Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ

СОДЕРЖАНИЕ

1.Расчет электрических нагрузок населенного пункта ………….…...…….…3

2.Определение мощности и выбор трансформаторов ……….………….….....8

3.Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ ….…....…....9

4.Построение таблицы отклонений напряжения ………………..…….……..12

5.Электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ .………...16

6.Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ,

10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ …………………………..……...…………..20

7.Расчет токов короткого замыкания …………………………………………21

8.Выбор оборудования подстанции ТП1 …………………….……………….25

9.Защита от токов короткого замыкания ………………….………………….26

10.Согласование защит.………………………………………………………...33

11.Технико-экономическая часть…………………………...…………………36

Список использованной литературы ……………….………...…….………..39

            Выбора варианта задания на курсовое проектирование:

Номеру зачетной книжки студента 13159 соответствует код 159.

По заданному коду 159 из табл. 1 определяется вариант задания – 613, которому соответствует схема №4 ВЛ 10 кВ с расчетным населенным пунктом №6 и схема №3 сети 0,38 кВ.

Первая цифра кода –5 определяет четвертое задание по масштабам для схем ВЛ 10 кВ и сети 0,38 кВ.

На схемах ВЛ 10 кВ (приложение Г) приняты следующие условные обозначения:

 - заданные отклонения напряжения на шинах 10 кВ районной подстанции 35/10 кВ в максимальном (100% нагрузка) и минимальном (25% нагрузка) режимах;

 - заданное значение мощности короткого замыкания на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ;

     5 - номер населенного пункта;

 - расчетная активная мощность дневного (100 кВт) и вечернего (160 кВт) максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; в скобках указана расчетная активная мощность производственных потребителей, соответственно, для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

1.Расчет электрических нагрузок

населенного пункта

                                                                                                               Таблица 1.1

Таблица 1.1 заполняется следующим образом:

Во втором столбце указываются наименования всех потребителей (приложение Е) согласно их условным обозначениям на расчетной схеме сети 0,38 кВ (приложение Д).

В третий и четвертый столбцы таблицы записываются значения расчетной активной нагрузки дневного и вечернего максимумов потребителей из приложения Е.

В пятый и шестой столбцы таблицы вносятся значения коэффициентов мощности потребителей, которые можно брать из таблицы 3.7 [1,2].

Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки рассчитываются по формуле

после чего вносятся в соответствующие столбцы (7 и 8) таблицы.

В девятый и десятый столбцы вносятся координаты центра нагрузки каждого из потребителей, взятые с плана населенного пункта. При этом за координаты центра нагрузки потребителя принимают координаты геометрического центра условного обозначения потребителя. В дальнейшем координаты центра нагрузки потребителя для упрощения называются просто координатами потребителя.

Суммарная расчетная мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется в следующей последовательности:

1.Для одинаковых потребителей (производственных или жилых домов), имеющих одну и ту же расчетную нагрузку, суммарная нагрузка дневного и вечернего максимумов определяется по формуле:

                                            ,                                              (1.2)

где Р_n – расчетная нагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт;

Р – расчетная нагрузка одного потребителя, кВт;

k_o – коэффициент одновременности, значение которого рекомендуется брать из таблицы Зона: Жилые одноквартирные дома

Жилые четырехквартирные дома:

Жилой восьмиквартирный дома:

Коровник привязного содержания с

механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем:

на 200 коров                                                                  

2.Расчетная мощность дневного максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:

где Р_Б – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт;

m – число потребителей и групп одинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются;

Р_доб1, Р_доб2, Р_доб3,… Р_{доб m-1} – добавки, определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей, кВт; берутся из таблицы 3.6 [1,2].

(кВт).

3.Определяется нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории хозяйственных дворов:

                                      ,                                          

где Р_ΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт;

р_удУО – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м; в курсовом проекте рекомендуется принять р_удУО=6 Вт/м;

L_У – суммарная длина улиц населенного пункта, м; принимается в соответствии с масштабом по плану населенного пункта(1111м);

Р_{НО хд} – суммарная нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов, кВт; в курсовом проекте рекомендуется принимать из расчета: 250 Вт на одно помещение и 3 Вт на 1 метр длины периметра двора ,

4.Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:

                   ,                    

где Р_Б, Р_доб1, Р_доб2, Р_доб3,… Р_{доб m-1} – то же, что и для формулы , только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт;

Р_ΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт.

(кВт).

5.Расчетная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки производственных потребителей населенного пункта.

 кВт.

кВт.

 Вт.

6.Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта.

где  - расчетная нагрузка комунально - бытовых потребителей.

кВт.

кВт.

.

.

.

.

7.Расчетная полная мощность (S_р, кВА) дневного и вечернего максимума нагрузки всех потребителей населенного пункта.

 кВА.

 кВА.

2.Определение мощности и выбор

трансформаторов

Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:

                                     ,                                          (2.1)

где S_p – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА;

F – площадь населенного пункта, км²;

DU – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %;

В – коэффициент, %/кВА_*км².

Для ВЛ 0,38 кВ принимается DU = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА_*км².

Полученное значение «n_тп» округляется в большую или меньшую сторону по конструктивным соображениям. С учетом заданий по масштабам для сети 0,38 кВ протяженность населенного пункта превышает 0,5 км, поэтому рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций.

Сгруппируем потребители населенного пункта в две зоны:

1. Производственная зона S_ном=250 кВА.

2. Коммунально-бытовая зона S_ном=100 кВА.

Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей (таблица 1.1), с использованием формул:

                                                            (2.2)

где n – число потребителей для каждой выбранной зоны;

S_i – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА; берется из таблицы 1.1;

X_i, Y_i – координаты «i»-того потребителя из таблицы 1.1.

Расположение ТП корректируется по месту на плане населенного пункта с учетом возможности подхода ВЛ 10 кВ и выхода ВЛ 0,38 кВ. Это место должно быть свободно от застроек.

После определения числа, мощности и места установки потребительских ТП их наносят на план населенного пункта. Каждой подстанции присваивают порядковый номер по месту расположения на плане слева направо.

Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ

Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии.

Расчет рекомендуется выполнять в следующей последовательности.

3.1.Составляется схема (конфигурация) ВЛ 10 кВ на плане местности. При этом населенные пункты на плане местности соединяют прямыми линиями, а один из них (находящийся в начале линии) соединяют прямой линией с шинами 10 кВ РТП 35/10 кВ.

3.2.На плане с учетом заданного масштаба определяются длины участков линии 10 кВ. Длина каждого участка ВЛ 10 кВ (в километрах) определяется с учетом заданного масштаба между центрами окружностей, обозначающих соединяемые населенные пункты, и указывается на плане местности.

3.3.Результаты дальнейших расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1.

                                                                                                             Таблица 3.1

                                                                                   Продолжение таблицы 3.1

                                                                                         Окончание таблицы 3.1

Таблица 3.1 заполняется в следующей последовательности:

В столбце 1 проставляются условные номера участков ВЛ 10 кВ, начиная с конечных и заканчивая головными участками. Каждый участок линии обозначается двумя цифрами по номерам населенных пунктов, которые он соединяет. Шинам 10 кВ РТП 35/10 кВ присваивается номер 0. Например, участок линии 2-5 находится между населенными пунктами 2 и 5.

В столбце 2 указывается длина (в км) каждого участка ВЛ 10 кВ, определенная по п.3.2.

В столбцах 3, 4, 5 и 6 таблицы 3.1 проставляются расчетные активные нагрузки (дневного и вечернего максимума) всех потребителей (Р_ДО, Р_ВО) и производственных потребителей (Р_ДП, Р_ВП), которые на каждом из участков ВЛ 10 кВ определяются попарным суммированием с помощью коэффициента одновременности или табличных добавок. Коэффициент одновременности при сложении: двух нагрузок k_о=0,9; трех нагрузок k_о=0,85.

На расчетной схеме точки 0, 1…6 обозначают шины 10 кВ и населенные пункты 1…6, а Р₁…Р₆ – расчетные нагрузки (Р_ДО, Р_ВО, Р_ДП, Р_ВП) указанных населенных пунктов. Расчет начинаем с конечных пунктов 5 и 6: нагрузка на участках 1-6 и 2-5 равна нагрузке населенных пунктов 6 и 5. На участках 3-2 и 5-2 нагрузка определится сложением пар нагрузок: Р₂, Р_3-1 и Р₂, Р_5-2. Если слагаемые нагрузки отличаются по значению менее чем в четыре раза, то они складываются с помощью коэффициента одновременности по формуле, аналогичной (1.2). Например:

Р_6-1= k_о(Р₆+Р₁)=0,9(Р₆+Р₁)=0,9(100+200)=270.

Если слагаемые нагрузки отличаются по значению более чем в четыре раза, то они складываются с помощью добавок по формуле, аналогичной (1.3). Например, если Р₂>4Р_2-6, то Р_3-2=Р₂+Р_{доб 2-6}.

Нагрузка на участке 2-4 определится сложением трех нагрузок: Р₄, Р_3-2 и Р_5-2 по тем же правилам, а нагрузка на головном участке 0-1 – сложением нагрузок Р₄ и Р_2-4. Указанную процедуру сложения необходимо выполнить для нагрузок Р_ДО, Р_ДП, Р_ВО и Р_ВП по всем участкам ВЛ 10 кВ.

          Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам:

                                                       ,                                                   

после чего вписываются в соответствующие столбцы таблицы 3.1. В формулах (3.1) и (3.2) «Р_О» – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos j» и «tg j» берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1.

В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:

                                                     ,                                               

где U_ном=10 кВ – номинальное напряжение линии.

В столбец 19 таблицы 3.1 записывается выбранная марка и сечение проводов на каждом участке ВЛ 10 кВ. Сечение проводов в курсовом проекте рекомендуется определять по экономической плотности тока:

                                                         ,                                                   

где j_ЭК=1,3 А/мм² – экономическая плотность тока, выбранная по таблице 5.1 [1,2]. Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного и должно быть скорректировано по требованиям к механической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм² для магистрали и 35 мм² для отпаек. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируется не более трех различных сечений проводов.

Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.

                                                                                                             Таблица 3.2

Значения «r₀» для выбранных марок проводов рекомендуется принимать по приложению 1 [1,2], а «х₀» – по приложению 14, 15 [1,2] с учетом среднего геометрического расстояния между проводами, которое для ВЛ 10 кВ можно принять D_ср=1500 - 2000 мм. В столбце 5 указывается максимальный рабочий ток на участках линии, где принята указанная марка провода. В столбце 6 – допустимый длительный ток для выбранного провода, значение которого рекомендуется брать по приложению 4 [1,2]. Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева:

.

На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения:

                                       .                                

где , Р и Q – длина участка и мощности, передаваемые по участку, берутся из таблицы 3.1, а r₀ и x₀ – из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ. Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах:

а затем вписать в соответствующие столбцы (20 или 22) таблицы 3.1.

Потери напряжения от шин 10 кВ до конца расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. Полученные результаты вписываются в столбцы 21 и 23 таблицы 3.1.

В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле:

, кВт*ч                                   

где t - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [1] или 14.3 [2].

Потери энергии по всей линии подсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках ВЛ 10 кВ.

                       4.Построение таблицы отклонений напряжения

Таблица отклонений напряжения в курсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций.

Таблица составляется для подстанций ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТП_Б), удаленного (ТП_У) и расчетного (ТП_Р) населенных пунктов (таблица 4.1).

При заполнении таблицы необходимо помнить, что:

1)отклонения напряжения на шинах 10 кВ, шинах 0,4 кВ и на зажимах удаленного потребителя могут иметь знак плюс, минус или быть равны нулю;

2)ближайший потребитель считается подключенным к шинам 0,4 кВ;

3)надбавка трансформатора может принимать пять фиксированных значений: +10; +7,5; +5; +2,5; 0%;

4)потеря напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ, а также в трансформаторе записывается в таблицу со знаком минус;

5)в режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети уменьшается в четыре раза;

6)за допустимую потерю напряжения в линии 0,38 кВ принимается наружная составляющая потери напряжения: DU_{ДОП ВЛ0,38}=DU¢_ВЛ0,38;

7)внутреннюю составляющую потери напряжения (DU¢¢_ВЛ0,38) в линии 0,38 кВ для курсового проекта рекомендуется принимать равной 2%;

8)потеря напряжения в трансформаторах потребительских подстанций при 100% нагрузке составляет 4-5%. В курсовом проекте рекомендуется принимать ΔU_Т=4% для режима максимальных нагрузок (100%).

                                                                                                                  Таблица 4.1

Элемент сети		Обозначение потери и отклонения напряжения, %	ТПБ		ТПР			ТПУ
			Нагрузка, %
			100	25		100	25	100	25
Шины 10 кВ		δUШ10	+6	+2		+5	-1	+6	+2
ВЛ 10 кВ		DUВЛ10	-0,7	-0,17		-6	-1,5	-3,8	-0,95
Тр-р 10/0,38 кВ	Потери	DUТ	-4	-1		-4	-1	-4	-1
	Надбавка	δUТ	+2,5	+2,5		+7,5	+7,5	-7,5	+7,5
Шины 0,4 кВ		δUШ0,4	+2,8	0,33		+1,5	+4	-4,7	+4,5
ВЛ 0,38 кВ	Всего	DUВЛ0,38	+7,8	-1,95		-6,5	-1,6	-9,7	-2,43
	Наружная	DU¢ВЛ0,38	+5,8	-1,45		-4,5	-1,1	-7,7	-1,93
	Внутренняя	DU¢¢ВЛ0,38	+2	-0,5		-2	-0,5	-2	-0,5
Удаленный потребитель		δUУД.П	+5	-1,62		-5	+2,4	-5	+2,1
ГОСТ 13109-97		δUном	5	5		5	5	5	5

Рассмотрим порядок составления таблицы отклонений напряжения для подстанции расчетного населенного пункта при следующих исходных данных:  (значение потери напряжения в линии 10 кВ определено по результатам электрического расчета).

4.1. Вписываем исходные данные в таблицу (выделено полужирным шрифтом).

4.2. Потери напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке принимаем равными 4% и вносим это значение в таблицу.

4.3. Потери напряжения в линии 10 кВ и в трансформаторе при 25% нагрузке уменьшаем в четыре раза в сравнении с потерями при 100% нагрузке и вносим в таблицу.

4.4. В режиме максимальных нагрузок (100%) потеря напряжения в элементах сети наибольшая, поэтому на зажимах удаленного потребителя напряжение будет минимальным. Принимаем для удаленного потребителя допустимое по ГОСТ отклонение напряжения, равное «–5%», и вносим его в соответствующую строку таблицы. При этом в линии 0,38 кВ будем иметь максимально возможную потерю напряжения.

4.5. В режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети наименьшая, поэтому на зажимах ближайшего потребителя, подключенного к шинам 0,4 кВ, напряжение будет максимальным. При отклонении напряжения у ближайшего потребителя, равном допустимому по ГОСТ «+5%», будет обеспечена максимально возможная потеря напряжения в линии 0,38 кВ.

4.6. Величина отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ определяется как алгебраическая сумма значений величин всех вышерасположенных строк таблицы. Выбираем надбавку напряжения трансформатора таким образом, чтобы отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ в режиме максимальных (100%) и минимальных (25%) нагрузок было как можно ближе к «+5%», но не превышало этой величины. Для исходных данных такой оптимальной надбавкой трансформатора будет «+7,5%». Эту надбавку вносим в соответствующую строку таблицы для нагрузки 100% и 25%.

4.7. Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при максимальной нагрузке (100%) связана с отклонениями напряжения в начале линии (на шинах 0,4 кВ) и в конце линии (у удаленного потребителя) следующим соотношением:

                                   ,                               (4.1)

поэтому:                             DU_ВЛ0,38=(+1,5)-(-5)=6,5%.

Полученное значение потери напряжения в линии 0,38 кВ при 100% нагрузке вносим в таблицу.

4.8.В режиме минимальной нагрузки (25%) потерю напряжения в линии уменьшаем в четыре раза и вносим в соответствующую строку таблицы.

4.9.Соотношение (4.1) справедливо и для 25% нагрузки, откуда определяем отклонение напряжения у удаленного потребителя в режиме минимальных нагрузок:

δU_УД.П=+4-1,6=+2,4%.

Это значение вносим в соответствующую строку таблицы.

4.10.Распределим полученное значение потери напряжения в линии 0,38 кВ на наружную и внутреннюю составляющие.

Принимаем DU¢¢_ВЛ0,38=2% при 100% нагрузке, тогда при 25% нагрузке потеря напряжения будет в четыре раза меньше, т.е. равна 0,5%.

Искомая допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ при максимальной нагрузке будет равна наружной составляющей потери напряжения:

DU_{ДОП ВЛ0,38}=DU¢_ВЛ0,38=6,5-2=4,5%.

При минимальной нагрузке полученное значение потери напряжения следует уменьшить в четыре раза.