Расчет и проектирование схемы электроснабжения сельского микрорайона

Аннотация

В данной дипломной работе приводится расчет и проектирование схемы электроснабжения сельского микрорайона, а также проведены исследования распределительных сетей этого объекта.

Данный микрорайон включает в себя жилые здания, особенности которых нам необходимо учесть при выборе схемы питания для обеспечения потребителей качественной электроэнергией при надежном и бесперебойном питании.

Так как в нынешней экономической ситуации вопрос рационального использования топливно-энергетических ресурсов особо остро стоит в сельском хозяйстве, то состояние электрических сетей сельскохозяйственного назначения, особенно распределительные сети напряжением 0,38 кВ, находится в настоящий момент на сложном этапе, определяющий в первую очередь резким сокращением развития сетей в количественном соотношение. Сокращение это происходит, прежде всего, за счет уменьшения интенсивности сельского строительства и насыщения сетей измерительной и регулирующей аппаратурой, что связанно с переходом к рыночным условиям хозяйствования. Кроме того, необходимо отметить, что в настоящее время существенно возросли цены не сооружение высоковольтных ЛЭП. Все чаще становиться вопрос об оплате стоимости, отводимой под строительство опор участков земли, а также об арендной плате земельного коридора вдоль линии. Поэтому на различных уровнях выдвигается задача снижения удельных капитальных вложений в строительство новых и реконструкцию существующих линий электропередачи. Решение этого вопроса связанно с максимальным использованием линий за счет увеличения их пропускной способности и управлением передаваемой по ним мощности. Таким образом, как бы под давлением внешних обстоятельств, сельские электрические сети вынуждены развиваться в направлении качественного усовершенствования.

Современное общество трудно представить без использования электрической энергии. Она применяется во всех отраслях хозяйственной деятельности: в промышленности, городском, сельском и коммунальном хозяйстве, в быту и на транспорте.

Особенности энергетического производства определяют трудности управления в отрасли, вызывающие необходимость реагирования на все изменения потребления электрической энергии. При этом существенное влияние на развитие производства оказывает зависимость режима работы предприятия от режима потребления. Эта зависимость выдвигает особые требования к планированию работы не только самого объекта электроснабжения, но и энергоснабжающей организации.

Особенности энергетического производства, характерные для всех отраслей, накладывают на энергопредприятие и потребители электрической энергии особую ответственность за поддержание нормируемых параметров электроэнергии и снижение части потерь, обусловленных нерациональным управлением развития системы электроснабжения, с одной стороны, и отсутствием планомерного подхода к использованию электрической энергии — с другой.

Недостаточность знаний о распределении полученных мощностей и влиянии роста нагрузок на параметры энергетической системы не позволяют разработать комплекс мероприятий по стабилизации режима энергопотребления, который определяет происхождение негативных процессов, как в распределительных сетях низкого напряжения, так и в энергосистеме в целом.

Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, располагаемых, как правило, у источников первичной энергии. Электростанции связаны между собой и с потребителями электрическими системами, объединяющими их в энергосистемы, которые имеют централизованное управление. Чтобы уменьшить стоимость электрической энергии, необходимо распределять электрическую нагрузку определенным образом. Например, при достаточном запасе воды в водохранилище нагрузку на гидравлических станциях (ГЭС) увеличивают, одновременно разгружая тепловые станции (ТЭС) и экономя топливо.

Качество электрической энергии, как неотъемлемый атрибут любого товара, является наиболее всеобъемлющей характеристикой как товаропроизводителя (энергоснабжающей организации), так и непосредственно потребителя, являющегося источником вносимых искажений в работу энергосистемы в целом.

1. Характеристика потребителей электрической энергии

Проектируемый объект представляет собой сельский микрорайон г. Залари, состоящий из 74 одноквартирных, 28 двухквартирных, жилых зданий. Также в этом населенном пункте имеется общеобразовательная школа, котельная, магазины.

Средняя температура воздуха зимой -23 0С, летом +20 0С. Почва нормальная — чернозем. Влажность 10%, удельное сопротивление земли для расчета принял 35 Ом*м.

Питание распределительной сети населенного пункта осуществляется по воздушной линии 10 кВ.

Для питания потребителей сельского населенного пункта предусматривается в качестве источников питания 6 однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций киоского типа КТПН-10/0,4-У1 с камерами КСО-392 в РУ 10 кВ и щитами одностороннего обслуживания ЩО-70 в РУ 0,4 кВ.

Электрические нагрузки сельских потребителей Таблица 1.1. Данные для расчета нагрузок

2. Электроснабжение объекта

В качестве объекта для расчетов и исследований был выбран микрорайон Московский г. Залари Иркутской обл. этот обьект педставляет собой жилой микрорайон, в котором и проводились исследования эксплуатационных режимов сельских сетей 0,38 кВ. Направлением этой хозяйственной деятельности, является частное овощеводство и животноводство.

В данной дипломной работе приводится расчет и проектирование схемы электроснабжения данного микрорайона, также проведены исследования распределительных сетей этого объекта.

2.1 Расчёт электрических нагрузок

Основным критерием при определении мощности ТП проектируемого участка электрической сети является расчет электрических нагрузок потребителей.

За расчетную нагрузку принимается наибольшее среднее значение полной мощности за 0,5 часа, которое может иметь место на вводе у потребителя электрической энергии либо в электрической сети в расчётном году с вероятностью не ниже 0,95. При этом различают дневные и вечерние нагрузки. За расчетный год принимается последний год расчетного периода, который в сельском хозяйстве рекомендуется принимать равным 10 годам.

2.1.1 Определение расчётных электрических нагрузок

Расчёт нагрузок в сети 0,38 кВ проводится суммированием нагрузок на вводе или участках сети с учётом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки. Нагрузки уличного освещения принимают по соответствующим нормам. В зависимости от типа покрытия и ширины проезжей части дорог и улиц удельная мощность осветительных установок при средней освещённости от 1 до 4 лк составляет от 3 до 13 Вт на 1 м². Нагрузки линий напряжением 0,38 кВ и ТП напряжением 6…35/0,38 кВ складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений и производственных потребителей, а также нагрузки уличного и наружного освещения. Расчётная дневная и вечерняя нагрузки на участке линии определяются как [7]:

;, (3.2.)

где Рi — суммируемые мощности отдельных потребителей (индекс «Д» — относится к дневному режиму, а индекс «В» — к вечернему); kO — коэффициент одновременности; РУЛ — нагрузка уличного освещения. Значение полных мощностей на участках сети напряжением 0,38 кВ определяют по формуле:

кВА. (3.3.)

Расчет нагрузок для ТП-1

Рис. 1.1

Линия 1

Sд2−1 = Ko? Sдi = 0,47•(6•3,40) = 9,58 кВА

Sв2−1 = Ko? Sвi+?Sу.о.2−1 = 0,47 • (6•6,1)+0,9= 12,9 кВА

Sу.о.2−1 = = = 2,0 кВА Линия 2

Sд3−1 = Ko? Sдi = 0,47•5•3,40 = 7,99 кВА

Sв3−1 = Ko? Sвi+?Sу.о.3−1 = 0,47• (5•6,1)+0,9= 12,9 кВА

Sу.о.3−1 = = = 1,5 кВА Линия 3

Sд4−1 = Ko? Sдi = 0,47•5•3,40 = 7,99 кВА

Sв4−1 = Ko? Sвi = 0,47•(5•6,1) + 0,9 = 24,9 кВА

Sу.о4−1 = = = 1,5 кВА Линия 4

Sд5−1 = Ko? Sдi = 0,47•5•3,40 = 7,99 кВА

Sв5−1 = Ko? Sвi+?Sу.о.5−1 = 0,47• (5•6,1)+1,2= 15,5 кВА

Sу.о.5−1 = = = 2,0 Ква

?Sд = S л2 + ?S л1 + ?Sл3 + ?Sл4= 33,55 кВА

?Sв = S л3 + ?S л1 + ?S л2 + ?S л4 = 51,42 кВА Для остальных ТП расчет ведется по аналогичной методике, поэтому сводим расчеты в таблицу 1.2.

Таблица 1.2. Расчет нагрузок мна Московсктй.

3.1.2 Определение числа трансформаторных подстанций

Трансформаторную подстанцию (ТП) следует располагать в центре тяжести нагрузок, и от неё должны отходить три-четыре линии электропередачи.

Трансформаторный пункт будет получать питание по воздушной линии

10 кВ, следовательно, его напряжение составит 10/0,4 кВ.

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов являются:

1) надежность электроснабжения потребителей;

2) минимум приведённых затрат на трансформаторы с учётом динамики роста электрических нагрузок.

Правильное определение числа и мощности ТП возможно только на основе проведения сравнительных технико-экономических расчетов (ТЭР).

Для крупных сельскохозяйственных населенных пунктов количество ТП определяют по приближённым методам.

Я определил количество ТП ссылаясь на географию местности, объединил в группы потребителей каждую из которых обслуживает одна подстанция, таких групп у меня получилось шесть.

К тому же следует обратить внимание на выбранное мной количество ТП, так как это является оптимальным числом в условия современной застройки населенного пункта, легкости монтажа и эксплуатации, сокращения длин воздушных линий.

3.1.3 Расчёт местоположения трансформаторных подстанций

Трансформаторную подстанцию (ТП) следует располагать в центре тяжести нагрузок, и от неё должны отходить три — четыре линии электропередачи.

Трансформаторный пункт будет получать питание по воздушной линии 10 кВ, следовательно, его напряжение составит 10/0,4 кВ. Координаты места установки ТП находим по следующим выражениям [3]:

; (3.4.)

(3.5.)

где Si — мощность отдельного потребителя электрической энергии; xi, yi — координаты рассматриваемого потребителя в плане населённого пункта и выбранных групп потребителей в координатной сетке X и Y.

По выбранным координатным точкам определяем месторасположение потребительской ТП для каждой группы электроприёмников. Если по результатам расчётов точка расположения ТП приходится на проезжую часть дороги или непосредственно на электроприёмник (ЭП), возможно незначительное перемещение места расположения ТП. Следует иметь в виду, что питание коммунально-бытовой и производственной нагрузки по одной отходящей линии запрещается.

Рекомендуется коммунально-бытовую и производственную нагрузки питать от разных ТП, в крайнем случае, по разным отходящим линиям.

Расположение сети 0,38 кВ осуществляется вдоль улиц. Необходимо избегать пересечения ВЛ проезжей части улиц. Питание потребителей осуществляется по 4-х проводной системе. Для питания светильников уличного освещения прокладывают дополнительный пятый провод. На концевых участках линий при питании коммунально-бытовых потребителей допускается сооружение двухпроводной линии (две фазы, нулевой провод).

Для ТП — 1:

Для ТП — 1: X = 499 Y = 109 Для ТП — 2: X = 330 Y = 476 Для ТП — 3: X = 129 Y = 514 Для ТП — 4: X = 137 Y = 133 Для ТП — 5: X = 210 Y = 120 Для ТП — 6: X = 210 Y = 550

3.1.4 Построение картограммы нагрузок

На основании полученных результатов строится картограмма нагрузок, на которой расчетные полные мощности потребителей показаны в виде кругов, площади которых эквивалентны величинам данных мощностей.

Радиус круга определяется из выражения:

(3.6)

где Si — полная мощность i — той ТП.

m — масштабный коэффициент Таблица 1.4. Определение радиуса окружности.

3.1.5 Выбор установленной мощности трансформаторных подстанций

Выбор установленной мощности трансформаторов одно — и двухтрансформаторных подстанций производится по условиям их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки, исходя из условия:

где — расчётная нагрузка подстанции, кВА; n — количество трансформаторов проектируемой подстанции; - минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности, определяются по табл.П.2 в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей.

Принятые номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации — по допустимым систематическим нагрузкам и в послеаварийном режиме — по допустимым аварийным перегрузкам.

Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются:

где — коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора, определяется по табл.П.3 в зависимости от нагрузки подстанции и номинальной мощности трансформатора для приведённых в таблице значений среднесуточных температур расчётного сезона и номинальных мощностей трансформаторов.

ТП — 1

Зона строительства подстанции — Сибирь;

Нагрузка подстанции — коммунально — бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 51,4 кВА Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 51,4 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (30 — 60) кВА трансформатора = 63 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

· расчётный сезон — зимний

· среднесуточная зимняя температура = -210С Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется — подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 63 кВА.

ТП — 2

Зона строительства подстанции — Сибирь;

Нагрузка подстанции — коммунально — бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 68 кВА Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 68 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (63 — 130) кВА трансформатора = 100 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

· расчётный сезон — зимний

· среднесуточная зимняя температура = -210С Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется — подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 100 кВА.

ТП — 3

Зона строительства подстанции — Сибирь;

Нагрузка подстанции — коммунально — бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 32,4 кВА Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 32,4 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (30 — 100) кВА трансформатора = 63 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

· расчётный сезон — зимний

· среднесуточная зимняя температура = -210С Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется — подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 63 кВА.

ТП — 4

Зона строительства подстанции — Сибирь;

Нагрузка подстанции — коммунально — бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 67,9 кВА Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 67,9 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (60 — 130) кВА трансформатора = 100 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

· расчётный сезон — зимний

· среднесуточная зимняя температура = -210С Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется — подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 100 кВА.

ТП — 5

Зона строительства подстанции — Сибирь;

Нагрузка подстанции — коммунально — бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 95,8 кВА Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 95,8 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (90 — 160) кВА трансформатора = 100 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

· расчётный сезон — зимний

· среднесуточная зимняя температура = -210С Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется — подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 100 кВА.

ТП — 6

Зона строительства подстанции — Сибирь;

Нагрузка подстанции — коммунально — бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 130 кВА Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 130 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (130 — 224) кВА трансформатора = 160 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

· расчётный сезон — зимний

· среднесуточная зимняя температура = -210С Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется — подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 160 кВА.

По максимальной (дневной или вечерней) нагрузке принимают номинальную мощность трансформатора, паспортные данные которого сводят в таблицу.

Таблица 1.5. Технические характеристики трансформаторов

Для питания потребителей сельского микрорайона предусматривается в качестве источников питания 6 однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций киоского типа КТПН-10/0,4-У1 с камерами КСО-392 в РУ 10 кВ и щитами одностороннего обслуживания ЩО-70 в РУ 0,4 кВ.

3.2 Выбор схемы на напряжение 10 кВ

Определяющим критерием выбора схемы электроснабжения является категория потребителей электроэнергии. В нашем случае мы имеем 100% потребителей третьей категории, поэтому выбираем магистральную схему электроснабжения (рис. 1.2). Питание потребителей осуществляется по четырем линиям напряжением 10 кВ, одна из которых резервная.

Рис. 1.2. Магистральная схема электроснабжения

3.3 Выбор марки и сечения проводов

3.3.1 Выбор сечений и марки проводов ВЛ 10 кВ

Выбор воздушной линии 10 кВ производится по методу расчёта эквивалентной мощности.

(3.7)

где Sмах. лин — максимальная мощность линии; КД — коэффициент динамики роста нагрузок, принимается 0,7 для вновь строящихся ВЛ и для участков реконструкции. Район по гололёду II.

Таблица 1.6. Расчет сечений и марки проводов

Длина линии 10 кВ 6 км. Проверим провод по потерям напряжения.

(3.8)

где Sмах. — максимальная мощность линии;

L — длина линии;

r0, x0 — удельное сопротивление провода, Ом/км. [11];

Uном — номинальное напряжение.

Участок 3−2:

Участок 4−2:

Участок 6−5:

Остальной расчет сводим в таблицу 1.7, так как действия одинаковые.

Таблица 1.7 Расчет потерь напряжения

Суммарные потери в линии от ее начала до наиболее удаленной подстанции составляют: ?U? = 0,13% < ?Uдоп = 4,4%.

3.4 Выбор марки и сечений проводов ВЛ

3.4.1 Выбор марки провода ВЛ 0,38 кВ

В России находится в эксплуатации ~1,0 млн. км воздушных электрических линий (ВЛ) напряжением 0,38 кВ. Надежность и качество электрической энергии не в полной мере отвечают современным требованиям потребителей.

ВЛ 0,38 кВ построены, в основном, с использованием алюминиевых проводов малых сечений, которые не выдерживают гололедных и ветровых нагрузок. Примерно 1/3 ВЛ работают больше нормативного срока и требует реконструкции или технического перевооружения в соответствии с действующими нормами.

В новых и реконструируемых ВЛ 0,38 кВ предусматривается применение в основном самонесущих изолированных проводов (СИП) различных конструкций повышенного сечения.

На сегодняшний день в мире существуют три основные конструкции ВЛИ с СИП. Наиболее распространенная конструкция выполнена с нулевой несущей жилой из термоупрочненного сплава.

СИП включает три основных токопроводящих жилы различного сечения из специально обработанного алюминия, нулевой несущей жилы из алюминиевого термоупрочненного сплава и одного или нескольких вспомогательных токопроводящих жил уличного освещения, свитых в один жгут.

Нулевая несущая жила СИП выполняется в двух вариантах — неизолированная (СИП типа АМКА — Финляндия или СИП 2 отечественный аналог) и изолированная жила (СИП Торсада — Франция или СИП 2А, отечественный аналог).

Большинство коммунальных предприятий электрических сетей, а также энергосистем России применяют конструкцию с изолированной несущей нулевой жилой, так как значительно повышается надёжность, безопасность, удобство при монтаже и эксплуатации СИП, по сравнению с другими конструкциями СИП.

СИП 2А отличают от других конструкций СИП следующие параметры: меньший риск короткого замыкания между нулевой жилой и токопроводящими жилами, лучшие антикоррозийные свойства, высокая устойчивость к атмосферным перенапряжениям, возможность прокладки по стенам зданий, выполнения ответвлений без отключения линии, а также применение универсальной подвесной и натяжной арматуры.

Конструктивно СИП 2А представляет собой: вокруг изолированной нулевой несущей жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава АВЕ высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного силаносшитого полиэтилена.

Применение СИП на ВЛ коренным образом меняет практику проектирования, строительства и обслуживания воздушных линий с СИП (ВЛИ). Применение СИП позволили значительно повысить уровень механизации работ, резко сократить затраты на обслуживание и увеличить нормативный срок службы линий до 30−40 лет, повысить надежность электроснабжения.

3.4.2 Выбор сечений проводов в линиях электропередачи 0,38 кВ методом экономической плотности тока

Экономическое сечение воздушных линий выбирают по экономической плотности тока :

=1,4 при продолжительности использования максимума нагрузки = 3200

ТП — 1

Линия 1−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 2−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 3−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 4−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

ТП — 2

Линия 1−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 2−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 3−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 4−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*54,6

ТП — 3

Линия 1−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 2−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

ТП — 4

Линия 1−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 2−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 3−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 4−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

ТП-5

Линия 1−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 2−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 3−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 4−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

ТП-6

Линия 1−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 2−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*25

Линия 3−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*70+1*95

Линия 4−0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

3.4.3 Проверка сечения выбранного провода по допустимым потерям напряжения

После определения марки и сечения провода для ВЛ 0,38 и 10 кВ производим проверку выбранного провода по потерям напряжения на каждом участке линии.

Выполнение этого условия означает, что у потребителя обеспечено качество электроэнергии по напряжению, то есть отклонения напряжения не выходят за пределы, регламентированные ГОСТ 13 109–97.

Для этого составляем таблицу отклонения напряжений (1.8)

Таблица 1.8.Отклонения напряжения

Известно, что уровень напряжения на вводах потребителя зависит от суммарных потерь напряжения в линиях электропередачи и трансформаторах. Таким образом,

?Uпотр. = ?(Vпост. + Vпер.)-?Uт — ?Uл, где? Uл — суммарные потери напряжения на линию 10 и 0,38 кВ.

Принимаем на линию 10 кВ — 40% потерь напряжения, на линию 0,38 кВ — 60%.

К постоянным в таблице отклонения относятся величины Vпотр., Vпост. ., ?Uт. Переменные надбавки Vпер. варьируются следующим образом: -5, -2,5, 0, +2,5, +5.

Проведем суммирование для 100% нагрузки:

— 5 = +5 + 5 — 4 — 6,6 — 4,4,

После составления таблицы отклонений напряжения производится проверка выбранных сечений провода ВЛ по потерям напряжения следующим образом.

Определяем для каждого участка линии расчетную потерю напряже;

ния по формуле:

В

%

ТП — 1

Линия 1−0

В

%

2,4% < 6,6%

Линия 2−0

В

%

2,3% < 6,6%

Линия 3−0

В

%

2,3% < 6,6%

Линия 4−0

В

%

3,7% < 6,6%

По результатам расчетов составляем итоговую сводную таблицу расчётных данных по ВЛ 0,38 кВ:

Таблица 1.9. Расчет сечений и марки проводов

3.5 Электрический расчет освещения

Выбор сечения проводов осветительных сетей производится по допустимым потере напряжения с последующей проверкой на нагрев.

Сеть наружного освещения выполнена четырех проводной с заземленной нейтралью (380/220 В).

Величина допустимых потерь напряжения в сети определяется из выражения:

(3.11)

— потери напряжения в сети;

— номинальное напряжение при холостом ходе трансформатора;

— напряжение наиболее удаленного осветительного прибора

(= 95% -105%);

— потери напряжения в трансформаторе, приведенная ко вторичному напряжению.

Потери напряжения в зависят от мощности трансформатора, его загрузки, коэффициента мощности питаемых электроприемников и определяется с достаточным приближением по формуле:

(3.12)

— коэффициент загрузки трансформатора;

— активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора.

(3.13)

(3.14)

— потери короткого замыкания, кВт;

— номинальная мощность трансформатора;

— напряжение короткого замыкания %. Для ТП 6.

Таблица 1.10.

Далее находим сечение проводника по формуле:

Для неразветвленной сети:

(3.15)

где М — момент нагрузки, кВт;

— потери напряжения;

С — коэффициент, значение которого зависит от материала проводника и системы питания. Для трехфазных сетей 380/220 В и алюминиевых проводов С=44.

Момент находится по формуле: M=P0 · L, (3.16)

где P0 — мощность линии;

L — длина линии.

Л1.

Рис. 1.3.

По условиям механической прочности на ВЛ следует применять провода сечением не менее 16 мм².

Остальной выбор сечений проводов сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Выбор сечения проводов

Проверка выбранного сечения на нагрев производится по выражению

(3.17)

Проверим провод, который наиболее загружен. Если этот провод пройдет по проверке, то соответственно все остальные провода тоже пройдут. Наиболее загружен провод ТП-5 линия 3, её и проверим.

Iдоп для проводов с сечение 16 мм 2 80А. [10]

Выбранные провода проходят проверку.

3.6 Расчет технико-экономических показателей

В нашем случае технико-экономическое сравнение вариантов не производится, т.к. рассматривается один вариант схемы электроснабжения. Однако, мы проведем технико-экономический расчет, для того чтобы показать стоимость оборудования и какие приведенные затраты у нас получаются.

Полные приведенные затраты варианта:

(3.18)

где ЕН — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125 [1];

К — единовременные капитальные вложения, которые состоят:

К= КВЛ + КП/СТ, (3.19)

где КВЛ — суммарные капиталовложения на сооружение питающих ВЛ [12];

КП/СТ — суммарные капиталовложения на сооружение подстанции 110/10, в которую входят кап. вложения на установку трансформаторов КТР и сооружение РУ КРУ.

И — ежегодные эксплутационные расходы, которые состоят:

И = Ипотерь+ ИВЛ + ИП/СТ, (3.20)

где ИВЛ = Ка КВЛ — ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ ;

ИП/СТ = Ка КП/СТ — ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание

подстанции;

Ка — коэффициент отчисления на амортизацию и текущий ремонт [13];

Ипотерь=Wгод — издержки на потери электроэнергии.

— стоимость 1 кВт/час, принимается 28 коп.

Годовые потери электроэнергии в сети: Wгод=Рmax, (3.21)

где max — время максимальных потерь:

max=, (3.22)

где Тм — годовое число часов использования максима нагрузки, равное

3400 часов/год [1];

Р — суммарные потери в линии и трансформаторе.

Потери в трансформаторе складываются из потерь в меди и стали.

Потери мощности в меди:

(3.23)

где ?РК — потери короткого замыкания;

SP — расчётная мощность;

n — количество трансформаторов;

SНОМ.Т — номинальная мощность трансформатора.

Потери в стали трансформатора:

(3.24)

где ?Рх — потери холостого хода;

n — количество трансформаторов.

Расчет потерь мощности в линии производится по формуле:

(3.25)

где SР — расчетная нагрузка;

UНОМ — номинальное напряжение;

l — длинна участка;

r0 — удельное активное сопротивление линии.

3.6.1 Внешнее электроснабжение

Капиталовложения:

КВЛ = 110 757 тыс. руб. [12]

КП/СТ = 44 555,4 тыс. руб. [12]

К= КВЛ + КП/СТ = 110 575 + 44 555,4 = 155 312,35 тыс. руб.

Потери мощности в трансформаторе ТМН-6300/110 с параметрами Рхх=11,5 кВт, Рк=44 кВт.

гдерасчётная мощность мна Московский.

— суммарная расчетная мощность сторонних объектов, получаемых питание с шин низкого напряжения трансформаторов ГПП (р-на Залари) Рст = nРхх=211,5=23 кВт, Рм = 16,03 кВт.

РТР=Рст + Рхх = 23+16,03 =39,03 кВт.

Определим потери мощности в линии 110 кВ выполненной проводом АС 120/19, r0 = 0,249 Ом/км, l = 32,5 км.

Р =РТР +РЛ = 39,03 + 19,3 = 58,33 кВт.

max=ч.

Wгод=Рmax = 58,33 · 4064 = 237,3 тыс. кВт· ч.

Ипотерь=Wгод = 237,3 · 0,28 = 66,3 тыс. руб.

ИВЛ = Ка КВЛ = 0,025 · 110 757 = 2769 тыс. руб.

ИП/СТ = Ка КП/СТ = 0,065 · 44 555,4 = 2896,1 тыс. руб.

И = Ипотерь+ ИВЛ + ИП/СТ = 66,3 + 2769 + 2896,1 = 5731,4 тыс. руб.

3.6.2 Внутренее электроснабжение

Капиталовложения:

КВЛ0,38 = 1567,1 тыс. руб.

КВЛ = 2283 тыс. руб.

КТР = 7 · 116,460 = 815,2 тыс. руб.

К?КРУ = 7 · 310 = 2170 тыс. руб.

К=КВЛ+КТР+К?КРУ+КВЛ0,38=2283+815,2+2170+1567,1=6835,3 тыс. руб.

Расчет потерь мощности в линии производим по участкам по формуле:

(3.26)

где SР — расчетная нагрузка участка;

UНОМ — номинальное напряжение;

l — длинна участка;

r0 — удельное активное сопротивление линии.

Линия 10 кВ выполнена проводом АС 25/4,2, общая длина линии 6 км., r0 = 0,428 Ом/км. Расчет сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. Сводная таблица расчета потерь мощности в линии 10 кВ

Потери в трансформаторе.

. (3.27)

Таблица 2.3.

Расчет сводим в таблицу 2.3. Таблица 2.3.

Р =РСТ + РМ + РЛ = 9,22 + 0,51 + 0,066 = 9,8 кВт.

Wгод=Рmax = 9,8 · 4064 = 39,81тыс. кВт· ч.

Ипотерь=Wгод = 39,81 · 0,28 = 9,55 тыс. руб.

ИВЛ = Ка КВЛ = 0,025 · 2283 = 57,07 тыс. руб.

ИТР = Ка КТР = 0,064 · 947,74 = 52,17 тыс. руб.

ИКРУ = Ка ККРУ = 0,094 · 3720 = 203,98 тыс. руб.

И = Ипотерь+ ИВЛ + ИТР + ИКРУ = 9,55 + 57,07 + 52,17 + 203,98 = 322,77 тыс. руб.

3.7 Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется всякое, не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи.

Вследствие короткого замыкания (КЗ) в электрических цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут привести эти элементы к выходу из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.

В сельских электрических сетях (СЭС) токи КЗ рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, для выбора грозозащитных разрядников, релейных защит и заземляющих устройств.

Обычно расчет проводят для двух значений: для максимального тока трехфазного КЗ (I k (3)), по которому проверяют устойчивость аппаратуры и согласование действия защит трансформатора и линии 0,38 кВ, и для однофазного тока КЗ (Ik (1)) в наиболее удаленной точке линии, по которому осуществляется проверка эффективности системы зануления.

Расчетные данные для трансформатора:

Таблица 2.4

3.7.1 Расчет максимального тока трехфазного КЗ

Рис 1.4.Расчетная схема для всех точек КЗ будет одинакова

Zт — полное сопротивление силового трансформатора

Zтт — полное сопротивление трансформатора тока

Zа — полное сопротивление автоматического выключателя

Zш — полное сопротивление плоских алюминиевых шин от силового трансформатора до РУ НН

(3.28.)

ТП 1−6

3.7.2 Расчет однофазных токов КЗ у удаленного потребителя

Ток однофазного короткого замыкания:

(3.29.)

Ток рабочий:

(3.30.)

Полное сопротивление петли фазный — нулевой провод определяют по выражению:

(3.31.)

где L — протяженность рассматриваемого участка сети; rуд.ф., rуд. н — удельные активные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов, принимаемые по табл. 6; xуд.ф.внутр., xуд.н.внутр. — удельные внутренние индуктивные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов; xуд.п.внеш. — удельное внешнее индуктивное сопротивление петли фазный-нулевой провод, принимаемое для проводов из любого материала равным 0,6 Ом/км.

Если фазный и нулевой провод выполнены из цветного материала, то их внутренним индуктивным сопротивлением пренебрегают, т. е. xуд.ф.внутр. ??xуд.н.внутр. ??0.

Если линия выполнена проводами разных марок и сечений, то сначала определяют сопротивление петли для каждого участка, а затем суммированием находят полное сопротивление Zп.

ТП — 1

Ток однофазного короткого замыкания:

Ток рабочий:

Полное сопротивление петли фазный-нулевой провод определяется по выражению:

Короткое замыкание происходит на наиболее отдаленном участке сети.

Рис. 1.5. Схема замещения для расчетов токов КЗ.

Линия 1−0

= 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.

Линия 2−0 = 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.

Линия 3−0

= 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.

Линия 4−0

= 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.

Для остальных ТП расчет ведется по аналогичной методике, поэтому сводим расчеты в общую таблицу 2.5.

Таблица 2.5. Сводный расчет токов к.з. на стороне 0,4 кВ

3.8 Выбор электрооборудования

3.8.1 Выбор электрооборудования на напряжение 10 кВ

Выбор выключателей

Выбираем вакуумный выключатель ВВ/TEL-10−12,5/630-У2

Таблица 2.6

= tрз min + tc в =0,01+0,015=0,025 с

Вк = I2по (tотк + Та)=5,022 · (0,025+0,03)=0,7 кА2· с

Таблица 2.7

Выключатель ВВ/TEL-10−12,5/630-У2 проходит по всем условиям.

Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам :

1. По напряжению установки: Uуст Uном ;

2. По длительно допустимому току: Imax Iном;

3. Электродинамическая стойкость: Iпо Iдин, iу iдин;

4. Термическая стойкость: Вк I2тер · tтер.

Выбираем разъединитель РДЗ-10-II/400 У1.

Таблица 2.8.

Выбор измерительных трансформаторов тока

На стороне НН установим измерительные трансформаторы тока типа ТОЛ-10-УХЛ1 с параметрами:

— Номинальное напряжение: 10кВ

— Номинальный первичный ток: 50А

— Номинальный вторичный ток: 5А

— Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 10 ВА

— Ток термической стойкости: 2,45 кА

— Ток электродинамической стойкости: 17,6кА

— Время термической стойкости: 4с

1. Проверка по напряжению установки:

2. Проверка по току:

3. Проверка по электродинамической стойкости:

iу = 7,11кА iдин = 17,6кА

4. Проверка на термическую стойкость:

Bк = 0,4 кА2· с? =2,452 · 4 =24,01 кА2· с

5. Проверка по вторичной нагрузке:

Z2? Z2HOM, (3.32.)

где Z2 — вторичная нагрузка трансформатора;

Z2HOM — номинальная допустимая нагрузка трансформатора в выбранном классе точности.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

(3.33.)

где rконт= 0,1 — сопротивление контактов, Ом [11];

rпр — сопротивление соединительных проводов;

rприб — сопротивление токовых цепей измерительных приборов.

(3.34.)

где Sприб — мощность, потребляемая приборами;

I2ном — номинальный вторичный ток трансформатора

В цепях отходящих линий устанавливаются: амперметр, счётчики активной энергии и ваттметр.

Таблица 2.9. Таблица потребляемой мощности приборами

Мощность наиболее загруженной фазы равна 3,5 ВА;

Z2HOM?,

откуда rпр = Z2HOM — rконт — rприб = 0,4−0,14−0,1=0,16 Ом.

Для соединения трансформатора тока с приборами используем медный провод, сечением не менее 2,5 мм² .

Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов:

где с — удельное сопротивление провода (для меди 0,0175) ;

lрасч. — расчетная длина соединительных проводов.

Принимаем контрольный кабель КВРГ с сечением 4 мм².

Тогда

Условие Z2 = 0,35? Z2HOM = 0,4 выполняется, поэтому выбранный трансформатор будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Установим измерительные трансформаторы напряжения типа

НАМИ-10-УХЛ1

— Номинальное напряжение обмотки ВН: 10 кВ

— Номинальное напряжение обмотки НН (основной): 100 В

— Номинальное напряжение обмотки НН (дополнит.): 100В

— Класс точности в номинальном режиме: 0,5

— Мощность вторичной обмотки: 200ВА

1. Проверка по напряжению установки:

2. Проверка по вторичной нагрузке:

(3.35.)

где S2? — нагрузка всех измерительных приборов;

S2ном — номинальная мощность в выбранном классе точности.

Таблица потребляемой мощности приборами

Условие выполняется. Трансформатор выбран, верно.

3.8.2 Выбор оборудования подстанции 10/0,4 кВ

Выбираем электрооборудование подстанции ТП6:

Определяем максимальный рабочий ток в цепи трансформатора с учётом допустимой перегрузки на 40%:

А Выбираем разъединитель РДЗ-10 /400 У1. с параметрами:

Uном =10 кВ; Iном=400 А; Iпр. скв=25 кА; Iтер=10 кА; tтер=3 с.

Проверка на электродинамическую стойкость:

Iу =9,2 Iпр. скв=25 кА.

Проверка на термическую стойкость:

Вк=0,4 · tтер=300 кА2с.

Выбранный разъединитель соответствует всем требованиям.

Выбираем плавкие предохранители для ТП-1−6:

ПКТ101−10−20−20У1 с параметрами:

Условия выбора предохранителей.

а) по напряжению сети; Uном. с.? Uном.п.

б) по длительному току; I дл.р.? I ном.п.

в) по отключающей способности;

Iпред.отк.I

Рассчитаем рабочий ток трансформатора на стороне ВН, А. Iраб.макс. =S/v3*Uном, А Где Sном тр. — номинальная мощность трансформатора, кВА.

Uном — номинальное напряжение 10 кВ Для ТМ — 160 кВА: Iраб.макс. =160/v3*10 = 9,2 А Выбираем ток плавкой вставки 20А Для установки принимаем предохранитель на ТМ — 160 кВА: ПКТ-101−10−20−20у1

Номинальное напряжение — 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение — 12 кВ Номинальный ток отключения — 12,5кА Характеристики предохранителей удовлетворяют условиям выбора.

3.8.3 Выбор автоматических выключателей на 0,4 кВ

Выбор автоматического выключателя производим на основе рабочего тока, с выполнением условия .(3.36.) Выбираем автоматические выключатели серии ВА88. Так как это — результат глубокого анализа требований рынка, совмещающий в себе большие возможности с исключительно компактными размерами, универсальностью в использовании, прочностью, простотой установки и передовой технологией. Микропроцессорный расцепитель, используемый в выключателе ВА88!43, обеспечивает точность и надежность, возможность оперативной настройки в процессе эксплуатации, что позволяет автоматическим выключателям полностью интегрироваться в управляющую логику, применяемую в системах контроля энергосбережения.

Выключатели серии ВА88 имеют ряд отличительных особенностей, достоинств и преимуществ.

Токоограничение — увеличенная скорость разрыва контактов, динамическое действие магнитного поля и структура дугогасящей камеры способствуют гашению дуги в кратчайшее возможное время, ограничивая величину интеграла Джоуля и пик тока.

Материал конструкции — детали корпуса изготовлены из стеклонаполненного полиамида, обеспечивающего устойчивость к деформациям, возникающим при коротком замыкании.

Двойная изоляция — полное разделение силовой и вспомогательных цепей. Корпус каждого из дополнительных устройств помещается в отдельную нишу, что полностью исключает риск контакта с активными частями и повышает безопасность обслуживания и проверки.

Универсальность — полный диапазон расцепителей дает возможность обеспечить селективность при многоступенчатой системе защиты (перенастройка уставки).

Механизм свободного расцепления — подвижные контакты находятся в состоянии покоя только в замкнутом или разомкнутом положении, даже когда органы управления находятся в промежуточном положении. Действие механизма не зависит от давления на рычаг и скорости включения. Рычаг выключателя имеет три положения (включено, отключено и промежуточное после срабатывания от расцепителей). Для включения после срабатывания необходимо рычаг перевести из промежуточного положения в положение «откл», а затем «вкл».

Удобство проверки — прямая проверка может быть проведена в выключенном состоянии без отсоединения подводящих проводников. Доступ к дугогасящим камерам, подвижным и неподвижным контактам обеспечивается после снятия крышки выключателя, что ускоряет и облегчает обслуживание.

Изолирующая способность — увеличенные изолирующие промежутки обеспечивают отсутствие токов утечки и устойчивость при перенапряжениях. Во втычных и выдвижных версиях силовые и вспомогательные цепи разделены в выдвинутом положении выключателя, что обеспечивает обесточивание. В этих условиях, используя специальные соединители, можно провести контрольные испытания в полной безопасности.

Электромагнитная совместимость — при использовании микропроцессорных расцепителей от сверхтока гарантирована работоспособность выключателей при наличии коммутационных помех и грозовых перенапряжений. Эти аппараты не создают помех для другого электронного оборудования.

Класс защиты — IP30 для фронтальных частей выключателей,_устанавливаемых в распределительных щитах. Класс защиты IP54 достигается для выключателей, устанавливаемых в щитах этого класса защиты и использовании ручного привода дверного монтажа с изолирующими прокладками.

Установочные положения — выключатели могут устанавливаться в любом положении без изменения их номинальных характеристик и могут запитываться через верхние или нижние клеммы без нарушения работоспособности.

Габариты и масса — на 10!15% меньше аналогичных выключателей серии ВА57 (ДЗНВА г. Дивногорск).

ТП — 1

Линия 1

принимаем автоматический выключатель ВА 88 — 33

Линия 2

принимаем автоматический выключатель ВА 88 — 33

Линия 3

принимаем автоматический выключатель ВА 88 — 33

Линия 4

принимаем автоматический выключатель ВА 88 — 33

Остальной расчет сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Выбор автоматических выключателей

3.9 Расчет заземляющего устройства

Расчет ведем для ТП -2, мощность трансформатора 100 кВА.

Грунт — чернозем (удельное сопротивление 35 Ом*м) Необходимо соблюдать условие:

R3?125/I3?4 Ом где Iз — ток замыкания на землю

Iз = Ulв/350

В общем случае Iз = 42 А

Rз не должно превышать 4 Ом Для расчета принимаем Rз = 3 Ом В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 6 мм и длиной 3 м. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7 м от поверхности земли и соединяются между собой такими же стержнями длиной 12 м. с помощью электросварки. Определяем удельное расчетное сопротивление грунта

Определяем сопротивления одиночных заземлителей: — вертикальный электрод из круглой стали

=7,64 Ом

горизонтальный электрод из полосовой стали трансформаторный подстанция электрический автоматика

=843,12

Определяется требуемое общее сопротивление Rст вертикальных электродов (стержней):

Ом.

Определяется необходимое количество стержней:

.

Окончательно принимаем к установке 6 вертикальных электродов, расположенных по контуру.

Определяем результирующее сопротивление заземляющего устройства:

== 2,7 Ом, Условие выполняется: 2,7? 4

4. Релейная защита и противоаварийная автоматика

Релейной защитой называют специальные устройства, состоящие из реле, автоматов и других аппаратов, обеспечивающих автоматическое отключение повреждённого участка электрической сети или приводящие в действие только сигнальные устройства. Основными требованиями, предъявляемыми к релейной защите, являются:

1.Быстродействие

2.Селективность

3.Чувствительность

4.Надёжность Элементы электрической сети оборудуют устройствами релейной защиты в объеме, регламентированном ПУЭ. Устройства защиты обеспечивают автоматическое отключение защищаемого элемента при повреждениях, представляющих непосредственную опасность для этого элемента или в случае возникновения ситуаций, угрожающих жизни людей.

Рис. 1.6. Схема замещения для расчетов токов КЗ.

4.1 Релейная защита воздушных линий 10 кВ

Линии 10кВ относятся к сетям с изолированной нейтралью. Следовательно, их защита должна реагировать на трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Однофазные замыкания не относятся к коротким замыканиям и могут существовать 2 и более часов. За это время можно переключить нагрузку на другой источник, и уже после этого отключить линию.

Для работы при двух и трехфазных замыканиях достаточно иметь устройства защиты установленные в двух фазах. Защита всегда устанавливается в фазах, А и С. Она не реагирует на ток фазы В, но это не имеет значения, т.к. при любых междуфазных КЗ ток протекает в 2-х фазах, и сработает защита установленная либо в фазе А, либо в фазе С, либо одновременно в 2-х фазах. Максимальная токовая защита линии