Электроснабжение сельского населенного пункта Министерство сельского хозяйства рф Федеральное государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования «Ижевская Государственная Сельскохозяйственная Академия» Кафедра Электроснабжение Курсовой проект по дисциплине Электроснабжение на тему: Электроснабжение сельского населенного пункта Выполнил студент Глухов В. А. Проверил Трефилов Е.Г. Ижевск 2010 Введение В этом курсовом проекте выполнен расчёт системы электроснабжения сельского населённого пункта, который включает расчет электрических нагрузок населенного пункта, определение мощности и выбор трансформаторов, электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ, построение таблицы отклонений напряжения и многое другое. Выполнение курсового проекта относится к завершающему этапу изучения дисциплины «Электроснабжение» и ставит перед собой цель – систематизировать, расширить и закрепить теоретические знания и практические навыки при решении конкретных вопросов проектирования электроснабжения сельского хозяйства. Электрификация, т.е. производство, распределение и применение электроэнергии – основа устойчивого функционирования и развития всех отраслей промышленности и сельского хозяйства страны и комфортного быта населения. 1. Расчет электрических нагрузок населенного пункта Из табл. 1 определяется вариант задания – 213, которому соответствует схема № 1 ВЛ. 10 кВ с расчетным населенным пунктом № 2 и схема № 3 сети 0, 38 кВ. Расчет электрических нагрузок производится с целью выбора сечений проводов линий и расчёта мощности ТП. Для определения суммарной расчетной мощности потребителей заданного населенного пункта необходимые исходные данные и результаты расчетов заносятся в таблицу 1.1. Таблица 1.1 № пп Потребитель Расчетная мощность Координаты РД , кВт РВ , кВт cosД о.е. cosВ о.е. SД , кВА SВ , кВА X, о.е. Y, о.е. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 5.2 Коровник привязного содержания с механизированным доением,уборкой навоза и электроводонагревателем: на 200 коров 6 6 0, 92 0, 96 5.52 6.25 8 18 5.2 Коровник привязного содержания с механизированным доением,уборкой навоза и электроводонагревателем: на 200 коров 6 6 0,92 0,96 5.52 6.25 10 18 7,2 Помещения для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза: на 240-260 голов 5 8 0, 92 0, 96 5.4 8.3 3 18 7.2 Помещения для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза: на 240-260 голов 5 8 0, 92 0, 96 5.4 8.3 5 18 29.1 Склад рассыпных и гранулированных кормов емкостью: 200т 20 1 0, 7 0, 75 28.6 1.3 6 13 12 Кормоцехфермы КРС на 800-1000 голов 50 50 0.75 0, 78 66.7 64 3 16 27.1 Овощекартофелехранилеще на 300-600т. 5 2 0, 70 0,75 7.14 2.66 10 10 36 Столярный цех 15 1 0, 70 0, 75 21.43 1.3 5 8 2 Зона 51.3 Административное здание: на 70 рабочих мест 35 15 0.92 0.96 38 12.5 20 5 54.1 Баня: на 5 мест 3 3 0, 92 0, 96 3.26 3.13 20 7 53.2 Магазин на 4 рабочих места. Подовольственный 10 10 0.85 0.90 11.76 11.11 20 9 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 22 3 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 22 5 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 22 7 55.3 Жилой дом: восьмиквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 24 12 55.2 Жилой дом: четырехквартирный 2,2 7,2 0, 92 0, 96 2,39 7,5 24 14 55.3 Жилой дом: восьмиквартирный 4,3 14,4 0, 92 0, 96 4,67 15 26 12 55.2 Жилой дом: четырехквартирный 2,2 7,2 0, 92 0, 96 2,39 7,5 26 14 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 4 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 6 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 8 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 9.5 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 11 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 28 12.5 55.2 Жилой дом: четырехквартирный 2,2 7,2 0, 92 0, 96 2,39 7,5 28 14 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 32 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 32 3.5 50.1 Детские ясли-сады на 25 мест 4 3 0.85 0.90 4.7 3.33 32 5 48.2 Спальный корпус школы-интерната на 80 мест 8 15 0.85 0.90 9.4 16.7 32 7 45.2 Начальная школа на 80 учащихся 7 2 0.85 0.90 8.24 2,22 32 11 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 32 13 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 34 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 2 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 4 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 6 55.1 Жилой дом: одноквартирный 0,54 1,8 0, 92 0, 96 0,59 1,88 36 8 38.2 Склад концентрированных кормов с дробилкой ДКУ-2 25 1 0.70 0.75 35,7 1,33 36 10 35 Плотницкая 10 1 0.70 0.75 14,3 1,33 36 12 43.1 Гараж с профилакторием на 10 автомашин 20 10 0.70 0.75 28,57 13,33 36 14 Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки рассчитываются по формуле (1.1) после чего вносятся в соответствующие столбцы (7 и 8) таблицы. Для жилого дома одноквартирного: Суммарная расчетная мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется в следующей последовательности: 1. Для одинаковых потребителей (производственных или жилых домов), имеющих одну и ту же расчетную нагрузку, суммарная нагрузка дневного и вечернего максимумов определяется по формуле: , (1.2) где Рn – расчетная нагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт; Р – расчетная нагрузка одного потребителя, кВт; ko – коэффициент одновременности. 2 Зона: Жилые одноквартирные дома: Жилые четырехквартирные дома: Жилые восьмиквартирные дома: 2. Расчетная мощность дневного максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле: , (1.3) где РБ – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт; m – число потребителей и групп одинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются; Рдоб1 , Рдоб2 , Рдоб3 ,… Рдоб m-1 – добавки, определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей, кВт; берутся из таблицы 3.6 [2]. 3. Определяется нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории хозяйственных дворов: , (1.4) где РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт; рудУО – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м; в курсовом проекте рекомендуется принять рудУО =6 Вт/м; LУ – суммарная длина улиц населенного пункта, м; принимается в соответствии с масштабом по плану населенного пункта; РНО хд – суммарная нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов, кВт; в курсовом проекте рекомендуется принимать из расчета: 250 Вт на одно помещение и 3 Вт на 1 метр длины периметра двора [2, с.38]. LУ = 66, (см), с учетом масштаба (1: 2000) получаем 1300 (м), (периметр – 3840 м). 4. Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле: , (1.5) где РБ , Рдоб1 , Рдоб2 , Рдоб3 ,… Рдоб m-1 – то же, что и для формулы (1.3), только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт; РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт. 5. Расчетная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки производственных потребителей населенного пункта. 6. Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта. (1.6) где - расчетная нагрузка комунально-бытовых потребителей. = 86,3+ 97,4= 183,7(кВт) = 70,9+ 104,8= 175,7 (кВт) РП (Д) / РОД = 86,3/183,7=0,47 РП (В) / РОВ = 70,9/ 175,7 = 0,44 = 0, 8 = 0, 84 7. Расчетная полная мощность дневного и вечернего максимума. , 2. Определение мощности и выбор трансформаторов Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле: , (2.1) где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА; F – площадь населенного пункта, км2 ; U – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %; В – коэффициент, %/кВА* км2 . Для ВЛ 0, 38 кВ принимается U = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА* км2 . В целях сокращения экономических затрат рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций, так как на плане местности однородные потребители размещены компактно выбираю две подстанции. Сгруппируем потребителей населенного пункта в две зоны. Выбираем трансформаторы с номинальной мощностью: 1 Производственная зона Sном= 100 кВА; 2 Зона Sном= 100 кВА; Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей, с использованием формул: (2.2) где n – число потребителей для каждой выбранной зоны; Si – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА. Производственные потребители: 4.8 14.39 Зона 2: 28.76 9.7 Расчет произведен в таблице MicrosoftOfficeExcel 2007 3. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии. Результаты расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1. Таблица 3.1 Участок ВЛ 10 кВ Расчетная активная мощность участка, кВт РДП /РДО РВП /РВО Номер Длина, км Днем Вечером РДО РДП РВО РВП 1 2 3 4 5 6 7 8 5-6 6 180 100 240 120 0,55 0,5 2-5 6 432 225 531 275,5 0,52 0,46 3-2 4 529.4 296.8 555.6 311,8 0,56 0,56 3-4 11 260 200 290 210 0,77 0,72 1-3 13 890.5 582 1076 694.6 0,65 0,65 0-5 5 1161,5 748.8 1283,4 805 0,64 0,63 Таблица 3.1.1 cosД cosВ tgД tgВ Расчетная мощность Рабочий ток, А Реактивная, кВар Полная, кВА QД QВ SД SВ IД IВ 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 0,80 0,85 0,75 0,61 135 61 300 141.2 17.3 8.15 0,82 0,87 0,69 0,56 298 126 647.6 316.7 37.3 18.3 0,81 0,86 0,72 0,59 381.2 175 686 362.6 39.6 21 0,75 0,82 0,88 0,56 228 112 386.7 256 22.3 14.8 0,76 0,83 0,85 0,67 757 390 1415 576.5 81.7 33.28 0,76 0,83 0,85 0,67 987.3 501.7 1688.7 969.9 97.4 55.9 Таблица 3.1.2 Марка и сечение провода, мм2 Потери напряжения, % Потери энергии, кВт.ч Днем Вечером На участке От шин 10 кВ до конца участка На участке От шин 10 кВ до конца участка 19 20 21 22 23 24 АС70 0,77 4.5 0,7 4.4 4299 АС70 2.8 5.7 1.9 7.9 23315,2 АС70 1.5 8.1 1.2 6.6 15016,7 АС70 2.2 5.6 1.8 4.8 13095,6 АС70 8.7 8.7 7 7.8 15979,6 АС70 4.3 4.3 3.7 3.7 59766,6 ∆Wmax= 131472,7 кВт*ч в год. С помощью коэффициента одновременности и добавок рассчитаем нагрузку на всех участках линии 10 кВ. Например мощность для общей дневной нагрузки на участках 1-3: Р2-5 =ko (Р5 + Р5-6)=0.9(180+300) = 432 кВт Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам: (3.1) , (3.2) «РО » – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos » и «tg » берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1. В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле: , (3.3) где Uном =10 кВ – номинальное напряжение линии. Сечение проводов в курсовом проекте рекомендуется определять по экономической плотности тока: , (3.4) где jЭК =1,3 А/мм2 – экономическая плотность тока, выбранная по таблице 5.1 [1,2]. Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного и должно быть скорректировано по требованиям к механической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 35 мм2 для отпаек. Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.(приложение 1, 4, 14, 15 [1,2] ). Таблица 3.2 Провод Dср , мм r0 , Ом/км х0 , Ом/км Iраб макс , А Iдоп , А 1 2 3 4 5 6 АС70/11 2000 0,420 0,392 10,9 265 АС70/11 2000 0,420 0,392 23,3 265 АС70/11 2000 0,420 0,392 32,9 265 АС70/11 2000 0.420 0.392 31,2 265 АС70/11 2000 0.420 0.392 65,1 265 АС70/11 2000 0,420 0,392 74,6 265 Выбранное сечение проводов удовлетворяет условию допустимого нагрева: . Условие выполняется. На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения: , (3.5) где , Р и Q – длина участка и мощности, передаваемые по участку, берутся из таблицы 3.1, а r0 и x0 – из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ. Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах: (3.6) а затем вписать в соответствующие столбцы (20 или 22) таблицы 3.1. Потери напряжения от шин 10 кВ до конца расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. Полученные результаты вписываются в столбцы 21 и 23 таблицы 3.1. В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле: , (3.7) где  - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [1].  =1900 ч Потери энергии по всей линии подсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках ВЛ 10 кВ. 4. Построение таблицы отклонений напряжения Таблица отклонений напряжения в курсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций. Таблица составляется для подстанций ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТПБ ), удаленного (ТПУ ) и расчетного (ТПР ) населенных пунктов (таблица 4.1). Таблица 4.1 Элемент сети Обозначение потери и отклонения напряжения, % ТПБ ТПР ТПУ Нагрузка, % 100 25 100 25 100 25 Шины 10 кВ δUШ10 +5 -1 +5 -1 +5 -1 ВЛ 10 кВ UВЛ10 -0,7 -0,175 -2 -0,5 -3,8 -0,95 Тр-р 10/0,38 кВ Потери UТ -4 -1 -4 -1 -4 -1 Надбавка δUТ +2,5 +2,5 +5 +5 +7,5 +7,5 Шины 0,4 кВ δUШ0,4 +2,8 +0,33 +4 +2,5 +4,7 +4,55 ВЛ 0,38 кВ Всего UВЛ0,38 -7,8 -1,95 -9 -2,25 -9,7 -2,43 Наружная UВЛ0,38 -5,8 -1,45 -7 -1,75 -7,7 -1,93 Внутренняя UВЛ0,38 -2 -0.5 -2 -0,5 -2 -0.5 Удаленный потребитель δUУД.П -5 -1,62 -5 +0,25 -5 +2,12 ГОСТ 13109-97 δUном 5 5 5 5 5 5 5. Электрический расчет воздушной линии напряжением 0, 38 кВ В учебных целях выбор сечений проводов в линиях W1, W2 и W3 производится различными методами. Выбранные провода проверяются на механическую прочность и по нагреву. К линии W1, W2 и W3 подключены производственные потребители электроэнергии. Расчет сечений проводов линии W1 методом экономических интервалов производится следующим образом: Определяется расчетная полная мощность на каждом участке линии: S0-1 =P0-1 / cos0-1 = 24/ 0, 74= 32, 4 (кВА) S1-2 =P1-2 / cos1-2 = 18/ 0, 77= 23, 4 (кВА) S2-3 =P2-3 / cos3 = 5/ 0, 85= 5, 88 (кВА) где Р0-1 , Р1-2 , P2-3 расчетная активная нагрузка на участках линии, которая для коммунально–бытовых потребителей определяется попарным суммированием нагрузки в конце участка и нагрузки предыдущего участка с помощью табличных добавок. P2-3 = P3 = 5 (кВт) Р1-2 = Р2 + Рдоб 2-3 (при Р2 Р2-3 ) Р1-2 = 15+ 3= 18 (кВт) Р0-1 = Р1-2 + Рдоб 1 (при Р1-2  Р1 ) Р0-1 = 18+ 6= 24 (кВт) Значение коэффициента мощности нагрузки участка линии определяется как средневзвешенное. Cos1-2 = (S2 cos2 + S2-3 cos3 )/ (S2 + S2-3 ) = = (20* 0, 75+ 5, 88* 0, 85)/ (20+ 5, 88) = = (15+ 5)/ 25, 88= 0, 77 Cos0-1 = (S1 cos1 + S1-2 cos2 )/ (S1 + S1-2 ) = = (14, 3* 0, 7+ 23, 4* 0, 75)/ (14, 3+ 23, 4) = = (10+ 18)/ 37, 7= 0, 74 Рассчитывается эквивалентная нагрузка на каждом участке линии по формуле: , (5.1) где Sр – расчетная мощность участка, кВА; kд – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок; в курсовом проекте рекомендуется принимать равным 0,7. По таблице приложения 32 [2] предварительно определяют сечение проводов на каждом участке линии W1. При этом выбранные провода должны удовлетворять требованиям механической прочности, в соответствии с которыми алюминиевые провода должны иметь сечение не менее 50 мм2 . Определяется потеря напряжения в линии W1 при выбранных сечениях проводов. Если потеря напряжения в линии W1 не превышает допустимую потерю напряжения, определенную в п.4.10, то расчет на этом заканчивается. Выбранные провода должны удовлетворять условию нагрева: , (5.2) где Iр макс – максимальный ток нагрузки для выбранного сечения, А; Iдоп – допустимый длительный ток для выбранного сечения, А; берется из таблицы приложения 4 [2]. Расчет проводов линии W2 по допустимой потере напряжения при постоянном сечении проводов в линии выполняется в следующей последовательности: Определяется расчетная активная нагрузка на участках линии W2. S0-4 =P0-4 / cos0-4 = 39, 7/ 0, 85= 46, 7 (кВА) S4-5 =P4-5 / cos4-5 = 30, 5/ 0, 82= 37, 2 (кВА) S5-6 =P5-6 / cos5-6 = 17, 4/ 0, 92= 18, 9 (кВА) S6-7 =P6-7 / cos7 = 4/ 0, 92= 4, 35 (кВА) P6-7 = P7 = 4 (кВт) Р5-6 = Р6 + Рдоб 6-7 Р5-6 = 15+ 2, 4= 17, 4 (кВт) Р4-5 = Р5 + Рдоб 5-6 Р4-5 = 20+ 10, 5= 30, 5 (кВт) Р0-4 = Р4-5 + Рдоб 4 Р0-4 = 30, 5+ 9, 2= 39, 7 (кВт) Cos5-6 = (S6 cos2 + S6-7 cos7 )/ (S6 + S6-7 ) = = (15+ 4)/ (16, 3 +4, 35)= 0, 92 Cos4-5 = (S5 cos5 + S5-6 cos6 )/ (S5 + S5-6 ) = = (20+ 17, 4)/ (26, 7+ 18, 9)= 0, 82 Cos0-4 = (S4 cos4 + S4-5 cos5 )/ (S4 + S4-5 ) = = (15+ 30, 5)/ (16, 3+37, 2)= 0, 85 Определяется расчетная индуктивная нагрузка на участках линии по формуле, аналогичной (3.1). Задаемся удельным индуктивным сопротивлением проводов линии Х0 = 0, 4 Ом/км. Рассчитываем составляющую потери напряжения в реактивных сопротивлениях линии по формуле: , (5.3) Зная допустимую потерю напряжения UДОП (п.4.10) находим составляющую потери напряжения в активных сопротивлениях линии: . (5.4) % Определяем постоянное сечение проводов линии W2: , (5.5) где  = 32 м/Ом* мм2 – удельная проводимость алюминия. Полученное по (5.5) расчетное значение сечения проводов округляем до стандартного. Выбранный провод проверяется по механической прочности и по нагреву. F ст = 50 мм2 (по условию механической прочности) Проверяем действительную потерю напряжения в линии W2 при выбранном стандартном сечении проводов. Расчет проводов линии W3 на минимум проводникового материала проводится в следующей последовательности: Определяется расчетная полная мощность на каждом участке. S0-8 =P0-8 / cos8 = 30/ 0, 7= 42, 9 (кВА) Для линия W3 определяем момент по формуле: , (5.6) и сумму моментов: (5.7) Распределяем допустимую потерю напряжения ΔUДОП (п.4.10) по участкам линии пропорционально моментам этих участков: (5.8) Таблица 5.1 Линия Участок Провод г0 , Ом/ км х0 , Ом/ км Iр. макс , А Iдоп , А Uф , % UΣф , % W1 0–1 А50 0, 576 0, 369 49, 23 210 0, 9 1, 4 1–2 А50 0, 576 0, 369 35, 55 210 0, 2 2–3 А50 0, 576 0, 369 8, 93 210 0, 3 W2 0–4 А50 0, 576 0, 369 70, 95 210 1, 33 1,76 4–5 А50 0, 576 0, 369 56, 52 210 0, 26 5–6 А50 0, 576 0, 369 28, 72 210 0, 13 6–7 А50 0, 576 0, 369 6, 61 210 0, 04 W3 0–8 А50 0, 576 0, 369 65, 18 210 2, 41 2, 41 6. Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ Для линий 0,38 и 10 кВ выбираем: Опоры – железобетонные опоры 0.38 кВ и 10 кВ; Изоляторы – ШФ-10, НС-18. Линейную арматуру ТП1 и ТП2 однотрансформаторные комплектные трансформаторные подстанции со схемой соединения обмоток трансформаторов звезда- звезда с нулем КТП-10/0.38-160 и КТП-10/0.38-160. РУ 0,38 кВ – с автоматическими воздушными выключателями. Основные технические характеристики трансформатора ТМ-160: Номинальная мощность 160 кВА, ВН=10кВ, НН=0.4кВ, Группа соединения обмоток – 0, РххА=510 Вт, РххБ=565 Вт, Ркз=2650 Вт, Uк%=4.5, Iхх%=2.4, переключатель напряжений – ПБВ. 7. Расчет токов короткого замыкания Рисунок 7.1- Схема расчета токов КЗ Количество точек КЗ на стороне высокого и низкого напряжений одинаково, однако число сопротивлений на стороне 10 кВ больше, чем на стороне 0,38 кВ, поэтому принимаем Uб =10,5 кВ. Рисунок 7.2-Схема замещения Определяем сопротивления схемы замещения, приведенные к базисному напряжению. Сопротивление системы: , (7.1) Xс=(10.5)²/210=0,53 Ом. Сопротивления участков линии 10 кВ: (7.2) Таблица 7.1 Участок R,Ом X,Ом 5-6 1,68 1,57 2-5 0,84 0,78 3-2 1,26 1,18 3-4 1,68 1,57 1-3 0,84 0,78 0-1 0,42 0,39 Сопротивление трансформатора: , (7.3) rт= (2.65/160)*(10500²/160000) =11,4 Ом, , (7.4) Zт= (4.5/100)*(10500²/160000) =31 Ом, , (7.5) Ом. Сопротивления участков ВЛ 0,38 кВ: (7.6) rw1 = 84,5 Ом, rw3 = 198 Ом, Xw1 = 55,8 Ом, Xw3 = 130,6 Ом. rw2 = 124 Ом, Xw2 = 81,8 Ом, До точки К1 : Z1= Xc; (7.7) Z1=0,53Ом До точки К2 : Z2=√ (r04)²+(Xc+X04)²; (7.8) Z2=√ (0,42)²+(0,53+0,39)²=1 Ом, До точки К3 : Z3=√ (r04+r42+r23+r31+r16)²+(Xc+X04+X42+X23+X31+ X16)²; (7.9) Z3=√ (0,42+0,84+1,26+0,84+1,68)²+(0,53+0,39+0,78+1,18+0,78+1,57)²= 7,3 Ом, До точки К4 : Z4=√ (r04+r42+r25)²+(Xc+X04+X42+X25)²; (7.10) Z4=√ (0,42+0,84+1,68)²+(0,53+0,39+0,78+1,57)²=4,4 Ом, До точки К9 : Z9=√ (r04+r42)²+( Xc+X04+X42)²; Z9=√ (0,42+0,84)²+(0,53+0,39+0,78)²=2,1 Ом, До точки К5 : Z5=√ (r04+r42+rт)²+( Xc+X04+X42+Xт)²; (7.11) Z5=√ (0,42+0,84+11,4)²+(0,53+0,39+0,78 +19,6)²=24,8 Ом, До точек К6 , К7 и К8 результирующие сопротивления определяются аналогично. До точки К6: Z6=√ (r04+r42 +rw1+rT)²+( Xc+X04+X42 +XT+Xw1)²; Z6=√(0,42+0,84+11,4+84,54)²+( 0,53+0,39+0,78+19,6+55,77)²=124,1Ом; До точки К7: Z7=√ (r04+r42+rw2+rT)²+( Xc+X04+X42 +XT+Xw2)²; Z7=√(0,42+0,84+11,4+124)²+( 0,53+0,39+0,78+19,6 +81,83)²=171,2 Ом; До точки К8: Z8=√ (r04+r42+rw3+rT)²+( Xc+X04+X42+ XT+Xw3)²; Z8=√ (0,42+0,84+11,4+198)²+( 0,53+0,39+0,78+19,6+130,6)²=259,7 Ом. Рассчитываем токи трехфазного КЗ. Для точек 1, 2, 3, 4 выполняется условие Uср.ном = Uб , поэтому ток КЗ определяется по формуле: , (7.12) Iк1=10.5/1.74*0,53=11,5кА; Для точки 5 Uср.ном Uб , поэтому ток 3-х фазного КЗ равен . (7.13) Iк5= (10.5/1.74*24,8)*(10.5/0.4) =6,4 кА Для точек 6, 7, 8 и 9 ток 3-х фазного КЗ определяется аналогично: Определяем токи двухфазного КЗ для точек 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8: (7.14) Iк1=0.87*11,5=9,9 кА; Ударный ток для каждой из точек КЗ определяется по формуле: , (7.15) где kУ – ударный коэффициент, для i – той точки КЗ рекомендуется определять по формуле: , (7.16) Та – постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с; ri и xi – результирующие активное и индуктивное сопротивления до точки КЗ. (7.17) Мощность трехфазного КЗ для каждой из точек КЗ определяется по формуле: , (7.18) Sк1=1.74*10.5*11,5=210 MВА; где Uср.н – среднее номинальное напряжение той ступени, на которой находится точка КЗ (10,5 или 0,4 кВ). Определяем минимальную величину тока КЗ для проверки защиты на чувствительность. Это будут токи однофазного КЗ в конце линий 0,38 кВ (точки К7 , К8 и К6 ), которые рекомендуется рассчитывать по упрощенной формуле: , (7.19) где Uф =0,22 кВ – номинальное фазное напряжение сети 0,38 кВ; Iк6=0.22/ (0,7/3+0,277) =0,431 кА; zT – полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, приведенное к напряжению 0,4 кВ, Ом; zT =0.70 zп – полное сопротивление петли «фазный – нулевой провод линии», Ом; определяется по формуле: , (7.20) где – длина линии, км; r0ф и r0н – удельное активное сопротивление фазного и нулевого проводов линии, Ом/км; рекомендуется определять по приложению 1 1,2; х0п – удельное индуктивное сопротивление петли «фазный – нулевой провод линии», Ом; для проводов из цветных металлов рекомендуется брать х0п =0,6 Ом/км. Результаты расчета токов КЗ сводим в таблицу 7.2. Таблица 7.2 Точка КЗ Uср.ном кВ Сопротивление, Ом КУ Токи КЗ, кА Sк (3) МВА r x z Iк (3) Iк (2) iУ Iк (1) К1 10,5 0,0 0,5 0,5 2,00 11,5 9,9 32,3 - 210 К2 10,5 0,4 0,9 1,0 1,24 6,0 5,2 10,5 - 108,8 К3 10,5 5,0 5,2 7,3 1,05 0,8 0,7 1,2 - 15,2 К4 10,5 2,9 3,3 4,4 1,06 1,4 1,2 2,1 - 25,1 К9 10.5 1,3 1,7 2,1 1,10 2,9 2,5 4,4 - 52,0 К5 0,4 12,7 21,3 24,8 1,16 6,4 5,6 10,5 - 4,4 К6 0,4 97,2 77,1 124,1 1,02 1,3 1,1 1,8 0,431 0,9 К7 0,4 136,7 103,1 171,2 1,02 0,9 0,8 1,3 0,344 0,6 К8 0,4 210,6 151,9 259,7 1,01 0,6 0,5 0,9 0,250 0,4 8. Выбор оборудования подстанции ТП 1 Выбранная комплектная трансформаторная подстанция ТП1 состоит из вводного устройства 10 кВ, силового трансформатора и РУ 0.38 кВ, имеющих необходимое оборудование и аппаратуру. Дополнительно к имеющемуся оборудованию подстанции необходимо выбираем высоковольтный разъединитель. Разъединитель для ТП1 выбирается по конструктивному исполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и электрическим параметрам: номинальному напряжению (Uном ) и току (Iном ), термической и электродинамической устойчивости при токах КЗ. Электродинамическая устойчивость разъединителей характеризуется амплитудой (iмакс ) предельного сквозного тока КЗ, называемого иногда током электродинамической стойкости. Термическая устойчивость разъединителей характеризуется произведением действующего значения предельного тока (IТ ) термической стойкости на время (tТ ) протекания тока термической стойкости. Выбор высоковольтного разъединителя для ТП1: Выбираем разъединитель типа РЛНД-1-10Б/200УХЛ1 с приводом ПРНЗ-10УХЛ1 и номинальными параметрами: Uном =10 кВ, Iном =200 А, iмакс =15.75 кА, Iт =6.3 кА, tт =3 с. При выборе и проверке разъединителей должны соблюдаться следующие основные условия: , (8.1) 10кВ=10кВ, , (8.2) 200А≥7,33 А, , (8.3) 15.75кА≥4,4А , (8.4) 119.1≥8,41*2=16,82 где значения Uном , Iном , iмакс , Iт , tт берутся по паспортным данным разъединителей (приложение З); Uном.уст – номинальное напряжение сети 10 кВ; Iраб.макс – расчетное значение тока нагрузки на шинах 10 кВ ТП1, А; iУ9 (3) – ударный ток на шинах 10 кВ ТП1, кА. Iк9 (3) – установившееся действующее расчетное значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА; tпр – приведенное время КЗ, с; определяется по формуле: , (8.5) tпр=1+1=2 с где tс.з – время срабатывания релейной защиты, с; tо.в – собственное время отключения выключателя, с; в курсовом проекте рекомендуется принимать tпр =2-3 с.