Пример выполнения курсового проекта 1

Выбор сечений и марки проводов производим методом эквивалентной мощности. По формуле

n

∑Sуч2 i lучi

Sэкв = i=1 n , (18)

∑lучi i=1

где Sуч.i, – расчетная электрическая нагрузка i-го магистрального участка, кВ·А;

lуч.i – длина i-го магистрального участка, м;

определяем эквивалентные мощности четырёх линий и результаты заносим в таблицу 6, столбец 4.

На основе рассчитанных эквивалентных мощностей с учётом напряжения распределительной сети Uн = 0,38 кВ определяем эквивалентные токи линий по формуле

Iэкв =	Sэкв		,	(19)
	3U
		н

результаты заносим в таблицу 6, столбец 5.

Экономические сечения линий определяем по формуле

Fэ = Ijэкв , (20)

эк

принимая экономическую плотность тока равной 0,6 А/мм2, и результаты заносим в таблицу 6, стролбец 6.

С учётом климатической зоны принимаем ближайшие стандартные сечения проводов марки А и результаты заносим в таблицу 6, столбец 7.

6.2 ТП2 и отходящие линии

Расчётные схемы отходящих линий ТП2 приведены на рисунке 6. Линию (д) считаем с учётом коэффициента одновременности (Таблица П6.1)

Дневные нагрузки:

Sжд2-3 = S3д = 7,97 кВ·А

Sжд1-2 = kо(Sжд2-3 +S2ж) = 0,7(7,97+7,97) = 11,158 кВ·А SждТП-1 = kо( Sжд1-2 +S1жд) = 0,7(11,158+7,97) = 13,39 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sжв2-3 = S3жв = 19,89 кВ·А

Sжв1-2 = kо(Sжв2-3 +S2жв) = 0,7(19,89+19,89) = 27,846 кВ·А

21

SжвТП-1 = kо( Sжв1-2 +S1жв) = 0,7(27,846 +19,89) = 33,415 кВ·А

				50 м	60 м	65 м
				ТП2	1	2		3
				ж)	7,97	7,97		7,97
					19,89	19,89		19,89
				50 м	60 м		60 м			60 м
				ТП2	1	2		3			4
				з)	7,97	7,97		7,97			7,97
					19,89	19,89		19,89			19,89
				25 м	60 м		60 м		60 м
				ТП2	1	2		3			4
				и)	7,97	7,97		7,97			7,97
					19,89	19,89		19,89			19,89
				25 м	65 м		60 м		60 м			68 м
				ТП2	1	2		3			4		5
				к)	7,97	7,97		7,97			7,97		7,97
					19,89	19,89		19,89			19,89		19,89

Рисунок 6 – Расчётные схемы отходящих линий ТП-2

Линию (з) считаем с учётом коэффициента одновременности (Таблица

П6.1)

Дневные нагрузки:

Sзд3-4 = S4зд = 7,97 кВ·А

Sзд2-3 = kо(Sзд2-3 +S3зд) = 0,7(7,97+7,97) = 11,158 кВ·А Sзд1-2 = kо(Sзд2-3 +S2зд) = 0,7(11,158+7,97) = 13,39 кВ·А SздТП-1 = kо( Sзд1-2 +S1зд) = 0,7(13,39+7,97) = 14,952 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sзв3-4 = S4зв = 19,89 кВ·А

Sзв2-3 = kо(Sзв2-3 +S3зв) = 0,7(19,89+19,89) = 27,846 кВ·А Sзв1-2 = kо(Sзв2-3 +S2зв) = 0,7(27,846+19,89) = 33,415 кВ·А SзвТП-1 = kо( Sзв1-2 +S1зв) = 0,7(33,415+19,89) = 37,31 кВ·А

Линию (и) считаем с учётом коэффициента одновременности (Таблица

П6.1)

22

Дневные нагрузки:

Sид3-4 = S4ид = 7,97 кВ·А

Sид2-3 = kо(Sид2-3 +S3ид) = 0,7(7,97+7,97) = 11,158 кВ·А Sид1-2 = kо(Sид2-3 +S2ид) = 0,7(11,158+7,97) = 13,39 кВ·А SидТП-1 = kо( Sид1-2 +S1ид) = 0,7(13,39+7,97) = 14,952 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sив3-4 = S4ив = 19,89 кВ·А

Sив2-3 = kо(Sив2-3 +S3ив) = 0,7(19,89+19,89) = 27,846 кВ·А Sив1-2 = kо(Sив2-3 +S2ив) = 0,7(27,846+19,89) = 33,415 кВ·А SивТП-1 = kо( Sив1-2 +S1ив) = 0,7(33,415+19,89) = 37,31 кВ·А

Линию (к) считаем с учётом коэффициента одновременности (Таблица

П6.1)

Дневные нагрузки:

Sид4-5 = S5ид = 7,97 кВ·А

Sид3-4 = kо(Sид4-5 +S4ид) = 0,7(7,97+7,97) = 11,158 кВ·А Sид2-3 = kо(Sид2-3 +S3ид) = 0,7(7,97+7,97) = 13,39 кВ·А Sид1-2 = kо(Sид2-3 +S2ид) = 0,7(11,158+7,97) = 14,952 кВ·А SидТП-1 = kо( Sид1-2 +S1ид) = 0,7(14,952 +7,97) = 16,05 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sив4-5 = S5ив = 19,89 кВ·А

Sив3-4 = kо(Sив4-5 +S4ив) = 0,7(19,89 +19,89) = 27,846 кВ·А Sив2-3 = kо(Sив3-4 +S3ив) = 0,7(27,846 +19,89) = 33,415 кВ·А Sив1-2 = kо(Sив2-3 +S2ив) = 0,7(27,846 +19,89) = 37,32 кВ·А SивТП-1 = kо( Sив1-2 +S1ив) = 0,7(37,32 +19,89) = 40,05 кВ·А

Суммарную нагрузку ТП2 определяем по нагрузкам головных участков отходящих линий методом надбавок, так как величины нагрузок различаются более, чем в 4 раза и днём и вечером (таблица П7.1) и осветительной нагрузки с коэффициентом одновременности 1:

SдТП2 = SедТП-1 +∆ SддТП-1 +∆ SждТП-1 +∆ SздТП-1 =

=0,5(16,05 + 14,952 + 14,952 + 13,39)= 29,672 кВ·А

SвТП1 = SевТП-1+∆ SдвТП-1 +∆ SжвТП-1 +∆ SзвТП-1 +Sосв=

=0,5(40,05+37,31+37,31+33,415)+1·11·500/1000 = 79,54 кВ·А.

23

Выбор трансформатора для подстанции ТП21 будем производить по вечернему максимуму нагрузок как наибольшему.

Данной мощности соответствует трансформатор ТМ100-6;10/0,4 Группа соединения обмоток «звезда–звезда с нулём» -11.

Потери холостого хода 330 Вт, короткого замыкания 1970 Вт, напряжение короткого замыкания – 4,5; ток холостого хода – 3,0 сопротивление трансформатора, приведённое к напряжению 0,4 кВ:

-прямой последовательности – 0,072 Ом.

-при однофазном КЗ – 0,779.

Способ переключения ответвлений обмоток – ПБВ.

Исходные данные и результаты расчётов по формулам 18-20 для линий, отходящих от ТП-2, заносим в таблицу 7.

Таблица 7

	Участок	Передаваемая	Длина	Sэкв,	Iуч, А	Fэ,	Fст,	Марка
	ВЛЭП	мощность	участка	кВ·А		мм2	мм	провода
		Sпер, кВ·А	l, м
	1	2	3	4	5	6	7	8
			Линия «ж»
	2-3	19,89	65	27,05	39,05	65,08	70	А
	1-2	27,846	60
	ТП1-1	33,415	50
			Линия «з»
	3-4	19,89	60
	2-3	27,846	60	29,99	43,29	72,15	70	А
	1-2	33,415	60
	ТП1-1	37,32	50
			Линия «и»
	3-4	19,89	60
	2-3	27,846	60	28,97	41,82	69,7	70	А
	1-2	33,415	60
	ТП1-1	37,32	25
			Линия «к»
	4-5	19,89	68
	3-4	27,846	60	31,23	45,07	75,12	70	А
	2-3	33,415	60
	1-2	37,32	65
	ТП1-1	40,05	25

Окончательный выбор сечений и марки проводов производим с учётом стандартного ряда, аналогично расчёту линий для ТП-1и результаты заносим в таблицу 7.

24

6.3 ТП3 и отходящие линии

Расчётные схемы отходящих линий ТП3 приведены на рисунке 7. Линию (е) считаем методом добавок, поскольку нагрузки различаются более, чем в 4 раза (Таблица П7.1)

	5 м
	ТП8	1
	д)	200,0
		140,0
	65 м		52,5 м	67,5 м	60 м	75 м		50 м
	ТП8	1	2	3		4	5	6
	е)	15,00	40,00	15,00		15,00	5,00	5,00
		15,00	15,00	1,00		15,00	5,00	5,00

Рисунок 7 – Расчётные схемы линий отходящих от ТП-8

Дневные нагрузки:

Sед5-6 = Sе6 = 5,00 кВ·А

Sед4-5 = Sед5-6 +∆Sед5 = 5,00 + 3,00 = 8,00 кВ·А

Sед3-4 = Sед4-5 +∆Sед4 = 15,00 + 4,8 = 19,8 кВ·А

Sед2-3 = Sед3 +∆Sед3-4 = 19,8 +15,00 = 34,8 кВ·А

Sед1-2 = Sед2-3 +∆Sед2 = 40,00 + 22,8 = 62,8 кВ·А

SедТП-1 = Sед1-2 +∆Sед1 =62,8 + 15,00 = 77,8 кВ·А

Вечерние нагрузки:

Sев5-6 = Sев6 = 5,00 кВ·А

Sев4-5 = Sев5-6 +∆Sев5 = 5,00 + 3,00 = 8,00 кВ·А Sев3-4 = Sев4-5 +∆Sев4 = 15,00 + 4,8 = 19,8 кВ·А Sев2-3 = Sев3-4 +∆Sев3= 19,8 +0,6 = 20,4 кВ·А Sев1-2 = Sев2-3 +∆Sев2 = 20,4 + 9,2 = 29,6 кВ·А SевТП-1 = Sев1-2 +∆Sев1 =29,6 + 9,2 = 38,8 кВ·А

Для отпайки (д) дневная нагрузка:

SддТП-1 = 200 кВ·А,

25

вечерняя нагрузка

SдвТП-1 = 140 кВ·А.

Суммарную нагрузку ТП8 определяем по нагрузкам головных участков отходящих линий с учётом коэффициента одновременности (таблица П6.1) и осветительной нагрузки с коэффициентом одновременности 1для вечерней нагрузки:

SдТП8 = kо(SддТП-1+ SедТП-1) = 0,85(77,8+200,00) = 236,13 кВ·А;

SвТП8 = kо(SдвТП-1+ SевТП-1) = 0,85(38,8+140,00) + 1·11·330 = 155,61 кВ·А.

Выбор трансформатора для подстанции ТП21 производим по дневному максимуму нагрузок как наибольшему.

В соответствии с таблицей П9.2 подходит трансформатор мощьностью

160 кВ·А.

Выбираем в таблице П13.1 трансформатор ТМ160-6;10/0,4. Группа соединения обмоток «звезда–звезда с нулём» -11.

Потери холостого хода 510 Вт, короткого замыкания 2650 Вт, напряжение короткого замыкания – 4,5; ток холостого хода – 3,0 сопротивление трансформатора, приведённое к напряжению 0,4 кВ:

-прямой последовательности – 0,045 Ом.

-при однофазном КЗ – 0,487.

Способ переключения ответвлений обмоток – ПБВ.

Исходные данные и результаты расчётов по формулам 18-20 для линий, отходящих от ТП8, заносим в таблицу 8.

	Участок	Передаваемая	Длина	Sэкв,		Fэ,	Fст,	Марка
			участ-		Iуч, А
	ВЛЭП	мощность	ка	кВ·А		мм2	мм	провода
		Sпер, кВ·А	l, м
	1	2	3	4	5	6	7	8
				Линия «	е»
	5-6	5,00	50
	4-5	8,00	75
	3-4	19,89	60	23,35	33,70	56,17	70	А
	2-3	20,40	67,5
	1-2	29,60	52,5
	ТП8-1	38,80	65
				линия «	д»
								Кабель
	ТП8-1	200,00	5		288,68		150	АПвВГ

одножильный

26

6.4 ТП7 и отходящие линии

Трансформаторная подстанция ТП7 имеет в качестве нагрузки два производственных помещения I категории по надёжности электроснабжения.

Поскольку нагрузки абслютно одинаковы произведём расчёт с учётом коэффициента одновременности:

SдТП7 = kо(Sд1+ Sд2) = 0,85(200,00+200,00) = 340,00 кВ·А;

SвТП7 = kо(Sв1+ Sв2) = 0,85(140,00+140,00) = 238,00 кВ·А.

Выбор трансформатора производим по дневному максимуму нагрузки. В соответствии с таблицей П9.2 для данной подстанции подходит транс-

форматор мощностью 250 кВ·А.

По таблице П13.1 выбираем трансформатор ТМ250-6;10/0,4. Группа соединения обмоток «звезда–звезда с нулём» -11.

Потери холостого хода 740 Вт, короткого замыкания 3700 Вт, напряжение короткого замыкания – 4,5; ток холостого хода – 3,0 сопротивление трансформатора, приведённое к напряжению 0,4 кВ:

-прямой последовательности – 0,029 Ом.

-при однофазном КЗ – 0,312.

Способ переключения ответвлений обмоток – ПБВ.

Отходящие линии выполним кабелем (каким), как и для аналогичной линии для ТП8.

6.5 Трансформаторные подстанции ТП3–6 и их отходящие линии

Каждая из рассматриваемых подстанций питает крупный животноводческий комплекс, относящийся к I категории по надёжности электроснабжения, поэтому принимаем количество трансформаторов на каждой из рассматриваемых подстанций равным двум.

В соответствии с таблицей П9.2 для производственных потребителей в диапазоне мощностей от 376 до 579 кВ·А рекомендуется применять трансформаторы с номинальной мощьностью 400 КВ·А.

По таблице П13.23 выбираем трансформатор ТМ400-6;10/0,4. Группа соединения обмоток «звезда–звезда с нулём» -11.

Потери холостого хода 950 Вт, короткого замыкания 3500 Вт, напряжение короткого замыкания – 4,5; ток холостого хода – 2,1; сопротивление трансформатора, приведённое к напряжению 0,4 кВ:

-прямой последовательности – 0,018 Ом.

-при однофазном КЗ – 0,195.

Способ переключения ответвлений обмоток – ПБВ и РПН. Отходящие линии выполним кабелем, сечение которого определяем на

основе максимальной дневной нагрузки.

27

SдТП = 540,00 кВ·А;

	Iк =	Sд	=	540,00	=779,42A;
		3Uн		3 0,4

По справочнику /Алиев/ в соответствии с токовой нагрузкой до 880 А принимаем кабель с медными жилами марки СБ, с сечением жилы 240 мм2, пригодный для укладки в траншеи.

6.5 Выбор комплектных трансформаторных подстанций

Всоответствии с современными тенденциями в электроснабжении при электрификации сельских населённых пунктов применяются комплектные трансформаторные подстанции /э.т.с,.Т.3/.

Всоответствии с определёнными мощностями трансформаторов выбира-

ем:

- для ТП1 – МТП (двухстолбовая) АО «ЭЛВО» с четырьмя отходящими линиями с трансформатором ТМ160-6;10/0,4, с автоматом типа ВА5735 или АЕ2000;

- для ТП2– МТП (двухстолбовая) АО «ЭЛВО» с четырьмя отходящими линиями с трансформатором ТМ100-6;10/0,4, с автоматом типа ВА5735;

-для ТП3-6 – строительство двухтрансформаторных подстанций;

-для ТП7 – МТП (двухстолбовая) АО «ЭЛВО» с четырьмя отходящими линиями с трансформатором ТМ250-6;10/0,4, с автоматом типа ВА5735;

-для ТП8 – КТП киоскового типа (вариант 1)с четырьмя отходящими линиями с трансформатором ТМ160-6;10/0,4, с автоматом типа ВА5735 или АЕ2000.

28