Электроснабжение населенного пункта с расчетом нагрузок и выбором подстанций

Горина курсовая работа по Электроснабжению.doc

Московский государственный агроинженерный университет
Кафедра Электроснабжения и ЭМ
Тема «Электроснабжение населенного пункта»
Раздел 1. Определение расчётных нагрузок
Раздел 2. Выбор количества мощности и местоположения
подстанций 10038 кВ 8
Раздел 3. Электрический расчёт ВЛ 10 кВ
Раздел 4. Электрический расчёт ВЛ 038кВ
Раздел 5. Выбор автоматов на подстанциях 10038 кВ и проверка
чувствительности автоматов при однофазных КЗ 24
Раздел 6. Выбор плавких вставок предохранителей для защиты
трансформаторов ТП 10038 кВ и проверка селективности их защиты
на ступенях 10 038 кВ 26
Раздел 7. Мероприятия по обеспечению нормативных уровней надёжности
электроснабжения потребителей 27
Раздел 8. Защита от грозовых перенапряжений и расчёт
заземления на ТП 10038 кВ 28
Раздел 9. Определение технико-экономических показателей
электроэнергии по сети 038 кВ 30
Список используемой литературы 34
Необходимость в разработке настоящего проекта возникла в связи с
тем что село было электрифицировано несколько десятков лет тому назад. В
настоящее время воздушные линии напряжением 038 кВ а также
трансформаторные подстанции 1004 кВ находятся в таком состоянии которое
не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей электрической
энергии достаточно высокого качества. В последние годы в селе появились
новые потребители электрической энергии возросло потребление энергии в
жилых домах что и было учтено при разработке настоящего проекта.
В проекте использованы действующие нормативные документы
результаты ряда работ выполненных на кафедре «Электроснабжение сельского
хозяйства» МГАУ им. В.П. Горячкина.
Вариант задания: № 6-г-8-y-10
– исходные данные для карты района. Населённый пункт № 68.
Отсутствует северная дорога. Дневная и вечерняя электрические нагрузки
населённых пунктов в [p
г – масштаб схемы района электрификации М1:500000;
– номер рисунка карты населённого пункта;
y – номер перечня обозначений карты населённого пункта;
– номер варианта дополнительных исходных данных (табл. № 2).
Масштаб карты населенного пункта (метров в 1 см) 70
Уровни напряжения на шинах 10 кВ: +4
- при нагрузке 100% –3
Кол-во грозовых часов в год 30
Район климатических условий по ветру 2
Район климатических условий по гололёду 3
Материал опор (дерево) д
Наличие в жилом доме: +
– водонагревателей -
Населённый пункт старой застройки +
Величины электрических нагрузок отдельных электроприёмников и их групп
являются исходными данными для проектирования системы электроснабжения. По
своей природе электрические нагрузки – изменяющиеся во времени случайные
величины. При проектировании обычно используют расчетные нагрузки т.е.
наибольшие значения полной мощности за промежуток времени в конце рабочего
периода. Различают дневной [pic] и вечерний [pic] максимумы нагрузок
потребителя или группы потребителей.
1. Расчётные нагрузки на вводе потребителей
Значения полной мощности определялись по формуле:
Коэффициент мощности вычислялся по формуле:
Все расчеты сведены в табл. 3
Расчёт нагрузки жилого дома.
где [pic] и [pic] - дневная и вечерняя нагрузки жилого 1 квартирного
Р – электрическая нагрузка на вводе в дом (прил. 2);
[pic] и [pic] - коэффициенты дневного и вечернего максимумов
соответственно электрических нагрузок жилых домов (прил. 2).
где [pic] и [pic] - дневная и вечерняя активные мощности
[pic] - коэффициент мощности (прил. 2).
где [pic] и [pic] - дневная и вечерняя реактивные мощности
Чтобы пересчитать мощности на 2-х 10-ти 14-ти квартирные дома необходимо
умножить полученные результаты для одноквартирного дома на коэффициент
одновременности и число квартир (прил. 6).
Потребитель Коэффициент одновременности при
Жилые дома с нагрузкой на 0.7 0.38 0.316
Например мощность жилого 2-х квартирного дома при дневном режиме:
Значения [pic] и [pic] взяты из ([2] стр. 39 табл. 3.7)
Расчёт нагрузки теплицы зимней с обогревом от котельной 450 м2:
№ Помещение День Вечер
удал. ближ удал. ближ.
- 1 4875 40 АС - 70 10 10
– ТП65 1410 05 АС - 35 005 105
- 2 38025 70 АС -70 15 255
– ТП69 1020 17 АС - 35 014 269
ТП69 - 4 1020 10 АС - 35 008 277
– ТП71 1080 08 АС - 35 007 284
– ТП70 910 17 АС - 35 013 297
- 6 1670 30 АС - 70 02 317
– ТП73 1670 04 АС - 35 005 322
Выбор марки и сечения проводов ВЛ 10 кВ:
Расчёт эквивалентной мощности на магистрали:
где: [pic] - расчетная электрическая нагрузка i-го магистрального
[pic] - длина i-го магистрального участка км.
Расчёт эквивалентного тока на магистрали :
где U – номинальное напряжение магистрали. U = 10 кВ.
Расчёт эквивалентного сечения провода на магистрали:
[pic][pic][pic][pic]
Принимаем на магистрали провод марки АС-70. Активное
сопротивление[pic] индуктивное сопротивление [pic].
Теперь рассчитаем какой провод будет на отпайках:
Расчёт эквивалентной мощности на отпайках :
Расчёт эквивалентного тока на отпайках :
Расчёт эквивалентного сечения провода на отпайках:
Принимаем на отпайках провод марки АС-35. Активное сопротивление [pic]
индуктивное сопротивление [pic][pic].
Расчёт падения напряжения в вольтах и процентах определяется
Таблица 6. Результаты расчетов ВЛ-10 кВ (ВЛ №2)
Участок Sрасч. кВАДлина Марка Потери U %
- 1' 226064 10 АС-120 097 097
' – ТП64 1200 06 АС-35 006 103
' - 2' 217064 40 АС-120 064 167
' – ТП66 1520 08 АС-35 01 177
' - 3' 205404 10 АС-120 044 221
' – ТП67 1320 06 АС-35 006 227
' - 4' 195444 04 АС-120 033 26
' – ТП68 17840 04 АС-35 06 32
' - 5' 22055 30 АС-120 02 34
' – ТП72 500 10 АС-35 004 344
' - 6' 18405 34 АС-120 02 364
' – ТП74 810 08 АС-35 005 369
' - 7' 1238 20 АС-120 01 379
' - 8' 1238 32 АС-120 017 396
' – ТП75 790 05 АС-35 003 399
' – ТП76 610 10 АС-35 005 404
Расчёт эквивалентной мощности на магистрали [pic]:
где [pic] - расчетная электрическая нагрузка i-го магистрального
Расчёт эквивалентного тока на магистрали [pic]:
где [pic] - экономическая плотность тока [pic][pic]
Принимаем на магистрали воздушную линию АС-120. Активное сопротивление
[pic] индуктивное сопротивление [pic].
Расчёт эквивалентной мощности на отпайках [pic]:
Принимаем на отпайках воздушную линию АС-35. Активное сопротивление
Расчёт падения напряжения в вольтах и процентах определяется как:
Раздел 4. Электрический расчёт сети 038 кВ
1 Выбор количества трасс и ВЛ-038 кВ
В соответствии с расположением ПС 1004 кВ и питающихся от них
потребителей принимаем что от ПС №1 отходят две ВЛ-038 кВ от ПС №2 – три
ВЛ-038 кВ от ПС №3 – одна ВЛ-038 кВ от ПС №4 – две ВЛ-038 кВ. Трассы
их намечаем таким образом чтобы ВЛ преимущественно проходили по двум
2 Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения ВЛ-038 кВ
2.1. Расчёт линий ТП №1
ТП №3 снабжает энергией потребителей № 1 3 4 9. Суммарные нагрузки
определяем с помощью коэффициентов одновременности и по надбавкам.
Расчетная схема ВЛ-038 кВ №1 с указанием потребителей приведена на
Выбор марки и сечения проводов ВЛ 038 кВ №1.
где U – номинальное напряжение магистрали. U = 038 кВ.
Расчёт эквивалентного сечения провода на магистрали.
где [pic] - экономическая плотность тока
Принимаем воздушную линию сечением А95. Активное сопротивление[pic]
индуктивное сопротивление [pic].
Принимаем воздушную линию сечением А70. Активное сопротивление [pic]
индуктивное сопротивление [pic]. ([3] табл. 7.28 стр. 421)
Все расчёты сводим в таблицу 7.
Участок Sрасч кВА Длина Провод Потери U %
ПС1 602 007 4×А95 107 107
- 2 390 0035 4×А95 034 141
- 3 345 007 4×А95 061 202
- 4 300 007 4×А95 053 255
- 5 255 007 4×А95 045 300
- 6 210 007 4×А95 037 337
- 7 165 007 4×А95 029 366
- №4 120 007 4×А70 027 393
- 8 330 0045 4×А70 049 156
- 9 285 007 4×А70 066 222
- 10 240 007 4×А70 055 277
- 11 195 007 4×А70 045 322
- 12 150 007 4×А70 034 356
- 13 105 007 4×А70 024 380
- №3 750 007 4×А70 017 397
Расчетная схема ВЛ-038 кВ №2 с указанием потребителей приведена на схеме
Выбор марки и сечения проводов ВЛ 038 кВ №2.
Принимаем воздушную линию сечением А95. Активное сопротивление [pic]
индуктивное сопротивление [pic].([3] табл. 7.28 стр. 421)
Все расчёты сводим в таблицу №8.
Участок Sрасч кВА Длина Провод Потери U %[pic]
ПС - 1 7753 0045 4×А95 089 089
- 2 7215 0045 4×А95 083 172
- 3 5715 0035 4×А95 051 223
- 4 195 007 4×А95 034 257
- 5 150 007 4×А95 026 283
- 6 105 007 4×А95 018 301
- №3 75 007 4×А70 017 318
- 7 240 006 4×А70 047 219
- 8 195 007 4×А70 045 264
- 9 150 007 4×А70 034 298
- 10 105 007 4×А70 024 322
- №3 75 007 4×А70 017 339
- 11 8968 014 4×А70 041 13
- 12 7552 007 4×А70 017 147
- 13 6136 007 4×А70 014 161
- 14 472 007 4×А70 001 162
- 15 3304 007 4×А70 007 169
- №1 236 007 4×А70 005 174
Расчётные мощности отходящих ВЛ складываем с помощью таблицы
суммирования нагрузок.
Расчётные мощности двух ВЛ отходящих от ПС №1 соответственно равны
По таблице экономических интервалов для трансформаторов ПС 1004 кВ
Расчёт остальных ПС проводится аналогично.
От ПС №2 отходят 3 воздушные линии:
- на магистрали ВЛ №1 принимаем провод А95; на отпайках – провод А50;
- на магистрали ВЛ №2 – провод А50; на отпайках – А35;
- на магистрали ВЛ №3 выбираем кабель с алюминиевыми жилами с бумажной
пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой
оболочке - 4×35 мм2.
От ПС №3 отходит одна ВЛ т.к. [pic] сравнительно большой то выбираем
От ПС №4 отходят две воздушные линии:
- принимаем что ВЛ №1 выполнена проводом А50;
- для ВЛ №2 выбираем кабельную линию.
3. Определение потерь мощности и энергии в сети 038 кВ
Потери мощности и энергии в сети 038 кВ в ВЛ и КЛ 038 кВ и ТП 1004
кВ – важные технико-экономические показатели этой сети оказывающие
заметное влияние на величину приведенных затрат на сеть.
3.1 Определение потерь мощности и энергии в ВЛ-038 кВ
Возможен непосредственный прямой расчёт потерь мощности в ВЛ по
величинам активного сопротивления каждого участка и тока участка
Для разветвлённых линий подобный расчёт довольно трудоёмок и его
упрощают с помощью коэффициента связи между U% и Р% - коэффициента КНМ.
Для одного участка сети с активным сопротивлением R Омкм и индуктивным Х
Омкм сопротивлениями проводов
Установлено что для разветвлённых сетей следует ввести поправочный
коэффициент КРАЗ = 075 – 09:
В зависимости от сечения проводов и значения tgφ значения Кнм могут
колебаться. Например для сечений проводов А-50 А-120 при коэффициентах
мощности cosφ = 0.8 098
КНМ = 095 071. В дальнейших расчётах принято что [pic]
Потери мощности в кВт находят по формуле:
где [pic]– соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности
головного участка значения которых берутся из таблиц №5 6.
Потери энергии W кВт·ч в каждой линии определяются по формуле:
где [pic] – время максимальных потерь.
Используя данные о [pic] приведенные в табл. 3.8 (2 с.40). Тогда для
определения [pic] можно составить следующую вспомогательную таблицу № 8.
Таблица №9. Рекомендуемые значения [pic]и [pic] для годовых графиков
Ргол Тmax чгод при нагрузке T чгод при нагрузке
коммунно-бпроизво смешанной коммун-быпроизводственсмешанной
Значения потерь мощности (%) определяются как:
Значение U% взято из табл. №6
Тогда потери мощности (кВт) равны:
Потери энергии определяются как:
Из табл. №8: [pic][pic]
Тогда значение годового потребления энергии составит:
Значение потерь мощности (%) определяются как:
Значение U% взято из табл. №7
Из табл. №8 [pic][pic]
Все расчёты сводятся в таблицу №10.
Таблица №10. Годовое потребление энергии потери мощности и энергии в
№ ПС № линии U % P % Sгол P t чгод
Аналогично производится расчет для других ПС.
- ПС №2 потери энергии составляют: W=540 кВт·ч;
- ПС №3 W=1500 кВт·ч;
- ПС №4 W=1500 кВт·ч;
3.2 Определение потерь энергии в ТП 10038 кВ
Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью [pic]
определяется по формуле:
где [pic] [pic] – соответственно потери ХХ и КЗ в трансформаторе
при номинальной нагрузке и номинальном напряжении (прил. 13. [1])
Тогда для трансформаторов составим таблицу №11.
Таблица №11. Потеря энергии в трансформаторе ПС 1004 кВ.
№ ПС Sном Smax Pх кВтPк кВтТmax t чгодW
кВА кВА чгод кВт·чго
4. Определение глубины провала напряжения при пуске АД
Глубиной провала напряжения называют разность между номинальным
значением напряжения и его минимальным действующим значением в течение
провала (в % от номинального значения напряжения).
Обычно глубину провала напряжения определяют на зажимах пускаемого
двигателя с использованием формулы:
[pic] – полное сопротивление АД при пуске.
Для холодильника (для хранения фруктов емкостью 250 т) мощность
наибольшего двигателя равна 13 кВт ([1] стр.92 *)
Каким потребителям нужны двигатели указано в [2] стр. 41
Расчет выполнен для двигателя 4А160S4У3 ([3] стр.166) с
[pic]. Пункт питается от ВЛ присоединённой к ПС №1. Линия выполнена с
сечением жил 4×А70 длина линии – 15 м.
Сопротивление трансформатора:
[pic] – соответственно номинальные напряжение и мощность
Сопротивление ВЛ 038 кВ:
Сопротивление двигателя при пуске:
[pic] - кратность пускового тока.
Глубина провала напряжения:
и для пускаемого двигателя допустима.
чувствительности автоматов при однофазных КЗ
На всех ВЛ-038 кВ отходящих от ТП-1004 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели (автоматы). Они предназначены для
отключения ВЛ при аварийных и ненормальных режимах а также для нечастых
включений и отключений ВЛ. Данные об автоматах устанавливаемых на
отходящих ВЛ 038 кВ приведены в табл.№12.
Таблица №12. Основные данные об автоматах устанавливаемых на отходящих ВЛ
№ ТП № ВЛSНОМ SРАСЧ IРАСЧТип IНОМ IНОМ Уставка тока Пред.
ТП кВ·А А автомата А тепло-вмгновенного откл.
кВ·А ого сраб-ия ток кА
2. Расчет заземления на ПС 1004 кВ
Заземляющее устройство (ЗУ) ТП 1004 кВ одновременно используются при
напряжении ниже и выше 1000 В. Согласно ПУЭ сопротивление ЗУ должно быть не
где I – расчетный ток замыкания на землю А;
Ток I определяется по формуле:
[p [pic] [pic] км – длина
соответственно воздушных линий и кабелей электрически связанных между
собой (отходящих от общих шин).
В нашем случае [pic] а [pic]
К ЗУ на ПС 1004 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора1004кВ.
Поэтому согласно ПУЭ сопротивление ЗУ должно быть не более 4 Ом. Это
сопротивление должно быть обеспечено с учётом использования естественных
заземлителей (в нашем случае их нет) а так же заземлителей повторных
заземлений нулевого провода BJI-038 кВ (количество ВЛ не менее двух).
Выполним подробный расчет заземления ТП №1 с двумя отходящими линиями.
Число повторных заземлений нулевого провода равно 26 а их общее
сопротивление 115 Ом. Таким образом при учёте повторных заземлений
обеспечивается величина сопротивления ЗУ R 4 Ом.
На ПС необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением R 30 Ом
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из
горизонтально проложенной на глубине 08 м круглой стали диаметром 10 мм и
из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали
x40x4 мм длиной [pic] отстоящих друг от друга на одинаковом расстоянии
[pic]. Удельное сопротивление земли [pic].
Расчетное значение удельного сопротивления грунта:
где К – коэффициент сезона КВ = 15 для вертикальных заземлителей
КГ = 22 – для горизонтальных заземлителей на глубине 08 м.
Тогда расчетное значение удельного сопротивления грунта для
вертикальных стержней составит:
Для горизонтальных стержней:
Сопротивление одного стержня из угловой стали верхний конец которого
находится на глубине до 08 м находим по формуле:
где В – ширина полки уголка (В = 004м)
Ориентировочное число вертикальных стержней без учёта их взаимного
Т.к. со стороны входа на ТП для выравнивания потенциала должны
располагаться 2 вертикальных стержня причем пройти на территорию ТП можно
как с одной стороны так и с другой то принимаем n = 4. Коэффициент
использования вертикальных стержней в замкнутом контуре [pic]. Тогда
результирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учётом их
взаимного экранирования:
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной [pic]:
Коэффициент использования горизонтального заземлителя в замкнутом
контуре с 4 вертикальными стержнями при [pic] составляет [pic].
Тогда с учётом экранирования стержнями результирующее сопротивление
горизонтального замкнутого контура:
Результирующее сопротивление всего ЗУ:
[pic] что соответствует условию R189 Ом.
Аналогично выполняется расчёт ЗУ для остальных ПС.
Раздел 9. Определение технико-экономических показателей передачи
электроэнергии по сети 038 кВ.
1. Себестоимость передачи электроэнергии через ПС 1004 кВ и ВЛ
В настоящее время выполнение расчётов себестоимости передачи
электроэнергии по ряду причин затруднено. Главные причины заключаются в
отсутствии фиксированных цен на электрооборудование ТП и ВЛ а также
обоснованных тарифов на электроэнергию.
Поэтому выполненные ниже расчеты носят достаточно условный характер и
лишь дают представление о порядке расчетов.
Расчет будем вести с учетом коэффициента инфляции: Кинф = 41.
Таблица №14. Исходные технико-экономические показатели ПС 1004 кВ и ВЛ-
Элемент сети Капитальные Норма Условные единицы
затраты амортизационных
тыс.рП С тыс.ркм РРЕН РК.Р. едПСт в год едкм в год ПС
04 кВ 656 — 2706 1189 1640 — ВЛ-038 кВ — 1640 1640
Суммарные капитальные вложения:
Отчисления на амортизацию:
Отчисления на капитальный ремонт:
Затраты на обслуживание сети.
1. Количество условных единиц:
2. Затраты на обслуживание:
где: [pic] – издержки на обслуживание одной условной единицы
Издержки на потери энергии:
Стоимость потерь энергии условно принимаем [pic] а годовые потери
энергии в сетях населенного пункта составляют 10671741 кВт·ч.
Себестоимость передачи энергии по сетям 038 кВ.
1. Суммарные годовые издержки:
2. Годовое потребление энергии:
Себестоимость передачи энергии:
2. Приведенные затраты на передачу электрической энергии через ПС
Приведенные затраты которые можно рассматривать как одну из
превращенных форм стоимости представляют собой сумму годовых текущих
затрат (себестоимости) и капитальных затрат приведенных к одинаковой
где [pic] – коэффициент приведения или дисконтирования.
Тогда удельные приведенные затраты на передачу энергии равны:
Согласно выполненным расчетам максимальная расчетная нагрузка
потребителей данного населенного пункта составляет 17837 кВ·А. Поэтому
чтобы осуществить электроснабжение населенного пункта предполагается
установить 4 ТП 1004 кВ мощностью 2×160кВА 630кВА и 25МВА
соответственно. Годовое потребление электроэнергии составляет 5852 тыс.
кВт·ч. Суммарные капитальные вложения на сеть 038 кВ равны 96268
тыс.руб. приведенные затраты – 12 руб.кВт·ч. Себестоимость передачи
энергии равна 118 руб.кВт·ч.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
М.С.Левин Т.Б.Лещинская С.И.Белов.
Электроснабжение населённого пункта. Методические рекомендации ко
курсовому и дипломному проектированию. М.: МГАУ им. В.П.Горячкина
Будзко И.А. Зуль Н.М.
Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат 1990.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.
Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы
для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. –
-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989.

к.р. снабжение.doc

Московский Государственный Агроинженерный Университет
Кафедра: Электроснабжения
Электроснабжение населённого пункта
1. Определение расчетных
Выбор количества мощности и местоположения подстанций 1004 кВ
Электрический расчет сети 038 кВ
1. Выбор количества и трасс ВЛ 038 кВ
3. Определение потерь мощности и энергии в сети 038 кВ
4. Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 1004
5. Определение глубины провала напряжения при пуске
Выбор автоматов на подстанциях 1004 кВ и проверка чувстви-
тельности автоматов при однофазных
Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформа-
Мероприятия по обеспечению нормативных уровней надежности
2. Расчет заземления на ПС 1004 кВ ..25
Определение технико-экономических показателей передачи
электроэнергии по сети 038 кВ 27
2. Приведенные затраты на передачу электроэнергии через
ПС 1004 кВ и ВЛ 038 кВ 28
Список литературы 30
В проекте определены расчетные нагрузки потребителей населенного пункта
выбраны количество и номинальные мощности трансформаторов потребительских
подстанций (ПС) количество отходящих от них линий намечены их трассы и
выполнены электрические расчеты линий. Выбрана защитная аппаратура ПС
рассчитаны заземляющие устройства определены мероприятия по обеспечению
нормативных уровней надежности рассчитаны основные технико-экономические
показатели передачи электроэнергии по сети 038 кВ.
Необходимость в разработке настоящего проекта возникла в связи с тем
что населённый пункт был электрифицирован несколько десятков лет тому
В настоящее время воздушные линии (ВЛ) напряжением 038 кВ а также
трансформаторные подстанции (ПС) 1004 кВ находятся в таком состоянии
которое не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей
электрической энергией достаточно высокого качества. В последние годы в
селе появились новые потребители электроэнергии возросло потребление
энергии в жилых домах что и было учтено при разработке настоящего проекта.
В проекте использованы действующие нормативные документы разработанные
работ выполненных на кафедре «Электроснабжение сельского хозяйства» МГАУ
Расчетные нагрузки производственных и коммунально-бытовых потребителей
№ № на плане Максимальная расчётная нагрузка на Кол-во
пп вводе потребителей
Pд кВт Qд кВАр Sд кВА
Производственные 07 075 102 088
2. Наружное освещение (вечерний режим)
При масштабе 75 мсм длина улиц с покрытиями простейшего типа со-
ставляет32.5*75=2437.5км
Pул.=24375*7=17062кВт
Согласно нормам [6 с. 12] при ширине проезжей части 10 м для улиц первого
типа удельная мощность 7Втм
Расчетная нагрузка наружного освещения площадей общественных и тор-
говых центров при общей площади S = 16875м2 составляет:
Р пл= 16875* 05 Втм2 = 8437 кВт.
Тогда суммарная нагрузка наружного освещения:
Pнар= 8437+1706= 255 кВт.
2.1Определение суммарной расчетной нагрузки на производственные
S( = S тепл + ΔSзернооч + ΔSхол +ΔSкузн
S( д = 20 + 9 + 6+3 = 38 кВA
S( в = 50 + 9 + 6+0.35=65.35 кВA.
2.2Определение суммарной расчетной нагрузки на К Б здания
S( = Sторг центр + ΔSдетсад + ΔSадм +ΔSстол +ΔSшкола кВA
S( д = 50+ 7.3 + 30.2+3+9.2= 99.7 кВA
S( в = 45+ 19 + 4.8+3+3= 74.8 кВA.
Складываем нагрузки отдельных групп потребителей с помощью таблицы
S(= Sжд+ΔSком быт+ΔSпроизв+Sосв
S(= 165+502+445+34=2937кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все остальные
расчеты выполняем для режима вечерней нагрузки.
Выбор количества и мощности и местоположения подстанций 1004.
Основными параметрами всех элементов системы электроснабжения
необходимо выбрать по критерию минимума приведённых затрат. Однако для
выбора оптимального количества и местоположения подстанций (ПС) 1004 кВ в
небольших населённых пунктах достаточно надёжных аналитических методов
расчёта нет. Поэтому количество ПС 1004 кВ обычно определяют с учётом
опыта и интуиции инженера – проектировщика. В небольших населённых пунктах
количество ПС как правило составляет от одной до четырех причём
стремятся по возможности питание производственных потребителей осуществлять
от отдельных ПС или от отдельных ВЛ 038кВ.
Электрический расчёт сети 0.38 кВ
1 Выбор количества и трасс ВЛ 038 кВ
В соответствии с расположением ПС 1004кВ и питающихся от них
потребителей принимаем что от ПС№1 отходят четыре ВЛ 038 кВ а от ПС№2
- две ВЛ 038 кВ от ПС№3 – три ВЛ 038кВ. Трассы их намечаем таким
образом чтобы ВЛ проходили по двум сторонам улиц.
2 Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 038 кВ
2.1 Расчёт линий 038 кВ отходящих от ПС№1
Результаты расчёта ВЛ№1
Участок S Соsφ Провод Длина Потеря
кВA уч-ка м напряжения%
ПС-1 411 09 4хА70 75 105 105
-2 3424 09 4хА70 75 088 193
-3 288 09 4хА70 75 074 267
-4 224 09 4хА70 75 0574 324
-5 16 09 4хА70 75 041 3654
Расчётные нагрузки на участках:
S4-5=4*10*0.360.9=16кВА ; ул. Освещение Sул=440*7075=41кВА
S3-4=16*2*ko=16*2*0.7=22.4кВА
S1-2=16*4*0535=3424кВА
S-пс-1=16*5*047=376кВА+41кВА =411кВА
Для определения сечения провода находим эквивалентную мощность
где [p Si – расчетная мощность на соответствующем
Выполненные на кафедре электроснабжения МГАУ им. В.П. Горячкина расчеты
показали что экономическая плотность тока в сельских ВЛ 10 кВ должна
составить не более 04 + 06 Амм2. Примерно такой же следует принимать
плотность тока в ВЛ 038 кВ. Тогда экономическое сечение проводов
Принимаем сечение проводов на всех участках 4хА70
Потерю напряжения на каждом участке можно определить по формуле
Аналогично находим потерю напряжения на других участках этой и
Результаты расчёта ВЛ№2
ПС-1 37 09 4хА70 75 094 094
-2 288 09 4хА70 75 075 169
-3 224 09 4хА70 75 0575 226
-4 16 09 4хА70 75 041 267
S3-4=4*10*0.360.9=16кВА ; ул. Освещение Sул=300*7075=28кВА
S2-3=16*2*ko=16*2*0.7=22.4кВА
Sпс1-1=16*4*0535=3424кВА+28=37кВА
Rocosφ+Xosinφ = 0.412*0.9+0.283*0.436=0.494Омкм
Результаты расчёта ВЛ№3
Результаты расчёта ВЛ№4
кВA уч-ка м напряжения %
2.2 Расчёт линий 038 кВ отходящих от ПС№2
ПС-0 25 075 4хА50 15 0168 0168
-1 106 075 4хА50 1125 053 0692
-1 103 075 4хА50 1125 052 1212
-2 10 075 4хА50 150 067 188
-0 53 075 4хА50 35 0083 0251
-4 5 09 4хА50 75 017 0781
S5-4=5кВА; Sнар осв пл=1125 кВА
Sпс-0=106+Δ S4-0=106+3=137+1125=25 кВА
Rocosφ+Xosinφ = 0.576*0.75+0325*0661=0.647Омкм
ПС-1 5418 09 4хА120 60 078 078
-2 4778 09 4хА120 60 069 147
-3 4254 09 4хА120 60 062 209
-4 391 09 4хА120 60 057 266
-4 326 09 4хА120 60 047 313
-5 253 09 4хА120 60 037 35
-6 181 09 4хА120 60 026 376
S7-6=4*12*0.330.9=181кВА ; ул. Освещение Sул= 35кВА
S6-5=16*2*ko=181*2*0.7=253кВА
S5-4=181*3*06=326кВА
S3-4=181*4*0535=391кВА
S2-3=181*5*047=4254кВА
S1-2=181*6*0435=4778кВА
Sпс2-1=181*7*04=5068+35=5418кВА
Rocosφ+Xosinφ = 0.246*0.9+0.436*0.292=0.348Омкм
2.3 Расчёт линий 038 кВ отходящих от ПС№2
ПС3-1 59.7 08 Кабель 50 21 21
-1 50 08 Кабель 75 267 477
. Возможны два варианта выполнения линии к
объекту - либо воздушная линия (ВЛ) с сечением проводов A120 либо
кабельная линия (КЛ). Так как для подвески проводов сечением 120 или 150
мм2 требуются нетиповые опоры выбираем вариант кабельной линии. Сечение
четырехжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией
выбираем по допустимому длительному току (2 с. 466 приложение 9). Тогда
сечение кабеля 4 х A25 активное сопротивление R0 – 124Омкм индуктивное-
7 Омкм (15. с. 218-219).
Rocosφ+Xosinφ = 1.24*0.8+0.0.07*0.6=1.034Омкм
ПС3-1 439 08 4Ах95 75 088 088
-1 30 09 4Ах95 1125 125 213
S2-1=30кВА; Sул осв=750*7075=42кВА
Sпс3-1=30+97=397кВА+42=439кВА
Rocosφ+Xosinφ = 0308*0.8+03*0.6=0426Омкм
ПС3-1 45 09 4Ах95 300 444 444
Rocosφ+Xosinφ = 0308*0.9+03*0.66=0475Омкм
2.4 Расчёт линий 038 кВ отходящих от ПС№4
ПС-0 519 083 4хА95 75 16 16
-1 40 083 4хА95 75 122 282
-1 312 083 4хА95 75 095 377
-2 221 083 4хА95 75 067 444
-3 13 083 4хА95 75 04 484
-0 191 083 4хА95 75 053 213
-5 148 083 4хА95 75 04 253
-6 106 083 4хА95 75 022 275
S7-6=4*6*0.4450.9=106 кВА
S6-5=106*2*ko=106*2*0.7=148 кВА
S5-0=106*3*06=1916 кВА
S2-3=13*2*085=221 кВА
S1-2=13*3*08=312 кВА
S0-1=13*4*0.775=40 кВА
Sпс4-0=40+11.9=51.9 кВА
Rocosφ+Xosinφ = 0308*0.83+03*0558=0423Омкм
ПС4-0 46 083 4хА95 75 127 1.27
-1 19.1 083 4хА95 75 1253 1.8
-1 14.84 083 4хА95 75 041 2.21
-2 10.6 083 4хА95 75 03 2.51
-0 27.8 083 4хА95 75 077 2.04
-5 21.4 083 4хА95 75 05 2.54
-6 15 083 4хА95 75 064 3.18
S2-3=4*6*0.4450.9=106 кВА
S2-1=106*2*ko=106*2*0.7=148 кВА
S0-1=106*3*06=1916 кВА
S4-5=2*15*0.7=21.4 кВА
S4-0=3*15*0.6=27. кВА
Sпс4-0=27.8+11.9=46 кВА
Rocosφ+Xosinφ = 0308*0.9+0436*06=0539Омкм
По результатам расчета ВЛ отходящих от ПС 1004 кВ выбраны номинальные
мощности трансформаторов на ПС
Расчетные мощности отходящих ВЛ складываем с помощью таблицы суммирования
Расчетные мощности трех ВЛ отходящих от ПС № 1 соответственно равны 411кВ-
А; 37 кВ-А;411кВА;411кВА Тогда суммарная расчетная мощность
Sрасч=411*4*0445=7316кВА
По таблице экономических интервалов для трансформаторов ПС 1004 кВ
выбираем номинальную мощность трансформатора = 100 кВ-А.
Для ПС № 2 мощности отходящих ВЛ составляют 25 кВ-А; 5418кВ-А
Тогда расчетная мощность ПС
= 5418+157= 70 кВ-А.
По таблице экономических интервалов принимаем номинальную мощность
трансформатора Sном= 63 кВ-А.
Для ПС № 3 суммарная расчетная мощность отходящих ВЛ составляет
87кВ-А. Принимаем SHau= 100 кВ-А.
Для ПС № 4 мощности отходящих ВЛ составляют 519 кВ-А; 46кВ-А
= 549 +318= 867 кВ-А.
трансформатора Sном= 100 кВ-А.
3. Определение потерь мощности и энергии в линиях 0.38 кВ
Возможен непосредственный прямой расчет потерь мощности в ВЛ по
величине активного сопротивления каждого участка сети и тока участка:
Для разветвленных линий подобный расчет вручную достаточно трудоемок и
его можно упростить с помощью коэффициента связи между [pic] и [pic] -
коэффициента [pic]. Для одного участка сети с активным R Омкм и
индуктивным Х Омкм сопротивлением проводов:
Выражение (5.3.2.) часто распространяют на разветвленную сеть. На
кафедре электроснабжения сельского хозяйства МГАУ имени В.П. Горячкина был
рассмотрен вопрос о возможных значениях коэффициента [pic] для
разветвленных сетей [1]. Установлено что в выражении (5.3.3.) для таких
сетей следует внести поправочный коэффициент [pic].
В зависимости от сечения проводов и значения [pic] значения [pic]
могут колебаться. Так например для сечения проводов А50 - А120 при
коэффициентах мощности [pic] [pic]. В дальнейших расчетах принято (таблица
Отметим также что для линии выполненной проводами одного сечения при
известном эквивалентном токе линии [pic] потери мощности можно вычислить по
где [p [pic] - общая длина
всей линии. Потери мощности в кВт находят по формуле:
где [pic] и [pic] - соответственно расчетная мощность и коэффициент
мощности головного участка. Потери энергии [pic] кВт·ч в каждой линии
определяется по формуле:
где [pic]- время максимальных потерь значение которого зависит от
коэффициента заполнения графика нагрузки [pic] коэффициента формы [pic] а
также от времени за которое определяются потери энергии [2].
Анализ типовых графиков сельских потребителей показал что значение
[pic] можно вычислить по приближенной формуле:
где [pic] - коэффициент заполнения сезонного и годового графика
нагрузки а [pic]- число часов для которого вычисляются потери. Для года
Учитывая что для годового графика [pic]:
Используем данные о [pic] приведенные в таблице [2 с.40].Тогда для
определения можно составить следующую вспомогательную таблицу.
Ргекомендуемые значенияТмах и для годовых графиков нагрузки
таг и тдля годовых графиков нагрузки
Ргол Ттах ч год при нагрузке чгод при нагрузке
Таким образом в среднем по населенному пункту потери электроэнергии в
ВЛ 038 кВ составляют: [pic]от полезного потребления электроэнергии.
4. Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 1004 кВ
Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью [pic]
определяют по формуле:
где [pic] и [pic] - соответственно потери холостого хода и короткого
замыкания в трансформаторе при номинальной нагрузке и номинальном
напряжении кВт; [p [pic] -
годовое число часов потерь чгод; 8760 - число часов в году.
Значения [pic] и [pic] принимают по каталожным данным значения [pic] -
по результатам предыдущих расчетов а значение [pic] можно определить по
эмпирической формуле которая уже использовалась ранее.
Результаты расчета потерь энергии в трансформаторах всех четырех ПС
04 кВ приведены в таблице 5.4.
Потери энергии в трансформаторах ПС 1004 кВ
№ ПС [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
кВА кВА кВт кВт чгод чгод кВт чгод
Таким образом суммарные годовые потери энергии в ВЛ 038 кВ и в
трансформаторах 1004 кВ равны ΔW=ΔWвл +ΔWт =165913 + 71928
=2378413кВт·ч что составляет примерно 32% от общего
5. Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронного
Согласно ГОСТ 13109-97 "электрическая энергия. Требования к качеству
электрической энергии в электрических сетях общего назначения" провалом
напряжения называют внезапное значительное понижение напряжения за которым
следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему
уровня через промежуток времени от нескольких периодов до нескольких
десятков секунд. Глубиной провала напряжения называют разность между
номинальным значением напряжения и его минимальным действующим значением в
течении провала (в % от номинального значения напряжения).
В сельских электрических сетях провалы напряжения наиболее часто
возникают при пуске короткозамкнутых асинхронных двигателей мощность
которых соизмерима с мощностью трансформатора. При недопустимом снижении
напряжения пуск двигателя может оказаться безуспешным так как вращающий
момент двигателя в том числе и пусковой пропорционален квадрату
действующего значения напряжения. Кроме того может произойти
опрокидывание" т.е. остановка работающих двигателей.
ГОСТ 13109-97 пока не нормирует глубину провала напряжения и его
длительность однако в практике сельской электрификации принято что при
пуске двигателя понижение напряжения на его зажимах может составлять до 30%
номинального напряжения. Напряжение на зажимах работающих двигателей при
пуске не должно снижаться более чем на 20% от номинального напряжения.
Обычно глубину провала напряжения определяют на зажимах пускаемого
двигателя для чего используют формулу [2с.145]:
где [p [pic] и [pic] - соответственно
полные сопротивления трансформатора и линии питающей двигатель; [pic] -
полное сопротивление двигателя при пуске.
Расчет выполнен для двигателя 4А160S2УЗ мощностью [pic]=15 кВт
[pic]=088 [pic]=091 [pic]=7. Двигатель установлен на пилораме. Пункт
питается от ВЛ №1 ПС №2 сечение жил 4хА50. Длина линии 375 метров.
Сопротивление трансформатора [pic]
[pic] кВА - соответственно номинальное напряжение и мощность
Сопротивление ВЛ 038 кВ:
где l - длина ВЛ км.
где [pic] и [pic] - соответственно погонные сопротивления провода
Сопротивление двигателя при пуске:
где [pic]- номинальная мощность двигателя кВт.
Глубина провала напряжения:
Глубина провала напряжения для пускаемого двигателя допустима.
ВЫБОР АВТОМАТОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ 1004 KB
И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ АВТОМАТОВ
На всех ВЛ 038 кВ. отходящих от ПС 1004 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели (автоматы). Они предназначены для
отключения ВЛ при аварийных и ненормальных режимах (короткие замыкания
перегрузки исчезновение или снижение напряжения) а также для нечастых
включений и отключений ВЛ (от 2 до б в час). На комплектных
трансформаторных ПС мощностью до 160кВ-А включительно как правило
устанавливают автоматы серий А3700 или АЕ-2000. Данные об автоматах
устанавливаемых на 10 отходящих линиях 038кВ приведены в таблице 6.1
Основные данные автоматов устанавливаемых на отходящих линиях
Коэффициент чувствительности теплового расцепителя
Кчтр=[pic]где [pic]ток однофазного кз в наиболее удалённой
точке защищаемого участка линии
Результаты проверки чувствительности защиты ВЛ 0.38кВ
№ПС №ВЛ Zт Ом ZnОм [pic] [pic]Iтр
Проверка плавких вставок предохранителей для защиты тр-ров ПС 1004
Плавкая вставка также должна быть проверена по условию tв=tк=5c
уг tK = 900к2 - допустимое время протекания тока к.з. в трансформаторе по
стойкости с; к - отношение установившегося тока к.з. к номинальному току
Таким образом выбранные плавкие вставки обеспечивают безопасность
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НОРМАТИВНЫХ УРОВНЕЙ НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Надежность электроснабжения - способность электрической системы в любой
момент времени снабжать электроэнергией присоединенные к ней повители.
Нарушения надежности электроснабжения т.е. перерывы электро-снабжения в
зависимости от типа потребителей приводят к нарушению технологических
процессов на с.-х. предприятиях и в конечном счете к потерям с.-х.
продукции а также к нарушениям жизненного уклада населения и к моральному
и материальному ущербам. Поэтому обеспечению надежности электроснабжения
уделяется большое внимание.
По требованиям к надежности электроснабжения с.-х. потребители и
электроприемники разделяются на три категории [7 с. 5-6 28-30]. В селе
потребителей первой категории нет но есть потребители второй категории -
коровники на 100 голов присоединенные к ПС № 4. У этих потребителей в
свою очередь имеют электроприемники второй категории не допускающие
перерыва длительносп более 05 ч. Для этих электроприемников допускается
частота отказов электр снабжения не более
п( 05 ч) = 25отказагод
Для остальных электроприемников и потребителей второй категории допустимая
частота отказов с длительностью перерыва не более 4 ч составляет 23 отк за
в год а с длительностью перерыва от 4 до 10 ч - 01 отказа в год для
потребителей с расчетной нагрузкой Ш кВт и более и 02 отказа в год при
расчета нагрузке менее 120 кВт.
«Правила устройства электроустановок» [1 с. 15] рекомендуют обеспеч] вать
электроприемники второй категории электроэнергией от двух независимых
взаимно резервирующих источников питания. В «Методических указаниях » [7
с. 9] отмечено что для резервного питания электроприемников второй
категории не допускающих перерыва энергоснабжении длительностью более 05
ч независимо от наличия резервна питания по электрической сети должен
устанавливаться автономный источи резервного электропитания. Таким
источником обычно является дизельная электростанция (ДЭС) или резервный
источник с питанием от трактора (РИГП). Тип и мощность резервного источника
выбираем согласно рекомендациям [7 с. 483]. Учитывая суммарную
резервируемую мощность четырёх объектов в качестве автономного источника
выбираем дизельную станцию ДЭС-100 с номинальной мощностью 100 кВт по
здания ДЭС в ценах 1990 г. 8 тыс. руб. а электроагрегата и оборудования
Наконец как уже отмечалось (пп. 4.2 5.2) с целью обеспечения надежности
электроснабжения потребителей в соответствии с магистральным принципом
сооружения ВЛ магистраль ВЛ 10 кВ выполнена проводами АС70 а все ВЛ 38 кВ
- проводами сечением 50 мм2 и более.
2 Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчет заземления на ПС
Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ 038
заземляются крюки или штыри фазных проводов а также нулевой провод.
Сопротивления этих заземляющих устройств – не более 30 Ом а расстояния
между ними не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40
(что имеет место для рассматриваемого населенного пункта). Кроме того
заземляющие устройства выполняются:
- на опорах с ответвлениями к вводам в помещения в которых может быть
сосредоточено большое количество людей (школа ясли и т.п.) или
которые представляют большую хозяйственную ценность.
- на конечных опорах линий имеющих ответвления к вводам.
Для перечисленных выше заземляющих устройств используются заземляющие
устройства повторных заземлении нулевого провода. Повторные заземления
нулевого провода необходимы для уменьшения напряжения на зануленных частях
при замыкании на них за точкой обрыва.
1 Расчет заземления на ПС 1004 кВ
Заземляющие устройство (ЗУ) ПС 10 04 кВ одновременно используется
при напряжении ниже и выше 1000 В. Поэтому согласно ПУЭ сопротивление ЗУ
не должно быть не более
где I – расчетный ток замыкания на землю А.
Ток I определяется по формуле
где Uн = 10 кВ – номинальное напряжение;
LB = 230 км - длина воздушной линии 10 кВ отходящей от ПС 3510
I = 10 * 230 350 = 66 А .
R = 125 66 = 189 Ом.
Выполним расчет заземления ПС 1004 с тремя отходящими линиями.
При учете повторных заземлений обеспечивается величина сопротивления ЗУ
R4 Ом. Однако в непосредственной близости от нейтрали трансформатора
должен находиться заземлитель с сопротивлением не более 30 Ом ( при
удельном сопротивлении грунта ( = 100 Ом*м). Так как 30 Ом > 189 Ом (189
Ом – предельная величина сопротивления ЗУ по величине тока замыкания на
землю) то на ПС необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением R = 18.9 Ом.
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из
горизонтально проложенной на глубине 08 м круглой стали диаметром 10 мм и
*40*4 мм длиной l = 5 м отстоящих друг от друга на одинаковом расстоянии
а = l = 5 м. Рассчитываемое мной село находится в третьей
климатической зоне удельное сопротивление земли ( = 60 Ом*м.
Расчетное значение удельного сопротивления грунта находим по формуле
где К – коэффициент сезона равный Кв = 15 для вертикальных заземлителей
Кг = 22 – для горизонтальных заземлителей на глубине 08
Тогда расчетное значение удельного сопротивления грунта составит
(р = 15 * 60 = 90 Ом*м.- для вертикальных стержней.
(р = 22 * 60 = 132 Ом*м.- для горизонтальных стержней.
Сопротивление одного стержня из угловой стали верхний конец которого
находиться на глубине до t = 08 м находим по формуле
Ориентировочное число вертикальных стержней без учета их взаимного
n = Rв R = 10 18.9 = 0.5
Однако со стороны входа на ПС для выравнивания потенциала должна
располагаться 2 вертикальных стержня причем пройти на территорию ПС можно
как с одной стороны так и с другой. Поэтому принимаем n = 4.
При n = 4 и аl = 55=1 коэффициент использования вертикальных стержней в
замкнутом контуре nв.к = 05. Тогда результирующие сопротивление всех
вертикальных стержней с учетом их взаимного экранирования
Rв.э = [pic] = 42 Ом.
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной
Коэффициент использования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре с
вертикальными стержнями при аl= 55=1составляет n г.к = 045.
Rг.э. = [pic]= 313 Ом
Результирующее сопротивление всего ЗУ
Rв.э. = [pic]= 37 Ом
что соответствует условию R189 Ом.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО
1. Себестоимость передачи электроэнергии через ПС 1004 кВ и ВЛ
Себестоимость передачи электроэнергии С (или текущие затраты на ее
передачу) определяют следующим образом [2 с. 411]:
С = Иам + Ик.р. + И3 + Ипр + Иэ тыс.р.год
где Иам - амортизационные отчисления на реновацию предназначенные для
итого возмещения основных фондов объекта; Икр. - отчисления на капитальный
ремонт предназначенные для частичного восстановления и модернизации
оборудования; И3 - зарплата обслуживающего персонала; Ир - прочие
производственные и внепроизводственные расходы включающие затраты на
вспомогательные материалы (смазочные обтирочные и т.п.) текущий ремонт
услуги вспомогательных производств а также общесетевые расходы; Иэ -
затраты на потери электроэнергии.
Обычно затраты И3 и Ипр объединяют в виде затрат на обслуживание сетей
причем Иобс определяют при помощи норм условных единиц [2 с. 485].
В настоящее время выполнение расчетов себестоимости передачи электроэнергии
по ряду причин затруднено. Главные причины заключаются в отсутствии
фиксированных цен на электрооборудование ПС и ВЛ а также обоснованных
тарифов на электроэнергию. Поэтому выполненные ниже расчеты носят
достаточно условный характер и лишь дают представление о порядке расчетов.
При выполнении расчетов приняты следующие исходные положения:
Капитальные затраты на элементы сетей принимались в ценах 1990 г. )по
оплата одной условной единицы 28 р.год в ценах 1990 г. 2. Нормы
реновационных отчислений для ВЛ 038 кВ и электрооборудование ПС 1004 кВ
приняты в соответствии с постановлением Совета Министров бывшего СССР от
10.1990 г. а амортизационные отчисления на капитальный ремонт - в
соответствии с нормативами бывшего Госплана СССР действовавшими до 1990 г.
В таблице 10.1 приведены числовые значения основных показателей
использованные в дальнейших расчетах.
Стоимость ПС 100.4 кВ принята для комплектных трансформаторных ПС
номинальной мощностью одного трансформатора до 160 кВА а стоимость В Л для
линий на железобетонных опорах в 1-II районах по гололеду.
Таблица 10. Исходные технико-экономические показатели ПС 1004 кВ и ВЛ
Элемент Капитальные затраты Норма Условные единицы
сети тыс. р. ПС тыс.р.км Ррен Ркр. едПС в год едкм в год ПС
04 кВ 1.6 - 66 29 4 - ВЛ 038кВ - 40 3 06 - 23 В
учебном процессе при выполнении курсовых и дипломных протов студенты по
указанию преподавателя должны внести в исходные техник экономические
показатели поправки соответствующие официальному уровню инфляции.
Всего в населённом пункте сооружают 4 ПС 1004 кВ а общая протяженна
линий 038 кВ4км.ний.
Суммарные капитальные вложения
К= 16 *4 + 4*4 = 224тыс.р.
Отчисления на амортизацию
Иам= 16 *4 *0066 + 4*4* 003 = 09тыс.р.
Отчисления на капитальный ремонт
Икр. = 16*4 * 0029 + 4 * 4* 0006 = 0282 тыс.р.
Затраты на обслуживание сети
1. Количество условных единиц 1Усл. ед. =4 *4 + 23 *4 = 252 ед.
2 Затраты на обслуживание
Иобс = 252* 28 10-3 = 0706 тыс.р.
Издержки на потери энергии
Стоимость потерь энергии условно принимаем 3 = 004 р.кВт-ч а годовые
потери энергии в сетях населенного пункта вычисленные в п. 5.3 составляют
Иэ = 2378413* 004 = 10951 тыс.р.год.
Себестоимость передачи энергии по сетям 038 кВ.
1. Суммарные годовые издержки
С=Иам+Ик.р. + Иобсл+Иэ=09+02816+0706+0951=2838тыс.руб
. Годовое потребление энергии (табл. 5.7) W =74252тыс. кВт-ч.
Себестоимость передачи энергии
Сп=СW= 283874252=00038рубкВт
2. Приведенные затраты на передачу электрической энергии через ПС
Приведенные затраты которые можно рассматривать как одну из превращенных
форм стоимости представляют собой сумму годовых текущих затрат
(себестоимости) и капитальных затрат приведенных к одинаковой размер-эсти
при помощи нормативного коэффициента Ен равного Ен = 0.1
Коэффициент Ен иногда называют коэффициентом приведения или
дисконтирования. Тогда удельные приведенные затраты на передачу электроэнер-
через ПС 1004 кВ и ВЛ 038 кВ равны:
Согласно выполненным расчетам максимальная расчетная нагрузка
потребителей составляет 34856кВ*А. Электроснабжение села предполагается
осуществить от двух трансформаторных подстанций 1004 кВ общей мощностью
3 кВ*А. Годовое потребление электроэнергии 74252 тыс. КВт*ч потери
электроэнергии в сети 038 кВ составляют 32 % от полезно отпущенной
электроэнергии. Себестоимость передачи электроэнергии по сети 038 кВ (в
ценах 1990 г) составляет 0038 рубкВт*ч приведенные затраты – 000684
Электроснабжение сельского хозяйства И.А.Будзко Т.Б. Лещинская В.И.
Сукманов.-М.:КОЛОС 2000
Левин М.С. Лещинская Т.Б. Белов С.И. Электроснабжение населённого
пункта. Методические рекомендации по курсовому и дипломному

Роб пос.dwg

Аппарат отходящий линии
для трансформаторов 6 кВ 37 (45) mA - 12.5 мкФ
для трансформаторов 10 кВ 25 (30) mA - 12.5 мкФ
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ ПРИ УСЛОВИИ
М Т У Информ + "треугольник и молния
МЕСТНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Экспликация потребителей
Для компенсации реактивной составляющей мощности к высоковольтным
трансформаторам со стороны низшего напряжения параллельно присоединяются
Смоленская-Сенная пл. д 29
для трансформаторов 10 кВ 50 (60) mA - 25 мкФ
для трансформаторов 15 кВ 37 (45) mA - 30 мкФ
И ДЛЯ ДАННЫХ НОМИНАЛОВ КОНДЕНСАТОРОВ!!!
Схема расположения групп потребителей
Схема электрическая принципиальная
ПРИ УСЛОВИИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ!!!
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ
Главная схема эл. соединений
к защите от замыкания на землю
В скобках для nМТЗ Q6
Кафедра эл. снабжения и ЭМ
3 Расчет дифференциального отключающего тока УЗО и токов утечки.nСуммарная величина тока утечки с учетом присоединяемых стационарных и переносных электроприемников в нормальном режиме не должна превосходить 13 номинального тока УЗО по фазе. Iут = 04 * Ib + 001 * L = 85мАnIут3 Iут_н где Iут - ток утечки цепи mAnIут_н - номинальный ток утечки УЗО mAnIb - рабочий ток цепи АnL - длина фазного провода м
Выбираем дифференциальный автомат С25А30мА.
4 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Выбираем питающий кабель ВВГнг 3х25. Кабель от ГЩ прокладывать в существующем коробе наверх до подвесного потолка над потолком в металлической трубе диаметром 20мм с креплением скобами до уровня расположения шкафа управления 1 (ШУ1) на крыше здания. Далее сквозь крышу в металлической трубе с загибом вниз для предотвращения попадания влаги внутрь здания. Снаружи здания кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ d16 с креплением к элементам конструкции хомутами. Ввод кабеля в шкафы управления осуществлять при помощи кабельных зажимов с контргайкой (DKC 53000) через монтажные отверстия диаметром 28 мм. Кабель прокладывать с действующими ПУЭ.
5 Потери напряжения составляют 28% что соответствует требованиям допустимых норм.
6 Для обеспечения безопасного обслуживания электроустановки в ШУ1 устанавливается рубильник.
7 Питание потребителей осуществлять кабелем NYM 2х15. Кабель должен быть закреплен.
7 Для программирования подачи питания к электростановке в ГЩ устанавливается одноканальный электромеханический суточный таймер управляющий подачей питания на катушку контактора.
8 Все соединения цепей управления выполнять проводом ПВ3 15.
9 Защитное зануление всех токопроводящих нетоковедущих частей ЭУ обязательно. В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Зануление трансформаторов и дросселей выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25. Защитное зануление основания конструкции и световых коробов выполнять проводом ПВ3 4. Необходимо обеспечить непрерывность проводника PE на всем протяжении. Все соединения PE проводника должны соответствовать 2 классу по ГОСТ 10434-82.
Расчетная мощность Рр
Труба ПВХ диаметром 50 мм (DKC)
3 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Питание электроустановки осуществлять кабелем ВВГнг 3х15. Кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ диаметром 16мм с креплением держателями с защелками и хомутами. От ГЩ кабель прокладывать по стене далее над подвесным потолком сквозь стену наружу здания и по потолку до светового короба (см. схему прокладки кабельных линий). Проход сквозь стену следует выполнять через изолированную трубу с герметизацией выходных отверстий негорючими материалами. Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28 мм. Кабель прокладывать в соответсвтии с действующими ПУЭ.
1 Рекламная установка запитывается от группового щита (ГЩ) расположенного в помещении электрощитовой на первом этаже здания.
Питание потребителей осуществлять проводом ПВ3 15. Для разводки проводов внутри светового короба устанавливается клеммник.
В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Защитное зануление ЭМПРА выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25.
Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28мм.

Рабочая SHEMA TP насел пунктаавтомат.dwg

Инв.N подл.и дата Взам.инв. N
Схема электроснабжения
на напряжение 10;04кВ
МГАУ им В.П. Горячкина
АПвВнг-10; АПвВнг-10;
электроснабжение населенного

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ 1.doc

Схематическая карта района электрификации с подстанцией 110 кВ в
М1: 40000 (в 1 см – 4 км).
Отсутствует юго-западная дорога.
Населенный пункт №80.
карты населенного пункта 50 м в 1 см.
Уровни напряжения на шинах 10 кВ:
при нагрузке 100% +5
Количество грозовых часов в году 10.
Район климатических условий по ветру 3
Район климатических условий по гололеду 3
Материал опор – дерево
Наличие в жилом доме:
водонагреватели – нет
Населенный пункт старой застройки
Нагрузки в населенных пунктах :
Расчетные нагрузки на вводе помещений
№ ппПомещение Sдневн. к ВтSвеч. к Вт
Дом жилой 6 - квартирный 132 400
Дом жилой 12 – квартирный 198 600
Дом жилой 16 - квартирный 352 107
Столовая 75-100 мест 15 5
Свинарник – маточник на 50 2 7
маток с навозоуборочным
Помещение для ремонтного и 5 8
откормочного молодняка на 170-
0 голов с механизированной
Холодильник для хранения 45 45
фруктов емкостью 250 т
Птичник клеточного содержания 37 50
Свинарник – откормочник на 140 90
00 голов с законченным
Пункт по обработке и хранению 200 200
зерна с механизированным
хранилищем производительностью
Детские ясли – сад на 50 мест 5 3
Парник на электрообогореве на 15 30
Начальная школа на 40 учащихся6 2
откормочного молодняка на
Кормоприготовительное 7 7
отделение при коровнике
В проекте определены расчетные нагрузки потребителей села Васильевка
выбраны количество и номинальные мощности трансформаторов потребительских
подстанций (ПС) количество отходящих от них линий намечены их трассы и
выполнены электрические расчеты линий. Рассчитана и ВЛ 10 кВ питающая
населенный пункт. Выбрана защитная аппаратура ПС рассчитаны заземляющие
устройства определены мероприятия по обеспечению нормативных уровней
надежности рассчитаны основные технико – экономические показатели передачи
электроэнергии по сети 038 кВ.
Необходимость в разработке настоящего проекта возникла в связи с тем
что с. Васильевка было электрифицировано несколько десятков лет тому назад.
В настоящее время воздушные линии (ВЛ) напряжением 038 кВ а также
трансформаторные подстанции (ПС) 1004 кВ находятся в таком состоянии
которое не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей эл. энергией
достаточно высокого качества. В последние годы в селе появились новые
потребители электроэнергии возросло потребление электроэнергии в жилых
домах что и было учтено при разработке настоящего проекта.
Определение расчетных нагрузок.
Величины электронагрузок отдельных электроприемников и групп являются
исходными данными для проектирования системы электроснабжения. По своей
природе электронагрузки – изменяющиеся во времени случайные величины. При
проектировании обычно используют расчетные нагрузки т.е. наибольшие
значения полной мощности за промежуток времени 05 часа в конце расчетного
периода. Различают дневной Sдн. и вечерний Sвеч. максимумы нагрузок
потребителя или группы потребителей. Эти значения определяют по методике
2. Суммарные расчетные нагрузки населенного пункта.
Для предварительного выбора количества и мощности трансформаторных ПС
04 кВ необходимо определить суммарную нагрузку населенного пункта.
Раздельно для режимов дневной и вечерней нагрузки рассчитываем расчетные
нагрузки для 4-х групп потребителей: жилые дома коммунальные и культурно –
административные потребители производственные потребители и наружное
освещение. Для вычисления расчетной нагрузки группы потребителей используем
коэффициенты одновременности а для определения суммарной нагрузки –
таблицы суммирования нагрузок.
На вводе в 1-квартирный дом Рвеч. = 15 кВт
Рдн. = Кд*Рвеч.= 033*15 = 05 к Вт
Sд =Pд cos[pic]=0509= 055 кВА
Sв= Pв cos[pic]=1509= 167кВА
Sд6= Sд*Kо*n= 055*04*6=132кВА
n- количество квартир
Sд12=601*033= 198 кВА
Sв16=167*04*16=107кВА
Sд16=107*033=352 кВА
2.1. Расчетная нагрузка жилых домов (дневной режим).
Sжд= 368*055*023=466 кВА
nкв=8*6+16*12+8*16=368квартир
2.2. Расчетная нагрузка коммунальных и культурно-административных
потребителей (дневной режим).
Sкад=15+12+36+3=228 кВА
2.3.Расчетная нагрузка производственных потребителей (дневной режим).
Sп=200+100+12*3+3*4+302+73+242*2+92*2+3+42=4271 кВА
Нагрузки мощности отдельных групп потребителей складываем между собой с
помощью таблиц суммирования нагрузок.
[pic]д=4271+314+141=4726кВА
2.4. Расчетная нагрузка жилых домов (вечерний режим).
Sжв= 368*167*023=14135 кВА
2.5. Расчетная нагрузка коммунальных и культурно-административных
потребителей (вечерний режим).
Sкав=5+3+18+12=11кВА
2.6. Расчетная нагрузка производственных потребителей (вечерний
Sпв=200+42*3+48*4+302+06+34*2+62+19*2+48+42=4396 кВА
2.7. Наружное освещение (вечерний режим).
равен 50 м в 1 см. Согласно нормам при проезжей части 10 м для
улиц первого типа удельная мощность 7 Втм а для улиц второго типа при
ширине проезжей части 6м удельная мощность 3 Втм.
Тогда суммарная мощность на освещение улиц:
Pул в=50*50*7+60*50*7+155*50*3=6175 кВт
Sул в=Pулв09=617509=6861 кВА
Sв общ=4396+101.2+67+6175=60925кВА
Т.к. расчетная мощность вечером больше чем днемSв>Sд то все
остальные расчеты выполняем для режима вечерней нагрузки:
Sрасч=Sвеч=60925 кВА
Выбор количества мощности и местоположения подстанций
Для данного населенного пункта ориентировочно намечаем сооружение 2-х ПС
Исходные данные для определения Xр и Yр приведены в таблице:
№ S кВА Xсм Yсм № S кВА Xсм Yсм
Для ориентировочного определения местоположения ПС определяем
координаты «центра тяжести» расчетных нагрузок:
SiXi=127778 SiXi=4515
SiYi=30943 SiYi=21865
Координаты ПС №1 и ПС № 2:
Номинальные мощности трансформаторов на ПС будут уточнены с учетом
результатов расчета отходящих ВЛ. К установке принимаются комплектные
трансформаторные ПС как наиболее экономичные.
Электрический расчет ВЛ 10 кВ.
1. Составление таблицы отклонения напряжения.
Элемент сети Удаленная ПС при нагрузке Ближайшая ПС при нагрузке
Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель
Удал. Ближ. Удал. Ближ.
ПС – 1 13466 16 АС120 082 082
-79 82 04 АС50 002 084
-2 12856 32 АС120 156 238
-78 108 06 АС50 005 243
-3 12058 08 АС120 037 275
-79 82 12 АС50 007 282
-4 11448 4 АС120 174 449
-5 7362 06 АС50 032 481
-82 89 02 АС50 001 482
-6 6701 28 АС50 137 618
-80 610 08 АС50 036 654
-81 81 12 АС50 007 625
-7 511 24 АС120 047 496
-8 188 24 АС50 033 529
-83 98 12 АС50 009 538
-84 115 28 АС50 024 553
-9 3662 16 АС120 022 518
-85 210 04 АС50 006 524
-10 2025 12 АС120 009 527
-86 163 16 АС50 019 546
-11 54 24 АС120 005 532
-87 27 04 АС50 001 533
-88 36 36 АС50 009 541
Для выбора проводов на магистрали определяем эквивалентную полную
мощность ток магистрали и сечение провода:
На магистрали принимаем провод АС120 R0=027 Омкм X0=032 Омкм
Принимаем провод АС50 R0=065 Омкм X0=033 Омкм
Потерю напряжения на участках определяем по формуле:
Δ U%= SU2 l (R0cosφ + X0sinφ)*100
Электрический расчет сети 038 кВ.
1. Выбор количества и трасс ВЛ 038 кВ.
В соответствии с расположением ПС 1004 кВ и питающихся от них
потребителей принимаем что от ПС №1 четыре ВЛ 038 кВ. От ПС №2 – три ВЛ
2. Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в ВЛ 038 кВ.
2.1.Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС №1.
Участок Sрасч. l м Провод Потеря Δ U%
ПС-1 487 20 4 х А70 038 038
-2 369 40 4 х А70 058 096
-3 2 5 4 х А70 0 096
-4 357 40 4 х А70 056 152
-5 6 5 4 х А70 001 153
-6 321 40 4 х А70 051 204
-7 6 5 4 х А70 001 205
-8 285 60 4 х А70 067 272
-9 6 5 4 х А70 001 273
-10 249 40 4 х А70 039 312
-11 204 20 4 х А70 016 328
-12 6 5 4 х А70 001 329
-13 168 35 4 х А70 023 352
-14 6 5 4 х А70 001 353
-15 132 45 4 х А70 023 376
-16 6 5 4 х А70 001 377
-17 96 65 4 х А70 025 402
-18 6 5 4 х А70 001 403
-19 6 35 4 х А70 008 411
-20 74 70 4 х А70 02 332
-21 5 5 4 х А70 001 333
-22 4 45 4 х А70 007 34
-23 189 60 4 х А70 045 083
-24 96 10 4 х А70 004 087
-25 6 5 4 х А70 001 088
-26 6 50 4 х А70 012 1
-27 132 40 4 х А70 021 104
-28 6 5 4 х А70 001 105
-29 96 60 4 х А70 028 133
-30 6 5 4 х А70 001 134
-31 6 50 4 х А70 012 146
Определяем расчетную нагрузку
[pic]Принимаем провод 4хА70
R0=046 Омкм X0=035 Омкм
Потери напряжения на каждом участке определяем по формуле:
Δ U=√3*I*l(R0cosφ + X0sinφ) = (SU)*l (R0cosφ + X0sinφ) В
Δ U%= (Δ UU)*100%=( SU2)*l (R0cosφ + X0sinφ)*100%
ПС-1 422 30 4 хА70 05 05
-2 8 5 4 хА70 002 052
-3 374 40 4 хА70 059 111
-4 5 5 4 хА70 001 112
-5 344 120 4 хА70 163 275
-6 7 5 4 хА70 002 277
-7 302 50 4 хА70 06 337
-8 107 5 4 хА70 002 339
-9 237 40 4 хА70 037 376
-10 107 5 4 хА70 002 378
-11 172 40 4 хА70 027 405
-12 107 5 4 хА70 002 407
-13 107 45 4 хА70 0.19 426
[pic]Выбираем провод 4 хА70
ПС-1 517 70 4 х А 95 113 113
-2 478 70 4 х А 95 104 2117
-3 338 40 4 х А 95 042 259
-4 6 5 4 х А 95 001 26
-5 302 40 4 х А 95 038 298
-6 107 5 4 х А 95 002 3
-7 237 40 4 х А 95 03 33
-8 107 5 4 х А 95 002 332
-9 172 40 4 х А 95 021 353
-10 107 5 4 х А 95 002 355
-11 107 45 4 х А 95 015 37
-13 226 20 4 х А 95 014 231
-14 6 5 4 х А 95 001 232
-15 19 35 4 х А 95 021 253
-16 6 5 4 х А 95 001 254
-17 154 30 4 х А 95 014 268
-18 4 5 4 х А 95 001 269
-19 13 30 4 х А 95 012 281
-20 4 5 4 х А 95 001 282
-21 106 25 4 х А 95 008 29
-22 4 5 4 х А 95 001 291
-23 82 25 4 х А 95 006 297
-24 4 5 4 х А 95 001 298
-25 58 25 4 х А 95 005 303
-26 4 5 4 х А 95 001 304
-27 3 60 4 х А 95 006 31
-28 64 20 4 х А 95 004 117
-29 4 5 4 х А 95 001 118
-30 4 35 4 х А 95 004 122
Выбираем провод 4 х А95
R0=034 Омкм X0=033 Омкм
ПС-1 49 125 4хА95 191 191
-2 30 5 4хА95 005 196
-3 30 55 4хА95 051 247
Выбираем провод 4 х А95 R0=034 Омкм X0=033 Омкм
По результатам расчета ВЛ отходящих от ПС 1004 кВ выбраны
номинальные мощности трансформаторов на ПС.
Расчетные мощности отходящих ВЛ складываем с помощью таблицы
суммирования нагрузок.
Для ПС №1 мощности отходящих линий составляют 487 кВА; 422 кВА; 517
кВА; 49 кВА. Тогда расчетная мощность ПС
Sрасч.пс=517+332+33+282= 1461 кВА=160 кВА
По таблице экономических интервалов для трансформаторов ПС 1004 кВ
выбираем мощность трансформатора Sном = 160 кВА.
2.2.Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС №2.
Выбираем кабель 4 х А 150
R0=021 Омкм X0=008 Омкм
Δ U = [pic]*304(021 + 008*053)*002 = 232 В
ПС-1 1478 50 4 х А 70 23 23
-2 90 5 4 х А 70 014 244
-3 84 60 4 х А 70 157 401
-4 50 5 4 х А 70 008 409
-5 50 75 4 х А 70 117 526
Выбираем кабель 4 х А 70
R0=046 Омкм X0=008 Омкм
ПС-1 707 10 4хА70 028 028
-2 154 275 4хА70 156 184
-3 7 5 4хА70 001 185
-4 112 40 4хА70 018 203
-5 7 5 4хА70 001 204
-6 7 45 4хА70 012 216
-7 612 20 4хА70 048 076
-8 498 20 4хА70 039 115
-9 8 5 4хА70 002 117
-10 45 30 4хА70 053 17
-11 182 30 4хА70 022 098
-12 8 5 4хА70 002 1
-13 134 50 4хА70 026 126
-14 8 5 4хА70 002 128
-15 86 50 4хА70 017 145
-16 8 5 4хА70 002 147
-17 1 70 4хА70 003 15
Для ПС №2 мощности отходящих линий составляют 200 кВА; 1478 кВА; 707
кВА. Тогда расчетная мощность ПС:
Sрасч.пс=200+1061+485= 3546 кВА=400 кВА
выбираем мощность трансформатора Sном = 400 кВА.
3. Определение потерь мощности и энергии в сети 038 кВ.
Потери мощности и энергии в сети 038 кВ в ВЛ и КЛ 038 кВ и ПС 1004
кВ – важные технико – экономические показатели этой сети оказывающие
заметное влияние на величину приведенных затрат на сеть.
3.1. Определение потерь мощности и энергии в линиях 038 кВ.
Краз – поправочный коэффициент (079 09)
Кнм – коэффициент свяи между ΔU% и Δ P%
Для линий выполненных проводом одного сечения при известном
эквивалентном токе линии Iэ потери мощности можно вычислить по формуле:
где Ro- удельное активное сопротивление проводов ВЛ;
l – общая длина всей линии.
Потери мощности в кВт находят по формуле:
В дальнейших расчетах принимаем что
где Sгол и cos φ – соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности
Потери энергии ΔW кВт*ч в каждой линии определяем по формуле:
где – время максимальных потерь.
= (016Кз + 084 Кз2)*Т
где Кз – коэффициент заполнения сезонного или годового графика нагрузки
Т – число часов для которого вычисляются потери. Для года Т = 8760 ч.
Значения потерь напряжения и потерь мощности при принятом среднем значении
коэффициента Кнм равном значению годовых потерь энергии ΔW вычисленных
при указанных значениях а также значениях годового потребления энергии
для каждой ВЛ рассчитанные по формуле
приведены в таблице:
Годовое потребление энергии потери моности и энергии в ВЛ 038 кВ
№ ПС № линии ΔU% ΔP% Pгол ΔP кВт
Таким образом в среднем по населенному пункту потери электроэнергии в
ВЛ 038 кВ составляют:[pic] от полезной потребленной электроэнергии.
3.2.Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 1004 кВ.
Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью Sном
определяют по формуле:
где ΔPX и ΔPK- соответственно потери холостого хода и короткого
замыкания в трансформаторе при номинальной нагрузке и номинальном
Smax – расчетная нагрузка трансформатора кВА
– годовое число часов потерь чгод
60 – число часов в году.
Потеря энергии в трансформаторах ПС 1004 кВ
№ ПС Sном Smax ΔPX ΔPK Tmax ΔW
кВА кВА кВт кВт чгод чгод кВт*чгод
ΔW=ΔWВЛ + ΔWT= 101053 + 20560 = 306653 кВт*ч
4.Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронного
Расчет выполнен для двигателя 4АК 180 М6У3
Рн= 130 кВт; КПД = 0855; cosφ = 08; Ki=7.
Двигатель питается от воздушной линии №3 присоединенной к ПС №2.
Линия выполнена проводом 4хА70 дина линии – 80 м.
Сопротивление трансформатора:
где uK%= 45% - напряжение короткого замыкания трансформатора
Uном кВ и Sном кВА – соответственно номинальные напряжение и
мощность трансформатора.
где R0 и Х0 – соответственно погонные сопротивления кабеля 4Ах70.
Сопротивление линии:
где l – длина ВЛ км.
Сопротивление двигателя при пуске:
где Pдв н – номинальная мощность двигателя кВт.
Глубина провала напряжения:
Выбор автоматов на подстанциях 1004 кВ и проверка чувствительности
автоматов при однофазных к.з.
На всех ВЛ 038 кВ отходящих от ПС 1004 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели (автоматы). Они предназначены для
отключения ВЛ при аварийных и ненормальных режимах (короткие замыкания
перегрузки исчезновение или снижение напряжения) а также для нечастых
включений и отключений ВЛ (от 2 до 6 час).
Основные данные об автоматах устанавливаемых на отходящих линиях 038
№ ПС № ВЛ Sном Sрасч кВА Iрасч А
Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов ПС
07 кВ и проверка селективности их защиты на ступенях 10 и 038 кВ.
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей ПКТ устанавливаемых на
стороне 10 кВ выбирают по условию отстройки от бросков намагничивающего
тока. Для трансформаторов 1004 кВ с Sн =160 кВА номинальный ток плавкой
вставки составляет 20 А а для трансформаторов с Sн = 400 кВА – 50А.Затем
проверяют выбранную вставку на селективность при отключении автоматов на
стороне 038 кВ. Селективность будет обеспечена если при к.з. за автоматом
последует его отключение (время срабатывания tк.з.) и только после его
отказа со ступенью селективности Δt произойдет плавление вставки.
Селективность будет обеспечена если время плавления вставки tв:
где КП- коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки ко
времени ее разогрева.
Полное время срабатывания автомата с учетом разброса его характеристики
[pic]=003 с ступень селективности примем [pic]=05 с. Тогда:
[pic] =(003+005)09=059 с.
Ток при трехфазном к.з. за автоматом для трансформатора с Sн=160 кВА
Ток при трехфазном к.з. за автоматом для трансформатора с Sн=400 кВА
Соответственно на стороне 10 кВ токи составят: [pic]для трансформатора с
[pic] для трансформатора с Sн=400 кВА.
По амперсекундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ для
плавкой вставки с Iн = 20 А при токе 2053 А время плавления составляет 05
с. Для вставки с Iн=50 А при токе 5132 А время плавления составляет 04 с.
Таким образом и для трансформатора 160 кВА и для 400 кВА селективность
защиты будет обеспечена. Плавкая вставка должна быть проверена по условию:
tк= 900 К2 – допустимое время протекания тока к.з. в трансформаторе по
условию термической стойкости с;
К= I Iн.т. – отношение установившегося тока к.з. к номинальному току
tк = 900 233 = 166 с – для обоих ТП тогда
Таким образом выбранные плавкие вставки обеспечивают безопасность
трансформаторов при к.з.
Мероприятия по обеспечению нормативных уровней надежности
электроснабжения потребителей.
Надежность электроснабжения – способность электрической системы в любой
момент времени снабжать электроэнергией присоединенные к ней потребители.
Нарушения надежности электроснабжения т.е. перерывы электроснабжения в
зависимости от типа потребителей приводят к нарушению технологических
процессов на сх предприятиях и в конечном счете к потерям сх продукции
а также к нарушениям жизненного уклада и к моральному и материальному
ущербам. Поэтому обеспечению надежности электроснабжения уделяется большое
По требованию к надежности эл.снбжения сх потребители и их
электроприемники разделяются на три категории. В рассматриваемом населенном
пункте потребителей 1 категории нет но есть потребители 2 категории(
объекты № 61011). У этих потребителей в свою очередь имеются
электроприемники второй категории не допускающие перерыва длительностью
более 05 часа. Для этих электроприемников допускается частота отказов
электроснабжения не более
II( ≤ 05 ч ) = 25 отказа год.
Для остальных электроприемников (объекты № 7 8 9 12 14 16 17) и
потребителей второй категории допускаемая частота отказов с длительностью
перерыва не более 4 часов составляет 23 отказа в год а с длительностью
перерыва от 4 до 10 часов – 01 отказа в год для потребителей с расчетной
нагрузкой 120 кВт и более.
«Правила устройства электроустановок» рекомендуют обеспечивать
электроприемники второй категории электроэнергией от двух независимых
взаимно резервирующих источников питания. Вторым независимым источником в
данном случае служит ВЛ 10 кВ отходящая от ПС «Горная» и проходящая на
расстоянии 05 км от ПС №1.
Кроме того для резервного питания электроприемников второй категории не
допускающих перерыва в электроснабжении более 05 ч независимо от наличия
резервного питания по электрической сети должен устанавливаться автономный
источник резервного электропитания. Таким источником обычно является
дизельная электростанция (ДЭС) или резервный источник с питанием от
Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчет заземления на ПС 1004
1. Защита от грозовых перенапряжений.
Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ 038
кВ заземляются крюки или штыри фазных проводов а также нулевой провод.
Сопротивления этих заземляющих устройств – не более 30 Ом а расстояния
между ними – не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до
(в рассматриваемом населенном пункте – 10) и не более 100 м с числом
грозовых часов в году более 40. Кроме того заземляющие устройства
- на опорах с ответвлениями к вводам в помещения в которых может быть
сосредоточено большое количество людей (школа ясли и т.п.) или
которые представляют большую хозяйственную ценность.
- на конечных опорах линий имеющих ответвления к вводам. При этом
наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления этих же линий
должно быть не более 100 м при числе грозовых часов от 10 до 40. Кроме
того в указанных местах устанавливаются низковольтные вентильные
разрядники типа РВН. Для перечисленных выше заземляющих устройств
используются заземляющие устройства повторных .
Повторные заземления нулевого провода необходимы (в случае обрыва нулевого
провода) для уменьшения напряжения на зануленных частях при замыкании на
них за точкой обрыва. Повторные заземления нулевого провода выполняют на
концах магистралей и ответвлений ВЛ длиной более 200 м а также на вводах в
здания внутри которых зануляется оборудование. От электроприемников.
расположенных вне здания и подлежащих занулению до ближайшего повторного
заземления или до заземления нейтрали трансформатора должно быть не более
0 м. Сопротивление каждого из повторных заземлений на ВЛ 038 кВ должно
быть не более 30 Ом а их общее сопротивление не более 10 Ом. В
соответствии с изложенным выполняют следующее количество повторных
Количество повторных заземлений на отходящих ВЛ 038 кВ
№ ПС № ВЛ Объекты где Количество Общее
устанавливаются повторных сопротивление
заземления заземлений заземлений
2. Расчет заземления на ПС 1004 кВ.
Заземляющее устройство (ЗУ) ПС 1004 кВ одновременно используется при
напряжениях ниже и выше 1000 В. Поэтому согласно ПУЭ сопротивление ЗУ
должно быть не более
I – расчетный ток замыкания на землю А.
Uн = 10 кВ – номинальное напряжение;
lвlк – длина соответственно ВЛ и кабелей электрически соединенных между
собой (отходящих от общих шин).
I=10*168 350 = 48 А; R=125 48 = 26 Ом.
Выполним подробный расчет заземления ПС 1004 кВ №1 с 4 отходящими линиями
при условии что ВЛ №1 находится в ремонте. Тогда на трех других ВЛ число
повторных заземлений нулевого провода равно 22 а их общее сопротивление
Таким образом при учете повторных заземлений обеспечивается величина
сопротивления ЗУ R = 14 4. Однако в непосредственной близости от
нейтрали трансформатора должен находиться заземлитель с сопротивлением не
более 30 Ом (при удельном сопротивлении грунта ρ ≤100 Ом*м). Т.к. 30 Ом >
Ом (26 Ом - предельная величина сопротивления ЗУ по величине тока на
землю) то на ПС необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением R≤26 Ом. Примем
следующие исходные условия для расчета ЗУ.
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из
горизонтально проложенной на глубине 08 м круглой стали диаметром 10 мм и
из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали
х40х4 мм длиной lв =3 м отстоящих друг от друга на одинаковом расстоянии
а= lв =3 м. Удельное сопротивление земли ρ =60 Ом*м.
Расчетное значение удельного сопротивления грунта находим по формуле
где К-коэффициент сезона равный КВ=15 для вертикальных заземлителей и
КГ=22-для горизонтальных заземлителей на глубине 08м.
Тогда расчетное значение удельного сопротивления грунта
составит[pic]ρР=90 Ом*м для вертикальных стержней и ρР=132 Ом*м для
горизонтальных стержней.
Сопротивление одного стержня из угловой стали верхний конец
которого находится на глубине до 08 м находим по формуле
Ориентировочное число вертикальных стержней без учета их взаимного
экранирования[pic] [pic]
Однако со стороны входа ПС для выравнивания потенциалов должны
располагаться 2 вертикальных стержня причем пройти на территорию ПС можно
как с одной стороны так и с другой. Поэтому принимаем n=4.
При n=4 а l= 1 коэффициент использования вертикальных стержней
в замкнутом контуре [pic]. Тогда результирующее сопротивление всех
вертикальных стержней с учетом их взаимного экранирования
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной lг=n a=4*3=12 м
где d-диаметр заземлителя м; t-глубина заложения м.
Коэффициент использования горизонтального заземлителя в замкнутом
контуре с 4 вертикальными стержнями при a l=1 составляет [pic]. Тогда с
учетом экранирования стержнями результирующее сопротивления горизонтального
Результирующее сопротивление всего ЗУ
что соответствует условию R26 Ом
Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии
1 Себестоимость передачи электроэнергии через ПС 1004 кВ и ВЛ 038 кВ
Себестоимость передачи электроэнергии C определяют следующим образом
где Ирен – амортизационные отчисления на реновацию
Ик.р – отчисления на капитальный ремонт
Из – зарплата обслуживающего персонала
Ипр – прочие производственные и внепроизводственные расходы
Иэ – затраты на потери электроэнергии
Обычно затраты Из и Ипр объединяют в виде затрат на обслуживание
Элемент сетиКапитальные затраты Норма амортизационныхУсловные единицы
тыс.р тыс.р Ррен РК.Р. едПС в ед км в
ПС 1004 кВ219 - 66 29 4 -
ВЛ 038 кВ - 445 4 17 - 35
Всего в населенном пункте сооружают 2 ПС 10 04 кВ а общая
протяженность линий 038 кВ – 28 км.
Суммарные капитальные вложения
К=16*2+445*28=1566 тыс. руб
Отчисления на амортизацию
Иам=219*4*0066+445*28*004=108 тыс. руб
Отчисления на капитальный ремонт
ИК.Р=219*4*0029+445*28*0017=047 тыс.руб
Затраты на обслуживание сети
Количество условных единиц
Усл. ед. =445*4+35*28=276 ед.
2 Затраты на обслуживание
Иобс=276*47*0001=13 тыс. руб. год
Издержки на потерю энергии
Стоимость потерь энергии условно принимаем ЗП=004 р кВт ч а годовые
потери энергии в сетях населенного пункта составляют 306653 кВт ч. Тогда
ИЭ=004*306653=123 тыс. рю год
Себестоимость передачи энергии по сетям 038 кВ
Суммарные годовые издержки
С=Иам+Ик.р.+Иобс+Иэ=108+047+13+123=408 тыс.р.
2. Годовое потребление энергии
Себестоимость передачи энергии
Приведенные затраты на передачу электрической энергии через
ПС 10 04 кВ и ВЛ 038 кВ
Приведенные затраты которые можно рассматривать как одну из превращенных
форм стоимости представляют собой сумму годовых текущих затрат и
капитальных затрат приведенных к одинаковой размерности при помощи
нормативного коэффициента ЕН равного 01.
Удельные приведенные затраты на передачу электроэнергии через ПС 10 04
Согласно выполненным расчетам максимальная расчетная нагрузка потребителей
в населенном пункте составляет 610 кВ А. Электроснабжение предполагается
осуществить от двух трансформаторных подстанций 10 04 кВ общей мощностью
0 кВ А. Капитальные затраты на сеть 038 кВ равны 1566 тыс.р.
себестоимость передачи электроэнергии по сети 038 кВ составляет 037 к.
кВт. ч. приведенные затраты – 057 к. кВт. ч.

Рабочая SHEMA TP насел пункта.dwg

Инв.N подл.и дата Взам.инв. N
Схема электроснабжения
на напряжение 10;04кВ
МГАУ им В.П. Горячкина
АПвВнг-10; АПвВнг-10;
электроснабжение населенного

Моя курсовая работа по Электроснабжению.doc

Московский государственный агроинженерный университет
Кафедра Электроснабжения и ЭМ
Тема «Электроснабжение населенного пункта»
Раздел 1. Определение расчётных нагрузок
Раздел 2. Выбор количества мощности и местоположения
подстанций 10038 кВ 8
Раздел 3. Электрический расчёт ВЛ 10 кВ
Раздел 4. Электрический расчёт ВЛ 038кВ
Раздел 5. Выбор автоматов на подстанциях 10038 кВ и проверка
чувствительности автоматов при однофазных КЗ 24
Раздел 6. Выбор плавких вставок предохранителей для защиты
трансформаторов ТП 10038 кВ и проверка селективности их защиты
на ступенях 10 038 кВ 26
Раздел 7. Мероприятия по обеспечению нормативных уровней надёжности
электроснабжения потребителей 27
Раздел 8. Защита от грозовых перенапряжений и расчёт
заземления на ТП 10038 кВ 28
Раздел 9. Определение технико-экономических показателей
электроэнергии по сети 038 кВ 30
Список используемой литературы 34
Необходимость в разработке настоящего проекта возникла в связи с
тем что село было электрифицировано несколько десятков лет тому назад. В
настоящее время воздушные линии напряжением 038 кВ а также
трансформаторные подстанции 1004 кВ находятся в таком состоянии которое
не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей электрической
энергии достаточно высокого качества. В последние годы в селе появились
новые потребители электрической энергии возросло потребление энергии в
жилых домах что и было учтено при разработке настоящего проекта.
В проекте использованы действующие нормативные документы
результаты ряда работ выполненных на кафедре «Электроснабжение сельского
хозяйства» МГАУ им. В.П. Горячкина.
Вариант задания: 8Y88
– исходные данные для карты района. Населённый пункт № 96.
Отсутствует восточная дорога. Дневная и вечерняя электрические нагрузки
населённых пунктов в [p
– номер рисунка карты населённого пункта;
Y – номер перечня обозначений карты населённого пункта;
– номер варианта дополнительных исходных данных (табл. № 8).
Масштаб карты населенного пункта (метров в 1 см) 70
Уровни напряжения на шинах 10 кВ: +4
- при нагрузке 100% –1
Кол-во грозовых часов в год 25
Район климатических условий по ветру 1
Район климатических условий по гололёду 1
Материал опор (дерево) д
Наличие в жилом доме: -
– водонагревателей +
Населённый пункт старой застройки +
Величины электрических нагрузок отдельных электроприёмников и их групп
являются исходными данными для проектирования системы электроснабжения. По
своей природе электрические нагрузки – изменяющиеся во времени случайные
величины. При проектировании обычно используют расчетные нагрузки т.е.
наибольшие значения полной мощности за промежуток времени в конце рабочего
периода. Различают дневной [pic] и вечерний [pic] максимумы нагрузок
потребителя или группы потребителей.
1. Расчётные нагрузки на вводе потребителей
Значения полной мощности определялись по формуле:
Коэффициент мощности вычислялся по формуле:
Все расчеты сведены в табл. 3
Расчёт нагрузки жилого дома.
где [pic] и [pic] - дневная и вечерняя нагрузки жилого 1 квартирного
дома соответственно;
Р – электрическая нагрузка на вводе в дом (прил. 2);
[pic] и [pic] - коэффициенты дневного и вечернего максимумов
соответственно электрических нагрузок жилых домов (прил. 2).
где [pic] и [pic] - дневная и вечерняя активные мощности
[pic] - коэффициент мощности (прил. 2).
где [pic] и [pic] - дневная и вечерняя реактивные мощности
Чтобы пересчитать мощности на 10-х 12-ти 16-ти квартирные дома необходимо
умножить полученные результаты для одноквартирного дома на коэффициент
одновременности и число квартир (прил. 6).
Потребитель Коэффициент одновременности при
Жилые дома с электроплитами и0.38 0.268 0.357
Например мощность жилого 10-х квартирного дома при дневном режиме:
Значения [pic] и [pic] взяты из ([2] стр. 39 табл. 3.7)
Расчёт нагрузки теплицы зимней с обогревом от котельной 400 м2:
№ Помещение День Вечер
удал. ближ удал. ближ.
- 1 4875 40 АС - 70 10 10
– ТП65 1410 05 АС - 35 005 105
- 2 38025 70 АС -70 15 255
– ТП69 1020 17 АС - 35 014 269
ТП69 - 4 1020 10 АС - 35 008 277
– ТП71 1080 08 АС - 35 007 284
– ТП70 910 17 АС - 35 013 297
- 6 1670 30 АС - 70 02 317
– ТП73 1670 04 АС - 35 005 322
Выбор марки и сечения проводов ВЛ 10 кВ:
Расчёт эквивалентной мощности на магистрали:
где: [pic] - расчетная электрическая нагрузка i-го магистрального
[pic] - длина i-го магистрального участка км.
Расчёт эквивалентного тока на магистрали :
где U – номинальное напряжение магистрали. U = 10 кВ.
Расчёт эквивалентного сечения провода на магистрали:
[pic][pic][pic][pic]
Принимаем на магистрали провод марки АС-70. Активное
сопротивление[pic] индуктивное сопротивление [pic].
Теперь рассчитаем какой провод будет на отпайках:
Расчёт эквивалентной мощности на отпайках :
Расчёт эквивалентного тока на отпайках :
Расчёт эквивалентного сечения провода на отпайках:
Принимаем на отпайках провод марки АС-35. Активное сопротивление [pic]
индуктивное сопротивление [pic][pic].
Расчёт падения напряжения в вольтах и процентах определяется
Таблица 6. Результаты расчетов ВЛ-10 кВ (ВЛ №2)
Участок Sрасч. кВАДлина Марка Потери U %
- 1' 226064 10 АС-120 097 097
' – ТП64 1200 06 АС-35 006 103
' - 2' 217064 40 АС-120 064 167
' – ТП66 1520 08 АС-35 01 177
' - 3' 205404 10 АС-120 044 221
' – ТП67 1320 06 АС-35 006 227
' - 4' 195444 04 АС-120 033 26
' – ТП68 17840 04 АС-35 06 32
' - 5' 22055 30 АС-120 02 34
' – ТП72 500 10 АС-35 004 344
' - 6' 18405 34 АС-120 02 364
' – ТП74 810 08 АС-35 005 369
' - 7' 1238 20 АС-120 01 379
' - 8' 1238 32 АС-120 017 396
' – ТП75 790 05 АС-35 003 399
' – ТП76 610 10 АС-35 005 404
Расчёт эквивалентной мощности на магистрали [pic]:
где [pic] - расчетная электрическая нагрузка i-го магистрального
Расчёт эквивалентного тока на магистрали [pic]:
где [pic] - экономическая плотность тока [pic][pic]
Принимаем на магистрали воздушную линию АС-120. Активное сопротивление
[pic] индуктивное сопротивление [pic].
Расчёт эквивалентной мощности на отпайках [pic]:
Принимаем на отпайках воздушную линию АС-35. Активное сопротивление
Расчёт падения напряжения в вольтах и процентах определяется как:
Раздел 4. Электрический расчёт сети 038 кВ
1 Выбор количества трасс и ВЛ-038 кВ
В соответствии с расположением ПС 1004 кВ и питающихся от них
потребителей принимаем что от ПС №1 отходят две ВЛ-038 кВ от ПС №2 – три
ВЛ-038 кВ от ПС №3 – одна ВЛ-038 кВ от ПС №4 – две ВЛ-038 кВ. Трассы
их намечаем таким образом чтобы ВЛ преимущественно проходили по двум
2 Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения ВЛ-038 кВ
2.1. Расчёт линий ТП №1
ТП №3 снабжает энергией потребителей № 1 3 4 9. Суммарные нагрузки
определяем с помощью коэффициентов одновременности и по надбавкам.
Расчетная схема ВЛ-038 кВ №1 с указанием потребителей приведена на
Выбор марки и сечения проводов ВЛ 038 кВ №1.
где U – номинальное напряжение магистрали. U = 038 кВ.
Расчёт эквивалентного сечения провода на магистрали.
где [pic] - экономическая плотность тока
Принимаем воздушную линию сечением А95. Активное сопротивление[pic]
индуктивное сопротивление [pic].
Принимаем воздушную линию сечением А70. Активное сопротивление [pic]
индуктивное сопротивление [pic]. ([3] табл. 7.28 стр. 421)
Все расчёты сводим в таблицу 7.
Участок Sрасч кВА Длина Провод Потери U %
ПС1 602 007 4×А95 107 107
- 2 390 0035 4×А95 034 141
- 3 345 007 4×А95 061 202
- 4 300 007 4×А95 053 255
- 5 255 007 4×А95 045 300
- 6 210 007 4×А95 037 337
- 7 165 007 4×А95 029 366
- №4 120 007 4×А70 027 393
- 8 330 0045 4×А70 049 156
- 9 285 007 4×А70 066 222
- 10 240 007 4×А70 055 277
- 11 195 007 4×А70 045 322
- 12 150 007 4×А70 034 356
- 13 105 007 4×А70 024 380
- №3 750 007 4×А70 017 397
Расчетная схема ВЛ-038 кВ №2 с указанием потребителей приведена на схеме
Выбор марки и сечения проводов ВЛ 038 кВ №2.
Принимаем воздушную линию сечением А95. Активное сопротивление [pic]
индуктивное сопротивление [pic].([3] табл. 7.28 стр. 421)
Все расчёты сводим в таблицу №8.
Участок Sрасч кВА Длина Провод Потери U %[pic]
ПС - 1 7753 0045 4×А95 089 089
- 2 7215 0045 4×А95 083 172
- 3 5715 0035 4×А95 051 223
- 4 195 007 4×А95 034 257
- 5 150 007 4×А95 026 283
- 6 105 007 4×А95 018 301
- №3 75 007 4×А70 017 318
- 7 240 006 4×А70 047 219
- 8 195 007 4×А70 045 264
- 9 150 007 4×А70 034 298
- 10 105 007 4×А70 024 322
- №3 75 007 4×А70 017 339
- 11 8968 014 4×А70 041 13
- 12 7552 007 4×А70 017 147
- 13 6136 007 4×А70 014 161
- 14 472 007 4×А70 001 162
- 15 3304 007 4×А70 007 169
- №1 236 007 4×А70 005 174
Расчётные мощности отходящих ВЛ складываем с помощью таблицы
суммирования нагрузок.
Расчётные мощности двух ВЛ отходящих от ПС №1 соответственно равны
По таблице экономических интервалов для трансформаторов ПС 1004 кВ
Расчёт остальных ПС проводится аналогично.
От ПС №2 отходят 3 воздушные линии:
- на магистрали ВЛ №1 принимаем провод А95; на отпайках – провод А50;
- на магистрали ВЛ №2 – провод А50; на отпайках – А35;
- на магистрали ВЛ №3 выбираем кабель с алюминиевыми жилами с бумажной
пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой
оболочке - 4×35 мм2.
От ПС №3 отходит одна ВЛ т.к. [pic] сравнительно большой то выбираем
От ПС №4 отходят две воздушные линии:
- принимаем что ВЛ №1 выполнена проводом А50;
- для ВЛ №2 выбираем кабельную линию.
3. Определение потерь мощности и энергии в сети 038 кВ
Потери мощности и энергии в сети 038 кВ в ВЛ и КЛ 038 кВ и ТП 1004
кВ – важные технико-экономические показатели этой сети оказывающие
заметное влияние на величину приведенных затрат на сеть.
3.1 Определение потерь мощности и энергии в ВЛ-038 кВ
Возможен непосредственный прямой расчёт потерь мощности в ВЛ по
величинам активного сопротивления каждого участка и тока участка
Для разветвлённых линий подобный расчёт довольно трудоёмок и его
упрощают с помощью коэффициента связи между U% и Р% - коэффициента КНМ.
Для одного участка сети с активным сопротивлением R Омкм и индуктивным Х
Омкм сопротивлениями проводов
Установлено что для разветвлённых сетей следует ввести поправочный
коэффициент КРАЗ = 075 – 09:
В зависимости от сечения проводов и значения tgφ значения Кнм могут
колебаться. Например для сечений проводов А-50 А-120 при коэффициентах
мощности cosφ = 0.8 098
КНМ = 095 071. В дальнейших расчётах принято что [pic]
Потери мощности в кВт находят по формуле:
где [pic]– соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности
головного участка значения которых берутся из таблиц №5 6.
Потери энергии W кВт·ч в каждой линии определяются по формуле:
где [pic] – время максимальных потерь.
Используя данные о [pic] приведенные в табл. 3.8 (2 с.40). Тогда для
определения [pic] можно составить следующую вспомогательную таблицу № 8.
Таблица №9. Рекомендуемые значения [pic]и [pic] для годовых графиков
Ргол Тmax чгод при нагрузке T чгод при нагрузке
коммунно-бпроизво смешанной коммун-быпроизводственсмешанной
Значения потерь мощности (%) определяются как:
Значение U% взято из табл. №6
Тогда потери мощности (кВт) равны:
Потери энергии определяются как:
Из табл. №8: [pic][pic]
Тогда значение годового потребления энергии составит:
Значение потерь мощности (%) определяются как:
Значение U% взято из табл. №7
Из табл. №8 [pic][pic]
Все расчёты сводятся в таблицу №10.
Таблица №10. Годовое потребление энергии потери мощности и энергии в
№ ПС № линии U % P % Sгол P t чгод
Аналогично производится расчет для других ПС.
- ПС №2 потери энергии составляют: W=540 кВт·ч;
- ПС №3 W=1500 кВт·ч;
- ПС №4 W=1500 кВт·ч;
3.2 Определение потерь энергии в ТП 10038 кВ
Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью [pic]
определяется по формуле:
где [pic] [pic] – соответственно потери ХХ и КЗ в трансформаторе
при номинальной нагрузке и номинальном напряжении (прил. 13. [1])
Тогда для трансформаторов составим таблицу №11.
Таблица №11. Потеря энергии в трансформаторе ПС 1004 кВ.
№ ПС Sном Smax Pх кВтPк кВтТmax t чгодW
кВА кВА чгод кВт·чго
4. Определение глубины провала напряжения при пуске АД
Глубиной провала напряжения называют разность между номинальным
значением напряжения и его минимальным действующим значением в течение
провала (в % от номинального значения напряжения).
Обычно глубину провала напряжения определяют на зажимах пускаемого
двигателя с использованием формулы:
[pic] – полное сопротивление АД при пуске.
Для холодильника (для хранения фруктов емкостью 250 т) мощность
наибольшего двигателя равна 13 кВт ([1] стр.92 *)
Каким потребителям нужны двигатели указано в [2] стр. 41
Расчет выполнен для двигателя 4А160S4У3 ([3] стр.166) с
[pic]. Пункт питается от ВЛ присоединённой к ПС №1. Линия выполнена с
сечением жил 4×А70 длина линии – 15 м.
Сопротивление трансформатора:
[pic] – соответственно номинальные напряжение и мощность
Сопротивление ВЛ 038 кВ:
Сопротивление двигателя при пуске:
[pic] - кратность пускового тока.
Глубина провала напряжения:
и для пускаемого двигателя допустима.
чувствительности автоматов при однофазных КЗ
На всех ВЛ-038 кВ отходящих от ТП-1004 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели (автоматы). Они предназначены для
отключения ВЛ при аварийных и ненормальных режимах а также для нечастых
включений и отключений ВЛ. Данные об автоматах устанавливаемых на
отходящих ВЛ 038 кВ приведены в табл.№12.
Таблица №12. Основные данные об автоматах устанавливаемых на отходящих ВЛ
№ ТП № ВЛSНОМ SРАСЧ IРАСЧТип IНОМ IНОМ Уставка тока Пред.
ТП кВ·А А автомата А тепло-вмгновенного откл.
кВ·А ого сраб-ия ток кА
2. Расчет заземления на ПС 1004 кВ
Заземляющее устройство (ЗУ) ТП 1004 кВ одновременно используются при
напряжении ниже и выше 1000 В. Согласно ПУЭ сопротивление ЗУ должно быть не
где I – расчетный ток замыкания на землю А;
Ток I определяется по формуле:
[p [pic] [pic] км – длина
соответственно воздушных линий и кабелей электрически связанных между
собой (отходящих от общих шин).
В нашем случае [pic] а [pic]
К ЗУ на ПС 1004 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора1004кВ.
Поэтому согласно ПУЭ сопротивление ЗУ должно быть не более 4 Ом. Это
сопротивление должно быть обеспечено с учётом использования естественных
заземлителей (в нашем случае их нет) а так же заземлителей повторных
заземлений нулевого провода BJI-038 кВ (количество ВЛ не менее двух).
Выполним подробный расчет заземления ТП №1 с двумя отходящими линиями.
Число повторных заземлений нулевого провода равно 26 а их общее
сопротивление 115 Ом. Таким образом при учёте повторных заземлений
обеспечивается величина сопротивления ЗУ R 4 Ом.
На ПС необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением R 30 Ом
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из
горизонтально проложенной на глубине 08 м круглой стали диаметром 10 мм и
из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали
x40x4 мм длиной [pic] отстоящих друг от друга на одинаковом расстоянии
[pic]. Удельное сопротивление земли [pic].
Расчетное значение удельного сопротивления грунта:
где К – коэффициент сезона КВ = 15 для вертикальных заземлителей
КГ = 22 – для горизонтальных заземлителей на глубине 08 м.
Тогда расчетное значение удельного сопротивления грунта для
вертикальных стержней составит:
Для горизонтальных стержней:
Сопротивление одного стержня из угловой стали верхний конец которого
находится на глубине до 08 м находим по формуле:
где В – ширина полки уголка (В = 004м)
Ориентировочное число вертикальных стержней без учёта их взаимного
Т.к. со стороны входа на ТП для выравнивания потенциала должны
располагаться 2 вертикальных стержня причем пройти на территорию ТП можно
как с одной стороны так и с другой то принимаем n = 4. Коэффициент
использования вертикальных стержней в замкнутом контуре [pic]. Тогда
результирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учётом их
взаимного экранирования:
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной [pic]:
Коэффициент использования горизонтального заземлителя в замкнутом
контуре с 4 вертикальными стержнями при [pic] составляет [pic].
Тогда с учётом экранирования стержнями результирующее сопротивление
горизонтального замкнутого контура:
Результирующее сопротивление всего ЗУ:
[pic] что соответствует условию R189 Ом.
Аналогично выполняется расчёт ЗУ для остальных ПС.
Раздел 9. Определение технико-экономических показателей передачи
электроэнергии по сети 038 кВ.
1. Себестоимость передачи электроэнергии через ПС 1004 кВ и ВЛ
В настоящее время выполнение расчётов себестоимости передачи
электроэнергии по ряду причин затруднено. Главные причины заключаются в
отсутствии фиксированных цен на электрооборудование ТП и ВЛ а также
обоснованных тарифов на электроэнергию.
Поэтому выполненные ниже расчеты носят достаточно условный характер и
лишь дают представление о порядке расчетов.
Расчет будем вести с учетом коэффициента инфляции: Кинф = 41.
Таблица №14. Исходные технико-экономические показатели ПС 1004 кВ и ВЛ-
Элемент сети Капитальные Норма Условные единицы
затраты амортизационных
тыс.рП С тыс.ркм РРЕН РК.Р. едПСт в год едкм в год ПС
04 кВ 656 — 2706 1189 1640 — ВЛ-038 кВ — 1640 1640
Суммарные капитальные вложения:
Отчисления на амортизацию:
Отчисления на капитальный ремонт:
Затраты на обслуживание сети.
1. Количество условных единиц:
2. Затраты на обслуживание:
где: [pic] – издержки на обслуживание одной условной единицы
Издержки на потери энергии:
Стоимость потерь энергии условно принимаем [pic] а годовые потери
энергии в сетях населенного пункта составляют 10671741 кВт·ч.
Себестоимость передачи энергии по сетям 038 кВ.
1. Суммарные годовые издержки:
2. Годовое потребление энергии:
Себестоимость передачи энергии:
2. Приведенные затраты на передачу электрической энергии через ПС
Приведенные затраты которые можно рассматривать как одну из
превращенных форм стоимости представляют собой сумму годовых текущих
затрат (себестоимости) и капитальных затрат приведенных к одинаковой
где [pic] – коэффициент приведения или дисконтирования.
Тогда удельные приведенные затраты на передачу энергии равны:
Согласно выполненным расчетам максимальная расчетная нагрузка
потребителей данного населенного пункта составляет 17837 кВ·А. Поэтому
чтобы осуществить электроснабжение населенного пункта предполагается
установить 4 ТП 1004 кВ мощностью 2×160кВА 630кВА и 25МВА
соответственно. Годовое потребление электроэнергии составляет 5852 тыс.
кВт·ч. Суммарные капитальные вложения на сеть 038 кВ равны 96268
тыс.руб. приведенные затраты – 12 руб.кВт·ч. Себестоимость передачи
энергии равна 118 руб.кВт·ч.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
М.С.Левин Т.Б.Лещинская С.И.Белов.
Электроснабжение населённого пункта. Методические рекомендации ко
курсовому и дипломному проектированию. М.: МГАУ им. В.П.Горячкина
Будзко И.А. Зуль Н.М.
Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат 1990.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.
Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы
для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. –
-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989.

Скворц.пос.dwg

Аппарат отходящий линии
для трансформаторов 6 кВ 37 (45) mA - 12.5 мкФ
для трансформаторов 10 кВ 25 (30) mA - 12.5 мкФ
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ ПРИ УСЛОВИИ
М Т У Информ + "треугольник и молния
МЕСТНОЙ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Экспликация потребителей
Для компенсации реактивной составляющей мощности к высоковольтным
трансформаторам со стороны низшего напряжения параллельно присоединяются
Смоленская-Сенная пл. д 29
для трансформаторов 10 кВ 50 (60) mA - 25 мкФ
для трансформаторов 15 кВ 37 (45) mA - 30 мкФ
И ДЛЯ ДАННЫХ НОМИНАЛОВ КОНДЕНСАТОРОВ!!!
Схема расположения групп потребителей
Схема электрическая принципиальная
ПРИ УСЛОВИИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ!!!
АППАРАТЫ ЗАЩИТЫ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ РАССЧИТАНЫ
Главная схема эл. соединений
к защите от замыкания на землю
В скобках для nМТЗ Q6
Кафедра эл. снабжения и ЭМ
3 Расчет дифференциального отключающего тока УЗО и токов утечки.nСуммарная величина тока утечки с учетом присоединяемых стационарных и переносных электроприемников в нормальном режиме не должна превосходить 13 номинального тока УЗО по фазе. Iут = 04 * Ib + 001 * L = 85мАnIут3 Iут_н где Iут - ток утечки цепи mAnIут_н - номинальный ток утечки УЗО mAnIb - рабочий ток цепи АnL - длина фазного провода м
Выбираем дифференциальный автомат С25А30мА.
4 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Выбираем питающий кабель ВВГнг 3х25. Кабель от ГЩ прокладывать в существующем коробе наверх до подвесного потолка над потолком в металлической трубе диаметром 20мм с креплением скобами до уровня расположения шкафа управления 1 (ШУ1) на крыше здания. Далее сквозь крышу в металлической трубе с загибом вниз для предотвращения попадания влаги внутрь здания. Снаружи здания кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ d16 с креплением к элементам конструкции хомутами. Ввод кабеля в шкафы управления осуществлять при помощи кабельных зажимов с контргайкой (DKC 53000) через монтажные отверстия диаметром 28 мм. Кабель прокладывать с действующими ПУЭ.
5 Потери напряжения составляют 28% что соответствует требованиям допустимых норм.
6 Для обеспечения безопасного обслуживания электроустановки в ШУ1 устанавливается рубильник.
7 Питание потребителей осуществлять кабелем NYM 2х15. Кабель должен быть закреплен.
7 Для программирования подачи питания к электростановке в ГЩ устанавливается одноканальный электромеханический суточный таймер управляющий подачей питания на катушку контактора.
8 Все соединения цепей управления выполнять проводом ПВ3 15.
9 Защитное зануление всех токопроводящих нетоковедущих частей ЭУ обязательно. В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Зануление трансформаторов и дросселей выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25. Защитное зануление основания конструкции и световых коробов выполнять проводом ПВ3 4. Необходимо обеспечить непрерывность проводника PE на всем протяжении. Все соединения PE проводника должны соответствовать 2 классу по ГОСТ 10434-82.
Расчетная мощность Рр
Труба ПВХ диаметром 50 мм (DKC)
3 Согласование сечения проводов с аппаратами защиты.n Рабочая характеристика любого защитного устройства защищающего кабель от перегрузки должна отвечать двум следующим условиям:n Iв In Izn I2 1.45*Iz где Iz - допустимый длительный ток кабеля;nIn - номинальный ток устройства защиты;nI2 - ток обеспечивающий надежное срабатывание защиты. nIв - рабочий ток цепи. Питание электроустановки осуществлять кабелем ВВГнг 3х15. Кабель прокладывать в гофротрубе ПВХ диаметром 16мм с креплением держателями с защелками и хомутами. От ГЩ кабель прокладывать по стене далее над подвесным потолком сквозь стену наружу здания и по потолку до светового короба (см. схему прокладки кабельных линий). Проход сквозь стену следует выполнять через изолированную трубу с герметизацией выходных отверстий негорючими материалами. Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28 мм. Кабель прокладывать в соответсвтии с действующими ПУЭ.
1 Рекламная установка запитывается от группового щита (ГЩ) расположенного в помещении электрощитовой на первом этаже здания.
Питание потребителей осуществлять проводом ПВ3 15. Для разводки проводов внутри светового короба устанавливается клеммник.
В качестве шины PE в ЭУ используется токопроводящее основание конструкции на котором устанавливаются потребители. Защитное зануление ЭМПРА выполнять при помощи перемычек между клеммой PE и основанием конструкции проводом ПВ3 25.
Ввод кабеля в световой короб осуществлять при помощи кабельного зажима с контргайкой (DKC 53000) через монтажное отверстие диаметром 28мм.

Снабжение.doc

В проекте определены расчетные нагрузки потребителей выбраны
количество и номинальные мощности трансформаторов потребительских
подстанций количество отходящих от них линий. Рассчитана ВЛ 10кВ питающая
населенный пункт. Выбрана защитная аппаратура ПС рассчитаны заземляющие
устройства определены мероприятия по обеспечению нормативных уровней
надежности рассчитаны основные технико-экономические показатели передачи
электроэнергии по сети 038кВ.
Необходимость в разработке настоящего проекта возникла в связи с тем
что село было электрифицировано несколько десятков лет тому назад. В
настоящее время воздушные линии напряжением 038 кВ а также
трансформаторные подстанции 1004 кВ находятся в таком состоянии которое
не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей электрической
энергии достаточно высокого качества. В последние годы в селе появились
новые потребители электрической энергии возросло потребление энергии в
жилых домах что и было учтено при разработке настоящего проекта.
В проекте использованы действующие нормативные документы
результаты ряда работ выполненных на кафедре «Электроснабжение сельского
хозяйства» МГАУ им. В.П. Горячкина.
№ Помещение Установленная Максимальная электрическая
мощность нагрузка на вводе кВА
ДневнаяSд Вечерняя Sв
Жилой дом 10кв 50 83.33
Жилой дом 12кв 60 100
Жилой дом 16кв 80 133.8
Сельская поликлиника100 53 58
Начальная школа на 20 12 4
производительностью
Кирпичный завод на 30 25 8
Центральная 90 40 15
ремонтная мастерская
Свинарник-откормочни– 600 400
Животноводческий – 360 225
откорму КРС на 5000
Теплица зимняя с – 8 8
Молочный блок при 25 10 10
Мастерская 70 30 10
Котельная с котлами 30 15 15
Вариант масштаба Б ( в 1 см – 3 км )
Дополнительные исходные данные вариант №4
Масштаб карты населенного пункта (метров в 180
Уровни напряжения на шинах 10 кВ:
при нагрузке 100% +2
при нагрузке 25% -4
Кол-во грозовых часов в год 35
Район климатических условий по ветру 3
Район климатических условий по гололеду 4
Наличие в жилом доме:
Карта населенного пункта
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК
В населенном пункте всего: 12шт – 10кв домов (10*12=120 квартир)
шт – 12кв домов (17*12=204 квартиры)
шт – 16кв домов (16*16=256 квартир)
Электрическая нагрузка на вводе в дом с учетом коэффициентов дневного и
вечернего максимумов:
Рд = 06*75 = 45 кВт (днем на 1кв )
Рв = 10*75 = 75 кВт (вечером на 1кв )
Полные электрические нагрузки на 1кв : Sд = 4509 = 5 кВА и Sв =
Наружное освещение (вечерний режим)
Характеристика улиц: поселковые улицы с асфальтобетонными и переходными
шириной 5 и 10 метров. Улицы шириной 5 м – удельная мощность 46 Втм а
шириной 10 м –удельная мощность 6 Втм.
Расчетная нагрузка наружного освещения площадей общественных и торговых
центров при общей площади S= 9000 м2 составляет: Sпл = 9000*05 = 4500 ВА
Начальная школа – 1шт
Нагрузки дневные и вечерние жилых домов:
Sд =065*(10*50+60)= 364 кВА
Sв =065*(10*8333+100)= 60665 кВА
Нагрузка культурно–административного здания:
Полная нагрузка: Sд 1 = 364+73= 3713 кВА
665+24+2392=61144 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 1 зоне
ведем для режима вечерней нагрузки.[pic]
Sд 2 =068*8*80= 4352 кВА
Sв 2 =068*8*13328 = 72504 кВА
Sв 2 = 72504+1564 = 7266 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 2 зоне
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 3 зоне
Мастерская обслуживания сх тех. – 1шт
Sд =068*(2*50+6*60)=3128 кВА
Sв =068*(2*8333+6*100)=52133 кВА
Нагрузки производственных зданий:
Sд пз =07*(12+8+8+10+30+5+15)=616 кВА
Sв пз =07*(12+8+8+10+10+05+15)=635 кВА
Sосв=400*46+640*6 +4500=10180 ВА
Полная нагрузка: Sд 4 = 3128+361+42= 3909 кВА
133+396+435+1018=61461 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 4 зоне
Центральная ремонтная мастерская – 1шт
Кирпичный завод – 1шт
Sд =065*10*60= 390 кВА
Sв =065*10*100= 650 кВА
Sд пз =085*(25+40)=5525 кВА
Sв пз =085*(8+15)=1955 кВА
Полная нагрузка: Sд 5 = 390+377= 4277 кВА
0+2208+124=66461 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 5 зоне
Свинарник–откормочник – 3шт
Sд 6 =08*3*600= 1440 кВА
Sв 6 =08*3*400= 960 кВА
Так как расчетная мощность днем больше чем вечером все расчеты по 6 зоне
ведем для режима дневной нагрузки.[pic]
Животноводческий комплекс – 4шт
Sд 6 =077*4*360= 11088 кВА
Sв 6 =077*4*225= 693 кВА
Так как расчетная мощность днем больше чем вечером все расчеты по 7 зоне
ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА МОЩНОСТИ И МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ 3504 кВ
Для данного населенного пункта ориентировочно намечаем сооружение 9 ПС:
Зона №4– 2 х 630 кВА
Зона №5– 2 х 630 кВА
Зона №6– 2 х 1000 кВА
Зона №7– 2 х 1000 кВА
№ S кВАX см Y см № потр. S кВА X см
8333 29 135 Yр=1615
№ потр. S кВАX см Y см № S кВА X см
№ потр. S кВАX см Y см № потр. S X см
Номинальные мощности трансформаторов на ПС будут уточнены с учетом
результатов расчета отходящих ВЛ. К установке принимаются комплектные
трансформаторные ПС как наиболее экономичные.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ 35кВ и 10кВ.
1 Составление таблицы отклонений напряжения
Элемент сети Удаленная ПС при нагрузке Ближайшая ПС при нагрузке
Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель
Удал Ближ Удал. Ближ
ПС-1 4599 АС185 45 01 0450 0450
-64 102 АС35 12 0007 0008 0458
-2 452187 АС185 18 01 0180 0638
-65 98 АС35 06 00068 0004 0642
-3 444792 АС185 3 0099 0297 0939
-66 92 АС35 12 00064 0008 0947
-4 437872 АС185 21 0098 0206 1153
-67 190 АС35 12 0013 0016 1169
-5 423052 АС185 3 0095 0285 1454
-6 238 АС35 21 0017 0036 1489
-69 42 АС35 03 0003 0001 1490
-71 90 АС35 18 00063 0011 1502
-70 140 АС35 3 00097 0029 1531
-7 404278 АС185 36 0091 0328 1858
-72 140 АС35 12 00097 0012 1870
-8 393524 АС185 15 0088 0132 2002
-73 3486744 АС185 12 0078 0094 2095
-9 54547 АС35 21 0038 0080 2175
-74 141 АС35 12 00098 0012 2187
-10 43712 АС35 45 003 0135 2322
-75 102 АС35 15 00071 0011 2333
-76 360 АС35 06 0025 0015 2348
Таким образом потеря напряжения в ВЛ 35 кВ меньше допустимой (см. табл.
Расчетная схема ВЛ 35 кВ
Участок Sв общ кВАПровод Длина Падение U%
ПС-1 7888 АС70 51 0176 0898 0898
-1 60 АС35 075 0003 0002 0901
-2 7478 АС70 21 0069 0144 1045
-2 40 АС35 075 0002 0002 1047
-3 7213 АС70 06 0019 0011 1058
-3 60 АС35 075 0003 0002 1060
-4 6803 АС70 18 0054 0097 1157
-4 200 АС35 075 0010 0008 1165
-5 5303 АС70 06 0014 0008 1173
-5 66 АС35 075 0003 0003 1176
-6 4851 АС70 15 0032 0048 1223
-7 122 АС35 18 0015 0027 1251
-6 81 АС35 03 0002 0001 1251
-7 60 АС35 3 0013 0038 1289
-8 3921 АС70 3 0052 0155 1444
-8 100 АС35 075 0005 0004 1447
-9 1964 АС35 075 0010 0008 1455
-9 72 АС35 24 0012 0029 1484
-10 147 АС35 03 0003 0001 1485
-10 1637 АС70 06 0004 0003 1487
-11 81 АС35 075 0004 0003 1491
-12 108 АС70 24 0011 0027 1518
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=75804= 19 мм2
Принимаем на магистрали провода марки АС70 а на ответвлениях провода марки
АС70 – r0 = 042 Омкм x0=0.36 Омкм
ПС-1 10894 АС70 36 01717 0618 0618
-13 190 АС35 075 00068 0005 0623
-2 9494 АС70 24 00998 0239 0863
-14 160 АС35 075 00099 0007 0870
-3 8334 АС70 06 00219 0013 0883
-15 130 АС35 075 00252 0019 0902
-4 7414 АС70 18 00584 0105 1007
-16 190 АС35 075 00096 0007 1015
-5 6014 АС70 12 00316 0038 1053
-6 2016 АС35 18 00063 0011 1064
-19 70 АС35 075 00740 0056 1119
-7 1536 АС70 09 00061 0005 1125
-17 78 АС35 075 00560 0042 1167
-18 100 АС35 09 00057 0005 1172
-8 4437 АС70 24 00466 0112 1284
-20 150 АС35 075 00117 0009 1293
-9 3357 АС70 24 00353 0085 1377
-21 110 АС35 075 00088 0007 1384
-10 2597 АС70 12 00136 0016 1400
-22 80 АС35 21 00240 0050 1451
-11 2047 АС70 3 00269 0081 1531
-23 60 АС35 21 00000 0000 1531
-24 71 АС35 075 00000 0000 1531
-25 115 АС70 3 00151 0045 1577
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=84604= 212
ПС-1 8209 АС70 3 01078 0324 0324
-39 100 АС35 075 0006 0004 0328
-2 7519 АС70 18 00593 0107 0434
-40 105 АС35 09 0004 0004 0438
-3 6794 АС70 12 00357 0043 0481
-41 92 АС35 09 0033 0029 0511
-4 616 АС70 15 00405 0061 0571
-42 85 АС35 075 0011 0008 0580
-5 5575 АС70 21 00513 0108 0687
-6 2612 АС35 18 0006 0011 0698
-43 120 АС35 075 0044 0033 0731
-7 1772 АС35 09 0003 0002 0733
-44 111 АС35 09 0004 0004 0737
-45 96 АС35 09 0023 0021 0758
-8 3505 АС70 18 00276 0050 0808
-46 41 АС35 09 0021 0019 0826
-47 70 АС35 09 0006 0006 0832
-9 2753 АС70 12 00145 0017 0849
-48 110 АС35 36 0004 0013 0863
-10 1993 АС70 15 00131 0020 0882
-50 100 АС35 09 0000 0000 0882
-11 1303 АС70 12 00068 0008 0891
-49 59 АС35 09 0000 0000 0891
-51 90 АС70 21 00083 0017 0908
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=67204= 168
ПС-1 7661 АС70 3 01006 0302 0302
-52 150 АС35 09 0009 0008 0310
-2 6581 АС70 15 00432 0065 0375
-53 75 АС35 09 0005 0004 0379
-3 6069 АС70 15 00399 0060 0439
-54 92 АС35 09 0006 0005 0444
-4 5435 АС70 15 00357 0054 0498
-55 110 АС35 09 0007 0006 0504
-5 4675 АС70 12 00246 0029 0534
-56 50 АС35 09 0003 0003 0536
-6 4335 АС70 15 00285 0043 0579
-57 70 АС35 09 0004 0004 0583
-7 3855 АС70 18 00304 0055 0638
-58 60 АС35 09 0004 0003 0641
-8 3445 АС70 18 00272 0049 0690
-9 90 АС35 09 0006 0005 0695
-59 65 АС35 03 0001 0000 0695
-60 38 АС35 3 0008 0024 0719
-10 2825 АС70 24 00297 0071 0791
-61 85 АС35 03 0002 0001 0791
-11 224 АС70 09 00088 0008 0799
-62 100 АС35 03 0002 0001 0800
-63 155 АС70 09 00061 0005 0805
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=66704= 167
ПС-1 6693 АС70 15 00440 0066 0066
-77 115 АС35 09 0007 0006 0072
-2 5888 АС70 18 00464 0084 0156
-78 90 АС35 09 0006 0005 0161
-3 5268 АС70 06 00138 0008 0169
-79 101 АС35 09 0006 0006 0175
-4 4573 АС70 24 00481 0115 0290
-5 1445 АС35 3 0030 0090 0381
-80 100 АС35 03 0002 0001 0381
-81 65 АС35 06 0003 0002 0383
-6 3461 АС70 12 00182 0022 0405
-82 63 АС35 09 0004 0004 0408
-83 49 АС35 09 0003 0003 0411
-7 2698 АС70 15 00177 0027 0438
-84 75 АС35 36 0019 0068 0505
-8 2186 АС70 15 00144 0022 0527
-86 80 АС35 09 0005 0005 0531
-85 110 АС35 09 0007 0006 0537
-9 78 АС70 15 00051 0008 0545
-87 42 АС35 09 0003 0002 0548
-88 50 АС70 09 00020 0002 0549
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=49104= 123
ПС-1 874 АС70 6 02296 1378 1378
-89 80 АС35 09 0005 0005 1382
-2 819 АС70 12 00430 0052 1434
-90 161 АС35 09 0010 0009 1443
-91 112 АС35 09 0007 0006 1449
-3 6245 АС70 3 00820 0246 1695
-4 1184 АС35 36 0030 0107 1802
-92 29 АС35 15 0003 0005 1807
-93 100 АС35 15 0010 0016 1822
-5 5343 АС70 3 00702 0211 2033
-6 203 АС35 09 0013 0011 2044
-95 121 АС35 03 0003 0001 2045
-94 118 АС35 06 0005 0003 2048
-7 15385 АС35 06 0006 0004 2052
-96 90 АС35 03 0002 0001 2052
-97 91 АС35 3 0019 0057 2109
-8 2567 АС70 3 00337 0101 2210
-98 91 АС35 09 0006 0005 2216
-9 194 АС70 15 00127 0019 2235
-99 124 АС35 09 0008 0007 2242
-100 102 АС70 09 00040 0004 2245
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=77904= 195
Суммарная мощность линий района 880772 кВА выбираем трансформатор
Выбираем систему наряжений 11035038 кВ.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 038кВ
1 Выбор количества и трасс ВЛ(КЛ) 038 кВ
В соответствии с расположением ПС 35038 кВ и питающихся от потребителей
принимаем что от ПС №1 отходят четыре ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №2 отходят четыре ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №3 отходят четыре ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №4 отходят пять ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №5 отходят пять ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №6 отходят три ВЛ(КЛ) 03 8кВ
ПС №7 отходят две ВЛ(КЛ) 038 кВ
2 Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в ВЛ 038кВ
Провод выбираем по допустимому длительному току.
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№1.
ПС №1 снабжает энергией потребителей: №№125. Примем что от ПС отходят
три линии – три к потребителям №1 ( 10кв дома – 9шт) четвертая к
потребителям №№125 ( 10кв дома – 112кв домов – 1шт начальная школа
Участок Sв общ Провод Длина Падение U%
На 1 м На участкеОт ПС
ПС-1 200 4хА150 40 003 12 12
-2 141661 4хА150 80 0021 168 288
-3 8333 4хА150 80 00125 1 388
Принимаем провод марки 4хА150 кабельная линия.
Потери напряжения определяем по формуле:
А150 – r0 = 021 Омкм x0=0.062 Омкм
Принимаем провод 4хА150 кабельная линия.
ПС-1 200 4хА150 88 003 264 264
-2 141661 4хА150 80 0021 168 432
-3 8333 4хА150 80 00125 1 532
ПС-1 16517 4х120 88 0025 22 22
-2 1028 4х120 96 0015 144 364
-3 100 4х120 96 0015 144 508
Принимаем провод 4хА120 кабельная линия.
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№2.
ПС №2 снабжает энергией потребителей: №3. Примем что от ПС отходят четыре
линии – к потребителям №3 ( 16кв дома –8шт)
Линия №1 Линия №2 Линия №3
ПС-1 22746 4хА185 40 0034 136 136
-2 1338 4хА185 80 002 16 296
ПС-1 22746 4хА185 88 0034 3 3
-2 1338 4хА185 80 002 16 46
Принимаем кабель 4хА185 кабельная линия.
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№3.
ПС №3 снабжает энергией потребителей: №3. Примем что от ПС отходят четыре
ПС-1 22746 4хА185 96 0034 326 326
-2 1338 4хА185 80 002 16 486
-2 1338 4хА185 48 002 096 232
ПС-1 22746 4хА185 120 0034 4 4
-2 1338 4хА185 80 002 16 56
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№4.
ПС №4 снабжает энергией потребителей: №№12461112131415. Примем что
от ПС отходят пять линии – одна к потребителям №№14 ; вторая к
потребителям №№1112131415; третья к потребителям №2; четвертая к
потребителям №2; пятая к потребителям №№26.
Линия №3 Линия №4 Линия №5
ПС-1 18429 4х150 80 0028 224 224
-2 141661 4х150 64 0021 13 354
-3 8333 4х150 64 0012 13 484
Принимаем кабель 4хА150 кабельная линия.
ПС-1 5623 4хА95 112 0008 089 089
-2 495 4хА95 104 0007 072 161
-3 2755 4хА95 104 0004 042 203
-4 243 4хА95 104 00036 037 24
-5 136 4хА95 80 0002 016 256
-6 8 4хА95 80 00012 0096 266
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=80511= 7318
Принимаем провод 4хА95 ВЛ.
ПС-1 170 4хА150 40 0026 104 104
-2 100 4хА150 80 0015 12 224
ПС-1 170 4хА120 88 0026 23 23
-2 100 4хА120 80 0015 12 35
Принимаем кабель 4хА120 кабельная линия.
ПС-1 1782 4хА120 88 0027 237 237
-2 170 4хА120 88 0026 23 467
-3 100 4хА120 80 0015 12 587
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№5.
ПС №5 снабжает энергией потребителей: №№278. Примем что от ПС отходят
пять линий – одна к потребителям №№28 ; три к потребителям №2; пятая к
ПС-1 1803 4хА150 40 0027 108 108
-2 170 4хА150 80 0026 208 316
-3 100 4хА150 80 0015 12 436
ПС-1 170 4хА120 112 0026 29 29
-2 100 4хА120 80 0015 12 41
Принимаем кабель 4хА120 кабельная линия
-2 100 4хА120 40 0015 06 208
ПС-1 170 4хА120 160 0026 416 416
-2 100 4хА120 80 0015 12 536
ПС-1 17533 4хА120 88 00263 23 23
-2 170 4хА120 80 0026 208 438
-3 100 4хА120 80 0015 12 558
Расчет линий 04 кВ отходящих от ПС№6.
ПС №6 снабжает энергией потребителей: №6. Примем что от ПС отходят три
линии – к потребителям №6 .
Линия№ 1 Линия№ 2 Линия№3
ПС-1 600 3(1хА400) 40 006 24 24
Принимаем кабель 3(1хА400) и А185(нулевой) КЛ.
ПС-1 600 3(1хА400) 80 006 48 48
Расчет линий 04 кВ отходящих от ПС№7.
ПС №7 снабжает энергией потребителей: №7. Примем что от ПС отходят две
линии – к потребителям №7 .
ПС-1 612 3(1хА400) 32 006 192 192
-2 360 3(1хА400) 64 0036 23 42
Принимаем кабель 3(1хА400) и А185(нулевой) КЛ
При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели
должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку а сверху засыпку
слоем мелкой земли не содержащей камней строительного мусора и шлака.
Кабели на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений
путем покрытия при напряжении ниже 35 кВ – плитами или глиняным
обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей. Кабели до 1 кВ
должны иметь такую защиту лишь на участках где вероятны механические
повреждения. Асфальтовые покрытия улиц и т.п. рассматриваются как места
где разрытия производятся в редких случаях.
По результатам расчетов ВЛ(КЛ) отходящих от ПС 3504 кВ выбраны
номинальные мощности трансформаторов на ПС.
ПС №1: Sрасч ПС = 200*3*08+1279=6079 кВА
ПС №2: Sрасч ПС = 22746*4*077=70057 кВА Sном=630
ПС №3: Sрасч ПС = 22746*4*077=70057кВА Sном=630
ПС №4: Sрасч ПС = 077*(184+170+170+1782)+4126=58219 кВА Sном=630
ПС №5: Sрасч ПС = 075*(1803+170*3+17533)=64922 кВА
ПС №6: Sрасч ПС = 600*08*3=1440 кВА Sном=1000 кВА
ПС №7: Sрасч ПС = 360*4*077=11088 кВА
3 Определение потерь мощности и энергии в сети 038 кВ.
Потери мощности и энергии в сети 038 кВ в ВЛ и КЛ 038 кВ и ПС 3504 кВ –
важные технико-экономические показатели этой сети оказывающие заметное
влияние на величину приведенных затрат на сеть.
Определение потерь мощности и энергии в линиях 038 кВ.
№ ПС№ линии (U % ((% Ргол (( ( чгод
Таким образом в среднем по населенному пункту потери электроэнергии
[pic]12 % от полезно потребленной электроэнергии.
Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 3504 кВ.
Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью определяют
Тмах чгод – годовое число часов использования максимума нагрузки.
( чгод – время максимальных потерь
№ ПС SномкВА SрасчкВА ((х кВт ((к кВт Тмах ( (W кВт*ч
Таким образом суммарные годовые потери энергии в линии 038 кВ и в
трансформаторах 3504 кВ равны (W=168560+223942323=39250232 кВт*ч что
составляет примерно 284 % от общего электропотребления.
Определение глубины провала напряжения при пуске АД.
Глубина провала напряжения определяют на зажимах пускаемого двигателя для
чего используют формулу:
Zc=Zт+Zл – полное сопротивление сети
Расчет выполнен для двигателя 4А180S4У3 Рн=22 кВт КПД=09 cos(=0.9
двигатель установлен на кирпичном заводе. Пункт питается от кабельной линии
№5присоединенной к ПС №5. Линия выполнена кабелем с сечением жил 4хА120
Сопротивление трансформатора [pic]00165 Ом
Uk% – напряжение короткого замыкания 65%
Сопротивление КЛ 038 кВ [pic]=0417*0088= 0037 Ом
А120 – r0 = 021 Омкм x0=036 Омкм
Сопротивление двигателя при пуске:
Глубина провала напряжения: [pic]30%
и для пускаемого двигателя допустима.
ВЫБОР АВТОМАТОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ 3504 кВ И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ
АВТОМАТОВ ПРИ ОДНОФАЗНЫХ К.З.
На всех ВЛ(КЛ) 038 кВ отходящих от ПС 35(10)04 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели. Они предназначены для отключения
ВЛ(КЛ) при аварийных и ненормальных режимах а так же для нечастых
включений ВЛ (КЛ) ( от 2 до 6 раз в час).
Основные данные автоматов устанавливаемых на отходящих КЛ(ВЛ)линиях 038
№ ПС № линииSном Sрасч Iрасч Тип автомата
Исполнение трансформаторов «звезда–звезда с нулём»–0
Таким образом чувствительность защиты при замыканиях на корпус
ВЫБОР ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПС 3504 кВ И ПРОВЕРКА СЕЛЕКТИВНОСТИ ИХ ЗАЩИТЫ НА СТУПЕНЯХ 35 И 038кВ.
Выбираем предохранители ПКТ–35 [pic]=20 А [pic]=40 А
Селективность будет обеспечена если время плавления вставки tв
где Кn=09- коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки ко
времени ее разогрева.
Полное время срабатывания автомата с учетом разброса его характеристик
[pic]=003 с ступень селективности примем [pic]=05 с. Тогда tв=06 с.
Ток при трехфазном к.з. за автоматом для тр-ра 630 кВА равен 14680 А а для
тр-ра 1000 кВА равен 23320 А. Соответственно на стороне 35 кВ составят:
По амперсекундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ–35
для [pic]=20 А при токе 160 А время плавления составляет 1 с а для
[pic]=40 А при токе 254 А время плавления составляет 18 с. Таким образом
селективность защиты будет обеспечена.
Плавкая вставка так же проверяется по условию
[pic]=900к2 – допустимое время протекания тока к.з. в трансформаторе по
условию термической стойкости. Для тр-ов 630 и 1000 кВА [pic]=345 с.
Таким образом: (08) 1 3.45 5 с условие выполняются значит выбранные
плавки вставки обеспечивают безопасность трансформаторов при к.з.
ВЫБОР ЗАЩИТЫ ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
И РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ НА ПС 3504 кВ.
Защита от грозовых перенапряжений.
Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ
8 кВ заземляются крюки и штыри фазных проводов а так же нулевой провод.
Сопротивление этих заземляющих устройств – не более 30 Ом а расстояние
между ними не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40
( что имеет место для данного населенного пункта ) и более 100 м с числом
грозовых часов в году более 40.
№ ПС № ВЛ Объекты где Количество Общее
устанавливаются повторных сопротивление
повторные заземлениязаземлений заземлений
Расчет заземления на ПС 3504 кВ
Заземляющее устройство (ЗУ) ПС 3504 кВ одновременно используются при
напряжении ниже и выше 1000 В. Согласно ПУЭ сопротивление ЗУ должно быть не
I – расчетный ток замыкания на землю А.
lB = 2361 км lк=0 км
К ЗУ на ПС 3504 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора
04кВ. Поэтому согласно ПУЭ сопротивление ЗУ должно быть не более 4 Ом.
Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования
естественных заземлителей (в нашем случае их нет). а так же заземлителей
повторных заземлений нулевого провода ВЛ 038 кВ (количество ВЛ не менее
двух) (в нашем случае только одна ВЛ).
На ПС необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением [pic]Ом
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура
из горизонтально проложенной на глубине 08 м круглой стали диаметром 20
мм и из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой
стали 80х80х8 мм длиной lВ=4 м отстоящих друг от друга на одинаковом
расстоянии а= lВ=4 м. Удельное сопротивление земли (=60 Ом.м.
Расчетное значение удельного сопротивления грунта :
К–коэффициент сезона 15 для вертикальных заземлителей и 22 для
горизонтальных заземлителей на глубине 08 м.
[pic] =90 Ом м – для вертикальных стержней
[pic]=132 Ом м – для горизонтальных стержней
Сопротивление одного стержня из угловой стали верхний конец которого
находиться на глубине до 08 м находим по формуле:
В– ширина полки уголка м (В=80 мм= 008 м )
Ориентировочное число вертикальных стержней без учета их взаимного
Принимаем n=5. Тогда коэффициент использования вертикальных стержней
Результирующее сопротивление вертикальных стержней:
Сопротивление горизонтального заземлителя:
t–глубина заложения м
d– диаметр заземлителя м
lг=4*5=20 м длина горизонтального заземлителя.
Тогда коэффициент использования горизонтального заземлителя (гк=041
Сопротивление горизонтального контура:
Результирующее сопротивление ЗУ:
Что соответствует условию [pic]
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ПЕРЕДАЧИ ЭНЕРГИИ ПО СЕТИ 038 кВ.
Себестоимость передачи электроэнергии через ПС 3504 кВ и ВЛ 038 кВ.
В настоящее время выполнение расчетов себестоимости передачи
электроэнергии по ряду причин затруднено. Главные причины заключаются в
отсутствии фиксированных цен на электрооборудование ПС и ВЛ а также
обоснованных тарифов на электроэнергию.
Поэтому выполненные ниже расчеты носят достаточно условный
характер и лишь дают представление о порядке расчетов.
Исходные технико-экономические показатели ПС 3504 кВ и ВЛ(КЛ)038 кВ.
Элемент Капитальные Норма Условные единицы
сети затраты амортизационных
тыс.рПСтыс.ркм Ррен Ркр едПС в едкм в
ПС 3504 532 – 66 29 56 –
ВЛ 038 кВ– 4 3 06 – 23
КЛ 038 кВ– 526 35 12 – 56
Суммарные капитальные вложения
К=532*7+4*0584+526*3952=6036 тыс.руб.
Отчисления на амортизацию
Иам=532*7*0066+4*0584*003+526*3952*0035= 325 тыс. руб.
Отчисления на капитальный ремонт
Икр=532*7*0029+4*0584*0006+526*3952*0012=134 тыс.руб.
Затраты на обслуживание сети
количество условных единиц 56*7+23*0584+56*3952= 6267
затраты на обслуживание Иобс=6267*28*10-3=175 тыс.
Издержки на потерю энергии
Стоимость потерь энергии условно принимаем Зп= 004 ркВт*ч. Потери
Себестоимость передачи энергии по сетям 038 кВ
Суммарные годовые издержки С= Иам+Икр+Иобсл+Иэ =
5+134+175+157= 2204 тыс. руб.
Годовое потребление энергии W=13834 тыс. кВт*ч
Себестоимость передачи энергии
Приведенные затраты на передачу электрической энергии
через ПС 3504кВ и ВЛ(КЛ) 038кВ
Удельные приведенные затраты на передачу энергии равны:
Ен=01 – нормативный коэффициент.
Согласно выполненным расчетам максимальная расчетная нагрузка потребителей
данного населенного пункта составляет 3486744 кВА. Электроснабжение
населенного пункта предполагается осуществлять от 7 ПС 3504 кВ. Годовое
потребление электроэнергии 13834 тыс. кВт*ч потери электроэнергии в сети
8кВ составляют 284 % от полезно отпущенной электроэнергии. Капитальные
затраты на сеть 038 кВ равны 6036 тыс.руб. стоимость передачи
электроэнергии по сети 038 кВ составляет 016 копкВт*ч приведенные
затраты – 0157 копкВт*ч.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ.doc

В проекте определены расчетные нагрузки потребителей выбраны
количество и номинальные мощности трансформаторов потребительских
подстанций количество отходящих от них линий. Рассчитана ВЛ 10кВ питающая
населенный пункт. Выбрана защитная аппаратура ПС рассчитаны заземляющие
устройства определены мероприятия по обеспечению нормативных уровней
надежности рассчитаны основные технико-экономические показатели передачи
электроэнергии по сети 038кВ.
Необходимость в разработке настоящего проекта возникла в связи с тем
что село было электрифицировано несколько десятков лет тому назад. В
настоящее время воздушные линии напряжением 038 кВ а также
трансформаторные подстанции 1004 кВ находятся в таком состоянии которое
не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей электрической
энергии достаточно высокого качества. В последние годы в селе появились
новые потребители электрической энергии возросло потребление энергии в
жилых домах что и было учтено при разработке настоящего проекта.
В проекте использованы действующие нормативные документы
результаты ряда работ выполненных на кафедре «Электроснабжение сельского
хозяйства» МГАУ им. В.П. Горячкина.
№ Помещение Установленная Максимальная электрическая
мощность нагрузка на вводе кВА
ДневнаяSд Вечерняя Sв
Жилой дом 10кв 50 83.33
Жилой дом 12кв 60 100
Жилой дом 16кв 80 133.8
Сельская поликлиника100 53 58
Начальная школа на 20 12 4
производительностью
Кирпичный завод на 30 25 8
Центральная 90 40 15
ремонтная мастерская
Свинарник-откормочни– 600 400
Животноводческий – 360 225
откорму КРС на 5000
Теплица зимняя с – 8 8
Молочный блок при 25 10 10
Мастерская 70 30 10
Котельная с котлами 30 15 15
Вариант масштаба А ( в 1 см – 2 км )
Дополнительные исходные данные вариант №4
Масштаб карты населенного пункта (метров в 180
Уровни напряжения на шинах 10 кВ:
при нагрузке 100% +2
при нагрузке 25% -4
Кол-во грозовых часов в год 35
Район климатических условий по ветру 3
Район климатических условий по гололеду 4
Наличие в жилом доме:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК
В населенном пункте всего: 12шт – 10кв домов (10*12=120 квартир)
шт – 12кв домов (17*12=204 квартиры)
шт – 16кв домов (16*16=256 квартир)
Электрическая нагрузка на вводе в дом с учетом коэффициентов дневного и
вечернего максимумов:
Рд = 06*75 = 45 кВт (днем на 1кв )
Рв = 10*75 = 75 кВт (вечером на 1кв )
Полные электрические нагрузки на 1кв : Sд = 4509 = 5 кВА и Sв =
Наружное освещение (вечерний режим)
Характеристика улиц: поселковые улицы с асфальтобетонными и переходными
шириной 5 и 10 метров. Улицы шириной 5 м – удельная мощность 46 Втм а
шириной 10 м –удельная мощность 6 Втм.
Расчетная нагрузка наружного освещения площадей общественных и торговых
центров при общей площади S= 9000 м2 составляет: Sпл = 9000*05 = 4500 ВА
Начальная школа – 1шт
Нагрузки дневные и вечерние жилых домов:
Sд =065*(10*50+60)= 364 кВА
Sв =065*(10*8333+100)= 60665 кВА
Нагрузка культурно–административного здания:
Полная нагрузка: Sд 1 = 364+73= 3713 кВА
665+24+2392=61144 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 1
зоне ведем для режима вечерней нагрузки.
Sд 2 =068*8*80= 4352 кВА
Sв 2 =068*8*13328 = 72504 кВА
Sв 2 = 72504+1564 = 7266 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 2
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 3
Мастерская обслуживания сх тех. – 1шт
Sд =068*(2*50+6*60)=3128 кВА
Sв =068*(2*8333+6*100)=52133 кВА
Нагрузки производственных зданий:
Sд пз =07*(12+8+8+10+30+5+15)=616 кВА
Sв пз =07*(12+8+8+10+10+05+15)=635 кВА
Sосв=400*46+640*6 +4500=10180 ВА
Полная нагрузка: Sд 4 = 3128+361+42= 3909 кВА
Sв 4 = 52133+396+435+1018=61461 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 4
Центральная ремонтная мастерская – 1шт
Кирпичный завод – 1шт
Sд =065*10*60= 390 кВА
Sв =065*10*100= 650 кВА
Sд пз =085*(25+40)=5525 кВА
Sв пз =085*(8+15)=1955 кВА
Sосв= 480*46 = 2208 ВА
Полная нагрузка: Sд 5 = 390+377= 4277 кВА
Sв 5 = 650+2208+124=66461 кВА
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем все расчеты по 5
Свинарник–откормочник – 3шт
Sд 6 =08*3*600= 1440 кВА
Sв 6 =08*3*400= 960 кВА
Так как расчетная мощность днем больше чем вечером все расчеты по 6
зоне ведем для режима дневной нагрузки.
Животноводческий комплекс – 4шт
Sд 6 =077*4*360= 11088 кВА
Sв 6 =077*4*225= 693 кВА
Так как расчетная мощность днем больше чем вечером все расчеты по 7
ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА МОЩНОСТИ И МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ 3504 кВ
Для данного населенного пункта ориентировочно намечаем сооружение 9
Зона №4– 2 х 630 кВА
Зона №5– 2 х 630 кВА
Зона №6– 2 х 1000 кВА
Зона №7– 2 х 1000 кВА
№ потр. S кВА X см Y см № S кВАX см Y см
8333 29 146 Xр=1005
8333 29 135 Yр=1615
№ потр. S X см Y см № S кВАX см Y см
№ потр. S кВАX см Y см № потр. S кВАX смY см
100 29 53 № потр. S кВАX смY см
Номинальные мощности трансформаторов на ПС будут уточнены с учетом
результатов расчета отходящих ВЛ. К установке принимаются комплектные
трансформаторные ПС как наиболее экономичные.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ 35кВ и 10кВ.
1 Составление таблицы отклонений напряжения
Элемент сети Удаленная ПС при нагрузке Ближайшая ПС при нагрузке
Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель
Удал Ближ Удал. Ближ
ПС-1 4599 АС185 45 01 0450 0450
-64 102 АС35 12 0007 0008 0458
-2 452187 АС185 18 01 0180 0638
-65 98 АС35 06 00068 0004 0642
-3 444792 АС185 3 0099 0297 0939
-66 92 АС35 12 00064 0008 0947
-4 437872 АС185 21 0098 0206 1153
-67 190 АС35 12 0013 0016 1169
-5 423052 АС185 3 0095 0285 1454
-6 238 АС35 21 0017 0036 1489
-69 42 АС35 03 0003 0001 1490
-71 90 АС35 18 00063 0011 1502
-70 140 АС35 3 00097 0029 1531
-7 404278 АС185 36 0091 0328 1858
-72 140 АС35 12 00097 0012 1870
-8 393524 АС185 15 0088 0132 2002
-73 3486744 АС185 12 0078 0094 2095
-9 54547 АС35 21 0038 0080 2175
-74 141 АС35 12 00098 0012 2187
-10 43712 АС35 45 003 0135 2322
-75 102 АС35 15 00071 0011 2333
-76 360 АС35 06 0025 0015 2348
Таким образом потеря напряжения в ВЛ 35 кВ меньше допустимой (см. табл.
Расчетная схема ВЛ 35 кВ
Участок Sв общ кВАПровод Длина Падение ?U%
ПС-1 7888 АС70 51 0176 0898 0898
-1 60 АС35 075 0003 0002 0901
-2 7478 АС70 21 0069 0144 1045
-2 40 АС35 075 0002 0002 1047
-3 7213 АС70 06 0019 0011 1058
-3 60 АС35 075 0003 0002 1060
-4 6803 АС70 18 0054 0097 1157
-4 200 АС35 075 0010 0008 1165
-5 5303 АС70 06 0014 0008 1173
-5 66 АС35 075 0003 0003 1176
-6 4851 АС70 15 0032 0048 1223
-7 122 АС35 18 0015 0027 1251
-6 81 АС35 03 0002 0001 1251
-7 60 АС35 3 0013 0038 1289
-8 3921 АС70 3 0052 0155 1444
-8 100 АС35 075 0005 0004 1447
-9 1964 АС35 075 0010 0008 1455
-9 72 АС35 24 0012 0029 1484
-10 147 АС35 03 0003 0001 1485
-10 1637 АС70 06 0004 0003 1487
-11 81 АС35 075 0004 0003 1491
-12 108 АС70 24 0011 0027 1518
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=75804= 19 мм2
Принимаем на магистрали провода марки АС70 а на ответвлениях провода марки
АС70 – r0 = 042 Омкм x0=0.36 Омкм
ПС-1 10894 АС70 36 01717 0618 0618
-13 190 АС35 075 00068 0005 0623
-2 9494 АС70 24 00998 0239 0863
-14 160 АС35 075 00099 0007 0870
-3 8334 АС70 06 00219 0013 0883
-15 130 АС35 075 00252 0019 0902
-4 7414 АС70 18 00584 0105 1007
-16 190 АС35 075 00096 0007 1015
-5 6014 АС70 12 00316 0038 1053
-6 2016 АС35 18 00063 0011 1064
-19 70 АС35 075 00740 0056 1119
-7 1536 АС70 09 00061 0005 1125
-17 78 АС35 075 00560 0042 1167
-18 100 АС35 09 00057 0005 1172
-8 4437 АС70 24 00466 0112 1284
-20 150 АС35 075 00117 0009 1293
-9 3357 АС70 24 00353 0085 1377
-21 110 АС35 075 00088 0007 1384
-10 2597 АС70 12 00136 0016 1400
-22 80 АС35 21 00240 0050 1451
-11 2047 АС70 3 00269 0081 1531
-23 60 АС35 21 00000 0000 1531
-24 71 АС35 075 00000 0000 1531
-25 115 АС70 3 00151 0045 1577
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=84604= 212
ПС-1 8209 АС70 3 01078 0324 0324
-39 100 АС35 075 0006 0004 0328
-2 7519 АС70 18 00593 0107 0434
-40 105 АС35 09 0004 0004 0438
-3 6794 АС70 12 00357 0043 0481
-41 92 АС35 09 0033 0029 0511
-4 616 АС70 15 00405 0061 0571
-42 85 АС35 075 0011 0008 0580
-5 5575 АС70 21 00513 0108 0687
-6 2612 АС35 18 0006 0011 0698
-43 120 АС35 075 0044 0033 0731
-7 1772 АС35 09 0003 0002 0733
-44 111 АС35 09 0004 0004 0737
-45 96 АС35 09 0023 0021 0758
-8 3505 АС70 18 00276 0050 0808
-46 41 АС35 09 0021 0019 0826
-47 70 АС35 09 0006 0006 0832
-9 2753 АС70 12 00145 0017 0849
-48 110 АС35 36 0004 0013 0863
-10 1993 АС70 15 00131 0020 0882
-50 100 АС35 09 0000 0000 0882
-11 1303 АС70 12 00068 0008 0891
-49 59 АС35 09 0000 0000 0891
-51 90 АС70 21 00083 0017 0908
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=67204= 168
ПС-1 7661 АС70 3 01006 0302 0302
-52 150 АС35 09 0009 0008 0310
-2 6581 АС70 15 00432 0065 0375
-53 75 АС35 09 0005 0004 0379
-3 6069 АС70 15 00399 0060 0439
-54 92 АС35 09 0006 0005 0444
-4 5435 АС70 15 00357 0054 0498
-55 110 АС35 09 0007 0006 0504
-5 4675 АС70 12 00246 0029 0534
-56 50 АС35 09 0003 0003 0536
-6 4335 АС70 15 00285 0043 0579
-57 70 АС35 09 0004 0004 0583
-7 3855 АС70 18 00304 0055 0638
-58 60 АС35 09 0004 0003 0641
-8 3445 АС70 18 00272 0049 0690
-9 90 АС35 09 0006 0005 0695
-59 65 АС35 03 0001 0000 0695
-60 38 АС35 3 0008 0024 0719
-10 2825 АС70 24 00297 0071 0791
-61 85 АС35 03 0002 0001 0791
-11 224 АС70 09 00088 0008 0799
-62 100 АС35 03 0002 0001 0800
-63 155 АС70 09 00061 0005 0805
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=66704= 167
ПС-1 6693 АС70 15 00440 0066 0066
-77 115 АС35 09 0007 0006 0072
-2 5888 АС70 18 00464 0084 0156
-78 90 АС35 09 0006 0005 0161
-3 5268 АС70 06 00138 0008 0169
-79 101 АС35 09 0006 0006 0175
-4 4573 АС70 24 00481 0115 0290
-5 1445 АС35 3 0030 0090 0381
-80 100 АС35 03 0002 0001 0381
-81 65 АС35 06 0003 0002 0383
-6 3461 АС70 12 00182 0022 0405
-82 63 АС35 09 0004 0004 0408
-83 49 АС35 09 0003 0003 0411
-7 2698 АС70 15 00177 0027 0438
-84 75 АС35 36 0019 0068 0505
-8 2186 АС70 15 00144 0022 0527
-86 80 АС35 09 0005 0005 0531
-85 110 АС35 09 0007 0006 0537
-9 78 АС70 15 00051 0008 0545
-87 42 АС35 09 0003 0002 0548
-88 50 АС70 09 00020 0002 0549
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=49104= 123
ПС-1 874 АС70 6 02296 1378 1378
-89 80 АС35 09 0005 0005 1382
-2 819 АС70 12 00430 0052 1434
-90 161 АС35 09 0010 0009 1443
-91 112 АС35 09 0007 0006 1449
-3 6245 АС70 3 00820 0246 1695
-4 1184 АС35 36 0030 0107 1802
-92 29 АС35 15 0003 0005 1807
-93 100 АС35 15 0010 0016 1822
-5 5343 АС70 3 00702 0211 2033
-6 203 АС35 09 0013 0011 2044
-95 121 АС35 03 0003 0001 2045
-94 118 АС35 06 0005 0003 2048
-7 15385 АС35 06 0006 0004 2052
-96 90 АС35 03 0002 0001 2052
-97 91 АС35 3 0019 0057 2109
-8 2567 АС70 3 00337 0101 2210
-98 91 АС35 09 0006 0005 2216
-9 194 АС70 15 00127 0019 2235
-99 124 АС35 09 0008 0007 2242
-100 102 АС70 09 00040 0004 2245
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=77904= 195
Суммарная мощность линий района 880772 кВА выбираем трансформатор
Выбираем систему наряжений 11035038 кВ.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 038кВ
1 Выбор количества и трасс ВЛ(КЛ) 038 кВ
В соответствии с расположением ПС 35038 кВ и питающихся от
потребителей принимаем что от ПС №1 отходят четыре ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №2 отходят четыре ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №3 отходят четыре ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №4 отходят пять ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №5 отходят пять ВЛ(КЛ) 038 кВ
ПС №6 отходят три ВЛ(КЛ) 03 8кВ
ПС №7 отходят две ВЛ(КЛ) 038 кВ
2 Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в ВЛ 038кВ
Провод выбираем по допустимому длительному току.
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№1.
ПС №1 снабжает энергией потребителей: №№125. Примем что от ПС отходят
три линии – три к потребителям №1 ( 10кв дома – 9шт) четвертая к
потребителям №№125 ( 10кв дома – 112кв домов – 1шт начальная школа
Участок Sв общ Провод Длина Падение ?U%
На 1 м На участкеОт ПС
ПС-1 200 4хА150 40 003 12 12
-2 141661 4хА150 80 0021 168 288
-3 8333 4хА150 80 00125 1 388
Принимаем провод марки 4хА150 кабельная линия.
Потери напряжения определяем по формуле:
А150 – r0 = 021 Омкм x0=0.062 Омкм
Принимаем провод 4хА150 кабельная линия.
ПС-1 200 4хА150 88 003 264 264
-2 141661 4хА150 80 0021 168 432
-3 8333 4хА150 80 00125 1 532
ПС-1 16517 4х120 88 0025 22 22
-2 1028 4х120 96 0015 144 364
-3 100 4х120 96 0015 144 508
Принимаем провод 4хА120 кабельная линия.
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№2.
ПС №2 снабжает энергией потребителей: №3. Примем что от ПС отходят
четыре линии – к потребителям №3 ( 16кв дома –8шт)
Линия №1 Линия №2 Линия №3
ПС-1 22746 4хА185 40 0034 136 136
-2 1338 4хА185 80 002 16 296
ПС-1 22746 4хА185 88 0034 3 3
-2 1338 4хА185 80 002 16 46
Принимаем кабель 4хА185 кабельная линия.
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№3.
ПС №3 снабжает энергией потребителей: №3. Примем что от ПС отходят четыре
линии – к потребителям №3 ( 16кв дома –8шт)
ПС-1 22746 4хА185 96 0034 326 326
-2 1338 4хА185 80 002 16 486
-2 1338 4хА185 48 002 096 232
ПС-1 22746 4хА185 120 0034 4 4
-2 1338 4хА185 80 002 16 56
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№4.
ПС №4 снабжает энергией потребителей: №№12461112131415.
Примем что от ПС отходят пять линии – одна к потребителям №№14 ; вторая к
потребителям №№1112131415; третья к потребителям №2; четвертая к
потребителям №2; пятая к потребителям №№26.
Линия №3 Линия №4 Линия №5
ПС-1 18429 4х150 80 0028 224 224
-2 141661 4х150 64 0021 13 354
-3 8333 4х150 64 0012 13 484
Принимаем кабель 4хА150 кабельная линия.
ПС-1 5623 4хА95 112 0008 089 089
-2 495 4хА95 104 0007 072 161
-3 2755 4хА95 104 0004 042 203
-4 243 4хА95 104 00036 037 24
-5 136 4хА95 80 0002 016 256
-6 8 4хА95 80 00012 0096 266
Экономическое сечение провода на магистрали Fэк=Iэквjэкв=80511= 7318
Принимаем провод 4хА95 ВЛ.
ПС-1 170 4хА150 40 0026 104 104
-2 100 4хА150 80 0015 12 224
ПС-1 170 4хА120 88 0026 23 23
-2 100 4хА120 80 0015 12 35
Принимаем кабель 4хА120 кабельная линия.
ПС-1 1782 4хА120 88 0027 237 237
-2 170 4хА120 88 0026 23 467
-3 100 4хА120 80 0015 12 587
Расчет линий 038 кВ отходящих от ПС№5.
ПС №5 снабжает энергией потребителей: №№278. Примем что от ПС
отходят пять линий – одна к потребителям №№28 ; три к потребителям №2;
пятая к потребителям №№27.
ПС-1 1803 4хА150 40 0027 108 108
-2 170 4хА150 80 0026 208 316
-3 100 4хА150 80 0015 12 436
ПС-1 170 4хА120 112 0026 29 29
-2 100 4хА120 80 0015 12 41
Принимаем кабель 4хА120 кабельная линия
-2 100 4хА120 40 0015 06 208
ПС-1 170 4хА120 160 0026 416 416
-2 100 4хА120 80 0015 12 536
ПС-1 17533 4хА120 88 00263 23 23
-2 170 4хА120 80 0026 208 438
-3 100 4хА120 80 0015 12 558
Расчет линий 04 кВ отходящих от ПС№6.
ПС №6 снабжает энергией потребителей: №6. Примем что от ПС отходят три
линии – к потребителям №6 .
Линия№ 1 Линия№ 2 Линия№3
ПС-1 600 3(1хА400) 40 006 24 24
Принимаем кабель 3(1хА400) и А185(нулевой) КЛ.
ПС-1 600 3(1хА400) 80 006 48 48
Расчет линий 04 кВ отходящих от ПС№7.
ПС №7 снабжает энергией потребителей: №7. Примем что от ПС отходят две
линии – к потребителям №7 .
ПС-1 612 3(1хА400) 32 006 192 192
-2 360 3(1хА400) 64 0036 23 42
Принимаем кабель 3(1хА400) и А185(нулевой) КЛ
При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны
прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку а сверху засыпку слоем
мелкой земли не содержащей камней строительного мусора и шлака. Кабели
на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений путем
покрытия при напряжении ниже 35 кВ – плитами или глиняным обыкновенным
кирпичом в один слой поперек трассы кабелей. Кабели до 1 кВ должны иметь
такую защиту лишь на участках где вероятны механические повреждения.
Асфальтовые покрытия улиц и т.п. рассматриваются как места где разрытия
производятся в редких случаях.
По результатам расчетов ВЛ(КЛ) отходящих от ПС 3504 кВ выбраны
номинальные мощности трансформаторов на ПС.
ПС №1: Sрасч ПС = 200*3*08+1279=6079 кВА
ПС №2: Sрасч ПС = 22746*4*077=70057 кВА Sном=630
ПС №3: Sрасч ПС = 22746*4*077=70057кВА Sном=630
ПС №4: Sрасч ПС = 077*(184+170+170+1782)+4126=58219 кВА Sном=630
ПС №5: Sрасч ПС = 075*(1803+170*3+17533)=64922 кВА
ПС №6: Sрасч ПС = 600*08*3=1440 кВА Sном=1000 кВА
ПС №7: Sрасч ПС = 360*4*077=11088 кВА
3 Определение потерь мощности и энергии в сети 038 кВ.
Потери мощности и энергии в сети 038 кВ в ВЛ и КЛ 038 кВ и ПС
04 кВ – важные технико-экономические показатели этой сети оказывающие
заметное влияние на величину приведенных затрат на сеть.
Определение потерь мощности и энергии в линиях 038 кВ.
№ ПС№ линии (U % ((% Ргол (( ( чгод
Таким образом в среднем по населенному пункту потери электроэнергии
[pic]12 % от полезно потребленной электроэнергии.
Определение потерь энергии в трансформаторах ПС 3504 кВ.
Годовые потери энергии в трансформаторе с номинальной мощностью определяют
Тмах чгод – годовое число часов использования максимума нагрузки.
( чгод – время максимальных потерь
№ ПС SномкВА SрасчкВА ((х кВт ((к кВт Тмах ( (W кВт*ч
Таким образом суммарные годовые потери энергии в линии 038 кВ и в
трансформаторах 3504 кВ равны (W=168560+223942323=39250232 кВт*ч что
составляет примерно 284 % от общего электропотребления.
Определение глубины провала напряжения при пуске АД.
Глубина провала напряжения определяют на зажимах пускаемого двигателя для
чего используют формулу:
Zc=Zт+Zл – полное сопротивление сети
Расчет выполнен для двигателя 4А180S4У3 Рн=22 кВт КПД=09 cos(=0.9
двигатель установлен на кирпичном заводе. Пункт питается от кабельной линии
№5присоединенной к ПС №5. Линия выполнена кабелем с сечением жил 4хА120
Сопротивление трансформатора [pic]00165 Ом
Uk% – напряжение короткого замыкания 65%
Сопротивление КЛ 038 кВ [pic]=0417*0088= 0037 Ом
А120 – r0 = 021 Омкм x0=036 Омкм
Сопротивление двигателя при пуске:
Глубина провала напряжения: [pic]30%
и для пускаемого двигателя допустима.
ВЫБОР АВТОМАТОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ 3504 кВ И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ
АВТОМАТОВ ПРИ ОДНОФАЗНЫХ К.З.
На всех ВЛ(КЛ) 038 кВ отходящих от ПС 35(10)04 кВ устанавливаются
автоматические воздушные выключатели. Они предназначены для отключения
ВЛ(КЛ) при аварийных и ненормальных режимах а так же для нечастых
включений ВЛ (КЛ) ( от 2 до 6 раз в час).
Основные данные автоматов устанавливаемых на отходящих КЛ(ВЛ)линиях 038
№ ПС № линииSном Sрасч Iрасч Тип автомата
Исполнение трансформаторов «звезда–звезда с нулём»–0
Таким образом чувствительность защиты при замыканиях на корпус
ВЫБОР ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПС 3504 кВ И ПРОВЕРКА СЕЛЕКТИВНОСТИ ИХ ЗАЩИТЫ НА СТУПЕНЯХ 35 И 038кВ.
Выбираем предохранители ПКТ–35 [pic]=20 А [pic]=40 А
Селективность будет обеспечена если время плавления вставки tв
где Кn=09- коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки ко
времени ее разогрева.
Полное время срабатывания автомата с учетом разброса его характеристик
[pic]=003 с ступень селективности примем [pic]=05 с. Тогда tв=06 с.
Ток при трехфазном к.з. за автоматом для тр-ра 630 кВА равен 14680 А а для
тр-ра 1000 кВА равен 23320 А. Соответственно на стороне 35 кВ составят:
По амперсекундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ–35
для [pic]=20 А при токе 160 А время плавления составляет 1 с а для
[pic]=40 А при токе 254 А время плавления составляет 18 с. Таким образом
селективность защиты будет обеспечена.
Плавкая вставка так же проверяется по условию
[pic]=900к2 – допустимое время протекания тока к.з. в трансформаторе по
условию термической стойкости. Для тр-ов 630 и 1000 кВА [pic]=345 с. Таким
образом: (08) 1 3.45 5 с условие выполняются значит выбранные плавки
вставки обеспечивают безопасность трансформаторов при к.з.
ВЫБОР ЗАЩИТЫ ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
И РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ НА ПС 3504 кВ.
Защита от грозовых перенапряжений.
Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ
8 кВ заземляются крюки и штыри фазных проводов а так же нулевой провод.
Сопротивление этих заземляющих устройств – не более 30 Ом а расстояние
между ними не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40
( что имеет место для данного населенного пункта ) и более 100 м с числом
грозовых часов в году более 40.

Ген план.dwg

Чертеж1.dwg