Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика объекта проектирования

электрический ток замыкание автоматика

Федотово - посёлок в Вологодском районе Вологодской области, образует Федотовское сельское поселение, по данным переписи 2010 года его население - 5276 человек (10% населения района, 4 место среди всех сельских поселений). В посёлке есть общеобразовательная школа, детский сад и музыкальная школа, участковая больница, магазины и прочие объекты. Потребители представлены электроприёмниками I, II, III категории надежности электроснабжения.

Расположение домов и объектов социальной инфраструктуры показано на генеральном плане

Электроснабжение поселка осуществляется по 4 кабельным линиям 10кВ, приходящим в распределительный пункт с понижающей ПС 110/10кВ «Кипелово».

В поселке предусмотрено наличие объектов социально-культурной сферы.



2. Определение расчетной нагрузки поселка

2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

Расчетная нагрузка здесь и далее определяется на основании [2].

Расчетная электрическая нагрузка квартир Р_кв, кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

, кВт, (2.1)

где Р_кв.уд. - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, принимая в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир[3];

n - количество квартир, шт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Р_с, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определятся по формуле:

, кВт, (2.2)

где - мощность лифтовых установок зданий, кВт;

- мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств, кВт.

Так как нет силовых электроприемников, в дальнейшем не учитываем.

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) , кВт, определяется по формуле:

, кВт, (2.3)



где - расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Расчетная реактивная мощность жилого дома , кВар, определяем следующим образом:

, кВар, (2.4)

Где - расчетные коэффициенты реактивной мощности;

- расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт. расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт.

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов принимаем по 6.12 [2].

Полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) , кВ·А, определяется по формуле:

, кВ·А, (2.5)

где - расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВт;

- расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.

Расчетный ток здания , А, определяется по формуле:

, А, (2.6)



где - полная электрическая нагрузка жилого дома, кВ·А;

- номинальное напряжение, кВ.

Приведем пример расчета жилого пятиэтажного дома, имеющего 6 подъездов и 100 квартир с плитами на природном газе. Данное здание на генплане (лист 1) обозначено номером 16.

По формуле (2.1) определяем расчетную нагрузку квартир:

(кВт).

По формуле (2.3) определяем расчетную нагрузку жилого дома:

(кВт).

Реактивную нагрузку силовых электроприемников здания определим по формуле (2.4):

;

(квар).

Полную электрическую нагрузку жилого дома (квартир и силовых электроприемников) , кВ·А, определим по формуле (2.5):

(кВ·А).

Расчетный ток здания определим по формуле (2.6):

(А).

Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогичным образом с использованием соотношений, приведенных выше. Результаты представлены в таблице 2.1.



Таблица 4.1. Расчетная нагрузка жилых зданий

2.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по [2], табл. 6.14.

Активная нагрузка:

, кВт, (2.7)

где - активная нагрузка здания, кВт;

- удельная нагрузка, кВт/чел.;

n - число учащихся, чел.

Реактивная нагрузка здания , квар:

, квар, (2.8)

где - активная нагрузка здания, кВт.

Полная нагрузка здания , кВ·А:

, кВ·А, (2.9)

где - активная нагрузка здания, кВт;

- реактивная нагрузка здания, квар.

Пример расчета для школы на 218 человек:

Результаты расчета нагрузки общественных зданий приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Расчетная нагрузка общественных зданий



Аналогично выполняются расчеты силовой нагрузки для других общественных зданий. Результаты расчетов приведены в ПРИЛОЖЕНИИ 3.

2.3 Расчет осветительной нагрузки

Рассчитаем нагрузку наружного освещения, считая, что улицы, ограничивающие поселок, являются магистральными, районного значения, категории Б по классификации [2].

Принимаем, что освещение этих улиц выполняется с однорядным расположением светильников ЖКУ 15-250-101, с лампами ДНаТ-250 (250 Вт).

Рассчитаем количество ламп для освещения улиц.

Проверим, обеспечивают ли выбранные светильники с шагом 25 м нормируемую яркость покрытия L=0,6 кд/м² (из табл. 11 [9]), ширина улицы 20 м.

Площадь для освещения светильника определим по формуле:

S= h · d, (2.9)

где h - высота подвеса светильника, м;

d - шаг опор, м.

S=12·25=300 (м²)

Определим коэффициент использования светильников по табл. 9.14 [9]:

з_L = 0,086.

Определим необходимый световой поток:

, Лм/м² (2.10)

где L - нормируемая яркость покрытия, кд/м²;

К_з - коэффициент запаса;

з_L - коэффициент использования.

(Лм/м²)

Лампа ДНаТ-250 имеет световой поток Ф_л=22000 Лм. При однорядном расположении светильников они могут осветить площадь:

, (2.11)

(м²).

Расчетная площадь больше чем фактическая.

Рассчитаем осветительную нагрузку, распределенную по ТП.

Расчетная активная мощность осветительной установки:

Р_Р.ОСВ = К_С · К_ПРА · Р_НОМ·N, кВт (2.12)



где К_С - коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый равным К_С = 1

К_ПРА - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (К_ПРА = 1,08);

Р_НОМ - номинальная активная мощность одной лампы, кВт;

N - количество установленных ламп, шт.

Расчётная реактивная мощность находится по формуле:

Q_Р.ОСВ = Р_Р.ОСВ. ·tgц, квар (2.13)

Полная мощность находится:

, кВ·А (2.14)

Примем cosц=0,87 (есть индивидуальная компенсация реактивной мощности), тогда tgц=0,48.

Пример расчёта для ТП1:

Р_Р.ОСВ. = 1·1,08·46·0,25 = 7,45 (кВт);

Q_Р.ОСВ = 7,45·0,48 = 3,58 (квар);

(кВ·А).

Результаты расчёта осветительных нагрузок приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Результаты расчёта осветительных нагрузок

Наименование узла питания осветительной установки.	Количество светильников, шт.	РР.ОСВ, кВт	QР.ОСВ, квар	SР.ОСВ, кВ·А
КТП-1	46	7,45	3,58	8,27
КТП-2	38	6,16	2,95	6,83
КТП-3	30	4,86	2,33	5,39



2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор ТП.

При выборе используем методику, приведенную в [4]. Минимальное число трансформаторов определяется:

, (4.5)

где Р_р - расчетная активная нагрузка потребителей, кВт;

к_з - коэффициент загрузки трансформатора (принимается в зависимости от категории надежности потребителей);

S_н.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Полученное N_T.min округляется до ближайшего целого числа - N_T.

Выбранное количество трансформаторов может передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки реактивную мощность Q_T, величина которой определяется по формуле:

, (4.6)

Если величина Q_T больше расчетной реактивной нагрузки Q_p, то установка конденсаторных батарей не требуется, а если меньше, то выбираются конденсаторные батареи.

Уточняется к_з по формуле:

, (4.7)

где Q_{ку.факт} - фактическая мощность конденсаторных батарей, квар.

Уточняется к_з в послеаварийном режиме по формуле:



, (4.8)

Приведем пример расчета для ТП1. Зададимся предварительным значением коэффициента загрузки согласно [4] в пределах 0,9-0,95 т.к. преобладают нагрузки III категории надежности. Далее проводим расчет по приведенным выше формулам.

Принимаем N_T=2

Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. Во всех случаях установка конденсаторных батарей не требуется.

Результаты расчета приведены в таблице (табл. 4.3)

Таблица 4.3. Результаты выбора трансформаторов

ТП	Sн.т, кВА	Nт	кз	кз, пав
1	250	3	0,72	1,07
	400	2	0,67	1,34
	630	2	0,42	0,85
2	250	3	0,95	1,43
	400	2	0,89	1,78
	630	2	0,56	1,13
3	250	3	0,97	1,46
	400	2	0,91	1,82
	630	2	0,58	1,16
4	250	3	0,81	1,21
	400	2	0,75	1,5
	630	2	0,48	0,96

Окончательное решение по выбору трансформаторов необходимо принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов из таблицы. Это сравнение представлено в следующем подразделе, причем варианты с трансформаторами мощностью 630 кВА можно исключить на данном этапе, т.к. к_з трансформаторов в этом случае очень низкий. В этих вариантах не обеспечивается требуемая загрузка трансформаторов.

4.3 Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов на основании методики из [5].

Основные соотношения:

Приведенные затраты

, (4.9)

где К_ктп - капитальные вложения на городскую трансформаторную подстанцию, руб.;

Н_Д - норма дисконта;

Е_а - норма амортизационных отчислений, на кап. ремонт и текущий ремонт, руб.;

И - годовые издержки на содержание схемы, руб.

Потери энергии в трансформаторах (раздельная работа)

, (4.10)



где N_T - количество трансформаторов;

ДР_хх - потери холостого хода в трансформаторах, кВт;

Т_год - число часов в году (8760 ч.);

К_з - коэффициент загрузки;

ДР_к - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

ф - время максимальных потерь (4590 ч.) для коммунально-бытовых потребителей по [6].

Стоимость потерь электроэнергии

, (4.11)

где С_о - стоимость электроэнергии (С₀=1,5 руб.)

Приведем пример расчета для ТП1 (вариант 2·400 кВА)

Капитальные затраты на городскую ТП возьмем из прайс-листа группы компаний «АСВ» (www.asw.ru).

Расчет для других вариантов трансформаторов проводим аналогично. Результаты расчета приведены в таблице (табл. 4.4).

Сравнивая полученные результаты можно окончательно выбрать трансформаторы: для ТП1-2*400; ТП2-2*400; ТП3-2*400; ТП3-2*400.

Таблица 4.4. Результаты технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов

	NT	KЗ	ДРхх, кВт	ДРКЗ, кВт	NT·ДРхх·Tгод, кВт·час	NT·Кз2·ДРк·ф, кВт·час	WT, кВт·час	ИТ, руб.	КГ.ТП, руб.	КГ.ТП(Еа+НД), руб.	З, руб.
ТП-1
ТМ-250	3	0,72	1,05	3,7	27594	26411,96	54006	81009	563600	204586,8	285595,8
ТМ-400	2	0,67	1,16	5,5	20323,2	22664,96	42988,16	64482,24	570000	206910	271392,24
ТП-2
ТМ-250	3	0,95	1,05	3,7	27594	45981,47	73575,5	110363,25	563600	204586,8	314950,05
ТМ-400	2	0,89	1,16	5,5	20323,2	39993,13	60316,3	90474,45	570000	206910	297384,45
ТП-3
ТМ-250	3	0,97	1,05	3,7	27594	47937,9	75532	113298	563600	204586,8	317884,8
ТМ-400	2	0,91	1,16	5,5	20323,2	41810,8	62133,9	93200,85	570000	206910	300110,85
ТП-4
ТМ-250	3	0,81	1,05	3,7	27594	33427,64	61021,6	91532,4	563600	204586,8	296119,2
ТМ-400	2	0,75	1,16	5,5	20323,2	28400,63	48723,8	73085,7	570000	206910	279995,7

3. Разработка принципиальной электрической схемы электропотребителей посёлка городского типа

3.1 Выбор схемы электроснабжения

Питание потребителей осуществляется от трех КТП. КТП получают питание от ПС 110/10 кВ по кольцевой схеме. Распределительная сеть 10 кВ выполнена кабельными линиями проложенными в земле.

Питание зданий осуществляется по радиальной схеме. Для обеспечения бесперебойности электроснабжения потребителей II и I категорий к зданиям прокладывается по две кабельные линии с разных шин 0,4 кВ КТП, в ВРУ зданий устанавливается устройство АВР. Кабельные линии 0,4 кВ прокладываются в земле.

3.2 Выбор кабелей 10 кВ

Расчетная схема замещения 10 кВ

Рис. 5.1. Расчет потоков мощности проводится по формулам:



, (5.1)

, (5.2)

где S_n,i - потоки мощности в линиях кВА;

S_n - потоки мощности в узлах схемы (ТП), кВА;

l_i - длина линий, км.

Остальные потоки мощности рассчитываются аналогично. В результате расчетов получили следующие значения:

S_A.4=1089,3 (кВА);

S_2.3=402,24 (кВА);

S_3.4=359,3 (кВА);

Точка потокораздела в ТП3.

Выбор кабелей на напряжение 10 кВ осуществляется по следующим условиям:

1) по экономической плотности тока

, (5.3)

где F_р - расчетное сечение кабеля, мм²;

I_p - расчетный ток линий, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² (выбираем из [8] j_эк=1,4 А/мм²);

2) по току послеаварийного режима



, (5.4)

где I_ПА - ток послеаварийного режима, А;

I_д - длительно допустимый ток кабеля, А;

К_пр - коэффициент прокладки;

К_ср - коэффициент среды;

К_пер - коэффициент перегрузки из [8];

3) по потере напряжения

, (5.5)

где ДU_доп - допустимые потери напряжения, % из [2];

I_p - расчетный ток линии, А;

l - длина кабеля, км;

R₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км;

cosц_н, sinц_н - коэффициенты мощности нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В;

4) по термической стойкости

, (5.6)

где F_p - расчетное сечение кабеля, мм²;

F_T.C. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного короткого замыкания, А;

t_р.з. - время отключения КЗ, с;

С - постоянная принимающая значение для кабелей с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией, А·с/мм².

Выбираем марку кабеля по [7]: ААБ_Л - алюминиевая жила, алюминиевая оболочка, броня из 2-х стальных лент, под ней слой из пластмассовых лент. Рекомендуется прокладка в земле (траншеях) с низкой коррозийной активностью, в процессе эксплуатации не подвергается растягивающим усилиям.

Рассмотрим выбор кабеля на примере линии W1:

Принимаем ближайшее большее значение 70 мм². Самым тяжелым режимом для этой линии является обрыв кабеля W5. В этом случае ток послеаварийного режима составит:

, (5.7)

где S_У - суммарная мощность всех ТП, кВА;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

149,3<185,6 условие соблюдается.

0,72%<6% условие соблюдается.

.

Принимаем значение F_T.C=35 мм², I_к⁽³⁾ возьмем из пункта 5.1 дипломного проекта, t_р.з определим по кривым (рис. 3.5 из [5]), С определим по таблице (табл. 3.4 из [5]).

Все условия выполняются, дальнейшие расчеты аналогичны. Результаты представлены в таблице (табл. 5.1)

Таблица 5.1. Выбор сечения кабелей на напряжение 10 кВ

№ линии	L, км	Ip, A	Fр, мм2	IПА, А	Iд·кпр·кср·кпср, А	F, мм2	R0, Ом/км	X0, Ом/км2	ДU, %
W1	1	95,47	68,19	149,3	185,6	70	0,447	0,0612	0,72
W2	0,235	64,5	46,06	118,3	185,6	70	0,447	0,0612	0,11
W3	0,23	23,22	16,58	77	101,25	25	1,25	0,0662	0,108
W4	0,3	20,74	14,8	114,3	129,37	35	0,894	0,0637	0,13
W5	1,5	62,3	44,92	149,3	185,6	70	0,447	0,0612	0,704



4. Расчёт токов КЗ в электроснабжении посёлка городского типа

Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы.

2. Приближенный учёт нагрузок.

3. Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания.

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3.

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются.

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5%.

Рисунок 4.1. Расчетная схема 10 кВ



Рисунок 4.2. Схема замещения сети 10 кВ

Расчет токов короткого замыкания упрощается при использовании схемы замещения. Расчет токов КЗ проводим в именованных единицах.

Мощность короткого замыкания:

МВ·А, (4.1)

где I_кз - ток короткого замыкания на шинах 10 кВ ПС.

(МВ·А).

(МВ·А).

Параметры системы:

Ом. (4.2)

где U_cp - среднее напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции, МВ·А

(Ом).

(Ом).

ЭДС системы:

Е_С = 10,5 (кВ). (4.3)

Параметры кабельной линии:

R_КЛ = r₀ • l Ом; (4.4)

X_КЛ = x₀ • l Ом; (4.5)

R_ПС-ТП1 = 0,494 • 1,2 = 0,59 (Ом);

X _ПС-ТП1 = 0,168 • 1,2 = 0,2 (Ом);

Параметры кабельных линий сведены в таблицу 4.1

Таблица 4.1. Параметры кабельных линий

Участок	Кабель	r0, Ом/км	х0, Ом/км	l, км	R, Ом	Х, Ом
ПС - КТП-1	3хАПвБП 1х50	0,494	0,168	1,2	0,59	0,20
КТП-1 - КТП-2	3хАПвБП 1х50	0,494	0,168	0,53	0,26	0,09
КТП-2-КТП-3	3хАПвБП 1х50	0,494	0,168	0,32	0,16	0,05
КТП-3-ПС	3хАПвБП 1х50	0,494	0,168	1,70	0,84	0,29

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

кА, (4.6)



где Z_ki - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

кА. (4.7)

Ударный ток:

кА, (4.8)

где к_уд - ударный коэффициент.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

. (4.9)

с. (4.10)

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Пример расчета токов КЗ для точки К1

(кА).

(кА).

(кА).

(с).

.

(кА).

Расчет токов КЗ сведен в таблицу 4.2

Таблица 4.2. Расчет токов КЗ

Точка КЗ	I(3)кзmax, кА	I(3)кзmin, кА	I(2)кз, кА	Та	Куд	iуд, кА
K1	5,06	2,65	2,30	0,0056	1,17	8,33
K2	4,28	2,92	2,53	0,0113	1,41	8,52
K3	4,32	2,91	2,52	0,0043	1,10	6,67
K4	0,55	0,51	-	-	-	-
K5	0,54	0,51	-	-	-	-
K6	0,54	0,51	-	-	-	-



5. Проектирование отдельно взятой электрической подстанции в электроснабжении посёлка городского типа

5.1 Расчет мощности КТП

Для выбора мощности КТП определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

кВ·А, (5.1)

где P_Уmax - суммарная активная мощность, кВт;

Q_Уmax - суммарная реактивная мощность, квар;

Суммарная расчетная активная мощность P_Уmax, определяется по формуле:

P_Уmax= P_зд.max+P_зд.1•К₁+ P_зд.2•К₂+ … + P_зд.n•К_n + Р_осв кВт, (5.2)

где P_зд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

P_зд.1, P_зд.2, P_зд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;

К₁, К₂, К_n - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий) [2].

Суммарная расчетная реактивная мощность Q_Уmax, определяется по формуле:

Q_Уmax= Q_зд.max+Q_зд.1•К₁+ Q_зд.2•К₂+ … + Q_зд.n•К_n + Q_осв квар, (5.3)

где Q_зд.max - наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

Q_зд.1, Q_зд.2, Q_зд.n - расчетные нагрузки зданий, кВт;

К₁, К₂, К_n - коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий).

Пример расчета мощности КТП №1 приведен в таблице 3.1.

Таблица 5.1. Потребители ТП №1

Номер по ГП	Р, кВт	Q, квар	S, кВА
1	48	13,92	49,98
2	48	13,92	49,98
3	48	13,92	49,98
4	48	13,92	49,98
5	48	13,92	49,98
6	63	18,27	65,60
7	150	93,00	176,49
8	27,2	7,888	28,32
9	48	13,92	49,98
10	48	13,92	49,98
11	63	18,27	65,60
35	48	13,92	49,98
36	63	18,27	65,60
37	76	22,04	79,13
Освещение	7,45	3,58	8,27
Итого:	766,03	273,07	813,25

Максимальная расчетная мощность ТП равна:

P_max= 150+7,45+ (8·48+3·63+27,2+76) • 0,9 = 766,03 (кВт).

Q_max=93+3,58+(8·13,92+3·18,27+7,89+22,04)•0,9= 273,07 (квар).

(кВ·А).

Расчет мощности остальных КТП производится аналогично и сведен в таблицу 3.2

Таблица 5.2. Расчет мощности КТП

№ТП	Рmax, кВт	Qmax, квар	Smax, кВ·А
1	766,03	273,07	813,25
2	707,06	278,24	759,83
3	773,46	352,67	850,07

5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

Согласно ПУЭ электроприемники I и II категории необходимо обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

кВ·А, (5.4)

где К₃ - принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К₃ =0,7

Реактивная мощность, передаваемая через трансформаторы из сети ВН в сеть НН, определяется по выражению:

квар; (5.5)

Определяем реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать по выражению:

Q_ку = Q_р - Q_вн квар; (5.6)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по выражению:

; (5.7)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме по выражению:

; (5.8)

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере КТП №1

Мощность трансформаторов должна быть:

(кВА).

(кВА).

К рассмотрению принимаем КТП с двумя трансформаторами ТМГ-630/10/0,4 и КТП с тремя трансформаторами ТМГ-400/10/0,4

Реактивная мощность которую трансформаторы могут передать со стороны ВН равна:

(квар)

(квар)

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

Q_КУ1= 273,07 - 516,69 = -243,63 (квар);

Q_КУ2= 273,07 - 595,38 = -322,32 (квар).

Т. к. Q_КУ < 0, то компенсирующее устройство не требуется.

Проверяем коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах

;

;

;

;

Коэффициенты загрузки не превышают нормируемых.

Произведем технико-экономическое сравнение трансформаторов.

Суммарные затраты на трансформаторы определяются по формуле:

З = Е·К_н.тр. + И_п.тр.+И_{обсл.рем.ам.} тыс. руб./год, (5.9)

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К_н.тр - стоимость трансформатора, тыс. руб./год;

И_п.тр - стоимость потерь в трансформаторе, тыс. руб./год;

И_{обсл.рем.ам.} - затраты на обслуживание ремонт и амортизацию, тыс. руб./год.

К_н.тр = Ц_тр · I · (1+д_т + д_с + д_м) тыс. руб., (5.10)

где Ц_тр - цена трансформатора, Ц_тр1=370 тыс. руб., Ц_тр2=315 тыс. руб.

I - индекс цен оборудования, I=1;

д_т = 0,05 - коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

д_с = 0,02 - коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

д_м = 0,15 - коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

Стоимость потерь в трансформаторе:

тыс. руб., (5.11)



где С₀ - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, С₀=3,36 руб./кВт·ч;

Т_г - годовое число часов работы трансформатора, Т_г=8760, ч.;

ДР_хх - потери холостого хода, ДР_хх1=1,05 кВт, ДР_хх2=0,83 кВт

ДР_кз - потери короткого замыкания, ДР_кз1=7,6 кВт, ДР_кз2=5,5 кВт;

ф_п - время максимальных потерь, ф_п =3500 ч

Затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:

И_{обсл.рем.ам} = (Н_а + Н_обсл + Н_рем)·К_н.тр. тыс. руб., (5.12)

где Н_а = 3,5% - норма амортизационных отчислений;

Н_обсл = 2,9% - норма обслуживания оборудования;

Н_рем = 1,0% - норма ремонта оборудования.

К_н.тр.1 = 370·2·(1+0,05+0,02+0,15)= 902,8 (тыс. руб.).

К_н.тр.2 = 315·3·(1+0,05+0,02+0,15)= 1152,9 (тыс. руб.).

(тыс. руб.).

(тыс. руб.).

И_{обсл.рем.ам.1} = (0,035+0,029+0,01)· 902,8 = 66,81 (тыс. руб.).

И_{обсл.рем.ам.2} = (0,035+0,029+0,01)· 1152,9 = 85,31 тыс. руб.

З₁ = 0,25·902,8+74,76+66,81=292,58 (тыс. руб.).

З₂ = 0,25·1152,9+235,14+85,31=373,77 (тыс. руб.).

Так суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов ТМГ-630/10/0,4 меньше, то их и принимаем к установке.

Выбор трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.5.

Таблица 5.3. Выбор трансформаторов ТП

№ТП	Рmax, кВт	Qmax, квар	Smax, кВ·А	SТР, кВ·А	Кз	Кз.ав
1	766,03	273,07	813,25	2х630	0,65	1,29
2	707,06	278,24	759,83	2х630	1,90	1,21
3	773,46	352,67	850,07	2х630	0,67	1,35

5.3 Компоновка трансформаторных подстанций

Комплектные трансформаторные подстанци блочного типа (КТПБ) серии «КТП-СЭЩ» предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью на стороне 10 кВ и глухозаземлённой нейтралью на стороне 0,4 кВ. Они применяются для организации электроснабжения различных потребителей нефтегазовой отрасли, промышленных предприятий, сельскохозяйственных объектов, а также коттеджных поселков и зон индивидуальной застройки.

КТП-СЭЩ предназначены для работы в следующих условиях:

Высота над уровнем моря - до 1000 м (допускается эксплуатация на высоте более 1000 м, но при этом следует руководствоваться указаниями ГОСТ 15150-69, ГОСТ 8024-90, ГОСТ 1516.3-96 и ГОСТ 12434-83). Имеется опыт установки КТПБ на высоте до 3500 м.

Температура окружающего воздуха - от -45°С до +55°С исполнения У1 и от -60°С до +55°С исполнения УХЛ1

Предельно низкая допустимая температура внутри блоков РУ ВН и РУ НН - минус 25°С (при вводе в эксплуатацию).

Тип атмосферы - II (промышленная) по ГОСТ 15150-69

Климатические районы по ветру и гололёду - I-III, по снеговой нагрузке - I-IV

КТП-СЭЩ представляют собой блочную конструкцию с внутренним коридором обслуживания. Металлический каркас подстанции обшивается панелями-утеплителями типа «сэндвич» толщиной 100 мм, что позволяет эксплуатировать КТПБ в районах с очень холодным климатом. Крыша подстанции двухскатная.

Вариант исполнения двухтрансформаторной подстанции: два блока, в одном из которых размещается РУ ВН и трансформаторы, а в другом - РУ НН.

В блоке РУВН устанавливаются камеры КСО-298MSC В блоке РУ НН - панели распределительных щитов типа НКУ-СЭЩ.

Блоки РУ ВН и РУ НН поставляются в полной заводской готовности, трансформаторный блок - без трансформаторов. Трансформаторы поставляются отдельно.

Транспортировка не требует использования спецтехники, разрешения для перевозки и сопровождения негабаритного груза. Общие высота и ширина транспортного средства с грузом не превышают допустимых норм. Доставка осуществляется автомобильным, морским и ж/д транспортом.

На месте монтажа подстанция устанавливается на кирпичный или бетонный фундамент с гидроизоляцией, изготовленный с учетом габаритных размеров блочной КТП. В фундаменте должны быть предусмотрены каналы для прокладки кабеля.

При монтаже используется автокран грузоподъёмностью от 16 тонн

Соединение блоков между собой болтовое. Подключение силовых трансформаторов выполняется гибкой ошиновкой (кабельными перемычками) или жесткой ошиновкой из меди или алюминия



6. Проектирование электрической сети на напряжение до 1000в в составе электроснабжения посёлка городского типа

6.1 Выбор кабельных линий 0,4 кВ

Выбор кабелей 0,4 кВ выполняется аналогично пункту 6.2.

Выбор кабелей сведен в ПРИЛОЖЕНИЕ 4

6.2 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ

Расчет произведем для потребителя №3 по плану.

Рисунок 6.1. Схема замещения сети 0,4 кВ

Система С:U_НН = 0,4 кВ.

Трансформатор Т: S_н.тр=630 кВА; U_к=5,5%; ДР_к=7,6кВт.

Линия W: r₀ = 0,45 мОм/м; х₀ = 0,082 мОм/м; L=175 м.

Выключатель QF1: I_н=1000 А.

Выключатель QF2: I_н=100 А.

Сопротивление питающей системы равно:



мОм. (6.1)

(мОм).

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

мОм. (6.2)

(мОм).

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

мОм. (6.3)

(мОм).

Сопротивления кабельных линий:

R_W = 0,45 · 175= 78,2 (мОм).

X_W = 0,082 · 175= 14,4 (мОм).

Сопротивления контактов:

R_К1 = 0,0024 (мОм).

R_К2 = 0,021 (мОм).

Сопротивления автоматических выключателей:

R_QF1 = 0,41 (мОм).

X_QF1 =0,13 (мОм).

R_QF2 = 0,65 (мОм).

X_QF2 =0,17 (мОм).

Суммарное сопротивление до точки К3:

R_УК1 = R_тр+R_QF1+R_К1 = 4,41 (мОм).

X_УК1 =X_C+X_тр+X_QF1 = 1,43 (мОм).

R_УК2 = R_УК1+R_QF2+R_W+R_К2 = 89,63 (мОм).

X_УК2 =X_УК1+X_QF2 +X_W=33,18 (мОм).

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

кА. (6.4)

Напряжение в стволе дуги:

U_д = Е_Д·l В. (6.5)

Сопротивление дуги равно:

мОм. (6.6)

Ток КЗ с учетом сопротивления дуги:

кА. (6.7)



Ударный ток определяется по выражению:

кА, (6.8)

где k_уд - ударный коэффициент.

. (6.9)

с, (6.10)

где - частота сети, Гц.

Приведем пример расчета для точки К2.

(кА).

Для кабеля сечением 70 мм² расстояние между фазами проводников 20 мм.

U_д = 1,6 ·20 = 32 (В)

(мОм).

(кА).

(с)

(кА).

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:

кА, (6.11)

где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

Z_п - полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки. КЗ.

мОм, (6.12)

где X_T1, X_T2, R_T1, R_T2 - соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

X_T0, R_T0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

мОм, (6.13)

где - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

- длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К2:

(мОм).

Z_П = 1,06 · 175= 185,5 (мОм);

(кА).

Расчет токов КЗ сведен в ПРИЛОЖЕНИЕ 5

6.3 Выбор автоматических выключателей

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1. По напряжению:

U_нQF ? U_{н. сети} (6.14)

2. По номинальному току:

I_нQF ? I_p (6.15)

3. По отстройке от пиковых токов:

I_m ? К_н · I_пик, (6.16)

где I_m - ток электромагнитного расцепителя;

К_н - коэффициент надежности;

I_пик - пиковый ток.

5. По условию защиты от перегрузки:

I_перегр < (1,2ч1,4) · I_доп (6.17)

I_перегр > I_р (6.18)

где I_р - допустимый длительный ток защищаемого элемента

6. По времени срабатывания:

t_m = t _{сз.пред} + Дt, (6.19)

где t _{сз.пред} - время срабатывания предыдущей защиты;

Дt - ступень селективности.

7. По условию стойкости к токам КЗ:

ПКС ? I_КЗmax, (6.20)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

8. По условию чувствительности:

, (6.21)

где К_р - коэффициент разброса срабатывания отсечки, К_р=1,1-1,3

На отходящей линии к потребителю №1 I_р = 76,02 А в КТП выбираем выключатель марки ВА-СЭЩ TS160ETS23:

I_н.QF = 160 А, I_n = 100 А; I_r = 1· I_n = 100 А; I_m =5· I_r = 500 А; I_i = 11· I_n = 1100; I_перегр = 100 А; ПКС=85кА.

1) 660 В > 380 В;

2) I_н.QF =160 А>I_р = 76,02 А;

3) К_н·I_пик = 3·76,02 = 228 А, I_m = 500 А>228 А;

4) 1,2·100= 120 А

I_перегр = 120 А<155 А

I_перегр = 120 А>76,02 А

5) t_m = 0,3 с

5) ПКС=85 кА > i_уд = 3,24 кА

7)

Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.

А.

Выбираем автоматический выключатель ВА-СЭЩ-В-1600AF:

I_н.QF = 1600 А, I_n = 1600 А; I_r = 0,6· I_n = 960 А; I_m =5· I_r = 6720 А; I_i = 10· I_n = 16000; I_перегр = 1344 А; ПКС=85кА.

1) 660 В > 380 В;

2) I_н.QF =1600 А>I_р = 1274,5 А;

3) К_н·I_пик = 4·1274,5 = 5098 А, I_m = 6720 А>5098 А;

4) I_перегр = 1344 А>1274,5 А

5) t_m = 0,5 с

5) ПКС=85 кА > i_уд = 30 кА

7)

Рисунок 6.2. Карта селективности 0,4 кВ



7. Выбор и проверка электрооборудования схемы электроснабжения посёлка городского типа

7.1 Выбор выключателей 10 кВ

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

по напряжению

U_ном ? U_{сети, ном} кВ (7.1)

где U_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_{сети, ном} - номинальное напряжение сети, кВ.

2) по длительному току

I_ном ? I_{раб, max}А, (7.2)

где I_ном - номинальный ток выключателя, А.

I_{раб, max} - максимальный рабочий ток, А.

3) по отключающей способности:

кА, (7.3)

где i_a - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

i_a,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя;

Допускается выполнение условия:



с (7.4)

где b_норм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

ф - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;

ф = ф_{з, мин} + t_соб, (7.5)

где ф_{з, мин} = 1,5 с - минимальное время действия защит;

t_соб - собственное время отключения выключателя.

4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по сквозному предельному току короткого замыкания:

, с (7.6)

где I_{пр, скв} - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

I⁽³⁾_кз - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

5) на термическую стойкость:

выключатель проверяется по тепловому импульсу:

кА²·с, (7.7)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания тока термической стойкости.

Выбор выключателей РП приведен в таблице 7.1.



Таблица 7.1. Параметры выключателей, отходящих линий 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		ВВМ-СЭЩ-1-10
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =140 А	Iном =630 А
Iоткл Iкз	Iкз =7,2 кА	Iоткл =20 кА
i дин i уд	i уд =13,2 кА	i дин =50 кА
I2t Вк	Вк =155 кА2с	I2t =1200 кА2с

7.2 Выбор выключателей нагрузки

Условия выбора выключателей нагрузки:

U_ном ?U_сети кВ, (7.8)

I_ном ?I_раб.max А, (7.9)

i_дин ?i_уд кА, (7.10)

I²·t ?В_к кА²·с. (7.11)

Параметры выключателей нагрузки 10 кВ приведены в таблице 7.3

Таблица 7.2. Параметры выключателей нагрузки 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		ВНА-СЭЩ-10/630-20
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =140 А	Iном =630 А
i дин i уд	i уд =13,2 кА	iдин =51 кА
I2t Вк	Вк =155 кА2с	I2·t = 400 кА2·с



7.3 Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока:

U_ном ?U_сети кВ, (7.12)

I_ном ?I_раб.max А, (7.13)

i_дин ?i_уд кА, (7.14)

I²·t ?В_к кА²·с. (7.15)

Параметры трансформаторов тока 10 кВ приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.3. Параметры трансформаторов тока 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		ТОЛ-СЭЩ-10
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =140 А	Iном =200 А
Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
i дин i уд	i уд =13,2 кА	iдин =51 кА
I2t Вк	Вк =155 кА2с	I2·t = 768 кА2·с

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения устанавливаются на шины 10 кВ цеховой КТП.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном=U_сети. (7.16)

ОПН-П1-10/11,5/10/2УХЛ1

U_ном=10 кВ

U_{доп. max}=11 кВ

U_ост.1000=28,7 кВ

U_{ост. 10000}=33,8 кВ



Список использованных источников

1. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения: РД 34.20.178-81/ [науч. ред. Г.Ф. Сумин]. - М.: 1981. - 66 с.: ил.

2. Будзко, И.А. Электроснабжение сельского хозяйства: учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений/ И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская. - М.: Колос, 2000. - 536 с.: ил.

3. Руководящие матеpиалы по пpоектиpованию электpоснабжения сельского хозяйства. - М.: Сельэнеpгопpоект, 1981. - №11. - 109 с.

4. Лещинская, Т.Б. Электpоснабжение сельского хозяйства: учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений/ И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, И.В. Наумов. - М.: КолоС, 2008. - 655 с.

5. Ноpмы технологического пpоектиpования электpических сетей сельскохозяйственного назначения и дизельных подстанций. - М.: Сельэнеpгопpоект, 1974. - 42 с.

6. Торговая система «ЭлектроТехИнфо» [Электронный ресурс]:офиц. сайт. - Режим доступа: http://www.eti.su/

7. Пособие к куpсовому и дипломному пpоектиpованию для электpоэнеpгетических специальностей / под pед. В.М. Блок. - М.: Высшая школа, 1981. - 304 с.

8. Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения: учеб. пособие / Л.Е. Старкова, В.В. Орлов. - Вологда.: ВоГТУ, 2003. - 175 с.

9. Коробов, Г.В. Электpоснабжение курсовое проектирование: учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений. - 2-е издание, испр. и доп. / Г.В. Короб...