений капитальных затрат для ТП и ЛЭП.

руб.

Стоимость обслуживания линий 0,38 кВ и трансформаторной подстанции

где γ – стоимость одной условной единицы, γ = 35 руб;

п – количество условных единиц.

Количество условных единиц определяется по формуле

,

3,909+2.5=6,409,

24,326 руб.

Стоимость потерь энергии в трансформаторе и ВЛ-0,38 кВ определяются по формуле

,

где С₀ – 1кВт ч потерянной энергии, С₀ = 5коп;

ΔW_mр – потери энергии в трансформаторе, кВтч;

ΔW_0,38 – потери энергии в линиях 0,38 кВ, кВтч.

руб.

Общая стоимость потерь определяется по формуле

,

руб.

Стоимость 1 кВтч отпущенного потребителю от шин высокого напряжения ТП6 определяется по формуле

,

коп.

Список литературы

1. Коваленко В.В., Ивашина А.В., Нагорный А.В., Кравцов А.В. Электроснабжение сельского хозяйства. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. – СтГАУ, АГРУС, 2004. –99с.

2. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства. –М., Агропромиздат, 1990. –496с.: ил.

3. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Учебное пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1987. –368с.: ил.

4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновксого. –М.: Энергия, 1981.

5. Федосеев А.М. Релейная защиты электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб. Пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1984. –520с.: ил.

6. Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и в системах электроснабжения: учебное пособие для вузов. –2-е изд., перераб. и доп. –М.: Высшая школа, 1985. –391с.:ил.

7. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. –3-е изд.. перераб. и доп. –Л.: Энергоатомиздат, 1985. –296с.:ил.

8. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства. /Под ред. В.Ю. Гессен, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский, Г.Н. Катович, -М.: Колос, 1981. –208с.:ил.

9. Каганов И.П. курсовое и дипломное проектирование. –3-е изд. перераб. и доп. –М.: Агропромиздат, 1990. –391с.: ил.

10. Левин М.С., Мурадян А.Б., Серых Н.Н. Качество электроэнергии в сетях сельских районов. –М.: Колос, 1975. –324с.