Электроснабжение сельского населенного пункта

Page 1

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации
Департамент кадровой политики и образования
ФГОУ ВПО «Ижевская ГСХА»
Кафедра «Электроснабжение»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине «Электроснабжение»
на тему:
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО
НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА
Выполнил:
студент ___ гр. ____________
Проверил:
_______________
Курсовой проект защищён с оценкой
_______________
Ижевск 2013г

---

Page 2

ВВЕДЕНИЕ
Электрификация, т.е. производство, распределение
и
применение
электроэнергии - основа устойчивого функционирования и развития всех
отраслей промышленности и сельского хозяйства страны и комфортного быта
населения.
В этом курсовом проекте производится расчёт системы электроснабжения
сельского населённого пункта, который включает расчет электрических нагрузок
населенного пункта, определение мощности и выбор трансформаторов,
электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ, построение
таблицы отклонений напряжения и многое другое.
Выполнение курсового проекта относится к завершающему этапу изучения
дисциплины «Электроснабжение» и ставит перед собой цель -
систематизировать, расширить и закрепить теоретические знания и практические
навыки при решении конкретных вопросов проектирования электроснабжения
сельского хозяйства.
2

---

Page 3

ЗАДАНИЕ
Выдано студенту ___ группы заочного обучения _________________________
Номер зачетной книжки ________
Вариант задания ___
Дата выдачи задания __________
Срок выполнения ___________
3

---

Page 4

СОДЕРЖАНИЕ
Введение……………………………………………………………………………...2
Задание………………………………………………………………………………..3
1.Расчет электрических нагрузок населенного пункта ………….…...….……7
2.Определение мощности и выбор трансформаторов ……….…………........12
3.Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ ….….....…..16
4.Построение таблицы отклонений напряжения ……………………….…….22
5.Электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ .……..…..23
6.Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ,
10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ …………..……....…………………………..31
7.Расчет токов короткого замыкания ..………….……………………………..32
8.Выбор оборудования подстанции ТП1 …….………………………………..39
9.Защита от токов короткого замыкания .……….…………………………….40
10.Согласование защит…………………………………….................................51
11.Технико-экономическая часть………….………………………………….. .57
Заключение……………………………………………..……………..……………..62
Список использованной литературы …………………………….…………..…….63
4

---

Page 5

№
пп
Потребитель
Расчетная мощность
Координаты
Р
Д
,
кВт
Р
В
,
кВт
cosϕ
Д
о.е.
cosϕ
В
о.е.
S
Д
,
кВА
S
В
,
кВА
X,
о.е.
Y,
о.е.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
тп2
Производственные обьекты
1
1
7.2 Помещения для
ремонтного и
откормочного
молодняка с
механизированной
уборкой навоза на
240-260 голов
5
8
0,75
0,85 6,6667 9,4118
1,05
14,5
2
2
7.2 Помещения для
ремонтного и
откормочного
молодняка с
механизированной
уборкой навоза на
240-260 голов
5
8
0,92
0,96 5,4348 8,3333
2,23
14,5
3
3
5.2 Коровник
привязного
содержания с
механизированным
доением, уборкой
навоза и
электронагревателе
м на 200 коров
17
17
0,92
0,96 18,478 17,708
4,8
14,5
4
4
5.2 Коровник
привязного
содержания с
механизированным
доением, уборкой
навоза и
электронагревателе
м на 200 коров
17
17
0,92
0,96 18,478 17,708
6,3
14,5
5
5
12 Кормоцех фермы
КРС на 800-100 голов
50
50
0,75
0,78 66,667 64,103
2
11,7
6
6
29.1 Склад
рассыпных и
гранулированых
кормов емкостью
20
1
0,7
0,75 28,571 1,3333
3,8
9,6
7
7
27.1
Овощехранилище
на 300-600 т
5
2
0,7
0,75 7,1429 2,6667
5,6
7,5
5

---

Page 6

Коммунальнобытовыеобьектыисмешанныеобьекты
9
9
43.1 Гаражс
профилакториемна
10 автомашин
20
10
0,7
0,75 28,571 13,33
26,1
12,9
10 10 35 Плотницкая
10
1
0,7
0,75 14,286 1,333
26,4
11,3
11 11
38.2 Склад
концентрированных
кормовсдробилкой
ДКУ-2
25
1
0,75
0,78 33,333 1,282
26,4
9,8
12 12
45.2 Начальная
школана80
учащихся
7
2
0,85
0,9 8,2353 2,222
21,2
9,2
13 13
Спальныйкорпус
школыинтернатана
80 мест
8
15
0,85
0,9 9,4118 16,67
21,2
7,1
14 14 54.1 Баняна5 мест
3
3
0,85
0,9 3,5294 3,333
10,6
6,3
15 15
53.2 Магазинна4
рабочихместа
промтоварный
6
6
0,85
0,9 7,0588 6,667
10,7
8,6
16 16
55.1 Жилойдом
одноквартирный
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
12,4
6,3
17
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
12,2
4
18
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
12,4
17,9
19
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
10,3
20
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
9,1
21
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
7,7
22
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
6,2
23
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
4,9
24
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
3,3
25
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
19,2
1,9
26
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
21,2
11,3
27
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
21,7
3,3
28
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,936
21,7
1,9
29
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
23,7
2
30
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
2,59
2,4
31
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
2,59
4,7
32
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
2,58
6,7
33
--//--
0,54
1,8
0,9
0,93
0,6 1,935
2,6
8,4
34 17
50.1 Детскиеясли-
садна25 мест
4
3
0,9
0,93 4,4444 3,226
21,2
5
35 18
55.2 Жилойдом
четырехквартирный
2,2
7,2
0,9
0,93 2,4444 7,742
14,7
11,7
36
--//--
2,2
7,2
0,9
0,93 2,4444 7,742
17
11,7
37
--//--
2,2
7,2
0,9
0,93 2,4444 7,742
19,2
11,7
6
1. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА

---

Page 7

1. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА
1:100000
1:50000
Масштаб: для схем ВЛ 10 кВ:
1:2000
1:2500
для схем сети 0.38 кВ:
Номер расчетного населенного пункта на схеме для отходящей ВЛ 10 кВ.
H1
5
=
Номер схемы для отходящей ВЛ 10 кВ
H2
4
=
Расчетная схема населенного пункта
H3
3
=
Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки
рассчитываются по формуле
,
cosϕ
P
S =
(1.1)
после чего вносятся в соответствующие столбцы (7 и 8) таблицы.
1.Для одинаковых потребителей (производственных или жилых домов),
имеющих одну и ту же расчетную нагрузку, суммарная нагрузка дневного и
вечернего максимумов определяется по формуле:
P
k
n
P
o
n
⋅
⋅
=
,
(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 3.5 [1].
Число одноквартирных
домов
коэффициент одновременноси
n1
18
=
k1
0.44
0.44 0.37
−
(
) n1 10
−
(
)
⋅
20 10
−
−
0.384
=
=
Потребляемая мощность, кВт
P'
Д1
0.54
=
P'
B1
1.8
=
Число четырехквартирных
домов
n2
3
=
k2
0.66
=
Потребляемая мощность, кВт
P'
Д2
2.2
=
P'
B2
7.2
=
7

---

Page 8

Число восьмиквартирных
домов
n3
2
=
k3
0.85
=
Потребляемая мощность, кВт
P'
Д3
4.3
=
P'
B3
14.4
=
Число коровников
привязного содержания
на 200 коров
k4
0.85
=
n4
2
=
Потребляемая мощность, кВт
P'
Д4
17
=
P'
B4
17
=
Число помещений для ремонтного и откормочного молодняка на 240-260
голов
k5
0.85
=
n5
2
=
Потребляемая мощность, кВт
P'
Д5
5
=
P'
B5
8
=
Расчетная нагрузка дневная для одинаковых потребителей
P
Д1
P'
Д1
n1
⋅
k1
⋅
0.54 18
⋅
0.384
⋅
=
3.73
=
=
кВт
- для одноквартирных жилых домов
P
Д2
P'
Д2
n2
⋅
k2
⋅
2.2 3⋅ 0.66
⋅
=
4.36
=
=
кВт
- для четырехквартирных жилых домов
P
Д3
P'
Д3
n3
⋅
k3
⋅
4.3 2⋅ 0.85
⋅
=
7.31
=
=
кВт
- для восьмиквартирных жилых домов
P
Д4
P'
Д4
n4
⋅
k4
⋅
17 2⋅ 0.85
⋅
=
28.9
=
=
кВт
- для коровника на 200 голов
P
Д5
P'
Д5
n5
⋅
k5
⋅
5 2⋅ 0.85
⋅
=
8.5
=
=
кВт
- для помещения для ремонтного
молодняка
Расчетная нагрузка дневная для одинаковых потребителей
P
В1
P'
B1
n1
⋅
k1
⋅
1.8 18
⋅
0.384
⋅
=
12.4
=
=
кВт
- для одноквартирных жилых домов
P
В2
P'
B2
n2
⋅
k2
⋅
7.2 3⋅ 0.66
⋅
=
14.3
=
=
кВт
- для четырехквартирных жилых домов
P
В3
P'
B3
n3
⋅
k3
⋅
14.4 2⋅ 0.85
⋅
=
24.5
=
=
кВт
- для восьмиквартирных жилых домов
P
В4
P'
B4
n4
⋅
k4
⋅
17 2⋅ 0.85
⋅
=
28.9
=
=
кВт
- для коровника на 100 голов
P
В5
P'
B5
n5
⋅
k5
⋅
8 2⋅ 0.85
⋅
=
13.6
=
=
кВт
- для помещения для ремонтного
молодняка
8

---

Page 9

2.Расчетная мощность дневного максимума нагрузки потребителей
населенного пункта определяется по формуле:
1
.
3
2
1
...
−
+
+
+
+
+
=
m
доб
доб
доб
доб
Б
Р
Р
Р
Р
Р
Р
Р
,
(1.3)
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].
P
pд
P
бд
P
доб1
+
P
доб2
+
P
доб3
+
P
доб4
+
P
доб5
+
P
доб6
+
P
доб7
+
P
доб8
P
доб9
+
P
доб10
+
P
доб11
+
P
доб12
+
P
доб13
+
+
...
P
доб14
P
доб15
+
P
доб16
+
P
доб17
+
P
доб18
+
+
...
=
P
pд
=
50 18.3
+
5.1
+
0.0
+
12.5
+
3.0
+
9.23
+
12.5
+
=
___
+ ...
6.0 15.7
+
4.2
+
4.8
+
1.8
+
3.6
+
=
___
+
+ ...
2.24 2.4
+
2.61
+
22.8
+
4.39
+
=
+
___
P
pд
181 кВт
⋅
=
3.Определяется нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая
включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения
территории хозяйственных дворов:
хд
НО
У
удУО
НО
Р
L
р
Р
.
+
=
Σ
,
(1.4)
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;
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 [1,
с.37; 2, с.38].
Определим суммарную длину улиц
с учетом масштаба для сети 0.38 кВ
общая длина улиц
По данным карты,см
Длина освещения улиц поселка
L
1
6.8
=
L
4
4.7
=
о.е.
9

---

Page 10

L
2
4.8
=
L
5
10.5
=
о.е.
L
3
9.3
=
Общее число обьектов
z
40
=
z
n
8
=
Число производственных обьектов
z
см
32
=
Число обьектов смешанного назначения
Средний периметр двора каждого обьекта
p
0.975 1.725
+
(
) 2⋅
5.4
=
=
о.е.
Площадь населенного пункта:
l
1
28.2
=
см
l
2
16
=
см
l
1
l
1
μ⋅
1000
0.564
=
=
км
l
2
l
2
μ⋅
1000
0.32
=
=
км
F
l
1
l
2
⋅
0.564 0.32
⋅
=
0.18
=
=
км
2
С учетом масштаба получаем:
Длина освещения улиц поселка,м
L
1
136
=
L
4
94
=
L
2
96
=
L
5
210
=
L
3
186
=
Средний периметр двора каждого обьекта
p 108
=
м
с учетом того, что
p
удУО
6
=
Вт
м
Получим P
ΣHO
p
удУО
L
1
L
2
+
L
3
+
L
4
+
L
5
+
(
)
⋅
250 z⋅
+
p z⋅ 3⋅
+
=
P
ΣHO
6 136 96
+
186
+
94
+
210
+
(
)
⋅
250 40
⋅
+
108 40
⋅
3⋅
+
=
2.729 10
4
×
Вт
⋅
=
4.Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей населенного
пункта определяется по формуле:
НО
m
доб
доб
доб
доб
Б
Р
Р
Р
Р
Р
Р
Р
Р
Σ
−
+
+
+
+
+
+
=
1
.
3
2
1
...
,
(1.5)
где Р
Б
, Р
доб1
, Р
доб2
, Р
доб3
,… Р
доб m-1
– то же, что и для формулы (1.3), только для
вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт;
Р
ΣНО
– суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт.
10

---

Page 11

P
pв
P
бв
P
доб1
+
P
доб2
+
P
доб3
+
P
доб4
+
P
доб5
+
P
доб6
+
P
доб7
+
P
доб8
P
доб9
+
P
доб10
+
P
доб11
+
P
доб12
+
P
доб13
+
+
...
P
доб14
P
доб15
+
P
доб16
+
P
доб17
+
P
доб18
+
P
ΣHO
+
+
...
=
P
pв
=
50 18.3
+
8.26
+
0.0
+
0.6
+
1.2
+
0.6
+
6.0
+
=
___
+ ...
0.6 0.6
+
1.2
+
9.23
+
1.8
+
3.6
+
=
___
+
+ ...
7.51 1.8
+
8.74
+
9.23
+
15.4
+
27.3
+
=
+
___
P
pв
172 кВт
⋅
=
5.Расчетная
мощность
дневного
и
вечернего
максимума
нагрузки
производственных потребителей населенного пункта определяется аналогично
по формулам (1.2)…(1.5), при этом в формуле (1.5) учитывается только нагрузка
наружного освещения территории хозяйственных дворов.
z
n
8
=
Число производственных потребителей
P
pдп
P
бд
P
доб1
+
P
доб2
+
P
доб3
+
P
доб4
+
P
доб5
+
P
доб6
+
=
P
pдп
50 18.3
+
5.1
+
0.0
+
12.5
+
3.0
+
9.23
+
=
98.13 кВт
⋅
=
P
pвп
P
бд
P
доб1
+
P
доб2
+
P
доб3
+
P
доб4
+
P
доб5
+
P
доб6
+
z
n
250
⋅
1000
+
z
n
3⋅ p⋅
1000
+
=
P
pвп
50 18.3
+
8.26
+
0.0
+
0.6
+
1.2
+
0.6
+
8 250
⋅
1000
+
8 3⋅ 108
⋅
1000
+
=
P
pвп
83.552 кВт
⋅
=
6.Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки
всех потребителей населенного пункта определяется по кривым рис.3.6 [1] в
зависимости от отношения расчетной нагрузки производственных потребителей
к расчетной нагрузке всех потребителей населенного пункта.
P
pвп
P
pв
0.486
=
P
pдп
P
pд
0.542
=
cosφ
д
0.797
=
cosφ
в
0.841
=
7.Расчетная полная мощность (S
р
, кВА) дневного и вечернего максимума
нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется по формуле (1.1),
где «cos ϕ» определяется по п.6.
S
pд
P
pд
cosφ
д
181.0
0.797
=
227.0
=
=
S
pв
P
pв
cosφ
в
172.0
0.841
=
205.0
=
=
11

---

Page 12

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ВЫБОР
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Количество
трансформаторных
подстанций
в
населенном
пункте
рекомендуется определять по эмпирической формуле:
U
B
F
S
n
P
ТП
∆
⋅
⋅
=
,
(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, км
2
;
∆U – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %;
В – коэффициент, %/кВА
*
км
2
.
Для ВЛ 0,38 кВ принимается ∆U = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение
коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА
*
км
2
.
n
тп
S
pmax
F⋅ 0.065
⋅
8
205 0.18
⋅
0.065
⋅
8
=
0.548
=
=
n
тп
2
=
трансформаторные подстанции
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.
Выбираем две трансформаторные подстанции. Сгруппируем потребителей
населенного пункта на две зоны: производственную и смешанную.
Для каждой зоны по данным таблицы 1.1 и формулам (1.2)…(1.5) определяется
расчетная полная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки, а
значение коэффициента мощности в формуле (1.5) принимается по таблице 3.7
[1,2] .
Для зоны №1
P
рд1
P
pдп
98.1
=
98.1
=
=
кВт
кВт
P
рв1
P
pвп
83.6
=
83.6
=
=
cosφ
д1
0.84
=
cosφ
в1
0.9
=
S
д1
P
рд1
cosφ
д1
98.1
0.84
=
117.0
=
=
кВА
S
в1
P
рв1
cosφ
д2
83.6
0.92
=
90.9
=
=
кВА
Для зоны №2
кВт
P
рд2
P
pд
P
pдп
−
82.9
=
=
кВт
P
рв2
P
pв
P
pвп
−
88.4
=
=
12

---

Page 13

cosφ
д2
0.75
=
cosφ
в2
0.79
=
кВА
S
д2
P
рд2
cosφ
д2
82.9
0.75
=
111.0
=
=
кВА
S
в2
P
рв2
cosφ
д2
88.4
0.75
=
118.0
=
=
С
учетом
исходных
данных
нагрузок
потребителей
применим
однотрансформаторные ТП.
Мощность трансформатора для каждой выбранной зоны потребителей
выбирается по наибольшей расчетной полной мощности суммарной нагрузки
потребителей зоны, соответствующей дневному или вечернему максимуму
нагрузки, и с учетом интервалов экономических нагрузок для трансформаторов:
Максимальная нагрузка на первый трансформатор
S
max1
117 кВА
⋅
=
Максимальная нагрузка на второй трансформатор
S
max2
118 кВА
⋅
=
Для первой зоны выбираем трансформаторы с номинальной мощностью
S
ном1
100 кВА
⋅
=
Для второй зоны
S
ном2
100 кВА
⋅
=
Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по
известным
координатам
отдельных
потребителей
(таблица
1.1), с
использованием формул:
,
;
1
1
1
1
∑
∑
∑
∑
=
=
=
=
=
=
n
i
i
n
i
i
i
ТП
n
i
i
n
i
i
i
ТП
S
Y
S
Y
S
X
S
X
(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.
13

---

Page 14

для зоны 2
для зоны 1
Xi
Yi
S i
S i*X
S i*Y
26,1
12,9 13,33333
348
172
26,4
11,3 1,333333
35,2 15,06667
26,4
9,8 1,282051 33,84615 12,5641
21,2
9,2 2,222222 47,11111 20,44444
21,2
7,1 16,66667 353,3333 118,3333
10,6
6,3 3,333333 35,33333
21
10,7
8,6 6,666667 71,33333 57,33333
12,4
6,3 1,935484
24 12,19355
12,2
4 1,935484 23,6129 7,741935
12,4
17,9
1,9355 24,0002 34,64545
19,2
10,3
1,9355 37,1616 19,93565
19,2
9,1
1,9355 37,1616 17,61305
19,2
7,7
1,9355 37,1616 14,90335
19,2
6,2
1,9355 37,1616 12,0001
19,2
4,9
1,9355 37,1616 9,48395
19,2
3,3
1,9355 37,1616 6,38715
19,2
1,9
1,9355 37,1616 3,67745
21,2
11,3
1,9355 41,0326 21,87115
21,7
3,3
1,9355 42,00035 6,38715
21,7
1,9
1,9355 42,00035 3,67745
23,7
2 1,935484 45,87097 3,870968
2,59
2,4 1,935484 5,012903 4,645161
2,59
4,7 1,935484 5,012903 9,096774
2,58
6,7 1,935484 4,993548 12,96774
2,6
8,4 1,935484 5,032258 16,25806
21,2
5 3,225806 68,3871 16,12903
14,7
11,7 7,741935 113,8065 90,58065
17
11,7 7,741935 131,6129 90,58065
19,2
11,7 7,741935 148,6452 90,58065
10,7
4,1 16,12903 172,5806 66,12903
14,4
10,1 15,48387 222,9677 156,3871
16,6
10,1 15,48387 257,0323 156,3871
ΣS= 153,2249
Хтп= 16,7198
ΣS*X= 2561,89
Утп= 8,489954
ΣS*Y= 1300,872
Xi
Yi
S i
S i*X
S i*Y
1,05
14,5 6,666667
7 96,66667
2,23
14,5 5,434783 12,11957 78,80435
4,8
14,5 18,47826 88,69565 267,9348
6,3
14,5 18,47826 116,413 267,9348
2
11,7 66,66667 133,3333
780
3,8
9,6 28,57143 108,5714 274,2857
5,6
7,5 7,142857
40 53,57143
2,3
4,9 21,42857 49,28571
105
ΣS= 172,8675
Хтп= 3,212974
ΣS*X= 555,4187
Утп= 11,13106
ΣS*Y= 1924,198
итак получим:
X
тп1
3.213
=
о.е.
Y
тп1
11.131
=
о.е.
X
тп2
16.72
=
о.е.
Y
тп2
8.49
=
о.е.
с учетом масштаба получим:
X
тп1
64.259 м⋅
=
Y
тп1
222.621 м⋅
=
X
тп2
334.396 м⋅
=
Y
тп2
169.799 м⋅
=
14

---

Page 15

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.
15

---

Page 16

Р
1
Р
2
Р
4
Р
6
Р
5
Р
3
0
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ
Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью выбора
марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии.
Результаты расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде
таблицы 3.1.
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. Добавки от меньшей из
слагаемых нагрузок к большей нагрузке рекомендуется брать по таблице 3.10
[1,2].
Таблица 3.1
Участок 10 кВ
Расчетная активная мощность участка, кВт
Рдп/РдоРвп/Рво
Номер Длина, кмРдо
Рдп
Рво
Рвп
5_6
7,7
181
98,1
172
83,6 0,542 0,48605
6_4
9,8
270,9 169,29
334,8
160,74 0,625 0,48011
4_2
15 468,81 242,361
571,32
252,666 0,517 0,44225
3_2
12,9
200
100
300
100
0,5 0,33333
2_1
6,2 823,49 444,007 1038,12
469,7661 0,539 0,45252
1_0
5,1 1029,1 525,606 1168,31
566,78949 0,511 0,48514
200 ( 100 )
300 ( 100 )
181 ( 98 )
172 ( 84 )
320 ( 140 )
260 ( 160 )
120 ( 90 )
200 ( 95 )
250 ( 100 )
300 ( 120 )
300 ( 180 )
350 ( 200 )
Рисунок 3.1
16

---

Page 17

В столбцы 9 и10 вписываются значения коэффициента мощности,
определенные по кривым рисунка 3.6 [1] или рисунка 3.7 [2] в зависимости от
доли производственной нагрузки на каждом из участков линии, а в столбцы 11
и 12 – соответствующие значения «tg ϕ».
Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и
вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по
формулам:
ϕ
tg
P
Q
O
⋅
=
(3.1)
ϕ
cos
O
P
S =
,
(3.2)
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 ϕ» и «tg ϕ» берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1.
В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии,
который определяется по формуле:
ном
U
3
S
I
⋅
=
,
(3.3)
где U
ном
=10 кВ – номинальное напряжение линии.
Продолжение таблицы 3.1
cosφд cosφв tgφд
tgφв
Расчетная моность
Рабочий ток,А
Реактивная, квар Полная кВА
Qд
Qв
Sд
Sв
Iд
Iв
0,797 0,841 0,758 0,643 137,2 110,652 227,1 204,5 13,11 11,81
0,78 0,842 0,802 0,641 217,3
214,51 347,3 397,6 20,05 22,96
0,802 0,848 0,745 0,625 349,2 357,072 584,6 673,7 33,75
38,9
0,805 0,867 0,737 0,575 147,4 172,425 248,4
346 14,34 19,98
0,798 0,847 0,755 0,628 621,9 651,545 1032 1226 59,58 70,76
0,803 0,842 0,742 0,641 763,8 748,547 1282 1388
74 80,11
Задаемся предварительным значением площади сечений проводов
F
1
I
1
1.3
13.1
1.3
=
10.1
=
=
мм
2
F
4
I
4
1.3
20
1.3
=
15.4
=
=
мм
2
F
2
I
2
1.3
33.8
1.3
=
26.0
=
=
мм
2
F
5
I
5
1.3
70.8
1.3
=
54.5
=
=
мм
2
F
3
I
3
1.3
38.9
1.3
=
29.9
=
=
мм
2
F
6
I
6
1.3
80.1
1.3
=
61.6
=
=
мм
2
17

---

Page 18

На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения:
ном
U
x
Q
r
P
U
l⋅
⋅
+
⋅
=
∆
)
(
0
0
,
(3.5)
где l, Р и Q – длина участка и мощности, передаваемые по участку, берутся из
таблицы 3.1, а r
0
и x
0
– из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ.
ΔU
д56
181 0.42
⋅
137.0 0.385
⋅
+
(
) 7.7
⋅
10
=
99.149 В⋅
=
ΔU
д64
270.9 0.42
⋅
349.0 0.385
⋅
+
(
) 9.8
⋅
10
=
243.18 В⋅
=
ΔU
д42
468.81 0.42
⋅
622.0 0.385
⋅
+
(
) 15
⋅
10
=
654.555 В⋅
=
ΔU
д32
200 0.42
⋅
111.0 0.385
⋅
+
(
) 12.9
⋅
10
=
163.488 В⋅
=
ΔU
д21
823.4885 0.42
⋅
357.0 0.385
⋅
+
(
) 6.2
⋅
10
=
299.652 В⋅
=
ΔU
д10
1029.13965 0.42
⋅
652.0 0.385
⋅
+
(
) 5.1
⋅
10
=
348.462 В⋅
=
Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо
перевести в киловольты и представить в процентах:
100
U
U
%
U
ном
⋅
∆
=
∆
ΔU
д56%
99.1
10000
100
⋅
=
0.991
=
ΔU
д64%
243
10000
100
⋅
=
2.43
=
ΔU
д42%
655
10000
100
⋅
=
6.55
=
ΔU
д32%
163
10000
100
⋅
=
1.63
=
ΔU
д21%
300
10000
100
⋅
=
3
=
ΔU
д10%
348
10000
100
⋅
=
3.48
=
18

---

Page 19

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.
ΔU
дl56%
348
10000
100
⋅
300
10000
100
⋅
+
655
10000
100
⋅
+
243
10000
100
⋅
+
99.1
10000
100
⋅
+
=
16.451
=
ΔU
дl64%
348
10000
100
⋅
300
10000
100
⋅
+
655
10000
100
⋅
+
243
10000
100
⋅
+
=
15.46
=
ΔU
дl42%
348
10000
100
⋅
300
10000
100
⋅
+
655
10000
100
⋅
+
=
13.03
=
ΔU
дl32%
348
10000
100
⋅
300
10000
100
⋅
+
163
10000
100
⋅
+
=
8.11
=
ΔU
дl21%
348
10000
100
⋅
300
10000
100
⋅
+
=
6.48
=
ΔU
дl10%
348
10000
100
⋅
=
3.48
=
ΔU
вl56%
397
10000
100
⋅
311
10000
100
⋅
+
801
10000
100
⋅
+
193
10000
100
⋅
+
120
10000
100
⋅
+
=
18.22
=
ΔU
вl64%
397
10000
100
⋅
311
10000
100
⋅
+
801
10000
100
⋅
+
193
10000
100
⋅
+
=
17.02
=
ΔU
вl42%
397
10000
100
⋅
311
10000
100
⋅
+
801
10000
100
⋅
+
=
15.09
=
ΔU
вl32%
397
10000
100
⋅
311
10000
100
⋅
+
269
10000
100
⋅
+
=
9.77
=
ΔU
вl21%
397
10000
100
⋅
311
10000
100
⋅
+
=
7.08
=
ΔU
вl10%
397
10000
100
⋅
=
3.97
=
В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках
линии, которые рассчитываются по формуле:
τ⋅
⋅
⋅
⋅
=
∆
l
0
2
3
r
I
W
,
(3.7)
где τ - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2
[1] или 14.3 [2].
19

---

Page 20

Окончание таблицы 3.1
Марка и
сечение
Потери напряжения, %
Потери
энергии
на
участк
е
От шин 10 кВ до
конца участка
на участке
От шин 10
кВ до конца
участка
кВт*ч
АС
днем
вечером
АС70/11
0,991
16,451
1,2
18,22 3163,424
АС70/11
2,43
15,46
1,93
17,02 26803,01
АС70/11
6,55
13,03
8,01
15,09 54339,37
АС70/11
1,63
8,11
2,69
9,77 12353,04
АС70/11
3
6,48
3,11
7,08 74401,61
АС70/11
3,48
3,48
3,97
3,97 78335,63
Общие потери энергии кВт*ч/год
249396,1
Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.(приложение
1, 4, 14, 15 [1,2] ).
Таблица 3.2
Номер
участка
Провод Dcp,мм r0, Ом/кмx0, Ом/км Iраб.макс,А Iдоп,А
5_6
АС70/11
2000
0,42
0,385
13,1
265
6_4
АС70/11
2000
0,42
0,385
33,8
265
4_2
АС70/11
2000
0,42
0,385
38,9
265
3_2
АС70/11
2000
0,42
0,385
20
265
2_1
АС70/11
2000
0,42
0,385
70,8
265
1_0
АС70/11
2000
0,42
0,385
80,1
265
20

---

Page 21

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).
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: ∆U
ДОП ВЛ0,38
=∆U′
ВЛ0,38
;
7)внутреннюю составляющую потери напряжения (∆U′′
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%).
21

---

Page 22

Таблица 4.1
Элемент сети
Обозначение
потери и
отклонения
напряжения %
ТПб
ТПр
Тпу
Нагрузка, %
100
25
100
25
100
25
Шины 10 кВ
δU
Ш10
6
2
6
2
6
2
ВЛ 10 кВ
dU
ВЛ10
-3,48
-0,87 -16,451 -4,1128 -16,451 -4,11275
Тр-р 10/0,38 кВ
Потери
dU
Т
-4
-1
-4
-1
-4
-1
Надбавка
δU
Т
0
0
7,5
7,5
7,5
7,5
Шины 0.4 кВ
δU
Ш0,4
-1,48
0,13
-6,951 4,38725 -6,951 4,38725
ВЛ 0.38 кВ:
всего
dU
ВЛ0,38
-3,52
-0,88
1,951 0,48775 1,951
0,48775
Наружная
dU′
ВЛ0,38
-1,52
-0,38
3,951 0,98775 3,951
0,98775
Внутренняя
dU′′
ВЛ0,38
-2
-0,5
-2
-0,5
-2
-0,5
Удаленный потребитель
δU
УД.П
-5
-0,75
-5
4,875
-5
4,875
ГОСТ 13109-97
δU
ном
±5
±5
±5
±5
±5
±5
22

---

Page 23

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 кВ
W1
W2
W3
2
5
1
3
4
7 6 8
Определяется расчетная активная нагрузка на участке линии W1
На данном участке расчетные нагрузки потребителей
P
д2
5 кВт
⋅
=
P
д5
50 кВт
⋅
=
P
д1
5 кВт
⋅
=
P
51
P
д1
5 кВт
⋅
=
=
P
25
P
д5
P'
доп
P
51
( )
+
53 кВт
⋅
=
=
P
02
P
25
P
доб2
+
56.0
=
56 кВт
⋅
=
=
Расчитываем коэффициенты мощности нагрузки
участков линии W1
S
51
P
д1
cosφ
д1
5
0.84
=
5.95
=
=
кВА
cosφ
25
S
д5
cosφ
д5
⋅
S
51
cosφ
д1
⋅
+
S
д5
S
51
+
66.67 0.75
⋅
5.95 0.84
⋅
+
66.67 5.95
+
=
0.757
=
=
S
25
P
25
cosφ
25
53
0.757
=
70.0
=
=
кВА
23

---

Page 24

cosφ
02
S
25
cosφ
25
⋅
S
д2
cosφ
д2
⋅
+
S
д2
S
25
+
70.0 0.757
⋅
111 0.75
⋅
+
111 70.0
+
=
0.753
=
=
S
02
P
02
cosφ
25
56
0.757
=
74.0
=
=
кВА
Определяется расчетная активная нагрузка на участке линии W2
На данном участке расчетные нагрузки потребителей
P
д3
17 кВт
⋅
=
P
д4
17 кВт
⋅
=
P
34
P
д4
17 кВт
⋅
=
=
P
03
P
д3
P
д4
+
34 кВт
⋅
=
=
Расчитываем коэффициенты мощности нагрузки участков линии W2
S
34
P
д4
cosφ
д4
17
0.92
=
18.5
=
=
кВА
cosφ
03
S
д3
cosφ
д3
⋅
S
34
cosφ
д4
⋅
+
S
д3
S
34
+
18.48 0.92
⋅
18.5 0.92
⋅
+
18.48 18.5
+
=
0.92
=
=
S
03
P
03
cosφ
03
34
0.92
=
37.0
=
=
кВА
Определяется расчетная активная нагрузка на участке линии W3
На данном участке расчетные нагрузки потребителей
P
д6
20 кВт
⋅
=
P
д7
5 кВт
⋅
=
P
д8
15 кВт
⋅
=
P
68
P
д8
15 кВт
⋅
=
=
P
76
P
д6
P'
доп
P
68
( )
+
29.228
=
=
P
07
P
76
P
доб7
+
32.228 кВт
⋅
=
=
24

---

Page 25

Расчитываем коэффициенты мощности нагрузки участков линии W3
S
68
P
д8
cosφ
д8
15
0.7
=
21.4
=
=
кВА
cosφ
76
S
д6
cosφ
д6
⋅
S
68
cosφ
д8
⋅
+
S
д6
S
68
+
28.57 0.7
⋅
21.4 0.7
⋅
+
28.57 21.4
+
=
0.7
=
=
S
76
P
76
cosφ
76
29.228178596085527
0.7
=
41.8
=
=
кВА
cosφ
07
S
д7
cosφ
д7
⋅
S
76
cosφ
76
⋅
+
S
д7
S
76
+
7.143 0.7
⋅
41.8 0.7
⋅
+
7.143 41.8
+
=
0.7
=
=
S
07
P
07
cosφ
07
32.228178596085527
0.7
=
46.0
=
=
кВА
Определяется расчетная индуктивная нагрузка на участкахлинии (кВар)
для ветки W1:
Q
51
S
51
1 cosφ
д1
2
−
⋅
5.95 1 0.84
2
−
⋅
=
3.23
=
=
Q
25
S
25
1 cosφ
25
2
−
⋅
70.0 1 0.757
2
−
⋅
=
45.7
=
=
Q
02
S
02
1 cosφ
02
2
−
⋅
74.0 1 0.753
2
−
⋅
=
48.7
=
=
для ветки W2:
Q
34
S
34
1 cosφ
д4
2
−
⋅
18.5 1 0.92
2
−
⋅
=
7.25
=
=
Q
03
S
03
1 cosφ
03
2
−
⋅
37.0 1 0.92
2
−
⋅
=
14.5
=
=
для ветки W3:
Q
68
S
68
1 cosφ
д8
2
−
⋅
21.4 1 0.7
2
−
⋅
=
15.3
=
=
Q
76
S
76
1 cosφ
76
2
−
⋅
41.8 1 0.7
2
−
⋅
=
29.9
=
=
Q
07
S
07
1 cosφ
07
2
−
⋅
46.0 1 0.7
2
−
⋅
=
32.9
=
=
25

---

Page 26

длины участков в относительных единицах (см)
W1
W2
W3
L
03
1.12 0.5
+
1.2
+
2.82
=
=
L
07
3.9 0.9
+
4.8
=
=
L
02
1.12 2
+
1.2
+
4.32
=
=
L
34
1.2 1.2
+
2.4
=
=
L
76
1.6 1.2
+
2.8
=
=
L
25
0.7 1.2
+
1.9
=
=
L
68
3.7
=
L
51
0.5 1.2
+
1.7
=
=
с учетом масштаба
L
02
86.4 м⋅
=
L
03
56.4 м⋅
=
L
07
96 м⋅
=
L
25
38 м⋅
=
L
34
48 м⋅
=
L
76
56 м⋅
=
L
51
34 м⋅
=
L
68
74 м⋅
=
L
w1
L
02
L
25
+
L
51
+
86.4 38
+
34
+
=
158.4 м⋅
=
=
L
w2
L
03
L
34
+
56.4 48
+
=
104.4 м⋅
=
=
L
w3
L
07
L
76
+
L
68
+
226 м⋅
=
=
Задаемся удельным индуктивным сопротивлением проводов линии
x
0
0.4
=
Ом
км
x
0
0.4
1000
4 10
4
−
×
=
=
Ом
м
Расчитываем составляющую потери напряжения в реактивных сопротивлениях
линии по формуле
ветка W1:
ΔU
p1
x
0
Q
02
L
02
⋅
Q
25
L
25
⋅
+
Q
51
L
51
⋅
+
(
)
⋅
0.38
=
ΔU
p1
0.0004 48.7 86.4
⋅
45.7 38
⋅
+
3.23 34
⋅
+
(
)
⋅
0.38
=
6.373 В⋅
=
ветка W2:
ΔU
p2
x
0
Q
03
L
03
⋅
Q
34
L
34
⋅
+
(
)
⋅
0.38
=
ΔU
p2
0.0004 14.5 56.4
⋅
7.25 48
⋅
+
(
)
⋅
0.38
=
1.227 В⋅
=
26

---

Page 27

ветка W3:
ΔU
p3
x
0
Q
07
L
07
⋅
Q
76
L
76
⋅
+
Q
68
L
68
⋅
+
(
)
⋅
0.38
=
ΔU
p3
0.0004 32.9 96
⋅
29.9 56
⋅
+
15.3 74
⋅
+
(
)
⋅
0.38
=
6.279 В⋅
=
Зная допустимую потерю напряжения, находим составляющие потери напряженияв
активных сопротивлениях линии:
ΔU
доп
ΔU
доп
380
100
⋅
15.0
=
=
B
Для ветки W1
ΔU
A1
ΔU
доп
ΔU
p1
−
15.0 6.37
−
=
8.63
=
=
В
Для ветки W2:
В
ΔU
A2
ΔU
доп
ΔU
p2
−
15.0 1.23
−
=
13.8
=
=
Для ветки W3:
ΔU
A3
ΔU
доп
ΔU
p3
−
15.0 6.28
−
=
8.72
=
=
В
Определяем постоянное сечение проводов
γ
32
=
м
Ом мм
2
⋅
- удельная проводимость алюминия
Ветки W1:
F
w1
P
02
L
02
⋅
P
25
L
25
⋅
+
P
51
L
51
⋅
+
γ ΔU
A1
⋅
0.38
⋅
56 86.4
⋅
53 38
⋅
+
5 34
⋅
+
32 8.63
⋅
0.38
⋅
=
66.9
=
66.9 мм
2




⋅
=
=
Ветки W2:
F
w2
P
03
L
03
⋅
P
34
L
34
⋅
+
γ ΔU
A2
⋅
0.38
⋅
34 56.4
⋅
17 48
⋅
+
32 13.8
⋅
0.38
⋅
=
16.3
=
16.3 мм
2




⋅
=
=
Ветки W3:
F
w3
P
07
L
07
⋅
P
76
L
76
⋅
+
P
68
L
68
⋅
+
γ ΔU
A3
⋅
0.38
⋅
32.2 96
⋅
29.2 56
⋅
+
15 74
⋅
+
32 8.72
⋅
0.38
⋅
=
55.0
=
55 мм
2




⋅
=
=
27

---

Page 28

полученные расчетные сечения округляем до стандартного
F
1
70 мм
2




⋅
=
F
2
25 мм
2




⋅
=
F
3
70 мм
2




⋅
=
проверяем действительную потерю напряженияв линиях
ветка W1:
ΔU
02
P
02
r
1
⋅
Q
02
x
1
⋅
+
(
)
L
02
⋅
380
56 0.308
⋅
48.7 0.274
⋅
+
(
) 86.4
⋅
380
=
6.96
=
6.96 В⋅
=
=
ΔU
25
P
25
r
1
⋅
Q
25
x
1
⋅
+
(
)
L
25
⋅
380
53 0.308
⋅
45.7 0.274
⋅
+
(
) 38
⋅
380
=
2.88
=
=
В
ΔU
51
P
51
r
1
⋅
Q
51
x
1
⋅
+
(
)
L
51
⋅
380
5 0.308
⋅
3.23 0.274
⋅
+
(
) 34
⋅
380
=
0.217
=
=
В
Общая потеря напряжения на первой ветке
ΔU
Σ1
ΔU
02
ΔU
25
+
ΔU
51
+
6.96 2.88
+
0.217
+
=
10.1
=
10.1 В⋅
=
=
ΔU
доп
15 В⋅
=
Допустимое падение напряжения
ветка W2:
ΔU
03
P
03
r
2
⋅
Q
03
x
2
⋅
+
(
)
L
03
⋅
380
34 0.83
⋅
14.5 0.308
⋅
+
(
) 56.4
⋅
380
=
4.85
=
=
В
ΔU
34
P
34
r
2
⋅
Q
34
x
2
⋅
+
(
)
L
34
⋅
380
17 0.83
⋅
7.25 0.308
⋅
+
(
) 48
⋅
380
=
2.06
=
=
В
28

---

Page 29

Общая потеря напряжения на первой ветке
ΔU
Σ2
ΔU
03
ΔU
34
+
4.85 2.06
+
=
6.91
=
6.91 В⋅
=
=
ΔU
доп
15 В⋅
=
Допустимое падение напряжения
ветка W3:
ΔU
07
P
07
r
3
⋅
Q
07
x
3
⋅
+
(
)
L
07
⋅
380
32.2 0.308
⋅
32.9 0.274
⋅
+
(
) 96
⋅
380
=
4.78
=
=
В
ΔU
76
P
76
r
3
⋅
Q
76
x
3
⋅
+
(
)
L
76
⋅
380
29.2 0.308
⋅
29.9 0.274
⋅
+
(
) 56
⋅
380
=
2.53
=
=
В
ΔU
68
P
68
r
3
⋅
Q
68
x
3
⋅
+
(
)
L
68
⋅
380
15 0.308
⋅
15.3 0.274
⋅
+
(
) 74
⋅
380
=
1.72
=
=
В
Общая потеря напряжения на первой ветке
ΔU
Σ3
ΔU
07
ΔU
76
+
ΔU
68
+
4.78 2.53
+
1.72
+
=
9.03
=
9.03 В⋅
=
=
ΔU
доп
15 В⋅
=
Допустимое падение напряжения
Проверка выполнена. Все провода удовлетворяют условиям.
Расчетные максимальные токи, действующие на участках
ветка W1
I
max02
S
02
3 0.38
⋅
74.0
3 0.38
⋅
=
112.0
=
112 А⋅
=
=
I
max25
S
25
3 0.38
⋅
70.0
3 0.38
⋅
=
106.0
=
106 А⋅
=
=
I
max51
S
51
3 0.38
⋅
5.95
3 0.38
⋅
=
9.04
=
9.04 А⋅
=
=
29

---

Page 30

ветка W2
I
max03
S
03
3 0.38
⋅
37.0
3 0.38
⋅
=
56.2
=
56.2 А⋅
=
=
I
max34
S
34
3 0.38
⋅
18.5
3 0.38
⋅
=
28.1
=
28.1 А⋅
=
=
ветка W3
I
max07
S
07
3 0.38
⋅
46.0
3 0.38
⋅
=
69.9
=
69.9 А⋅
=
=
I
max76
S
76
3 0.38
⋅
41.8
3 0.38
⋅
=
63.5
=
63.5 А⋅
=
=
I
max68
S
68
3 0.38
⋅
21.4
3 0.38
⋅
=
32.5
=
32.5 А⋅
=
=
Расчетные токи нагрузки линии 0.38 кВ отходящих от ТП
Первая ветка
I
max1
I
max02
112 А⋅
=
=
Вторая ветка
I
max2
I
max03
56.2 А⋅
=
=
Третьяветка
I
max3
I
max07
69.9 А⋅
=
=
Допустимые токи на данных ветках
Первая ветка
I
доп1
320 А⋅
=
Вторая ветка
I
доп2
170 А⋅
=
Третьяветка
I
доп3
320 А⋅
=
Все полученные данные сведем в таблицу
Таблица 5.1
Допустимое падение напряжения на ветках
ΔU
доп
15 В⋅
=
Так что все провода расчитаны правильно
30
Линия
Участок
Провод r0,Ом/км
x0,Ом/км
Ip.max,А
Iдоп,А
dUф,В
dUсумм.ф,В
02 A 70
0,308 0,274
112
320
6,96
10,1
W1
25 A 70
0,308 0,274
106
320
2,88
10,1
51 A 70
0,308 0,274
9,04
320
0,217
10,1
03 A 25
0,83
0,308
56,2
170
4,85
6,91
W2
34 A 25
0,83
0,308
28,1
170
2,06
6,91
`07 A 70
0,308 0,274
69,9
320
4,78
9,03
W3
76 A 70
0,308 0,274
63,5
320
2,53
9,03
68 A 70
0,308 0,274
32,5
320
1,72
9,03

---

Page 31

КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 кВ,10 кВ И ПОДСТАНЦИИ 10/0,38 кВ
КТП-10/0.38-100 Для ТП1
КТП-10/0.38-100 Для ТП2
Основные технические характеристики трансформатора ТМ- 100
ВН= 10
НН= 0,4
Группа соединения обмоток- 0
РххА= 330
РххБ= 365
Ркз= 1970
Uk%= 4,5
Ixx%= 2,6
Переключатель напряжений- ПБВ
Основные технические характеристики трансформатора ТМ- 100
ВН= 10
НН= 0,4
Группа соединения обмоток- 0
РххА= 330
РххБ= 365
Ркз= 1970
Uk%= 4,5
Ixx%= 2,6
Переключатель напряжений- ПБВ
Опоры – железобетонные опоры 0.38 кВ и 10 кВ;
Изоляторы – ШФ-10, НС.
Линейную арматуру
ТП1 и ТП2 однотрансформаторные комплектные трансформаторные
подстанции со схемой соединения обмоток трансформаторов звезда- звезда с
нулем
31

---

Page 32

Значения токов при коротких замыканиях (КЗ) необходимы для проверки
выбранного оборудования, расчета и проверки чувствительности защит.
Рис 7.1 Исходнаясхема электропередачи
Исходными данными для расчета токов КЗ к схеме рисунка 7.1 являются:
1)длины участков ВЛ 10 кВ (берутся с заданного варианта плана местности);
2)марки и сечения проводов линии 10 кВ (определяются при расчете ВЛ 10 кВ);
3)место подключения ТП1 на линии 10 кВ (определяется номером расчетного
населенного пункта);
4)длины участков ВЛ 0,38 кВ, отходящих от ТП1
(определяются по плану расчетного населенного пункта); 5)марки и сечения
проводов линий 0,38 кВ (определяются при расчете ВЛ 0,38 кВ); 6)мощность
трансформатора ТП1 (определяется при расчете линий 0,38 кВ); 7)мощность
системы в режиме КЗ (определяется вариантом задания).
7.2.На расчетную схему наносим точки КЗ: 1)в начале линии 10 кВ (на
шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ – точка К
1
); 2)в конце линии 10 кВ (точки К
3
, К
4
);
3)на шинах 10 кВ расчетной подстанции ТП1 (точка К
2
); 4)на шинах 0,4 кВ
расчетной подстанции ТП1 (точка К
5
); 5)в конце линий 0,38 кВ – W1, W2 и
W3 (точки К
6
, К
7
, К
8
).
7.3.Составляем схему замещения для исходной расчетной схемы
электропередачи (рисунок 7.2), на которой показываем индуктивные и
активные сопротивления элементов схемы замещения: системы, проводов ВЛ
10 и 0,38 кВ,
32

---

Page 33

Рис 7.2 Схема замещения
Выбираем систему единиц для расчета токов КЗ. В сельских сетях для
приведения сопротивлений элементов схемы замещения к базисным условиям
чаще всего применяется система именованных единиц, в которой все
сопротивления приводятся к базисному напряжению «U
б
».
Принимаем
U
б
10.5
=
кВ
Определяем сопротивления схемы замещения, приведенные к базисному
напряжению.
Сопротивление системы:
)3
(
2
КЗ
Б
С
S
U
X =
X
c
10.5 1000
⋅
(
)
2
S
кз
10.5 1000
⋅
(
)
2
220000000
=
0.501
=
=
Ом
Сопротивления участков линии 10 кВ
Номер
участка
Активное
сопротивление
проводов на данном
участке, Ом/км
Длина
данного
участка,км
Общее
активноесо
противлен
ие, Ом
Индуктивное
сопротивление
проводов на
данном участке,
Ом/км
Общее
индуктивное
сопротивлени
е, Ом
5_6
0,42
7,7
3,234
0,385
2,9645
6_4
0,42
9,8
4,116
0,385
3,773
4_2
0,42
15
6,3
0,385
5,775
3_2
0,42
12,9
5,418
0,385
4,9665
2_1
0,42
6,2
2,604
0,385
2,387
1_0
0,42
5,1
2,142
0,385
1,9635
33

---

Page 34

Сопротивление трансформатора
r
T
P
кз
S
ном
1000
⋅
U
б
1000
⋅
(
)
2
S
ном
1000
⋅
⋅
1970
100 1000
⋅
10.5 1000
⋅
(
)
2
100 1000
⋅
⋅
=
21.7
=
21.7 Ом
⋅
=
=
z
T
U
k%
100
U
б
1000
⋅
(
)
2
S
ном
1000
⋅
⋅
4.5
100
10.5 1000
⋅
(
)
2
100 1000
⋅
⋅
=
49.6
=
49.6 Ом
⋅
=
=
x
T
z
T
2
r
T
2
−
49.6
2
21.7
2
−
=
44.6
=
44.6 Ом
⋅
=
=
Сопротивления участков ВЛ 0.38 кВ:
R
w1
r
w1
L
w1
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
0.308
158.4
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
=
33.6
=
33.6 Ом
⋅
=
=
R
w2
r
w2
L
w2
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
0.83
104.4
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
=
59.7
=
59.7 Ом
⋅
=
=
R
w3
r
w3
L
w3
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
0.308
226
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
=
48.0
=
48 Ом
⋅
=
=
X
w1
x
w1
L
w1
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
0.274
158.4
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
=
29.9
=
29.9 Ом
⋅
=
=
X
w2
x
w2
L
w2
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
0.308
104.4
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
=
22.2
=
22.2 Ом
⋅
=
=
X
w3
x
w3
L
w3
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
0.274
226
1000
⋅
10.5
0.4






2
⋅
=
42.7
=
42.7 Ом
⋅
=
=
Результирующие сопротивлениядо точек короткого замыкания
До точки К1:
Z
1
X
c
0.501 Ом
⋅
=
=
До точки К2:
Z
2
3.23 4.12
+
6.3
+
2.6
+
2.14
+
(
)
2
0.501 2.96
+
3.77
+
5.77
+
2.39
+
1.96
+
(
)
2
+
=
Z
2
25.283 Ом
⋅
=
До точки К3:
Z
3
5.42 2.6
+
2.14
+
(
)
2
4.97 2.39
+
1.96
+
0.501
+
(
)
2
+
=
14.131 Ом
⋅
=
34

---

Page 35

До точки K4:
Z
4
2.14 2.6
+
6.3
+
4.12
+
3.23
+
(
)
2
1.96 2.39
+
0.501
+
5.77
+
3.77
+
2.96
+
(
)
2
+
=
Z
4
25.283 Ом
⋅
=
Z
5
2.14 2.6
+
6.3
+
4.12
+
3.23
+
r
T
+
(
)
2
1.96 2.39
+
0.501
+
5.77
+
3.77
+
2.96
+
x
T
+
(
)
2
+
=
Z
5
73.791 Ом
⋅
=
До точек К6,К7,К8 результирующие сопротивления расчитываютсяаналогично
Z
6
18.4 21.7
+
48
+
(
)
2
16.8 0.501
+
44.6
+
42.7
+
(
)
2
+
=
136.759 Ом
⋅
=
Z
7
18.4 21.7
+
33.6
+
(
)
2
16.8 0.501
+
44.6
+
29.9
+
(
)
2
+
=
117.725 Ом
⋅
=
Z
8
18.4 21.7
+
59.7
+
(
)
2
16.8 0.501
+
44.6
+
22.2
+
(
)
2
+
=
130.511 Ом
⋅
=
7.2 Рассчитываем токи трехфазного КЗ. Для точек 1, 2, 3, 4 и 5 выполняется
условие U
ср.ном
= U
б
, поэтому ток КЗ определяется по формуле:
I
k1_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
1
⋅
10.5 1000
⋅
3 0.501
⋅
=
12100.0
=
12.1 кА
⋅
=
=
I
k2_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
2
⋅
10.5 1000
⋅
3 25.3
⋅
=
240.0
=
0.24 кА
⋅
=
=
I
k3_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
3
⋅
10.5 1000
⋅
3 14.1
⋅
=
430.0
=
0.43 кА
⋅
=
=
I
k4_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
4
⋅
10.5 1000
⋅
3 25.3
⋅
=
240.0
=
0.24 кА
⋅
=
=
Для точки 5,6,7,8:
I
k5_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
5
⋅
10.5
0.4
⋅
10.5 1000
⋅
3 73.8
⋅
10.5
0.4
⋅
=
2156.0
=
2.156 кА
⋅
=
=
I
k6_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
6
⋅
10.5
0.4
⋅
10.5 1000
⋅
3 137.0
⋅
10.5
0.4
⋅
=
1161.0
=
1.161 кА
⋅
=
=
I
k7_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
7
⋅
10.5
0.4
⋅
10.5 1000
⋅
3 118.0
⋅
10.5
0.4
⋅
=
1348.0
=
1.348 кА
⋅
=
=
I
k8_3ф
U
б
1000
⋅
3 Z
8
⋅
10.5
0.4
⋅
10.5 1000
⋅
3 131.0
⋅
10.5
0.4
⋅
=
1214.0
=
1.214 кА
⋅
=
=
35

---

Page 36

7.9 Определим токи двухфазного КЗ для точек 1,2,3,4,5,6,7,8
I
k1_2ф
3
2
I
k1_3ф
⋅
3
2
12100
⋅
=
10478.0
=
10.478 кА
⋅
=
=
I
k2_2ф
3
2
I
k2_3ф
⋅
3
2
240
⋅
=
208.0
=
0.208 кА
⋅
=
=
I
k3_2ф
3
2
I
k3_3ф
⋅
3
2
430
⋅
=
372.0
=
0.372 кА
⋅
=
=
I
k4_2ф
3
2
I
k4_3ф
⋅
3
2
240
⋅
=
208.0
=
0.208 кА
⋅
=
=
I
k5_2ф
3
2
I
k5_3ф
⋅
3
2
2156
⋅
=
1867.0
=
1.867 кА
⋅
=
=
I
k6_2ф
3
2
I
k6_3ф
⋅
3
2
1161
⋅
=
1005.0
=
1.005 кА
⋅
=
=
I
k7_2ф
3
2
I
k7_3ф
⋅
3
2
1348
⋅
=
1167.0
=
1.167 кА
⋅
=
=
I
k8_2ф
3
2
I
k8_3ф
⋅
3
2
1214
⋅
=
1051.0
=
1.051 кА
⋅
=
=
7.10 Ударный ток для каждой из точек КЗ определяется по формуле:
)3
(
2
К
У
У
I
k
i
⋅
⋅
=
,
(7.15)
где k
У
– ударный коэффициент, для i – той точки КЗ рекомендуется определять
по формуле:
i
i
а
x
r
T
Уi
e
e
k
⋅
−
−
+
=
+
=
14
,3
01
,0
1
1
k
y1
1 e
3.14
−
R
Σ1
⋅
XΣ1
+
1 e
3.14
−
0⋅
0.501
+
=
2.0
=
=
k
y2
1 e
3.14
−
R
Σ2
⋅
XΣ2
+
1 e
3.14
−
3.23 4.12
+
6.3
+
2.6
+
2.14
+
(
)
⋅
0.501 2.96
+
3.77
+
5.77
+
2.39
+
1.96
+
+
=
1.04
=
=
k
y3
1 e
3.14
−
R
Σ3
⋅
XΣ3
+
1 e
3.14
−
5.42 2.6
+
2.14
+
(
)
⋅
4.97 2.39
+
1.96
+
0.501
+
+
=
1.04
=
=
k
y4
1 e
3.14
−
R
Σ4
⋅
XΣ4
+
1 e
3.14
−
2.14 2.6
+
6.3
+
4.12
+
3.23
+
(
)
⋅
1.96 2.39
+
0.501
+
5.77
+
3.77
+
2.96
+
+
=
1.04
=
=
k
y5
1 e
3.14
−
R
Σ5
⋅
XΣ5
+
1 e
3.14
−
2.14 2.6
+
6.3
+
4.12
+
3.23
+
21.7
+
(
)
⋅
1.96 2.39
+
0.501
+
5.77
+
3.77
+
2.96
+
44.6
+
+
=
1.13
=
=
36

---

Page 37

k
y6
1 e
3.14
−
R
Σ6
⋅
X
Σ6
+
1 e
3.14
−
18.4 21.7
+
48
+
(
)
⋅
16.8 0.501
+
44.6
+
42.7
+
+
=
1.07
=
=
k
y7
1 e
3.14
−
R
Σ7
⋅
X
Σ7
+
1 e
3.14
−
18.4 21.7
+
33.6
+
(
)
⋅
16.8 0.501
+
44.6
+
29.9
+
+
=
1.08
=
=
k
y8
1 e
3.14
−
R
Σ2
⋅
X
Σ2
+
1 e
3.14
−
3.23 4.12
+
6.3
+
2.6
+
2.14
+
(
)
⋅
0.501 2.96
+
3.77
+
5.77
+
2.39
+
1.96
+
+
=
1.04
=
=
Тогда ударный ток
i
y1
2 k
y1
⋅
I
k1_3ф
⋅
2 2.0
⋅
12100
⋅
=
34223.0
=
34.223 кА
⋅
=
=
i
y2
2 k
y2
⋅
I
k2_3ф
⋅
2 1.04
⋅
240
⋅
=
353.0
=
0.353 кА
⋅
=
=
i
y3
2 k
y3
⋅
I
k3_3ф
⋅
2 1.04
⋅
430
⋅
=
632.0
=
0.632 кА
⋅
=
=
i
y4
2 k
y4
⋅
I
k4_3ф
⋅
2 1.04
⋅
240
⋅
=
353.0
=
0.353 кА
⋅
=
=
i
y5
2 k
y5
⋅
I
k5_3ф
⋅
2 1.13
⋅
2156
⋅
=
3445.0
=
3.445 кА
⋅
=
=
i
y6
2 k
y6
⋅
I
k6_3ф
⋅
2 1.07
⋅
1161
⋅
=
1756.0
=
1.756 кА
⋅
=
=
i
y7
2 k
y7
⋅
I
k7_3ф
⋅
2 1.08
⋅
1348
⋅
=
2058.0
=
2.058 кА
⋅
=
=
i
y8
2 k
y8
⋅
I
k8_3ф
⋅
2 1.04
⋅
1214
⋅
=
1785.0
=
1.785 кА
⋅
=
=
7.11 Мощность трехфазного КЗ для каждой из точек определяется по формуле:
S
3k
3 U
ср.ном
⋅
I
k
⋅
=
Для точек 1,2,3,4
S
3k1
3 10.5
⋅
10
3
⋅
I
k1_3ф
⋅
3 10.5
⋅
10
3
⋅
12100
⋅
=
220.057 МВА
⋅
=
=
S
3k2
3 10.5
⋅
10
3
⋅
I
k2_3ф
⋅
3 10.5
⋅
10
3
⋅
240
⋅
=
4.365 МВА
⋅
=
=
S
3k3
3 10.5
⋅
10
3
⋅
I
k3_3ф
⋅
3 10.5
⋅
10
3
⋅
430
⋅
=
7.82 МВА
⋅
=
=
S
3k4
3 10.5
⋅
10
3
⋅
I
k4_3ф
⋅
3 10.5
⋅
10
3
⋅
240
⋅
=
4.365 МВА
⋅
=
=
S
3k5
3 0.4
⋅
10
3
⋅
I
k5_3ф
⋅
3 0.4
⋅
10
3
⋅
2156
⋅
=
1.494 МВА
⋅
=
=
S
3k6
3 0.4
⋅
10
3
⋅
I
k6_3ф
⋅
3 0.4
⋅
10
3
⋅
1161
⋅
=
0.804 МВА
⋅
=
=
S
3k7
3 0.4
⋅
10
3
⋅
I
k7_3ф
⋅
3 0.4
⋅
10
3
⋅
1348
⋅
=
0.934 МВА
⋅
=
=
S
3k8
3 0.4
⋅
10
3
⋅
I
k8_3ф
⋅
3 0.4
⋅
10
3
⋅
1214
⋅
=
0.841 МВА
⋅
=
=
37

---

Page 38

7.12.Определяем минимальную величину тока КЗ для проверки защиты на
чувствительность. Это будут токи однофазного КЗ в конце линий 0,38 кВ (точки
К
7
, К
8
и К
9
), которые рекомендуется рассчитывать по упрощенной формуле:
П
Т
Ф
К
z
z
U
I
+
=
3
)1
(
,
где
Z
T
1.07
=
Ом
- полное сопротивление трансформатора току замыкания на
корпус, приведенное к напряжению 0.4 кВ
z
n6
L
w3
1000
2 r
w3
⋅
( )
2
0.6
2
+
⋅
226
1000
2 0.308
⋅
(
)
2
0.6
2
+
⋅
=
0.194
=
=
z
n7
L
w1
1000
2 r
w1
⋅
( )
2
0.6
2
+
⋅
158.4
1000
2 0.308
⋅
(
)
2
0.6
2
+
⋅
=
0.136
=
=
z
n8
L
w2
1000
2 r
w2
⋅
( )
2
0.6
2
+
⋅
104.4
1000
2 0.83
⋅
(
)
2
0.6
2
+
⋅
=
0.184
=
=
тогда
I
k6_1ф
220
Z
T
3
z
n6
+
220
1.07
3
0.194
+
=
400.0
=
=
A
I
k7_1ф
220
Z
T
3
z
n7
+
220
1.07
3
0.136
+
=
447.0
=
=
A
I
k8_1ф
220
Z
T
3
z
n8
+
220
1.07
3
0.184
+
=
407.0
=
=
A
7.13 Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1
Таблица 7.1
Точка КЗ Uср.ном
Сопротивление Ом Ky
Токи КЗ, кА
кВ
r
x
Z
Ik(3) Ik(2)
I y
Ik(1) Sk,MBa
K1
10,5
0
0,501
0,501
2 12100 10478 34223
220,0571
K2
10,5
18,39
17,351
25,3 1,04
240
208
353
4,364768
K3
10,5
10,16
9,821
14,1 1,04
430
372
632
7,820209
K4
10,5
18,39
17,351
25,3 1,04
240
208
353
4,364768
K5
0,4
40,09
61,951
73,8 1,13 2156
1867 3445
1,493721
K6
0,4
88,1 104,601
137 1,07 1161
1005 1756
400 0,804364
K7
0,4
73,7
91,801
118 1,08 1348
1167 2058
447 0,933922
K8
0,4
99,8
84,101
131 1,04 1214
1051 1785
407 0,841084
38

---

Page 39

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
Разъединитель для ТП1 выбирается по конструктивному исполнению, роду
установки (внутренняя, наружная) и электрическим параметрам: номинальному
напряжению (U
ном
) и току (I
ном
), термической и электродинамической
устойчивости при токах КЗ. Электродинамическая устойчивость разъединителей
характеризуется амплитудой (i
макс
) предельного сквозного тока КЗ, называемого
иногда током электродинамической стойкости. Термическая устойчивость
разъединителей характеризуется произведением действующего значения
предельного тока (I
Т
) термической стойкости на время (t
Т
) протекания тока
термической стойкости.
Выбор высоковольтного разъединителя для ТП:
Выбираем разъединитель типа РЛНД-1-10Б/400УХЛ1 с приводом
ПРНЗ-10УХЛ1 и номинальными параметрами:
U
ном
10
=
кВ
I
ном
400
=
А
i
max
25
=
кА
I
T
10
=
кА
t
T
3
=
сек
При выборе и проверке разъединителей должны соблюдаться следующие
основные условия:
U
ном
U
ном.уст
≥
I
ном
I
раб.max
≥
i
max
i
y4
≥
I
T
2
t
T
⋅
I
k4_3ф
2.5
⋅
≥
10 10
=
I
ном
400
=
А
больше чем
I
раб.max
13.1
=
А
i
max
25
=
кА
больше,
чем
i
y4
0.353 кА
⋅
=
I
k4_3ф
2
2.5
⋅
0.144
=
кА
2
с⋅
I
T
2
t
T
⋅
300
=
больше чем
39

---

Page 40

ЗАЩИТА ОТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Выбранная комплектная подстанция укомплектована:
1)предохранителями типа ПКТ101-10 для защиты силового трансформатора,
расположенными во вводном устройстве 10 кВ;
2)автоматическими выключателями типов АЕ2000 и А3700 для защиты
отходящих линий, расположенными в РУ 0,38 кВ.
Исходные данные для определения параметров защит силового трансформатора и
отходящихлиний 0.38 кВ:
1. Номинальный и расчетный токи нагрузки подстанции на стороне 10 кВ
I
раб.max.тр
5.77 А⋅
=
I
доп
265 А⋅
=
2. Расчетные токи линий 0.38 кВ отходящих от ТП
I
max1
112 А⋅
=
I
max2
56.2 А⋅
=
I
max3
69.9 А⋅
=
3. Значения токов трехфазного КЗ на шинах 10 и 0.4 кВ ТП:
I
k10
240 А⋅
=
I
k0.4
2.156 10
3
×
А⋅
=
4. Значения токов однофазного КЗ в конце линий 0,38 кВ отходящих от подстанции
I
k1w1
447 А⋅
=
I
k1w2
407 А⋅
=
I
k1w3
400 А⋅
=
9.1 Защита трансформатора ТП1
Основными электрическими параметрами предохранителей для защиты
трансформатора ТП1 являются: номинальное напряжение (U
ном
), номинальный
ток предохранителя (I
ном
), номинальный ток плавкой вставки предохранителя
(I
Вном
), номинальный отключаемый ток (I
ном.откл
).
Выберем предохранитель типа ПКТ101-10-16-20У1
U
ном
U
номуст
=
10кВ 10кВ
=
I
макс.откл
I
k10
≥
I
k10
240
=
A
40

---

Page 41

I
макс.откл
20
=
кА
- условие выполняется
9.1.2.Ток плавкой вставки предохранителя выбираем по двум условиям:
1)отстройке от тока нагрузки на шинах 10 кВ ТП:
I
B
k
H
I
раб.max
⋅
≥
k
H
1.25
=
- коэффициент надежности
I
B1
k
H
I
раб.max.тр
⋅
1.25 5.77
⋅
=
7.21
=
=
А
2. Отстойке от бросков тока намагничивания трансформатора при его включении под
напряжение
I
B2
2 I
тр.ном
⋅
2 5.77
⋅
=
11.54 А⋅
=
=
9.1.3. Большее значение принимаем за расчетное значение тока плавкой вставки и
округляем до ближайшего стандартного
Примем
I
B
11.54 А⋅
=
Принимаем
I
B
20
=
9.1.4.Время срабатывания выбранной плавкой вставки должно обеспечить
термическую стойкость трансформатора
t
B
t
T.Y
≤
где
t
B
- время перегорания плавкой вставки при трехфазном КЗ на шинах 0.4 кВ ТП
t
B
2
=
c
t
TY
1500
I
k5_3ф
(
)
I
тр.ном
2
⋅
1500
2156
5.77
2
⋅
=
23.2
=
=
c
как видно
t
B
t
T.Y
≤
41

---

Page 42

9.2.Защита отходящих от ТП линий 0,38 кВ
Защита линии W1.
9.2.1.Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению
(Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому
току КЗ (Iмакс.откл) :
Данная линия характеризуется:
Номинальным напряжением линии
U
ном0.38
380
=
В
Рабочий максимальный ток
I
max1
112 А⋅
=
Максимальный отключаемый ток КЗ
I
k5_3ф
2.156 10
3
×
А⋅
=
Должны выполняться условия
U
ном
U
номуст
≥
I
ном.w1
I
max
≥
I
макс.откл.w1
I
k5_3ф
≥
Выберем выключатель
А3714Б
с параметрами
U
ном.w1
380
=
В
I
ном.w1
160
=
A
I
макс.откл.w1
36 10
3
⋅
=
А
9.2.2 Выбираем номинальный ток полупроводникового расцепителя
I
раб.макс.w1
I
max1
112 А⋅
=
=
I
H.P
I
раб.макс
≥
Примем номинальный ток расцепителя выключателя
I
H.P
110 А⋅
=
9.2.3. Определяем ток срабатывания МТЗ (в зоне перегрузки) полупроводникового
расцепителя выключателя:
I
с.п.р
1.25 I
H.P
⋅
1.25 110
⋅
=
137.0
=
=
A
42

---

Page 43

9.2.4. Проверяем чувствительность МТЗ:
K
ч
I
k1w1
I
с.п.р
447
137.0
=
3.263
=
=
K
ч
- коэффициент чувствительности;
I
k1w1
- ток однофазного КЗ в конце линии W1
9.2.5 Определяем ток срабатывания ТО по условиям
- отстройки от тока трехфазного КЗ в конце линии W1
I
c.ow1
1.25 I
k1w1
⋅
1.25 447
⋅
=
559.0
=
=
A
9.2.6 По наибольшему значению Ico определим уставку тока срабатывания ТО
полупроводникового расцепителя выбранноготипа выключателя
I
с.п.р
I
с.о.w1
≥
I
с.п.р
137 А⋅
=
т.к. условие не выполняется, то выбираем электромагнитный расцепитель
I
с.э.р
I
с.о.
≥
I
с.э.р
1600
=
А
Проверяем чувствительность ТО:
K
ч
I
k5_2ф
I
с.э.р
1867
1600
=
1.17
=
=
Iк5_3ф - ток двухфазного КЗ в местеустановки выключателя (на шинах 0,4 кВ
ТП1), кА. При КЧ<1,2 линия W1 будет защищаться от междуфазных КЗ одной МТЗ.
9.2.8 Определяем ток срабатывания реле РЭ-571Т, включенного в нулевой
провод линии
I
c.p
0.71 I
раб.макс.w1
⋅
0.71 112
⋅
=
79.52
=
=
9.2.9 Проверяем чувствительность от токов однофазного КЗ
K
ч
I
k1w1
I
раб.макс.w1
−
I
c.p
447 112
−
79.52
=
4.21
=
=
что больше, чем 1.5
43

---

Page 44

Защита линии W2.
9.2.1.Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению
(Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому
току КЗ (Iмакс.откл) :
Данная линия характеризуется:
Номинальным напряжением линии
U
ном0.38
380
=
В
Рабочий максимальный ток
I
max2
56.2 А⋅
=
I
k5_3ф
2.156 10
3
×
А⋅
=
Максимальный отключаемый ток КЗ
Должны выполняться условия
U
ном
U
номуст
≥
I
ном.w2
I
max2
≥
I
макс.откл.w2
I
k5_3ф
≥
Выберем выключатель
А3716Б
с параметрами
U
ном.w2
380
=
В
I
ном.w2
160
=
A
I
макс.откл.w1
60 10
3
⋅
=
А
9.2.2 Выбираем номинальный ток теплового расцепителя
I
раб.макс.w2
I
max2
56.2 А⋅
=
=
I
H.P
I
раб.макс
≥
Примем номинальный ток расцепителя выключателя
I
H.P
100 А⋅
=
9.2.3.Определяем ток срабатывания теплового расцепителявыключателя,
соответствующий его номинальному току
I
с.т.р
1.15 I
H.P
⋅
1.15 100
⋅
=
115.0
=
=
A
9.2.4. Проверяем чувствительность МТЗ:
K
ч
I
k1w2
I
с.т.р
407
115.0
=
3.539
=
=
K
ч
- коэффициент чувствительности;
44

---

Page 45

I
k1w2
- ток однофазного КЗ в конце линии W2
9.2.5 Определяем ток срабатывания ТО по условиям
- отстройки от тока трехфазного КЗ в конце линии W2
I
c.ow2
1.25 I
k1w2
⋅
1.25 407
⋅
=
509.0
=
=
A
9.2.6 По наибольшему значению Ico определим уставку тока срабатывания ТО
полупроводникового расцепителя выбранноготипа выключателя
I
с.т.р
I
с.о.w2
≥
I
с.т.р
115 А⋅
=
т.к. условие не выполняется, то выбираем электромагнитный расцепитель
I
с.э.р
I
с.о.
≥
I
с.э.р
1600
=
А
Проверяем чувствительность ТО:
K
ч
I
k5_2ф
I
с.э.р
1867
1600
=
1.17
=
=
Iк5_2ф - ток двухфазного КЗ в местеустановки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП),
кА. При КЧ<1,2 линия W2 будет защищаться отмеждуфазных КЗ одной МТЗ.
9.2.8 Определяем ток срабатывания реле РЭ-571Т, включенного в нулевой
провод линии
I
c.p
0.71 I
раб.макс.w2
⋅
0.71 56.2
⋅
=
39.902 А⋅
=
=
9.2.9 Проверяем чувствительность от токов однофазного КЗ
K
ч
I
k1w2
I
раб.макс.w2
−
I
c.p
407 56.2
−
39.902
=
8.79
=
=
что больше, чем 1.5
45

---

Page 46

Защита линии W3.
9.2.1.Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению
(Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому
току КЗ (Iмакс.откл) :
Данная линия характеризуется:
Номинальным напряжением линии
U
ном0.38
380
=
В
Рабочий максимальный ток
I
max3
69.9 А⋅
=
I
k5_3ф
2.156 10
3
×
А⋅
=
Максимальный отключаемый ток КЗ
Должны выполняться условия
U
ном
U
номуст
≥
I
ном.w3
I
max3
≥
I
макс.откл.w3
I
k5_3ф
≥
Выберем выключатель
АЕ2056М
с параметрами
U
ном.w3
380
=
В
I
ном.w3
160
=
A
I
макс.откл.w1
6 10
3
⋅
=
А
9.2.2 Выбираем номинальный ток теплового расцепителя
I
раб.макс.w3
I
max3
69.9 А⋅
=
=
I
H.P
I
раб.макс
≥
Примем номинальный ток расцепителя выключателя
I
H.P
80 А⋅
=
9.2.3.Определяем ток срабатывания теплового расцепителявыключателя,
соответствующий его номинальному току
I
с.т.р
92 А⋅
=
9.2.4. Проверяем чувствительность МТЗ:
K
ч
I
k1w3
I
с.т.р
400
92
=
4.348
=
=
46

---

Page 47

K
ч
- коэффициент чувствительности;
I
k1w2
- ток однофазного КЗ в конце линии W2
Если условие не выполнячется то защита линии W3 от однофазных КЗ будет
определяться только настройкой токового реле, включаемого в нулевой проводлинии
9.2.5 Определяем ток срабатывания ТО по условиям
- отстройки от тока трехфазного КЗ в конце линии W2
I
c.ow3
1.25 I
k1w3
⋅
1.25 400
⋅
=
500.0
=
=
A
9.2.6 По наибольшему значению Ico определим уставку тока срабатывания ТО
полупроводникового расцепителя выбранноготипа выключателя
I
с.т.р
I
с.о.w3
≥
I
с.т.р
92 А⋅
=
т.к. условие не выполняется, то выбираем электромагнитный расцепитель
I
с.э.р
I
с.о.
≥
I
с.э.р
960
=
А
Проверяем чувствительность ТО:
K
ч
I
k5_2ф
I
с.э.р
1867
960
=
1.94
=
=
Iк5_2ф - ток двухфазного КЗ в местеустановки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП),
кА. При КЧ<1,2 линия W2 будет защищаться отмеждуфазных КЗ одной МТЗ.
9.2.8 Определяем ток срабатывания реле РЭ-571Т, включенного в нулевой провод
линии
I
c.p
0.71 I
раб.макс.w3
⋅
0.71 69.9
⋅
=
49.629
=
=
9.2.9 Проверяем чувствительность от токов однофазного КЗ
K
ч
I
k1w3
I
раб.макс.w3
−
I
c.p
400 69.9
−
49.629000000000005
=
6.65
=
=
что больше, чем 1.5
47

---

Page 48

9.3 Защита ВЛ 10 кВ
9.3.1.Определяем ток срабатывания защиты (Iс.з) по двум условиям:
-отстройки от расчетного тока нагрузки (Iраб.макс) головного участка линии 10 кВ:
I
с.з
K
H
K
з
⋅
K
B
I
раб.макс
⋅
=
где
K
H
1.3
=
K
з
1.1
=
- коэффициенты надежности, самозапуска и возврата
K
B
0.65
=
тогда
I
с.з1
K
H
K
з
⋅
K
B
I
раб.макс
⋅
1.3 1.1
⋅
0.65
80.1
⋅
=
176.0
=
=
- условию селективности с более удаленной от шин 10 кВ защитой ТП 10/0,38
плавкими предохранителями:
I
с.з2
K
Н.П
I
В.С
⋅
=
- коэффициент надежности срабатывания плавкого
предохранителя
где
K
Н.П
1.4
=
I
В.С
- ток плавкой вставки, определенный по её защитной характеристике
(приложение К) при времени перегорания t=5 с, А; номинальный токплавкой
вставки можно принять по данным 2, с.315 для самого мощного трансформатора
10/0,38 кВ ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта, подключенного к линии
10 кВ
I
В.С
80
=
I
с.з2
K
Н.П
I
В.С
⋅
1.4 80
⋅
=
112 А⋅
=
=
Принимаем за расчетное значение
I
с.з
176 А⋅
=
9.3.2.Определяем ток срабатывания реле:
I
с.р
K
сх
K
I
I
с.з
⋅
=
где
K
сх
1
=
- коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле
K
I
I
1ном
I
2ном
=
I
1ном
5
=
При
I
раб.макс
80.1 А⋅
=
48

---

Page 49

I1н - первичный номинальный ток ТТ, А; выбирается из стандартного ряда значений:
5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300 и 400 Апо условию:
I
1ном
I
раб.макс
≥
I
1ном
100 А⋅
=
тогда
K
I
I
1ном
5
100
5
=
20
=
=
тогда
I
с.р
K
сх
K
I
I
с.з
⋅
1
20
176.0
⋅
=
8.8
=
=
А
9.3.3.Выбираем уставку тока для реле РТВ из ряда значений: 5; 6; 7,5; 10; 12,5; 15;
17,5; 20; 25; 30 и 35 Апо условию:
I
y
I
с.р
≥
Принимаем
I
y
10 А⋅
=
9.3.4 Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты:
I'
с.з
K
I
K
сх
I
y
⋅
20
1
10
⋅
=
200.0
=
=
A
9.3.5 Проверяем чувствительность защиты
K
ч
I
k2_2ф
I'
с.з
208
200.0
=
1.04
=
=
I
k2_2ф
- ток двухфазного КЗ в конце линии 10 кВ (минимальный ток КЗ)
Расчет ТО проводим следующим образом:
9.3.6 Выбираем ток срабатывания ТО по двум условиям:
- отстойке от масимального тока КЗ у подстанции ближайшего к шинам 10 кВ
населенного пункта
I
c.o
1.5 I
k4_3ф
⋅
1.5 0.24
⋅
=
0.36
=
=
кА
- отстойке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0.38 кВ
иподключенных к линии, при их включении поднапряжение
I
c.o
4
ΣS
тр.ном
3 U
ном.уст
⋅
⋅
≥
ΣS
тр.ном
S
ном1
S
ном2
+
100 100
+
=
200.0
=
=
кВА
U
ном.уст
10
=
кВт
4
ΣS
тр.ном
3 U
ном.уст
⋅
⋅
4
200.0
3 10
⋅
⋅
=
46.188 А⋅
=
49

---

Page 50

при
I
c.o
0.36
=
кА
данное условие выполняется и здаемся данной величиной.
9.3.7 Определяем ток срабатывания реле отсечки
I
с.р.о
K
сх
K
I
I
c.o
⋅
1000
⋅
1
20
0.36
⋅
1000
⋅
=
18.0
=
=
А
9.3.8 Выбираем уставку тока для реле РТМ из условия
I
y.o
I
с.р.о
≥
принимаем
I
y.o
20 А⋅
=
9.3.9 Определяем уточнонное значение тока срабатывания ТО:
I'
c.o
K
I
K
сх
I
y.o
⋅
20
1
20
⋅
=
400.0
=
0.4 кА
⋅
=
=
9.3.5 Проверяем чувствительность защиты
K
ч
I
k1_3ф
I'
c.o
12100
400
=
30.2
=
=
должно быть больше, чем 1.2
50

---

Page 51

Согласование защит
Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени
так, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к
нему защитой.
К
1
К
4
К
5
РТВ, РТМ
ПКТ
ТП
А3714Б
А3716Б
АE2056
W1
W2
W3
Шины 0,4 кВ
ВЛ 10 кВ
Рисунок 10.1
РТП 35/10 кВ
Шины 10 кВ
Рисунок 10.1. Характеристика защиты линии W1.
10.1 строим характеристику защиты линии W1, используя результаты расчета и
характеристику времени срабатыванияавтоматического выключателя А3714Б
Исходные данные
I
с.п.р.w1
137 А⋅
=
I
H.P.w1
110 А⋅
=
I
с.э.р.w1
1.6 10
3
×
А⋅
=
I
c.ow1
559 А⋅
=
I
k5
2.156 10
3
×
А⋅
=
51

---

Page 52

Таблица 10.1. Характеристика времени срабатывания выключателя А3714Б
с полупроводниковыми и электромагнитными расцепителями
I/Iн.р
1,3
2
3
4
5
6
7
8
9
10
10
I,A
138 220 330 440 550 660 770 880 990 1100 1100 2156
t,c
500 150 30
9
5 3,5 3,1
3 2,9 2,8 0,04
0,04
100
1 10
3
×
1 10
4
×
0.01
0.1
1
10
100
1 10
3
×
t
w1
I
w1
Рисунок 10.2. Характеристика времени срабатывания выключателяA3714Б
10.2 Строим характеристику защиты линии W2:
Исходные данные
I
с.т.р.w2
115 А⋅
=
I
H.P.w2
100 А⋅
=
I
с.э.р.w2
1.6 10
3
×
А⋅
=
I
c.ow2
509 А⋅
=
I
k5
2.156 10
3
×
А⋅
=
52

---

Page 53

Таблица 10.2. Характеристика времени срабатывания выключателя А3716Б
с тепловыми и электромагнитными расцепителями
I/Iн.р
1,15
1,25
1,5
2
3
4
6
8
10 12,8
12,8
I,A
115
125
150
200
300
400 600 800 1000 1280 1280 2156
t,c
5000
1800
400
150
50
30
12
7
4,5
3
0,04
0,04
100
1 10
3
×
1 10
4
×
0.01
0.1
1
10
100
1 10
3
×
1 10
4
×
t
w2
I
w2
Рисунок 10.3 Характеристика времени срабатывания выключателя А3716Б
10.3 Строим характеристику защиты линии W3:
Исходные данные
I
с.т.р.w3
92 А⋅
=
I
H.P.w3
80 А⋅
=
I
с.э.р.w3
960 А⋅
=
I
c.ow3
500 А⋅
=
I
k5
2.156 10
3
×
А⋅
=
53

---

Page 54

Таблица 10.3. Характеристика времени срабатывания выключателя АЕ2056М
с тепловыми и электромагнитными расцепителями
I/Iн.р
1,15
1,25
1,5
2
3
4
6
8
10
12
12
I,A
92
100
120
160
240
320 480 640
800
960
960 2156
t,c
10000
600
250
100
45
21
9
5
3
2
0,04
0,04
100
1 10
3
×
1 10
4
×
0.01
0.1
1
10
100
1 10
3
×
1 10
4
×
t
w3
I
w3
Рисунок 10.4 Характеристика времени срабатывания выключателя АЕ2056М
Строим характеристику защиты трансформатора ТП, используя результаты расчета
(п.9.1.) и защитную характеристику плавкой вставки предохранителя
ПКТ-101-10-20-20 У1
Ток плавкой вставки
I
B
20 А⋅
=
тогда, согласуясь с приложением К, определяем t.
54

---

Page 55

Таблица 10.4 Защитная характеристика предохранителя ПКТ101-10-20-20У1
I,A
40
50
60
70
80
90
100
200
300
400
500 600
t,c
600
150
30
10
5
2
1
0,11
0,05 0,025 0,019 0,01
Iнн,А
1000 1250 1500
1750
2000
2250 2500 5000 7500 10000 12500
1 10
3
×
1 10
4
×
1 10
5
×
0.01
0.1
1
10
100
1 10
3
×
Ток, А
В
р
е
мя
с
р
а
б
а
т
ыв
а
ния
,
с
Рисунок 10.5 Защитная характеристика предохранителя ПКТ101-10-20-20У1
10.5 Строим характеристику защиты линии 10 кВ, используя результаты расчета и
характеристику времени срабатыванияреле РТВ-1 из приложения К
Исходные данные:
1) Для МТЗ:
I
с.р
8.8 А⋅
=
I
y
10 А⋅
=
I'
с.з
200 А⋅
=
2) Для ТО:
I
с.р.о
18 А⋅
=
I
y.o
20 А⋅
=
I'
c.o
400 А⋅
=
I
k1_3ф
1.21 10
4
×
А⋅
=
55

---

Page 56

Таблица 10.5 Характеристика срабатывания защиты ВЛ 10кВ с реле РТВ и РТМ
I/Iсз
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
I,A
200
220
240
260
280
300 320
180
290
345
400
400 12100
t,c
9
6,3
4,6
3,5
2,8
2,2
2
2
2
2
2
0,1
0,1
Iнн,А
5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 4500 7250
8625 10000 10000 302500
1 10
3
×
1 10
4
×
1 10
5
×
1 10
6
×
0.1
1
10
t
HH'
I
HH'
Рисунок 10.6 Характеристика срабатывания защиты ВЛ 10 кВ с реле РТВ и РТМ
Строим карту согласования защит.
Совмещаем характеристики защит линии W2 (рис.10.3), трансформатора ТП
(рис.10.5) и линии 10 кВ (рис.10.6) на едином графике
100
1 10
3
×
1 10
4
×
1 10
5
×
1 10
6
×
0.01
0.1
1
10
100
A3716Б
ПК101-10-20
РТВ,РТМ
Рисунок 10.7 Карта согласования защит линий 0,38 и 10 кВ
Ток, А
В
р
е
мя
с
р
а
б
а
т
ыв
а
ния
,
с
56

---

Page 57

Технико-экономическая часть
В технико-экономической части необходимо определить количество
материалов и оборудования для строительства распределительной сети 10 кВ и
ВЛ 0,38 кВ в заданном населенном пункте. Кроме того, необходимо рассчитать
себестоимость передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ
потребительских подстанций, т.е. без учета линий 0,38 кВ.
11.1.Спецификация на оборудование и материалы
До составления спецификации (см. приложение Л) необходимо выполнить
следующее:
11.1.1.На плане местности для каждого населенного пункта (кроме
расчетного) определить:
1)полную мощность нагрузки для дневногои вечернего максимума по формуле
(3.2); при этом значение коэффициента мощности дневногои вечернего
максимума нагрузки населенного пункта определяется по кривым [1, рис.3.6] или
2, рис.3.7 в зависимости от доли производственной нагрузки к общей нагрузке
потребителей;
2)по наибольшей полной нагрузке (дневного или вечернего максимума)
определить возможноечислои мощность потребительских КТП 10/0,38 кВ в
каждом населенном пункте, используяприложение Ж.
11.1.2.По плану местности с учетом заданного масштаба определить необходимое
число опор ВЛ 10 кВ и изоляторов, а также длину проводов.
11.1.3.На плане расчетного населенного пункта с учетом заданного масштаба
определить необходимое число опор ВЛ 0,38 кВ, изоляторов и линейной
арматуры.
В спецификацию (см. приложение Л) заносится оборудование и
материалы, необходимые для строительства распределительной сети 10 кВ и ВЛ
0,38 кВ в заданном населенном пункте, в следующей последовательности:
1)тип ячейки КРУН 10 кВ РТП 35/10 кВ;
2)число и мощность потребительских подстанций КТП 10/0,38 кВ, включая
подстанции расчетного населенного пункта;
3)марка, сечение и длина проводов ВЛ 10 кВ;
4)марка и число изоляторов для ВЛ 10 кВ;
5)марка и число опор ВЛ 10 кВ;
6)тип и число разъединителей для подстанций расчетного населенного
пункта;
7)марка, сечение и длина проводов ВЛ 0,38 кВ расчетного населенного
пункта;
8)марки и число изоляторов и линейной арматуры для ВЛ 0,38 кВ;
9)марка и число опор ВЛ 0,38 кВ расчетногонаселенного пункта.
57

---

Page 58

11.1.Спецификация на оборудование и материалы.
Таблица 11.1 Полная мощность нагрузки для населённых пунктов, мощность и
число потребительских КТП 10/0.38
Пункт
Рдо,кВт Рво,кВт Рдп,кВт Рвп,кВт cosφд cosφв
Sд,кВА
Sв,кВА
ТП,кВА ТП,кВА
1
320
260
140
160 0,813
0,817 393,6039 318,2375
250
160
2
300
350
180
200 0,813
0,817 382,1656 423,7288
250
250
3
200
300
100
100 0,813
0,817 248,4472 346,0208
250
100
4
250
300
100
120 0,813
0,817 304,878 350,8772
250
100
5
181
172
98,1
83,6 0,813
0,817 227,1016 203,5503
160
100
6
120
200
90
95 0,813
0,817 159,787 237,2479
160
100
Таблица 11.2 Спецификацияоборудования
П
оз
Обозначение
Наименование
К
ол
-
во
Масса
ед.,
кг
Примечание
1
КРУН
Ячейка КРУН10 кВ
2
ТП
Трансформаторные под-
станции 10/0,38 кВ
12
3
Провода линии 10 кВ
км -
7,7
АС70/11
9,8
АС70/11
15
АС70/11
12,9
АС70/11
6,2
АС70/11
5,1
АС70/11
4
Опоры ВЛ 10 кВ
567
ЖБ
5
Изоляторы для ВЛ 10 кВ
1701
ШФ-10
6
Разьединители ТП расч
2
РЛНД-1-10Б/200
провода серии А
7
Провода ВЛ 0,38 кВ
м -
158,4
70
104,4
25
226
70
8
Изоляторы ВЛ 0,38 кВ
52
НС
9
Линейная арматура 0,38 кВ
10
Опоры ВЛ 0,38 кВ
13
ЖБ
58

---

Page 59

11.2.Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергиидо
шин 0,4 кВ
11.2.1.Определяются капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и подстанций
10/0,38 кВ. Расчет рекомендуется вести по укрупненным показателям, в учебных
целях допускается использовать значения показателей в ценах 1990 года.
Результаты расчета сводятся в таблицу 11.1
п/п
Наименование
элемента
электропередачи
Количество
Кап. Затр. На
единицу
оборудования
тыс.руб
Кап. затр.
всего тыс.руб
1
Ячейка КРУН 10 кВ
1
3,5
3,5
2
ВЛ 10 кВ
56,7
3
170,1
3
КТП 10/0.38 кВ-63
0
1,49
0
4
КТП 10/0.38 кВ-100
4
1,75
7
5
КТП 10/0.38 кВ-160
3
2,06
6,18
6
КТП 10/0.38 кВ-250
5
2,41
12,05
Итого
198,83
Суммарные капиталовложения
K K
КРУН
К
ВЛ10
+
К
ПС
+
=
где Ккрун, Квл10 и Кпс капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и
подстанции 10/0,38 кВ, руб.
K 198.83
=
тыс. руб
11.2.2 Определяются годовые издержки на амортитзацию и капитальный ремонт; на
обслуживание; на потери электрической энергии 10 кВ:
И
И
А
И
об
+
И
П
+
=
где ИА, ИОБ, ИП издержки на амортизацию и капитальный ремонт; на
обслуживание; на потери электрической энергии; руб./год.
И
А
3.5 6.4
⋅
100
K
ВЛ10
3.6
⋅
100
+
K
пс63
K
пс100
+
K
пс160
+
K
пс250
+
(
)
6.4
⋅
100
+
=
И
А
3.5 6.4
⋅
100
170.1 3.6
⋅
100
+
0 7
+
6.18
+
12.05
+
(
) 6.4
⋅
100
+
=
7.962
=
тыс . руб/ год
И
об
γ Σn
ye.КРУН
Σn
ye.ВЛ
+
Σn
ye.ПС
+
(
)
⋅
=
γ
28
=
руб
год
- хзатраты на обслуживание одной условной единицы, руб
Σn
ye.КРУН
6.3
=
y.e
<div style="position: