Министерство сельского хозяйства Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ижевская государственная сельскохозяйственная академия» УТВЕРЖДАЮ Проректор по учебной работе профессор _________________П.Б. Акмаров «___»_______________ 2015 г. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА Учебно-методическое пособие к выполнению курсовой работы по дисциплине «Электроснабжение» для студентов бакалавриата, обучающихся по направлению «Агроинженерия» Составители: Н.П. Кочетков Т.А. Широбокова Т.В. Цыркина Ижевск ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА 2015 УДК 621.31:631(075.8) ББК 40.76 Э 45 Учебно-методическое пособие составлено в соответствии с требованиями федерального государственного образовательного стандарта и с учетом примерной программы дисциплины «Электроснабжение» бакалавриата по направлению «Агроинженерия». Рассмотрено и рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, протокол № __ от __________ 2015 г. Рецензент: __________________________________________________ ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА Составители: Н.П.Кочетков - к.т.н., проф. кафедры ЭЭиЭ, Т.А. Широбокова - к.т.н., доцент кафедры ЭЭиЭ, Т.В. Цыркина - ст. преподаватель кафедры ЭЭиЭ. Э 45 Электроснабжение сельского населенного пункта: уч.-метод. пособие / Сост. Н.П. Кочетков, Т.А. Широбокова, Т.В. Цыркина. Изд. 3-е, перераб. – Ижевск: ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, 2015. – 85 с. Учебно-методическое пособие содержит необходимые справочные и методические материалы к выполнению курсовой работы по дисциплине «Электроснабжение». Предназначено для студентов бакалавриата, обучающихся по направлению «Агроинженерия». УДК 621.31:631(075.8) ББК 40.76 © © © © ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, 2015 Кочетков Н.П., составление, 2015 Широбокова Т.А., составление, 2015 Цыркина Т.В., составление, 2015 2 СОДЕРЖАНИЕ Введение …………………………………………………………………..……4 Оформление курсовой работы ..…….……………………………… ……4 Варианты заданий на курсовую работу .……..……..…………...…...6 Указания по выполнению разделов курсовой работы: 1.Расчет электрических нагрузок населенного пункта …. ……9 2.Определение мощности и выбор трансформаторов .…. ….13 3.Электрический расчет ВЛ 10 кВ .…………………………… ….15 4.Составление таблицы отклонений напряжения …..…… …..20 5.Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ.…………………………. ….23 6.Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ ……. ….28 7.Расчет токов короткого замыкания ..……………………… ….28 8.Выбор оборудования подстанции ТП1 ..……….…………. ….34 9.Технико-экономическая часть…….………………...……….…..35 Список использованной литературы ………………………...………..40 Приложение А. Форма титульного листа пояснительной записки…….…………………………………….. ….41 Приложение Б. Форма листа «Задание на курсовое проектирование»……………………………………………………. ….42 Приложение В. Планы территории сельского района ……….. …43 Приложение Г. Планы расчетного населенного пункта .……. ….48 Приложение Д. Электрические нагрузки сельскохозяйственных потребителей ……………………………..53 Приложение Е. Интервалы нагрузок для выбора мощностей трансформаторов ТП 10/0,38 кВ ……………… ...60 Приложение И. Основные характеристики разъединителей и предохранителей типа ПКТ101-10 …………………………. …61 Приложение К. Спецификация ……………………………………. …..62 Приложение Л. Справочные данные для расчета сетей напряжением 0,38 и 10 кВ ……………………………………… ….63 Приложение М. Справочные данные для расчета затрат на передачу и распределение электрической энергии ……… …..82 3 ВВЕДЕНИЕ Выполнение курсовой работы в 7 учебном семестре является необходимым этапом изучения бакалаврами дисциплины «Электроснабжение» по направлению «Агроинженерия» и имеет своей целью систематизацию и закрепление теоретических знаний, формирование у студентов системы компетенций для решения профессиональных задач исследования, проектирования и эксплуатации установок сельского электроснабжения. По завершении курса «Электроснабжение» студент должен: знать: закономерности повышения квалификации и самостоятельной работы; основные этапы разработки технической документации; современные методы монтажа, наладки машин и установок, поддержания режимов работы электрифицированных и автоматизированных технологических процессов; методики сбора и анализ исходных данных для расчета и проектирования; уметь: анализировать во взаимосвязи электротехнические явления и процессы; применять методы и средства разработки технической документации; применять и использовать современные методы монтажа, наладки машин и установок, поддержания режимов работы электрифицированных и автоматизированных технологических процессов; собирать и анализировать исходные данные для расчета и проектирования; владеть: методологией самостоятельной работы; навыками чтения и проектирования технической документации; современными методами монтажа, наладки машин и установок, поддержания режимов работы электрифицированных и автоматизированных технологических процессов; современными методами сбора и анализа исходных данных для расчета и проектирования. ОФОРМЛЕНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ Курсовая работа состоит из расчётно-пояснительной записки объемом 25-30 страниц и одного листа графической части формата А2 (297 х 420 мм) или двух листов формата А3 (297 х 420 мм). Записка и чертежи выполняются с применением ПК, пишущей машинки или от руки. 4 Пояснительная записка выполняется на одной стороне листа бумаги стандартного формата А4 (210 х 297 мм). Все страницы текста должны иметь сквозную нумерацию, номер страницы проставляется внизу посередине. На титульном листе номер страницы не ставится. При оформлении и выполнении курсовой работы должны соблюдаться требования единой системы конструкторской документации (ЕСКД). Все размерности приводятся в системе международных единиц (СИ). Пояснительная записка к курсовой работе должна включать титульный лист, задание, содержание, расчетную часть, список использованной литературы. Форма титульного листа и задания на курсовую работу приведены в приложении А и Б. На листе «Содержание» приводится полное наименование разделов и подразделов пояснительной записки с указанием соответствующих страниц. В расчетной части пояснительной записки рассматриваются рекомендуемые вопросы проектирования электроснабжения сельского населенного пункта. При проведении расчетов особое внимание следует обращать на размерность входящих в формулу исходных величин, а также на размерность результата вычисления. Пояснения к расчетам должны быть краткими и четкими. Если производится многократное повторение одинаковых решений, то подробное решение выполняется один раз, а результаты остальных решений сводятся в таблицу. Графическая часть курсовой работы должна включать: 1) схему ВЛ 10 кВ на плане заданного сельского района, 2) схему сетей 0,38 кВ на плане заданного расчетного населенного пункта, размещаемых на листе формата А2 или на двух листах формата А3. Разделы расчетной части пояснительной записки должны составлять не менее 80% общего объема пояснительной записки. 5 ВАРИАНТЫ ЗАДАНИЙ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ Исходными данными для выполнения курсовой работы являются: 1. Вариант плана территории сельского района для расчета воздушной линии (ВЛ) напряжением 10 кВ (приложение В), включающий: а) местоположение шести населенных пунктов; б) режим напряжения на шинах 10 кВ районной трансформаторной подстанции (РТП) 35/10 кВ; в) мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ РТП; г) номера населенных пунктов с указанием значений дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта, а также дневного и вечернего максимумов нагрузки производственных потребителей. 2. Вариант плана населенного пункта для расчета сети 0,38 кВ (приложение Г), включающий: а) местоположение и цифровое обозначение всех потребителей электроэнергии; б) трассу ВЛ 10 кВ на плане расчетного населенного пункта. 3. Перечень сельскохозяйственных производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей (приложение Д) с указанием значений активной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки, а также соответствующих коэффициентов мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки. Вариант задания на курсовую работу определяется студентом самостоятельно по номеру своей зачетной книжки (по трем последним цифрам, обозначаемым далее в тексте как первая, вторая и третья цифры зачетной книжки). Варианты заданий на курсовую работу приведены в таблице В1. Вариант задания состоит из трех цифр. Средняя (вторая) цифра задания указывает номер плана территории сельского района. Первая цифра задания определяет номер расчетного населенного пункта на заданном плане территории сельского района. Третья цифра задания определяет номер плана расчетного населенного пункта. Задание по масштабам для планов сельского района и населенного пункта выбирается по первой из трех последних цифр зачетной книжки. Первому заданию по масштабам соответствует цифра зачетной книжки – 0 или 2; второму заданию по масштабам – цифра 1 или 3; третьему заданию – цифра 4, 6 или 8; четвертому заданию – цифра 5,7 или 9. Варианты заданий по масштабам для планов сельского района и населенного пункта приведены в таблице В2. 6 Таблица В1 - Варианты заданий на курсовую работу Первая Вторая цифра цифра зачет. зачет. кн. кн. 0, 2. 1, 3. 4, 6, 8. 5, 7, 9. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Третья (последняя) цифра зачетной книжки 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 111 521 341 112 522 342 113 523 343 114 524 344 115 525 345 111 521 341 112 522 342 113 523 343 114 524 344 115 525 345 111 521 341 112 522 342 113 523 343 114 211 621 441 212 622 442 213 623 443 214 624 444 215 625 445 211 621 441 212 622 442 213 623 443 214 624 444 215 625 445 211 621 441 212 622 442 213 623 443 214 311 131 541 312 132 542 313 133 543 314 134 544 315 135 545 311 131 541 312 132 542 313 133 543 314 134 544 315 135 545 311 131 541 312 132 542 313 133 543 314 411 231 641 412 232 642 413 233 643 414 234 644 415 235 645 411 231 641 412 232 642 413 233 643 414 234 644 415 235 645 411 231 641 412 232 642 413 233 643 414 511 331 151 512 332 152 513 333 153 514 334 154 515 335 155 511 331 151 512 332 152 513 333 153 514 334 154 515 335 155 511 331 151 512 332 152 513 333 153 514 611 431 251 612 432 252 613 433 253 614 434 254 615 435 255 611 431 251 612 432 252 613 433 253 614 434 254 615 435 255 611 431 251 612 432 252 613 433 253 614 121 531 351 122 532 352 123 533 353 124 534 354 125 535 355 121 531 351 122 532 352 123 533 353 124 534 354 125 535 355 121 531 351 122 532 352 123 533 353 124 221 631 451 222 632 452 223 633 453 224 634 454 225 635 455 221 631 451 222 632 452 223 633 453 224 634 454 225 635 455 221 631 451 222 632 452 223 633 453 224 321 141 551 322 142 552 323 143 553 324 144 554 325 145 555 321 141 551 322 142 552 323 143 553 324 144 554 325 145 555 321 141 551 322 142 552 323 143 553 324 421 241 651 422 242 652 423 243 653 424 244 654 425 245 655 421 241 651 422 242 652 423 243 653 424 244 654 425 245 655 421 241 651 422 242 652 423 243 653 424 7 Таблица В2 - Варианты заданий по масштабам Номер варианта масштаба Для плана сельского района Для плана населенного пункта 1 2 3 4 1 : 100000 1 : 50000 1 : 100000 1 : 50000 1 : 2000 1 : 2500 1 : 2500 1 : 2000 Пример выбора варианта задания на курсовое проектирование: Номеру зачетной книжки студента 1204392 соответствуют три последние цифры 392, по которым из таблицы 1 получаем вариант задания – 132. Этому варианту соответствует третий план территории сельского района с размещенным на нем первым расчетным населенным пунктом и второй план расчетного населенного пункта. Первая цифра – 3 (из трех последних 392) зачетной книжки определяет второе задание по масштабам для планов сельского района и расчетного населенного пункта. На планах сельского района (приложение В) приняты следующие условные обозначения: 25 U100 Ш10 5%; U Ш10 1% - отклонения напряжения на шинах 10 кВ районной трансформаторной подстанции (РТП) 35/10 кВ в максимальном (100% нагрузка) и минимальном (25% нагрузка) режимах; SКЗ 100 МВА - значение мощности короткого замыкания на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ; 5 - номер населенного пункта; - расчетная активная мощность дневного (РДО=200 200 (150) кВт) и вечернего (РВО=250 кВт) максимумов нагруз250 (155) ки всех потребителей населенного пункта; в скобках указана расчетная активная мощность производственных потребителей соответственно для дневного (РДП=150 кВт) и вечернего (РВП=155 кВт) максимумов нагрузки. Указанные данные принимаются для всех населенных пунктов, кроме расчетного (в приведенном выше примере – это первый населенный пункт). Для него указанные исходные данные должны быть за- 8 менены результатами расчета электрических нагрузок потребителей расчетного населенного пункта (для приведенного выше примера – это второй план). На планах расчетного населенного пункта (приложение Г) приняты следующие условные обозначения: W - трасса воздушной линии напряжением 10 кВ на плане населенного пункта; 27.1 - номер потребителя (27) электроэнергии и вариант его характеристики (1) по таблице Д1 приложения Д (27.1 – овощекартофелехранилище на 300-600 т). Расчетные нагрузки дневного и вечернего максимумов, соответствующие им коэффициенты мощности нагрузки берутся из таблицы Д1 приложения Д. Выбранный вариант задания по масштабу должен быть применен к заданной планировке сельского района и к планировке расчетного населенного пункта, вычерченным на листах формата А3 (297 х 420 мм). Выбранный масштаб не применяется к размерам условных обозначений населенных пунктов на плане территории сельского района и к размерам условных обозначений потребителей электроэнергии на плане расчетного населенного пункта. Выбранный масштаб применяется только к длинам ВЛ 10 кВ и ВЛ 0,38 кВ. УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ КУРСОВОЙ РАБОТЫ 1. Расчет электрических нагрузок населенного пункта Производится с целью определения: 1) расчетной активной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; 2) расчетной активной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки производственных потребителей населенного пункта; 3) расчетной полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта. Прежде чем приступить к определению нагрузок, необходимо на листе бумаги формата А3 (297 х 420 мм) начертить свой 9 вариант плана населенного пункта, который принимается за основу всех дальнейших расчетов. На плане населенного пункта карандашом проводятся оси координат: горизонтальная (внизу) и вертикальная (слева), на осях координат через каждые 10 мм наносятся и нумеруются деления. Таким образом, каждый потребитель электроэнергии на плане населенного пункта будет иметь условную координату Х (по горизонтальной оси) и условную координату Y (по вертикальной оси). Для определения суммарной расчетной мощности потребителей заданного населенного пункта необходимые исходные данные и результаты расчетов заносятся в таблицу 1.1. Таблица 1.1 № пп Потребитель и его номер из табл.Е1 1 2 Расчетная мощность Координаты Р Д, кВт РВ, кВт cosД о.е. cosВ о.е. S Д, кВА SВ , кВА X, о.е. Y, о.е. 3 4 5 6 7 8 9 10 Таблица 1.1 заполняется следующим образом: Во втором столбце указываются наименования всех потребителей и их номера из таблицы Д1 приложения Д согласно их условным обозначениям на плане расчетного населенного пункта (приложение Г). В третий и четвертый столбцы таблицы записываются значения расчетной активной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки потребителей из таблицы Д1 приложения Д. В пятый и шестой столбцы таблицы вносятся значения коэффициентов мощности потребителей, которые можно брать из таблицы 4.7 [1], 3.7 [2,3] или по таблице Д1 приложения Д. Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки каждого потребителя рассчитываются по формуле S P , cos (1.1) 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 10 обозначения потребителя. В дальнейшем координаты центра нагрузки потребителя для упрощения называются просто координатами потребителя. Расчет электрических нагрузок населенного пункта рекомендуется проводить в следующей последовательности: 1.1 Рассчитывается суммарная активная мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки одинаковых жилых домов и производственных потребителей, имеющих одну и ту же расчетную нагрузку: (1.2) Pn n k o P , где Рn – расчетная нагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт; Р – расчетная нагрузка одного потребителя, кВт; ko – коэффициент одновременности, значение которого рекомендуется брать из таблицы 4.5 [1], 3.5 [2,3] или по таблице Л1 приложения Л. 1.2 Определяется суммарная расчетная активная мощность дневного максимума общей нагрузки всех (коммунальнобытовых и производственных) потребителей населенного пункта: Р ДО Р Б Р доб1 Р доб 2 Р доб 3 ... Р доб . m1 , (1.3) где РБ – 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; Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – табличные добавки, определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей (с мощностью, меньшей мощности РБ), кВт; берутся из таблицы 4.6 [1], 3.6 [2,3] или по таблице Л2 приложения Л. 1.3 Рассчитывается суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории производственных потребителей: Р НО р удУО L У Р НО . пр , (1.4) где РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт; 11 рудУО – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м; в курсовой работе рекомендуется принимать рудУО=6 Вт/м [3]; LУ – суммарная длина улиц населенного пункта, м; принимается по плану населенного пункта в соответствии с заданным масштабом; РНОпр – нагрузка наружного освещения территории производственных потребителей, кВт; в проекте рекомендуется принимать из расчета: 250 Вт на одно производственное помещение (для освещения входных площадок) и 3 Вт на 1 метр длины периметра территории производственной зоны (для охранного освещения) [1,2,3]. 1.4 Определяется суммарная расчетная мощность вечернего максимума общей нагрузки всех (коммунально-бытовых и производственных) потребителей населенного пункта: РВО Р Б Р доб1 Р доб 2 Р доб 3 ... Р доб .m1 РНО , (1.5) где РБ, Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – то же, что и в формуле (1.3), только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт; РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт. 1.5 Определяется суммарная расчетная мощность дневного РДП и вечернего РВП максимумов нагрузки производственных потребителей населенного пункта – аналогично по формулам (1.2)…(1.5), при этом в формуле (1.5) учитывается только нагрузка наружного освещения территории производственной зоны. Полученные значения суммарной расчетной активной мощности дневного РДО и вечернего РВО максимумов общей нагрузки всех потребителей, а также активной мощности дневного РДП и вечернего РВП максимумов нагрузки производственных потребителей, проставляются на плане территории сельского района рядом с условным обозначением расчетного населенного пункта. 1.6 Рассчитываются значения коэффициентов мощности (cos ) дневного и вечернего максимумов суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта по кривым рис.4.6 [1], рис.3.6 [2], рис.3.7 [3] или по рисунку Л1 приложения Л в зависимости от величины отношений РДП/РДО и РВП/РВО для дневного и вечернего максимумов нагрузки. 12 1.7 Определяется расчетная полная мощность (Sр, кВА) дневного и вечернего максимумов нагрузки потребителей населенного пункта по формуле (1.1) и значениям «cos » из п.1.6. 2. Определение мощности и выбор трансформаторов Количество трансформаторных подстанций (ТП) в населенном пункте можно приближенно определять по эмпирической формуле: n ТП SP F B , U (2.1) где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта (п.1.7 раздела 1), соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА; F – площадь расчетного населенного пункта, км2, (с учетом заданного масштаба); U – допустимая потеря напряжения для линий 0,38 кВ, %; В – коэффициент, %/кВА*км2. 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*км2. Полученное по формуле (2.1) значение «nтп» корректируется с учетом особенностей планировки населенного пункта. Протяженность населенного пункта по заданным для него масштабам превышает 0,5 км, поэтому в курсовой работе рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций. После определения числа ТП необходимо на плане населенного пункта сгруппировать потребители по зонам с учетом места их расположения и характера нагрузки (производственной, коммунально-бытовой или смешанной). При этом число зон должно быть равно числу трансформаторных подстанций «nтп». Для каждой зоны по данным таблицы 1.1 и п.п. 1.1-1.7 определяется расчетная полная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки, а значение «cos » принимается по таблице 4.7 [1], 3.7 [2,3] или по таблице Л4 приложения Л с учетом характера суммарной нагрузки потребителей зоны (производственная, коммунально-бытовая или смешанная). Число трансформаторных подстанций для расчетного населенного пункта может быть 13 увеличено по условию обеспечения допустимой потери напряжения для сети 0,38 кВ. Число трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителей по надежности электроснабжения. Сельскохозяйственные потребители, приведенные в таблице Д1 приложения Д, относятся ко второй и третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому в курсовой работе рекомендуется применять однотрансформаторные ТП 10/0,38 кВ. Мощность трансформатора для каждой выбранной зоны потребителей выбирается по наибольшей расчетной полной мощности суммарной нагрузки потребителей зоны, соответствующей дневному или вечернему максимуму нагрузки, а также с учетом интервалов экономических нагрузок для трансформаторов ТП 10/0,38 кВ по таблице 4.12 [1] или по таблице Е1 приложения Е. Координаты центра нагрузок (места установки ТП) для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным условным координатам отдельных потребителей (таблица 1.1), с использованием формул: n X ТП S i Xi i 1 n Si n ; YТП i 1 S i Yi i 1 n Si , (2.2) i 1 где n – число потребителей для каждой выбранной зоны; Si – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА; берется из таблицы 1.1; Xi, Yi – координаты «i»-того потребителя из таблицы 1.1. Если центр нагрузок выбранной зоны находится очень близко к какому-либо потребителю, то расположение ТП корректируется по месту на плане населенного пункта с учетом возможности прокладки трассы ВЛ 10 кВ, подходящей к подстанции, и отходящих ВЛ 0,38 кВ. Это место должно быть свободно от застроек. После определения числа, мощности и места установки потребительских ТП 10/0,38 кВ их наносят на план населенного пункта в виде окружностей диаметром 10 мм. Местом подключения ВЛ 10 и 0,38 кВ к подстанции считается центр окружности (условное обозначение ТП). Каждой подстанции присваива- 14 ют порядковый номер по месту расположения на плане (нумерация слева направо и сверху вниз). 3. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ Электрический расчет воздушной линии (ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и потерь энергии в линии. До начала расчета необходимо на листе бумаги формата А3 (297 х 420 мм) начертить свой вариант плана территории сельского района, который принимается за основу всех дальнейших расчетов. На плане рядом с условным обозначением (кружок диаметром 15..20 мм) и номером каждого населенного пункта необходимо указать исходные данные: расчетную активную мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; в скобках указывается расчетная активная мощность производственных потребителей, соответственно, для дневного и вечернего максимумов нагрузки. Указанные исходные данные для расчетного населенного пункта берутся по результатам выполненных расчетов (п.п.1.2, 1.4 и 1.5); для остальных пяти населенных пунктов исходные данные берутся из заданного варианта плана сельского района. Электрический расчет ВЛ 10 кВ рекомендуется выполнять в следующей последовательности. 3.1 Определяется трасса ВЛ 10 кВ на плане сельского района. При этом населенные пункты на плане района соединяют прямыми линиями, а один из них (находящийся ближе других к шинам10 кВ РТП 35/10 кВ) соединяют прямой линией с условным обозначением шин 10 кВ РТП 35/10 кВ. 3.2 На плане района с учетом заданного масштаба определяются длины участков линии. Длина каждого участка ВЛ 10 кВ (в километрах) определяется между центрами окружностей, обозначающих соединяемые населенные пункты, и указывается на плане возле каждого участка линии. 3.3 Результаты дальнейших расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1. 15 Таблица 3.1 Участок ВЛ 10 кВ Длина, Номер км 1 2 Расчетная активная мощность участка, кВт Днем Вечером РДО РДП РВО РВП 3 4 5 6 РДП/РДО РВП/РВО 7 8 Продолжение таблицы 3.1 cosД cosВ tgД tgВ 9 10 11 12 Расчетная мощность Реактивная, Полная, квар кВА QД QВ SД SВ 13 14 15 16 Рабочий ток, А IД IВ 17 18 Окончание таблицы 3.1 Марка и сечение провода 19 Потери напряжения, % Днем Вечером От шин От шин На 10 кВ до конНа 10 кВ до конучастке ца участке ца участка участка 20 21 22 23 Потери энергии, кВт.ч 24 Таблица 3.1 заполняется в следующей последовательности: В столбце 1 проставляются условные номера участков ВЛ 10 кВ, начиная с конечного и заканчивая головным участком. 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 мощности (дневного и вечернего максимума) общей нагрузки всех потребителей (РДО, РВО) и нагрузки производственных потребителей (РДП, РВП), которые на каждом из участков ВЛ 10 кВ определяются попарным суммированием с помощью коэффициента одновременности или табличных добавок. Коэффициент одновременности при сложении: двух нагрузок kо=0,9; трех нагрузок kо=0,85. Табличную добавку от меньшей из складываемых нагрузок (прибавляемую к большей нагрузке) рекомендуется брать по таблице 4.10 [1], 3.10 [2,3] или по таблице Л3 приложения Л. Порядок определения расчетных нагрузок на участках ВЛ 10 кВ рассмотрим на примере расчетной схемы линии (рисунок 16 3.1). На расчетной схеме точки 0, 1…6 обозначают шины 10 кВ РТП 35/10 кВ и населенные пункты 1…6, а Р1…Р6 – расчетные нагрузки (РДО, РВО, РДП, РВП) указанных населенных пунктов. Шины 10 кВ 0 2 1 Р1 3 6 Р2 Р6 4 Р3 Р4 5 Р5 Рисунок 3.1 Расчет начинаем с конечных пунктов 5 и 6: нагрузка на участках 2-6 и 4-5 равна нагрузке населенных пунктов 6 и 5. На участках 3-2 и 3-4 нагрузка определится сложением пар нагрузок: Р2, Р2-6 и Р4, Р4-5. Если слагаемые нагрузки отличаются по значению менее чем в четыре раза, то они складываются с помощью коэффициента одновременности по формуле, аналогичной (1.2). Например: Р3-4 = kо (Р4+Р4-5) = 0,9 (Р4+Р4-5). Если слагаемые нагрузки отличаются по значению более чем в четыре раза, то они складываются с помощью добавок по формуле, аналогичной (1.3). Например, если Р24Р2-6, то Р3-2 = Р2 + Рдоб 2-6. Нагрузка на участке 1-3 определится сложением трех нагрузок: Р3, Р3-2 и Р3-4 по тем же правилам, а нагрузка на головном участке 0-1 – сложением нагрузок Р1 и Р1-3. Указанную процедуру сложения необходимо выполнить для нагрузок РДО, РДП, РВО и РВП по всем участкам ВЛ 10 кВ. В столбцах 7 и 8 таблицы 3.1 проставляется отношение производственной нагрузки к общей нагрузке по каждому участку ВЛ 10 кВ. В столбцы 9 и10 вписываются значения коэффициента мощности (cos φ), определенные по кривым рисунков 4.6 [1], 3.6 17 [2], 3.7 [3] или по рисунку Л1 приложения Л в зависимости от доли производственной нагрузки на каждом из участков линии, а в столбцы 11 и 12 – соответствующие значения «tg ». Расчетная реактивная и полная мощности нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам: Q PO tg , S PO , cos (3.1) (3.2) после чего вписываются в соответствующие столбцы таблицы 3.1. В формулах (3.1) и (3.2) «РО» – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos » и «tg » берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1. В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле: I S , 3 U ном (3.3) где Uном=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 курсовой работе рекомендуется определять по экономической плотности тока: F I , jЭК (3.4) где jЭК=1,3 А/мм2 – экономическая плотность тока из таблицы 5.2 [1] или таблицы 5.1 [2,3]. Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного и корректируется по требованиям к механической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалюминевыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 35 мм2 для отпаек [1,2]. Линии 10 кВ между населенными пунктами на плане сельского района считаются магистральными. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируется не более 18 трех различных сечений проводов. Параметры выбранных проводов сводятся в таблицу 3.2. Значения удельных активного «r0» и индуктивного «х0» сопротивлений для выбранных марок проводов рекомендуется принимать по приложениям 1, 14, 15 [1,2,3] или по таблицам Л7 и Л9 приложения Л с учетом среднего геометрического расстояния между проводами, которое для ВЛ 10 кВ принимается равным Dср = 1500-2000 мм. Таблица 3.2 Номер участка 1 Марка провода 2 r0, Ом/км 3 х0, Ом/км 4 Iраб макс, А 5 Iдоп, А 6 В столбце 5 таблицы 3.2 указывается максимальный рабочий ток на участках линии 10 кВ для принятой марки провода. В столбце 6 – допустимый длительный ток для выбранного провода, значение которого рекомендуется брать по приложению 4 [1,2,3] или по таблице Л10 приложения Л. Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева: I доп I раб .макс . На каждом из участков линии определяется потеря напряжения (в вольтах): U ( P r0 Q x0 ) , Uном (3.5) где , Р и Q – длина участка (км), активная (кВт) и реактивная (квар) мощности, передаваемые по участку; берутся из столбцов 3, 5, 13, 14 таблицы 3.1, а r0 и x0 (Ом/км) – из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ. Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и рассчитать в процентах: U% U 100 U ном 19 (3.6) а затем вписать в соответствующие столбцы (20 или 22) таблицы 3.1. Потери напряжения от шин 10 кВ до конца каждого 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 3.1 указываются потери электрической энергии (в киловатт-часах) на участках линии, которые рассчитываются по формуле: W 3 I 2 r0 , (3.7) где I – максимальное значение тока на участке, определенное по формуле (3.3), А; - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблицам 1.11 [1], 14.2 [2], 14.3 [3] или по таблице Л5 приложения Л. Потери энергии по всей линии подсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках ВЛ 10 кВ. 4. Составление таблицы отклонений напряжения Таблица отклонений напряжения в курсовой работе необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций. Таблица составляется для подстанций ближайшего (ТПБ), удаленного (ТПУ) и расчетного (ТПР) населенных пунктов для наибольшего (дневного или вечернего) максимума нагрузки, который определяется по наибольшим суммарным потерям напряжения от шин 10 кВ. Значения всех величин в таблице отклонений напряжения приводятся в процентах от номинального напряжения. Пример заполнения приведен в таблице 4.1. При заполнении таблицы необходимо помнить, что: 1) отклонения напряжения (в процентах от номинального) на шинах 10 кВ, шинах 0,4 кВ и на зажимах удаленного потребителя могут иметь знак плюс, минус или быть равны нулю; 20 Таблица 4.1 Элемент сети Обозначение потери и отклонения напряжения, % ТПБ ТПР ТПУ Нагрузка, % 100 25 100 25 Шины 10 кВ δUШ 10 +4 -1 ВЛ 10 кВ UВЛ 10 -6 -1,5 Потери UТ -4 -1 Надбавка δUТ +7,5 +7,5 Шины 0,4 кВ δUШ 0,4 +1,5 +4 ВЛ 0,38 кВ UВЛ 0,38 -6,5 -1,6 Удаленный потребитель δUУД.П -5 +2,4 Норма по договору δUдоп 5 5 Тр-р 10/0,38 кВ 100 25 2) ближайший потребитель считается подключенным к шинам 0,4 кВ потребительской ТП; 3) общая 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 (UДОП ВЛ0,38) принимается потеря напряжения при 100% нагрузке; 7) потеря напряжения в трансформаторах потребительских подстанций при 100% нагрузке составляет 4-5% [1,2,3]. В курсовой работе рекомендуется принимать ΔUТ = 4% для режима максимальных нагрузок (100%). 8) ГОСТ 32144-2013 допускает отклонения напряжения на вводе потребителя до 10%, что устраивает не всех потребителей. Поэтому значения допустимых отклонений напряжения у потребителей определяются договором между потребителем и электроснабжающей организацией. 21 Рассмотрим в качестве примера порядок составления таблицы отклонений напряжения для подстанции расчетного населенного пункта при следующих исходных данных: 25 U100 U Ш U100 Ш10 4%; 10 1%; ВЛ10 6% . Предполагается, что значение наибольшей суммарной потери напряжения в линии 10 кВ (6%) от шин 10 кВ до расчетного населенного пункта в данном примере ранее определено по результатам расчета (п.3) ВЛ 10 кВ. 4.1 Вписываем исходные данные в таблицу 4.1 (выделено полужирным шрифтом). 4.2 Потерю напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке принимаем равной 4% и вносим это значение в таблицу 4.1. 4.3 Потерю 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 4.1. 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 договору отклонение напряжения, равное «–5%», и вносим его в соответствующую строку таблицы 4.1. 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 договору «+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 4.1. 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. 22 Для исходных данных такой оптимальной надбавкой трансформатора будет «+7,5%». Эту надбавку вносим в соответствующую строку таблицы 4.1 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: 100 100 , U100 ВЛ .0 , 38 U Ш .0 , 4 U УД . П (4.1) поэтому: UВЛ0,38=(+1,5)-(-5)=6,5%. Полученное значение потери напряжения в линии 0,38 кВ при 100% нагрузке вносим в таблицу 4.1 со знаком минус. 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 как алгебраическую сумму двух вышерасположенных строк: δUУД.П=+4-1,6=+2,4%. Это значение вносим в соответствующую строку таблицы. Таким образом, искомая допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ при 100% нагрузке будет равна: UДОП ВЛ0,38=UВЛ0,38=6,5%. 5. Электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ После определения числа, мощности и места установки подстанций на плане расчетного населенного пункта необходимо для каждой зоны определить траектории отходящих от ТП линий 0,38 кВ, питающих потребителей электроэнергии. В курсовой работе выполняется расчет и выбор проводов линий 0,38 кВ, отходящих от ТП1. В учебных целях расчет сечений проводов в линиях W1, W2 и W3 можно производить различными методами. 23 Выбранные по результатам расчета провода проверяются на механическую прочность и по нагреву. Порядок и методы расчета проводов рассмотрим на примере расчетной схемы ВЛ 0,38 кВ, приведенной на рисунке 5.1. К линии W1 в точках 1, 2, 3, и 4 подключены коммунальнобытовые потребители электроэнергии. Нагрузка линии W2 – смешанная. Линия W3 питает производственные потребители. Длина участков линий определяется на плане населенного пункта с учетом задания по масштабу. 5.1 Расчет сечений проводов (на примере линии W1 с коммунально-бытовой нагрузкой) по экономическим интервалам: 5.1.1 Определяется расчетная полная мощность на каждом участке линии: S0-1=P0-1/cos0-1; S1-2=P1-2/cos1-2; S2-3=P2-3/cos2-3; S3-4=P3-4/cos4, где Р0-1, Р1-2, Р2-3, Р3-4 – расчетная активная нагрузка на участках линии; для коммунально-бытовых потребителей определяется попарным суммированием нагрузки в конце участка и нагрузки предыдущего участка с помощью табличных добавок. Шины 0,4 кв 1 0 10 2 3 4 5 6 7 11 12 13 14 Рисунок 5.1 24 W1 8 9 15 W2 W3 Например: Р1-2=Р2-3+Рдоб 2 (при Р2Р2-3), где добавка от меньшей мощности берется по таблицам 4.6 [1], 3.6 [2,3] или по таблице Л2 приложения Л. Значение коэффициента мощности нагрузки участка линии определяется как средневзвешенное. Например: cos 23 S 3 cos 3 S 34 cos4 . S 3 S 3 4 5.1.2 Расчетный ток нагрузки на каждом участке линии равен: Sp , 3 U ном Iр (5.1) где Sр – расчетная полная мощность участка, кВА. 5.1.3 По таблице на с.185 [1], приложению 32 [2] или по таблице Л11 приложения Л выбираем экономическую площадь сечения проводов по границам интервалов тока нагрузки на каждом участке линии W1. При этом выбранные провода должны удовлетворять требованиям механической прочности, в соответствии с которыми на магистральных участках воздушной линии напряжением 0,38 кВ алюминиевые провода (марки А) должны иметь сечение не менее 50 мм2. 5.1.4 Определяется потеря напряжения в линии W1 при выбранных сечениях проводов по формулам (3.5) и (3.6). 5.1.5 Если потеря напряжения в линии W1 не превышает допустимую потерю напряжения, определенную в п.4.10, то выбранные провода проверяются по условию нагрева: I ДОП I Р . МАКС , (5.2) где Iр макс – максимальный ток нагрузки для выбранного сечения проводов, А; Iдоп – допустимый длительный ток для выбранного сечения и марки проводов, А; берется из таблицы приложения 4 [1,2,3] или по таблице Л10 приложения Л. Параметры выбранных проводов сводятся в таблицу 5.1. 5.1.6 Если потеря напряжения в линии W1 превышает допустимую потерю напряжения, то сечение проводов линии W1 рекомендуется выбрать по допустимой потере напряжения. 25 5.2 Расчет проводов (на примере линии W2 со смешанной нагрузкой) по допустимой потере напряжения при постоянном сечении проводов в линии: 5.2.1 Определяется расчетная активная нагрузка на участках линии W2 попарным суммированием с помощью табличных добавок, поскольку нагрузка линии смешанная. Рассчитывается коэффициент мощности нагрузки участков линии аналогично п.5.1.1. 5.2.2 Определяется расчетная индуктивная нагрузка на участках линии по формуле, аналогичной (3.1): Q=P∙tg, где tg соответствует коэффициенту мощности нагрузки участков линии W2. 5.2.3 Задаемся удельным индуктивным сопротивлением проводов линии Х0=0,4 Ом/км. 5.2.4 Рассчитываем составляющую потери напряжения (в вольтах) в реактивных сопротивлениях линии по формуле: U P x 0 (Q 0 5 0 5 Q 5 6 5 6 Q 6 7 6 7 Q 7 8 7 8 Q 8 9 8 9 ) . (5.3) U ном 5.2.5 Зная допустимую потерю напряжения UДОП (п.4.10) в процентах и переведя её в вольты, находим составляющую потери напряжения (в вольтах) в активных сопротивлениях линии: U А U ДОП U Р . (5.4) 5.2.6 Определяем сечение (в мм2) проводов линии W2: F P05 05 P56 56 P67 67 P78 78 P89 89 , U A Uном (5.5) где =32 м/Ом*мм2 - удельная проводимость алюминия. 5.2.7 Полученное по (5.5) расчетное значение сечения проводов округляем до стандартного. Выбранный провод проверяется по механической прочности и по нагреву. Параметры проводов сводим в таблицу 5.1. 5.2.8 Проверяем действительную потерю напряжения в линии W2 при выбранном стандартном сечении проводов по формулам (3.5) и (3.6). Если потеря напряжения больше допустимой, сечение проводов линии увеличиваем на одну ступень и проверку повторяем. 26 5.3 Расчет проводов (на примере разветвленной линии W3, питающей производственные потребители) на минимум проводникового материала: 5.3.1 Определяется расчетная полная мощность на каждом участке линии аналогично п.5.1.1, причем суммирование нагрузок для однородных (производственных) потребителей производится как с помощью табличных добавок, так и с учетом коэффициента одновременности. 5.3.2 Линия W3 разветвленная, поэтому для каждого участка линии определяем момент по формуле: M S , (5.6) и сумму моментов: M M010 M1011 M1112 M1213 M1214 M1415 . (5.7) 5.3.3 Распределяем допустимую потерю напряжения ΔUДОП (п.4.10) по участкам линии пропорционально моментам этих участков: U 010 U ДО П M 010 M ;...............U1415 U ДО П 1415 . M M (5.8) 5.3.4 Рассчитываем и выбираем сечение на каждом участке линии W3 при известной допустимой потере напряжения на участке, так же как и линию W2. 5.4 Результаты расчета линий сводим в таблицу 5.1. По каждой линии (W1, W2, W3) определяем фактическую потерю напряжения на всех участках по формулам (3.5), (3.6) и максимальную фактическую потерю напряжения «UΣф» и сравниваем с «UДОП», определенной в п.4.10. Для неразветвленной линии максимальная фактическая потеря напряжения будет равна сумме потерь напряжения на всех участках линии. Для рассматриваемой разветвленной линии (W3) необходимо определить суммарную потерю напряжения от шин 0,4 кВ до точки 13 (по участкам 0-10, 10-11, 11-12, 12-13) и до точки 15 (по участкам 0-10, 10-11, 11-12, 12-14, 14-15), а затем наибольшее суммарное значение проставить в соответствующем столбце таблицы 5.1. Если максимальное значение UΣф>UДОП, то сечения проводов на отдельных участках линии, начиная с головного, необходимо увеличить на одну ступень и расчет фактической потери напряжения повторить. На плане расчетного населенного пункта необходимо указать трассы всех линий 0,38 кВ, расставить и обозначить опоры 27 ВЛ 0,38 кВ, ответвления от линий к потребителям, обозначить повторные заземления нулевого провода ВЛ 0,38 кВ и светильники наружного освещения населенного пункта. Кроме того, необходимо указать ответвления от магистрали ВЛ 10 кВ ко всем потребительским ТП населенного пункта и расставить опоры на магистральном участке и ответвлениях ВЛ 10 кВ. Опоры линий расставляются с учетом заданного варианта масштаба и величины пролета для ВЛ 0,38 кВ (40-50 м) и ВЛ 10 кВ (80-100 м). Таблица 5.1 Линия W1 W2 W3 Участок Провод г0, Ом/км х0, Ом/км Iр.макс, А Iдоп, А Uф, % UΣф, % 0-1 1-2 2-3 3-4 0-5 5-6 6-7 7-8 8-9 0-10 10-11 11-12 12-13 12-14 14-15 6. Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ Для линий 0,38 и 10 кВ необходимо по литературе 1, 2, 3, 6, 7 и др. выбрать конструкцию промежуточных, концевых и анкерных опор, изоляторов и линейной арматуры; рассчитать с учетом длины линий необходимое количество указанных элементов. Провода марок СИП для ВЛ 0,38 кВ можно выбрать по таблицам Л15 и Л16 приложения Л. Выбрать тип трансформаторной подстанции ТП1 и привести её основные технические характеристики из 5, 6 и др. или из таблицы Л14 приложения Л. До настоящего времени для сельского электроснабжения широкое применение имеют однотрансформаторные комплектные подстанции типа КТП мощностью до 250 кВА, тупиковые и проходные подстанции типов КТПТ и КТПП мощностью 400 и 630 28 кВА. Трансформаторы мощностью до 250 кВА рекомендуется применять со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг с нулем, а РУ 0,38 кВ – с автоматическими воздушными выключателями. 7. Расчет токов короткого замыкания Значения токов при коротких замыканиях (КЗ) необходимы для проверки выбранного оборудования по аварийным режимам, расчета и проверки чувствительности защит. Порядок расчета токов КЗ рассмотрим на примере исходной схемы электропередачи (рисунок 7.1), составленной на основе ранее рассмотренных расчетных схем ВЛ 10 кВ (рисунок 3.1) и ВЛ 0,38 кВ (рисунок 5.1). 7.1 Исходными данными для расчета токов КЗ к схеме рисунка 7.1 являются: 1) длины участков ВЛ 10 кВ (берутся с заданного варианта плана сельского района); 2) марки и сечения проводов линии 10 кВ (определяются при расчете ВЛ 10 кВ); 3) место подключения ТП1 на линии 10 кВ (определяется местоположением 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 в п.2); 7) мощность КЗ на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ (определяется вариантом задания). К3 К1 Ш 10 кВ К2 1 2 3 0 К4 5 4 ТП1 К5 6 Ш 0,4 кВ К6 К7 W1 К8 W2 W3 Рисунок 7.1 7.2 На расчетную схему наносим точки КЗ: 1) в начале линии 10 кВ (на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ – точка К1); 2) в конце 29 линии 10 кВ (точки К3, К4); 3) на шинах 10 кВ расчетной подстанции ТП1 (точка К2); 4) на шинах 0,4 кВ расчетной подстанции ТП1 (точка К5); 5) в конце линий 0,38 кВ – W1, W2 и W3 (точки К6, К7, К8). В приведенной на рисунке 7.1 схеме электропередачи ТП1 расположена в ближайшем к шинам 10 кВ РТП населенном пункте №1. Если расчетный населенный пункт не является ближайшим (№2, 3, 4, 5 или 6), то точка короткого замыкания ставится в месте ответвления к ТП1 соответствующего населенного пункта. 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, трансформатора ТП1. К3 К1 К2 x01 xc r01 x12 1 x32 2 x26 r26 r12 x34 xт rт xw2 xw1 rw3 rw2 rw1 К7 r34 4 x45 r45 К5 xw3 Рисунок 7.2 Схема замещения К6 30 6 К4 3 0 К8 r32 5 На схеме замещения указываем точки КЗ, наносим обозначения сопротивлений в виде дроби (числитель – условное обозначение, знаменатель – рассчитанное числовое значение, приведенное к базисным условиям). 7.4 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 «Uб». 7.5 Выбираем величину базисного напряжения. За базисное напряжение принимается среднее номинальное напряжение одной из ступеней трансформации, т. е. 10,5 кВ или 0,4 кВ. Количество точек КЗ на стороне высокого и низкого напряжений одинаково, однако число сопротивлений на стороне 10 кВ больше, чем на стороне 0,38 кВ, поэтому за базисное принимаем напряжение Uб=10,5 кВ. 7.6 Определяем сопротивления схемы замещения, приведенные к базисному напряжению. U 2Б XС ( 3 ) . S КЗ Сопротивление системы: (7.1) Сопротивления участков линии 10 кВ: r01 r0 01 ; x01 x0 01 ; r12 r0 12 ; x12 x0 12 ; ... ... r26 r0 26 ; x 26 x0 26 . (7.2) Сопротивление трансформатора: PК U 2Б rТ , SТном SТном uK % U 2Б , zT 100 STном xT z T2 rT2 . Сопротивления участков ВЛ 0,38 кВ: 31 (7.3) (7.4) (7.5) UБ 10,5 r0 W 1 rW 1 r0 W 1 ; U 0 , 4 ср .ном 2 2 (7.6) UБ 10,5 x 0 W 1 x W 1 x 0 W 1 . U 0 , 4 ср . ном 2 2 Для линий W2 и W3 сопротивления определяются аналогично. 7.7 Рассчитываем результирующие сопротивления до каждой точки КЗ: До точки К1: (7.7) z 1 xC ; z 2 r012 ( x C x 01 ) 2 ; До точки К2: До точки К3: z3 r 01 До точки К4: z4 r 01 До точки К5: (7.8) r12 r32 r26 x C x 01 x12 x 32 x 26 ; (7.9) r12 r34 r45 x C x 01 x12 x 34 x 45 ; (7.10) 2 2 2 z5 r 01 2 rT x C x 01 x T . 2 2 (7.11) До точек К6, К7 и К8 расчет выполняется аналогично. 7.8 Рассчитываем токи трехфазного КЗ. Для точек 1, 2, 3 и 4 выполняется условие Uср.ном=Uб, поэтому ток КЗ определяется по формуле: I (Ki3 ) UБ , 3 zi (7.12) где i – номер точки КЗ и величина результирующего сопротивления до i-ой точки короткого замыкания. Для точки 5 Uср.номUб, поэтому ток КЗ равен I (К35) UБ UБ . 3 z 5 U ср .ном (7.13) Для точек 6, 7 и 8 ток трехфазного КЗ определяется аналогично по формуле (7.13), изменяется только индекс результирующего сопротивления до соответствующей точки короткого замыкания. 7.9 Определяем токи двухфазного КЗ для точек 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 и 8: I (K2 ) 32 3 ( 3) IK . 2 (7.14) 7.10 Ударный ток для каждой из точек КЗ определяется по формуле: (7.15) i У 2 k У I (К3 ) , где kУ – ударный коэффициент, для i–той точки КЗ рекомендуется определять по формуле: k Уi 1 e 0 , 01 Tа 1 e 3 , 14ri xi , (7.16) Та – постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с; ri и xi – результирующие активное и индуктивное сопротивления до i–той точки короткого замыкания. Ta L x x . r 2 f r 314 r (7.17) 7.11 Мощность трехфазного КЗ для каждой из точек КЗ определяется по формуле: (7.18) S (К3 ) 3 U ср .ном I (К3 ) , где Uср.н – среднее номинальное напряжение той ступени, на которой находится точка КЗ (10,5 или 0,4 кВ). 7.12 Определяем минимальную величину тока КЗ для проверки защиты на чувствительность. Это будут токи однофазного КЗ в конце линий 0,38 кВ (точки К6, К7 и К8), которые рекомендуется рассчитывать по упрощенной формуле: I (К1 ) UФ zТ zП 3 , (7.19) где Uф=0,22 кВ – номинальное фазное напряжение сети 0,38 кВ; zT – полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, приведенное к напряжению 0,4 кВ, Ом; рекомендуется определять по таблицам 9.41, 7.4 2,3 или по таблице Л13 приложения Л; zп – полное сопротивление петли «фазный – нулевой провод линии», Ом; определяется по формуле: zП r 0Ф r0 Н x 02 П , 2 (7.20) где – длина линии, км; r0ф и r0н – удельное активное сопротивление фазного и нулевого проводов линии, Ом/км; рекомендуется определять по приложению 1 1,2,3 или из таблицы Л6 приложения Л; 33 х0п – удельное индуктивное сопротивление петли «фазный – нулевой провод линии», Ом/км; для проводов из цветных металлов рекомендуется брать х0п=0,6 Ом/км. 7.13 Результаты расчета токов КЗ сводим в таблицу 7.1. Таблица 7.1 Точка Uср.ном КЗ кВ К1 К2 К3 К4 К5 К6 К7 К8 10,5 10,5 10,5 10,5 0,4 0,4 0,4 0,4 Сопротивление, Ом r x z КУ Iк(3) Токи КЗ, кА (2) Iк iУ Iк(1) Sк(3) МВА 8. Выбор оборудования подстанции ТП1 Оборудование электроустановок выбирают по условиям нормального режима, а затем проверяют на термическую и электродинамическую стойкость в режиме КЗ. Выбранная комплектная трансформаторная подстанция ТП1 состоит из вводного устройства 10 кВ, силового трансформатора и РУ 0,38 кВ, имеющих необходимое оборудование и аппаратуру. Дополнительно к имеющемуся оборудованию подстанции необходимо выбрать высоковольтный разъединитель. Разъединитель для ТП1 выбирается по конструктивному исполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и электрическим параметрам: номинальному напряжению (Uном) и току (Iном), термической и электродинамической устойчивости при токах КЗ. Электродинамическая устойчивость разъединителей характеризуется амплитудой (iмакс) предельного сквозного тока КЗ, называемого иногда током электродинамической стойкости. Термическая устойчивость разъединителей характеризуется произведением действующего значения предельного тока (IТ) термической стойкости на время (tТ) протекания тока термической стойкости. Основные характеристики разъединителей для сетей 10 кВ приведены в таблице И1 приложения И. При выборе и проверке разъединителей должны соблюдаться следующие основные условия: 34 U ном U ном . уст , I ном I раб .макс , (8.1) i макс i (У32) , (8.3) I Т2 t Т I (К32) t пр , 2 (8.2) (8.4) где Uном, Iном, iмакс, Iт, tт берутся по паспортным данным разъединителей (таблица И1 приложения И); Uном.уст – номинальное напряжение сети 10 кВ; Iраб.макс – расчетное значение тока нагрузки на шинах 10 кВ ТП1, А (по результатам определения мощности и выбора трансформатора ТП1 в п.2); iУ2(3) – ударный ток на шинах 10 кВ ТП1, кА (точка К2 на рисунке 7.1); Iк2(3) – установившееся действующее расчетное значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА (точка К2 на рисунке 7.1); tпр – приведенное время КЗ, с; определяется по формуле: t пр t с . з . t о .в . , (8.5) где tс.з – время срабатывания релейной защиты, с; tо.в – собственное время отключения выключателя, с; в курсовой работе рекомендуется принимать tпр =2-3 с. 9. 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. 9.1 Спецификация на оборудование и материалы До составления спецификации (таблица К1 приложения К) необходимо выполнить следующее: 9.1.1 На заданном плане сельского района для каждого населенного пункта (кроме расчетного) определить: 35 1) полную мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по формуле (3.2); при этом значение коэффициента мощности дневного и вечернего максимума нагрузки населенного пункта определяется по кривым рис.4.6 [1], рис.3.6 [2], рис.3.7 [3] или по рисунку Л1 приложения Л в зависимости от доли производственной нагрузки к общей нагрузке потребителей населенного пункта; 2) по наибольшей полной нагрузке (дневного или вечернего максимума) определить возможное число и мощность потребительских КТП 10/0,38 кВ в каждом населенном пункте, используя таблицу Е1 приложения Е. 9.1.2 По плану сельского района с учетом заданного масштаба определить необходимое число опор ВЛ 10 кВ и изоляторов, а также длину проводов. 9.1.3 На плане расчетного населенного пункта с учетом заданного масштаба определить необходимое число опор ВЛ 0,38 кВ, изоляторов и линейной арматуры. В спецификацию (таблицу К1 приложения К) заносится оборудование и материалы, необходимые для строительства всей распределительной сети 10 кВ и сети 0,38 кВ в расчетном населенном пункте, в следующей последовательности: 1) тип ячейки КРУН 10 кВ РТП 35/10 кВ; 2) число и мощность потребительских 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 расчетного населенного пункта; 9) марка и число опор ВЛ 0,38 кВ расчетного населенного пункта. 9.2 Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ 9.2.1 Определяются капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ. Расчет рекомендуется вести по укрупненным показателям. В учебных целях допускается ис36 пользовать стоимостные показатели в ценах 1991 года, которые приняты базовыми для формирования цен текущего периода 1. Результаты расчета сводятся в таблицу 9.1 Суммарные капиталовложения: К ККРУН КВЛ10 К ПС , (9.1) где Ккрун, Квл10 и Кпс – капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, руб. Таблица 9.1 № п/п 1 2 3 … Наименование элемента электропередачи Количество Ячейка КРУН 10 кВ ВЛ 10 кВ КТП 10/0,38 кВ 1 шт. «__» км «__» шт. Кап. затраты, тыс. руб. На единицу оборудования Всего Укрупненные удельные показатели стоимости можно определить: для ВЛ 10 кВ – по приложению 23 1,2,3 и по таблицам М2, М3 приложения М; для КТП 10/0,38 кВ – по приложению 25 1,2,3 и по таблице М1 приложения М. Стоимость ячейки КРУН 10 кВ можно принять равной 3500 руб. согласно 8. 9.2.2 Определяются годовые издержки на эксплуатацию электрической сети 10 кВ: (9.2) И И А ИОБ И П , где ИА, ИОБ, ИП – издержки на амортизацию и капитальный ремонт, на обслуживание и на потери электрической энергии; руб/год. И А И А . КРУН И А . ВЛ10 И А . ПС К КРУН Р А . КРУН К ВЛ10 Р А . ВЛ К ПСР А . ПС , 100 100 100 (9.3) где РА.КРУН, РА.ВЛ, РА.ПС – нормы амортизационных отчислений для ячейки КРУН 10 кВ, ВЛ 10 кВ и ТП 10/0,38 кВ, %; могут быть определены по приложению 29 1,2,3 или по таблице М4 приложения М. ИОБ n УЕ . КРУН n УЕ .ВЛ n УЕ . ПС , (9.4) где nуе КРУН, nуе ВЛ, nуе ПС – сумма условных единиц по обслуживанию ячейки КРУН 10 кВ, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ; 37 может быть определена по приложению 30 1,2,3 или по таблице М5 приложения М; - затраты на обслуживание одной условной единицы, руб.; могут быть приняты равными 28 руб. в год 2,3. (9.5) И П И П .ВЛ И П .ТР , где Ип ВЛ, Ип ТР – издержки на потери электрической энергии в линиях 10 кВ и в трансформаторах ТП 10/0,38 кВ, руб/год. И П .ВЛ WВЛ c ВЛ 10 2 , (9.6) И П . ТР S 2 Р 10 2 , Р с Р Т с К К Х В Х S тр.ном (9.7) где Wвл – годовые потери электроэнергии в линиях 10 кВ, кВт∙ч/год; определяются из таблицы 3.1 по результатам расчета ВЛ 10 кВ; SР – расчетная электрическая нагрузка трансформаторов потребительских ТП 10/0,38 кВ, кВА; берется из таблицы 3.1; свл, ск, сх – удельные затраты на потери электроэнергии, соответственно, в линиях электропередач, в обмотках трансформаторов (потери КЗ) и в стали трансформаторов (потери холостого хода), коп./кВтч; могут быть определены по формуле (14.27) 2, (14.20) 3 или взяты из таблиц 14.1, 14.2 2, 14.2, 14.3 3, а также из таблицы Л5 приложения Л; - время потерь электроэнергии в трансформаторах подстанций 10/0,38 кВ, ч; можно определить по таблице 14.2 2, 14.3 3 или по таблице Л5 приложения Л; Sтр.ном – номинальная мощность трансформаторов потребительских подстанций 10/0,38 кВ, кВА; берется по п.9.1.1 с учетом номинальной мощности трансформаторов ТП расчетного населенного пункта; Рк, Рх – потери мощности в обмотках (потери КЗ) и в стали (потери холостого хода) трансформаторов ТП 10/0,38 кВ, кВт; могут быть определены по приложению 19 1,2,3 или по таблице Л12 приложения Л; Тв – время включенного состояния трансформаторов, ч; при работе круглый год Тв=8760 ч. С целью упрощения расчетов по формуле (9.7) можно определить годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторах, считая среднюю мощность трансформаторов ТП 10/0,38 кВ по всем населенным пунктам равной 160 кВА. 38 11.2.3 Рассчитывается переданная за год по линиям 10 кВ энергия: WГОД Pрасч TМ , (9.8) где Ррасч – максимальная расчетная активная мощность (дневного или вечернего максимума) нагрузки на головном участке ВЛ 10 кВ, кВт; определяется из таблицы 3.1; Тм – время использования максимальной нагрузки, ч; определяется из формулы 9, связывающей «» и «Тм»: 2 ТМ 0,124 8760 , 10000 (9.9) где время потерь «» может быть определено по таблице 14.2 2, 14.3 3 или по таблице Л5 приложения Л. 11.2.4 Определяется себестоимость 1 кВт∙ч электрической энергии (руб/кВт∙ч), отпускаемой с шин 0,4 кВ потребительских ТП 10/0,38 кВ: К ЕН И k ИНФ , СШ 0 , 4 З С З В WГО Д (9.10) где Зс – средние удельные приведенные затраты на производство и распределение энергии в энергосистеме, руб/кВтч; в курсовом проекте можно принять по 1,2,3: Зс=0,024 руб/кВтч; Зв – средние удельные приведенные затраты на передачу и распределение электроэнергии по сетям напряжением 35 кВ, руб/кВтч; в курсовом проекте по данным рис.5.3-5.4 4 можно принять: Зв=0,033 руб/кВт∙ч; Ен=0,1 – коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений 2,3; kинф – коэффициент, учитывающий изменение стоимости электрооборудования по сравнению с ценами на 01.01.1991 года. Значение kинф подлежит ежегодному уточнению. В курсовом проекте допускается не определять числовое значение kинф. 39 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Лещинская, Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов. – М. : КолосС, 2008. – 655 с. 2. Будзко, И. А. Электроснабжение сельского хозяйства / И. А. Будзко, Т. Б. Лещинская, В. И. Сукманов. – М. : Колос, 2000. – 536 с. 3. Будзко, И. А. Электроснабжение сельского хозяйства / И. А. Будзко, Н. М. Зуль. – М. : Агропромиздат, 1990. – 496 с. 4. Будзко, И. А. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов / И. А. Будзко, М. С. Левин. – М. : Агропромиздат, 1985. – 320 с. 5. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / Э. Я. Гричевский, П. А. Катков, А. М. Карпенко и др.; Под ред. П. А. Каткова, В. И. Франгуляна. – М. : Энергия, 1980. – 352 с. 6. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. – М. : НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с. 7. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства / Л. И. Васильев, Ф. М. Ихтейман, С. Ф. Симоновский и др. – М. : Агропромиздат, 1989. – 159 с. 8. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др.; Под ред. В. М. Блок. – М. : Высш. шк., 1990. – 383 с. 9. Железко, Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов / Ю. С. Железко. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 176 с. 40 Приложение А Форма титульного листа пояснительной записки Министерство сельского хозяйства Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ижевская государственная сельскохозяйственная академия» Кафедра «Электротехника, электрооборудование и электроснабжение» Курсовая работа по дисциплине «Электроснабжение» на тему: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА Выполнил студент ____ группы ____________ (подпись) Проверил _______________ _________________ (фамилия, и., о.) _______________________ (дата, подпись) (фамилия, и., о.) Курсовая работа защищена с оценкой ____________________ ___________ ________________ _____________________ (дата) (подпись) (фамилия, и., о.) Ижевск 41 201_ Приложение Б ЗАДАНИЕ к курсовой работе по дисциплине «Электроснабжение» Выдано студенту ______ группы очного (заочного) обучения __________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) Номер зачетной книжки _________________________________________ Вариант задания ________________________________________________ Дата выдачи задания ____________________________________________ Срок выполнения ________________________________________________ 42 Приложение В 4 Шины 10 кВ 260 ( 200) 290 ( 210) U 100 Ш10 5% 25 U Ш 10 1% 3 1 400 ( 250) 350 ( 200) 200 (150) 350 ( 250) 2 SКЗ=130 МВА 280 (180) 290 (190) 5 180 (100) 240 (120) План 1 сельского района 43 300 (150) 350 (155) 6 Приложение В SКЗ=140 МВА Шины 10 кВ U 100 Ш10 5% 25 U Ш 10 1% 4 1 200 (70) 230 (75) 6 100 (60) 160 (80) 2 160 (60) 190 (85) 200 (70) 100 (70) 3 160 (100) 200 (100) 5 400 ( 300) 420 ( 250) План 2 сельского района 44 Приложение В Шины 10 кВ SКЗ=100 МВА U 100 Ш10 4% 25 U Ш 10 1% 300 (160) 350 (160) 1 2 3 200 (70) 100 (75) 180 (100) 200 (100) 4 6 100 (40) 60 ( 25) 110 (50) 180 (55) 5 План 3 сельского района 45 400 ( 200) 520 ( 210) Приложение В 3 160 (60) 100 (60) 5 6 Шины 10 кВ 200 (100) 300 (100) 1 120 (90) 200 (95) 2 4 250 (100) 300 (120) 300 (180) 350 ( 200) 320 (140) 260 (160) U 100 Ш10 6% 25 U Ш 10 2% SКЗ=120 МВА План 4 сельского района 46 Приложение В Шины 10 кВ SКЗ=150 МВА U 100 Ш10 3% 25 U Ш 10 2% 1 220 (100) 250 (80) 3 2 120 (50) 220 (70) 180 (80) 200 (110) 4 5 6 150 (80) 160 (60) План 5 сельского района 47 420 ( 220) 500 (180) 200 (90) 300 (100) 17 6.2 6.1 W 34.2 23 40.2 15 55.2 55.2 55.3 55.3 55.1 55.3 55.1 55.1 55.1 55.1 55.3 55.3 55.1 55.1 55.1 55.2 52.1 55.1 55.1 20.1 55.1 55.1 51.3 55.1 55.1 55.1 55.1 55.1 33.2 26 28.1 1.2 Приложение Г 10 План 1 населенного пункта 48 Приложение Г 21 W 55.2 55.1 55.1 55.1 24 22.2 16 14 55.2 55.2 5.1 5.1 55.1 48.1 55.1 55.1 55.3 32 34.1 55.3 13.1 55.1 55.3 45.1 55.1 55.1 42.2 55.3 22.1 41 37.2 55.2 55.3 55.1 55.3 55.1 55.3 55.1 55.2 План 2 населенного пункта 49 5.2 5.2 7.2 7.2 Приложение Г W 55.1 55.3 29.1 55.1 55.1 51.3 55.1 50 55.1 55.1 55.1 55.1 55.1 54.1 55.1 55.1 48.2 55.1 36 План 3 населенного пункта 38.2 50 27.1 53.2 55.1 35 55.1 55.1 55.1 55.1 55.2 55.2 55.2 55.2 55.1 55.1 55.3 55.3 55.1 55.143.1 55.2 45.2 48.2 45.2 55.2 55.3 12 7.1 13.2 4.2 4.2 Приложение Г W 29.2 55.1 55.1 55.3 План 4 населенного пункта 51 55.1 55.1 55.1 55.2 55.1 55.1 52.2 55.1 55.2 55.1 55.1 55.1 51.2 55.3 55.1 55.3 55.1 55.1 46.1 55.2 44.1 55.1 55.1 55.1 55.2 54.3 55.1 38.1 55.1 30 55.3 25 Приложение Г W 37.1 20.2 55.1 55.1 55.1 55.1 55.1 55.1 55.1 55.1 46.2 55.1 53.1 55.2 55.2 54.2 55.1 55.1 18 55.1 55.2 55.1 55.1 11 3.2 3.2 55.3 55.3 55.3 55.1 51.1 55.2 19 50 55.1 55.2 55.1 52.1 29.3 55.1 План 5 населенного пункта 52 Приложение Д Таблица Д1 - Электрические нагрузки сельскохозяйственных производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей № пп 1 2 3 4 5 Дневной максимум Р, сosφ, кВт о.е. Наименование объекта Коровник без механизации процессов: на 100 коров на 200 коров Вечерний максимум Р, сosφ, кВт о.е. 4 6 0,75 0,75 4 6 0,85 0,85 Коровник без механизации процессов с электроводонагревателем: на 100 коров на 200 коров 10 18 0,92 0,92 10 18 0,96 0,96 Коровник привязного содержания с механизированной уборкой навоза: на 100 коров на 200 коров 4 6 0,75 0,75 4 6 0,85 0,85 9 15 0,92 0,92 9 15 0,96 0,96 10 17 0,92 0,92 10 17 0,96 0,96 Коровник привязного содержания с механизированной уборкой навоза и с электроводонагревателем: на 100 коров на 200 коров Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем: на 100 коров на 200 коров 53 Продолжение таблицы Д1 № пп 6 7 8 Дневной максимум Р, сosφ, кВт о.е. Наименование объекта Помещения для ремонтного и откормочного молодняка: на 170-180 голов на 240-260 голов Помещения для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза: на 170-180 голов на 240-260 голов Летний лагерь КРС: на 200 коров на 400 коров Вечерний максимум Р, сosφ, кВт о.е. 1 3 0,75 0,75 3 5 0,85 0,85 4 5 0,75 0,75 7 8 0,85 0,85 12 15 0,85 0,85 12 15 0,87 0,87 13 18 0,92 0,92 14 19 0,96 0,96 1 1,00 5 1,00 10 Летний лагерь КРС с молочным блоком: на 200 коров на 400 коров Летний лагерь молодняка КРС на 400-500 голов 11 Кормоприготовительная при коровнике 6 0,75 6 0,78 12 Кормоцех фермы КРС на 800-1000 голов 50 0,75 50 0,78 Молочный блок при коровнике: 15 20 0,92 0,92 15 20 0,96 0,96 2 0,75 2 0,85 9 13 14 на 3 т/сутки на 6 т/сутки Свинарник-маточник на 50 голов (подвесная дорога) 54 Продолжение таблицы Д1 № пп Дневной максимум Р, сosφ, кВт о.е. Наименование объекта Вечерний максимум Р, сosφ, кВт о.е. 15 Свинарник-маточник на 50 голов с навозоуборочным транспортером 3 0,75 5 0,85 16 Свинарник-маточник на 50 голов с навозоуборочным транспортером и с теплогенератором 6 0,92 10 0,96 17 Свинарник-маточник на 50 голов с навозоуборочным транспортером и с электрообогревом 28 0,92 28 0,96 2 0,75 6 0,85 6 0,75 9 0,85 26 0,75 10 0,78 37 0,75 13 0,78 45 0,75 15 0,78 80 40 30 0,75 0,75 0,75 80 - 0,80 0,80 0,80 18 19 20 21 22 Свинарник-откормочник на 1000-1200 голов Свинарник-откормочник на 1000-1200 голов с навозоуборочным транспортером Кормоцех для свинофермы: на 100 маток и 1000 голов откорма или на 2000 голов откорма на 200 маток и 2000 голов откорма или на 3000 голов откорма на 300 маток и 3000 голов откорма или на 6000 голов откорма Агрегат для приготовления травяной муки АВМ-0,65 Дробилка кормов: ДБ-5-1 КДМ-2 55 Продолжение таблицы Д1 № пп Наименование объекта 23 Ветеринарный пункт 24 Участковая ветеринарная лечебница 25 26 27 28 Дневной максимум Р, сosφ, кВт о.е. Зернохранилище с передвижными механизмами емкостью 500 т Зернохранилище с ленточным транспортером емкостью 1000 т Овощекартофелехранилище: на 300-600 т на 1000 т Овощекартофелехранилище с отопительновентиляционной установкой: на 500-600 т на 1000 т Вечерний максимум Р, сosφ, кВт о.е. 1 0,85 1 0,90 20 0,85 10 0,90 10 0,70 5 0,75 25 5 6 0,70 0,70 0,70 10 2 2 0,75 0,75 0,75 20 36 0,85 0,85 20 36 0,90 0,90 20 30 35 0,70 0,70 0,70 1 5 10 0,75 0,75 0,75 5 0,95 1 0,97 29 Склад рассыпных и гранулированных кормов емкостью: 200 т 360 т 520 т 30 Кузница 31 Мастерская полевого стана тракторной бригады 12 0,70 3 0,75 32 Мастерская обслуживания сельскохозяйственной техники 30 0,70 10 0,75 56 Продолжение таблицы Д1 № пп Дневной максимум Наименование объекта Вечерний максимум Р, кВт сosφ, о.е. Р, кВт сosφ, о.е. 33 Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов на 75 тракторов 40 80 0,70 0,70 15 20 0,75 0,75 34 Гараж на 50 автомашин с закрытой стоянкой: на 5 машин на 14 машин 10 15 0,70 0,70 3 5 0,75 0,75 35 Плотницкая 10 0,75 1 0,85 36 Столярный цех 15 0,70 1 0,75 Лесопильный цех с пилорамой: 16 23 0,70 0,70 2 2 0,75 0,75 15 25 5 8 10 17 0,70 0,70 0,80 0,80 0,80 0,80 1 1 1 1 1 1 0,75 0,75 0,85 0,85 0,85 0,85 15 35 0,80 0,80 1 2 0,85 0,85 37 38 39 40 ЛРМ-79 Р-65 Склад концентрированных кормов с дробилкой: ДКУ-1 ДКУ-2 Мельница с жерновым поставом: 5/4 6/4 7/4 8/4 Мельница вальцовая производительностью: 6 т/сутки 25 т/сутки 57 Продолжение таблицы Д1 № пп 41 42 43 44 45 46 Дневной максимум Р, сosφ, кВт о.е. Наименование объекта Теплая стоянка тракторов Мастерская пункта технического обслуживания: на 10-20 тракторов на 30-40 тракторов Гараж с профилакторием: на 10 автомашин на 25 автомашин на 60 автомашин Центральная ремонтная мастерская: на 25 тракторов на 50-100 тракторов Начальная школа: на 40 учащихся на 80 учащихся на 160 учащихся Общеобразовательная школа с мастерской: на 190 учащихся на 320 учащихся 47 Общеобразовательная школа с мастерской и электроплитой на 480-540 учащихся 48 Спальный корпус школы-интерната: на 50 мест на 80 мест 58 Вечерний максимум Р, сosφ, кВт о.е. 5 0,70 2 0,75 15 20 20 30 45 0,70 0,70 0,75 0,75 0,75 5 10 10 15 20 0,75 0,75 0,80 0,80 0,80 45 60 5 7 11 0,70 0,70 0,85 0,85 0,85 25 30 2 2 4 0,75 0,75 0,90 0,90 0,90 14 20 0,80 0,80 20 40 0,85 0,85 45 0,85 50 0,90 5 8 0,90 0,90 10 15 0,93 0,93 Окончание таблицы Д1 № пп Дневной максимум Р, сosφ, кВт о.е. Наименование объекта Вечерний максимум Р, сosφ, кВт о.е. 49 Столовая школы-интерната 9 0,92 5 0,96 50 Детские ясли-сад на 50 мест 9 0,90 6 0,93 51 Административное здание: на 15-25 рабочих мест на 35-50 рабочих мест на 70 рабочих мест 15 25 35 0,85 0,85 0,85 8 10 15 0,90 0,90 0,90 3 6 0,85 0,85 10 18 0,90 0,90 10 6 0,85 0,85 10 6 0,90 0,90 3 7 8 0,99 0,99 0,99 3 7 8 0,99 0,99 0,99 0,54 2,2 4,3 0,90 0,90 0,90 1,8 7,2 14,4 0,93 0,93 0,93 52 Клуб со зрительным залом: на 150-200 мест на 300-400 мест Магазин на 4 рабочих места: 53 54 55 продовольственный промтоварный Баня: Жилой дом: на 5 мест на 10 мест на 20 мест одноквартирный четырехквартирный восьмиквартирный 59 Приложение Е Таблица Е1 – Интервалы нагрузок для выбора мощности трансформатора ТП 10/0,38 кВ с учетом экономических интервалов и допустимых систематических перегрузок (кВА) для Центра России без учета роста нагрузки (числитель) и с учетом динамики роста нагрузки (знаменатель) Вид нагрузки, потребители Коммунально-бытовая Производственная Смешанная Среднесуточная температура, о С – 10 –5 0 +5 – 5 … – 10 0…+5 – 10 –5 0 +5 – 10 –5 0 +5 Номинальная мощность трансформатора, кВА 40 63 31…56 33…54 51…70 55…88 34…57 37…60 58…86 61…93 29…48 31…52 49…73 53…79 60 100 160 250 400 78…129 78…129 78…129 78…129 87…145 94…150 87…140 68…133 74…123 68…133 74…122 80…133 74…122 80…133 130…224 130…221 130…219 130…214 146…240 151…240 114…228 114…228 124…230 114…228 123…240 134…240 123…232 134…232 225…350 225…345 220…343 215…335 341…375 341…375 229…365 229…360 231…360 220…358 241…375 233…363 241…375 233…363 351…520 346…520 344…520 336…520 376…579 375…600 366…450 361…459 361…501 359…459 376…496 376…541 364…496 364…541 Приложение И Таблица И1 – Основные характеристики разъединителей наружной установки Тип разъединителя Ток электродинамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время протекания тока термической стойкости, с Тип привода РЛНД-1-10Б/200УХЛ1 РЛНД-1-10.II/200УХЛ1 РЛНД-1-10.IV/200УХЛ1 РЛНД-1-10Б/400УХЛ1 РЛНД-1-10.II/400УХЛ1 РЛНД-1-10.IV/400УХЛ1 15,75 15,75 15,75 25 25 25 6,3 6,3 6,3 10 10 10 3 3 3 3 3 3 ПРНЗ-10УХЛ1 ПРНЗ-10УХЛ1 ПРНЗ-10УХЛ1 ПРНЗ-10УХЛ1; ПР-2БУХЛ1 ПРНЗ-10УХЛ1; ПР-2БУХЛ1 ПРНЗ-10УХЛ1; ПР-2БУХЛ1 Таблица И2 - Основные характеристики предохранителей типа ПКТ101-10 Типоисполнение Uном, кВ Uмакс.раб, кВ Iном, А Iном.откл, кА ПКТ101-10-2-20 У1 ПКТ101-10-3,2-20 У1 ПКТ101-10-5-20 У1 ПКТ101-10-8-20 У1 ПКТ101-10-10-20 У1 ПКТ101-10-16-20 У1 ПКТ101-10-20-20 У1 ПКТ101-10-31,5-12,5 У1 10 10 10 10 10 10 10 10 12 12 12 12 12 12 12 12 2 3,2 5 8 10 16 20 31,5 20 20 20 20 20 20 20 12,5 61 Приложение К Таблица К1 - ГОСТ 21.101-97: форма 7 – Спецификация 15 Поз. Обозначение Наименование Кол. Масса ед., кг Примечание 15 60 65 10 15 20 8 Указания по заполнению спецификации В спецификации указывают: а) в графе «Поз.» – позиции (марки) элементов конструкций, установок; б) в графе «Обозначение» – обозначение основных документов на записываемые в спецификацию элементы конструкций, оборудование и изделия или стандартов (технических условий) на них; в) в графе «Наименование» – наименования элементов конструкций, оборудования, изделий и их марки. Допускается на группу одноименных элементов указывать наименование один раз и его подчеркивать; г) в графе «Кол.» - формы 7 – количество элементов; д) в графе «Масса, ед., кг» - массу в килограммах. Опускается приводить массу в тоннах, но с указанием единицы измерения; е) в графе «Примечание» - дополнительные сведения, например, единицу измерения массы. 62 Приложение Л Справочные данные для расчета сетей напряжением 0,38 и 10 кВ Таблица Л1 - Коэффициенты одновременности в сетях напряжением 0,38 кВ Коэффициенты одновременности для жилых домов Число потребителей производственных потребителей с нагрузкой на вводе до 2 кВт на 1 дом с нагрузкой на вводе свыше 2 кВт на 1 дом с электроплитами и водонагревателями 2 0,76 0,75 0,73 0,85 3 0,66 0,64 0,62 0,80 5 0,55 0,53 0,50 0,75 10 0,44 0,42 0,38 0,65 20 0,37 0,34 0,29 0,55 50 0,30 0,27 0,22 0,47 100 0,26 0,24 0,17 0,40 200 0,24 0,20 0,15 0,35 500 и более 0,22 0,18 0,12 0,30 63 Таблица Л2 - Суммирование нагрузок в сетях напряжением 0,38 кВ РМ РДОБ РМ РДОБ РМ РДОБ РМ РДОБ 0,2 +0,2 12 +7,3 50 +34,0 170 +123 0,4 +0,3 14 +8,5 55 +37,5 180 +130 0,6 +0,4 16 +9,8 60 +41,0 190 +140 0,8 +0,5 18 +11,2 65 +44,5 200 +150 1,0 +0,6 20 +12,5 70 +48,0 210 +158 2,0 +1,2 22 +13,8 80 +55,0 220 +166 3,0 +1,8 24 +15,0 90 +62,0 230 +174 4,0 +2,4 26 +16,4 100 +69,0 240 +182 5,0 +3,0 28 +17,7 110 +76 250 +190 6,0 +3,6 30 +19,0 120 +84 260 +198 7,0 +4,2 32 +20,4 130 +92 270 +206 8,0 +4,8 35 +22,8 140 +100 280 +214 9,0 +5,4 40 +26,5 150 +108 290 +222 10 +6,0 45 +30,2 160 +116 300 +230 64 Таблица Л3 - Суммирование нагрузок в сетях напряжением 6-35 кВ РМ РДОБ РМ РДОБ РМ РДОБ РМ РДОБ 1 +0,6 80 +59,5 280 +220 580 +465 2 +1,2 90 +67,0 300 +235 600 +483 4 +2,5 100 +74,5 320 +251 650 +525 6 +3,7 110 +82 340 +267 700 +570 8 +5,0 120 +90 360 +283 750 +610 10 +6,3 130 +98 380 +299 800 +650 15 +9,7 140 +106 400 +315 850 +695 20 +13,0 150 +115 420 +332 900 +740 25 +16,5 160 +123 440 +348 950 +785 30 +20,4 170 +131 460 +365 1000 +830 35 +24,4 180 +139 480 +382 1100 +918 40 +28,4 190 +147 500 +400 1200 +1005 45 +32,4 200 +155 520 +416 1300 +1093 50 +36,5 220 +170 540 +432 1400 +1182 60 +44,0 240 +186 560 +448 1500 +1270 70 +52,0 260 +204 65 Таблица Л4 - Коэффициенты мощности сельских потребительских трансформаторных подстанций напряжением 10/0,38 кВ сos и tg в максимум нагрузки Дневной Трансформаторные подстанции Трансформаторные подстанции напряжением 10/0,38 кВ с нагрузкой: Производственной Коммунально-бытовой Смешанной Вечерний сos tg сos tg 0,70 0,90 0,80 1,02 0,48 0,75 0,75 0,92 0,83 0,88 0,43 0,67 Таблица Л5 - Средние значения показателей режима потерь электроэнергии Элемент сети Линия 10 кВ Подстанция 10/0,38 кВ Линия 0,38 кВ Вид нагрузки Смешанная Коммунально-бытовая Производственная Смешанная с преобладанием производственной Смешанная с преобладанием коммунально-бытовой Молочнотоварная ферма Свинооткормочная ферма Мастерская Смешанная Коммунально-бытовая Производственная 66 τ, ч в год свл, ск, сх, коп/кВтч h, ч в год 1900 1100 1500 1800 1400 3500 2500 1600 1200 900 1000 2,69 4,46 2,52 3,05 4,68 1,98 1,48 1,25 4,48 5,76 3,62 2700 1700 3700 2800 1600 5500 10000 16000 1900 1400 2500 Естественный косинус фи, о.е. 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Отношение Рп/Ро, о.е. Дневной максимум нагрузки Вечерний максимум нагрузки Рисунок Л1 - Зависимости коэффициента мощности от отношения расчетной активной мощности нагрузки производственных потребителей (Рп) к расчетной активной мощности общей нагрузки (Ро) 67 1 Таблица Л6 - Характеристики алюминиевых проводов марок А и АКП Номинальное сечение, мм2 Сечение провода, мм2 Диаметр провода, мм Удельное эл. сопротивление постоянному току при 20ºС, Ом/км, не более 16 15,9 5,1 25 24,9 35 Разрывное усилие алюминиевого провода, Н, не менее Масса 1 км провода, кг из проволоки АТ из проволоки АТп 1,8 2570 2870 43 6,4 1,14 4020 4290 68 34,3 7,5 0,830 5380 5860 94 50 49,5 9,0 0,576 7750 8460 135 70 69,2 10,7 0,412 10850 11500 189 95 92,4 12,3 0,308 14050 14900 252 120 117,0 14,0 0,246 18340 20010 321 150 148,0 15,8 0,194 23200 24600 406 185 183,0 17,5 0,157 28680 30420 502 240 239,0 20,0 0,12 36330 38590 655 300 288,0 22,1 0,1 45140 47880 794 350 346,0 24,2 0,083 54240 57520 952 68 Таблица Л7 - Характеристика сталеалюминиевых проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК Разрывное усилие провода, Н, не более из произ проволоки волоки АТ АТп Номинальное сечение, мм2 Al стали провода стального сердечника Сопрот. пост. току при 20ºС, Ом/км 35/6,2 36,9 6,15 8,4 2,8 0,773 12740 50/8,0 48,2 8,04 9,6 3,2 0,592 70/11 68 11,3 11,4 3,8 95/16 95,4 15,9 13,5 95/15 91,7 15,0 120/19 118 120/27 Сечение, мм2 Диаметр, мм Масса 1 км, кг смазки провод провод АСКС АСКП Al стали провода (без смазки) 13230 100 48 149 2,5 2,5 16320 16750 132 63 194 3 3 0,420 22980 23290 188 88 274 4,5 4,5 4,5 0,299 31850 32700 261 124 384 6 6 13,5 5,0 0,314 32020 33850 253 117 370 8,5 31 18,8 15,2 5,6 0,245 40640 41820 324 147 471 11 35 116 26,6 15,5 6,6 0,249 48850 51170 320 208 528 14 37 150/19 148 18,8 16,8 5,5 0,195 45000 47220 407 147 554 12 42 150/24 149 24,2 17,1 6,3 0,194 51080 53310 409 190 600 14 44 150/34 147 34,3 17,5 7,5 0,196 60860 63060 406 269 675 18 48 185/24 187 24,2 18,9 6,3 0,154 57350 59220 515 190 705 14 51 185/29 181 29,0 18,8 6,9 0,159 60810 63530 500 228 728 16 52 185/43 185 43,1 19,6 8,4 0,156 76520 79300 509 337 846 23 61 240/32 244 31,7 21,6 7,2 0,118 74090 76530 673 248 921 17 66 240/39 236 38,6 21,6 8,0 0,122 80130 82490 650 902 952 22 71 240/56 241 56,3 22,4 9,6 0,120 97780 100190 665 441 1106 30 78 69 Таблица Л8 - Приближенные значения внешних индуктивных сопротивлений для воздушных линий с алюминиевыми проводами Ср.геом. расстояние между проводами, мм Индуктивное сопротивление (Ом/км) провода при сечении, мм2 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 0,333 0,319 0,308 0,297 0,283 0,274 - - - - - 600 0,358 0,345 0,336 0,325 0,309 0,3 0,292 0,287 0,28 - - 800 0,377 0,363 0,352 0,341 0,327 0,318 0,31 0,305 0,298 - - 1000 0,391 0,377 0,366 0,355 0,341 0,332 0,324 0,319 0,313 0,305 0,298 1250 0,405 0,391 0,38 0,369 0,355 0,346 0,338 0,333 0,327 0,319 0,312 1500 0,416 0,402 0,391 0,38 0,366 0,357 0,349 0,344 0,338 0,33 0,323 2000 0,435 0,421 0,41 0,398 0,385 0,376 0,368 0,363 0,357 0,349 0,342 2500 0,449 0,435 0,424 0,413 0,399 0,39 0,382 0,377 0,371 0,363 0,356 3000 0,46 0,446 0,435 0,423 0,41 0,401 0,393 0,388 0,382 0,374 0,367 3500 0,47 0,456 0,445 0,433 0,42 0,411 0,403 0,398 0,392 0,384 0,377 4000 0,478 0,464 0,453 0,441 0,428 0,419 0,411 0,406 0,4 0,392 0,385 4500 - 0,471 0,46 0,448 0,435 0,426 0,418 0,413 0,407 0,399 0,392 5000 - - 0,467 0,456 0,442 0,433 0,425 0,42 0,414 0,406 0,399 5500 - - - 0,462 0,443 0,439 0,434 0,426 0,42 0,412 0,405 6000 - - - 0,468 0,454 0,437 0,437 0,432 0,426 0,418 0,411 70 Таблица Л9 - Приближенные значения внешних индуктивных сопротивлений воздушных линий со сталеалюминевыми проводами Индуктивное сопротивление (Ом/км) провода при сечении, мм2 Среднее геометрическое расстояние между проводами, мм 35 50 70 95 120 150 185 240 2000 0,403 0,382 0,392 0,371 0,365 0,358 - - 2500 0,417 0,406 0,396 0,385 0,379 0,372 0,365 0,357 3000 0,429 0,418 0,408 0,397 0,391 0,384 0,377 0,369 3500 0,438 0,427 0,417 0,406 0,4 0,398 0,386 0,378 4000 0,446 0,435 0,425 0,414 0,408 0,401 0,394 0,386 4500 - - 0,433 0,422 0,416 0,409 0,402 0,394 5000 - - 0,44 0,429 0,423 0,416 0,409 0,401 5500 - - 0,446 0,435 0,429 0,442 0,415 0,407 6000 - - - - - - - 0,413 71 Таблица Л10 - Допустимый длительный ток для неизолированных проводов Сечение (алюминий/ сталь), мм2 Сила тока (А) для проводов марок АС, АСКС, АСК, АСКП М вне внутри помещений помещений А и АКП вне помещений М А и АКП внутри помещений 16/2,7 111 79 133 105 102 75 25/4,2 142 109 183 136 137 106 35/6,2 175 135 223 170 173 130 50/8 210 165 275 215 219 165 70/11 265 210 327 265 268 210 95/16 330 260 422 320 341 255 120/19 390 313 485 375 395 300 120/27 375 - - - - - 150/19 450 365 570 440 465 355 150/24 450 365 - - - - 150/34 450 - - - - - 185/24 520 430 650 500 540 410 185/29 510 425 - - - - 185/43 515 - - - - - 240/32 605 505 760 590 685 490 240/39 610 505 - - - - 240/56 610 - - - - - 300/39 710 600 880 680 740 570 300/48 690 585 - - - - 300/66 680 - - - - - 330/27 730 - - - - - 400/22 830 713 1050 815 895 690 400/51 825 705 - - - - 400/64 860 - - - - - 72 Таблица Л11 - Интервалы экономических нагрузок для основных и дополнительных марок проводов ВЛ 0,38 кВ (для всех материалов опор) Интервал мощности, кВА 0 …3,1 3,1 …5,6 5,6…26,4 Основные марки проводов А16+А16 2А16+А16 3А35+А35 Расчетная нагрузка, кВА Дополнительные марки проводов Превышение приведенных затрат, % 1 2А16+А16 3А16+А16 3А25+А25 3,7 3,25 11,0 2 2А16+А16 3А16+А16 3А25+А25 2,3 6,25 8,85 3 2А16+А16 3А16+А16 3А25+А25 0,07 3,15 5,45 3,5 3А16+А16 3А25+А25 3А35+А35 А16+А16 2,6 4,75 13,2 1,35 4,5 3А16+А16 3А25+А25 3А35+А35 А16+А16 1,4 3,2 11,35 4,35 5,5 3А16+А16 3А25+А25 3А35+А35 А16+А16 0,02 1,35 9,05 9,7 26 3А50+А50 3А25+А25 0,25 3,7 28 Свыше 26,4 3А50+А50 0,95 32 3А35+А35 35 3,2 4,7 73 Таблица Л12 - Основные технические данные трехфазных двухобмоточных силовых трансформаторов Тип Номинальная мощность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН НН Схема и группа соединений обмоток Потери, Вт Холостого хода Короткого Уровень Уровень замыкания А Б Напря- Ток жение ХХ КЗ Iх, u к, % % Uн Iн Вид переключения ответвлений обмоток Мощность трансформаторов 25 … 630 кВА ТМ 25 6 или 10 0,4 Y/YH-0 Y/ZH-11 130 135 600 690 4,5 4,7 3,2 ПБВ ТМ 40 6 или 10 0,4 Y/YH-0 Y/ZH-11 175 190 880 1000 4,5 4,7 3,0 ПБВ ТМ 63 6 или 10 0,4 Y/YH-0 Y/ZH-11 240 265 1280 1470 4,5 4,7 2,8 ПБВ ТМ 100 6 или 10 0,4 Y/YH-0 Y/ZH-11 330 365 1970 2270 4,5 4,7 2,6 ПБВ ТМ 100 35 0,4 Y/YH-0 Y/ZH-11 420 465 1970 2270 6,5 6,8 2,6 ПБВ ТМ, ТМФ 160 6 или 10 0,4 510 565 2650 4,5 2,4 ПБВ ТМ 160 35 0,4 0,69 0,4 620 700 2650 3100 3100 6,5 6,8 6,8 2,4 ПБВ Y/YH-0 Y/YH-0 Δ/YH-11 Y/ZH-11 74 Продолжение таблицы Л12 Тип Номинальная мощность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН НН Схема и группа соединений обмоток Потери, Вт Холостого хода Короткого Уровень Уровень замыкания А Б Напря- Ток жение ХХ КЗ Iх, u к, % % Uн Iн Вид переключения ответвлений обмоток ТМ, ТМФ 250 6 или 10 0,4 0,4 Y/YH-0 Y/ZH-11 740 820 3700 4200 4,5 4,7 2,3 ПБВ ТМ 250 35 0,4 0,69 0,4 Y/YH-0 Δ/YH-11 Y/ZH-11 900 1000 3700 4200 4200 6,5 6,5 6,8 2,3 ПБВ ТМ, ТМФ, ТМН 400 6 или 10 0,4 Y/YH-0 950 1050 5500 4,5 2,1 ПБВ и РПН ТМ, ТМН 400 35 0,4 Y/YH-0 1200 1350 550 6,5 2,1 ПБВ и РПН ТМ, ТМФ, ТМН 630 6 или 10 0,4 Y/YH-0 1310 1560 7600 5,5 2,0 ПБВ и РПН ТМ, ТМН 630 35 0,4 0,69 Y/YH-0 Δ/YH-11 1600 1900 7600 8500 6,5 2,0 ПБВ и РПН ТМН 630 35 6,3 11 Y/Δ-11 1600 1900 7600 7600 6,5 2,0 РПН 75 Окончание таблицы Л12 Тип Номинальная мощность, кВА Сочетание напряжений, кВ ВН НН Схема и группа соединений обмоток Потери, Вт Холостого хода Короткого Уровень Уровень замыкания А Б Напря- Ток жение ХХ КЗ Iх, u к, % % Uн Iн Вид переключения ответвлений обмоток Мощность трансформаторов 1000 … 10 000 кВА ТМ, ТМН 1000 35 0,69 11,0 Y/YH-0 2,35 12,2 11,6 6,5 1,5 ПБВ и РПН ТМ, ТМН 1600 35 0,69 11,0 Y/YH-0 3,1 3,65 18,0 16,5 6,5 1,4 РПН и ПБВ ТМ, ТМН 2500 35 0,69 11,0 Y/YH-0 4,35 5,1 25,0 25,5 6,5 1,1 ПБВ и РПН ТМ, ТМН 4000 35 11,0 Y/Δ-11 5,70 6,7 33,5 7,5 1,0 ПБВ и РПН ТМ, ТМН 6300 35 11,0 Y/Δ-11 8,00 9,4 46,5 7,5 0,9 ПБВ и РПН ТД 10 000 38,5 10,50 Y/Δ-11 12,3 14,5 65,0 7,5 0,8 ПБВ 76 2,75 Таблица Л13 – Полные сопротивления трансформаторов току замыкания на корпус Тип трансформатора ТМ Мощность, кВА Сопротивления Zт, приведенные к напряжению 400 В, Ом 16 4,62 25 3,60 40 2,58 63 1,63 100 1,07 160 0,70 250 0,43 400 0,318 630 0,246 100 1,67 100 1,20 400 0,352 630 0,273 ТМА ТСМА ТМФ 77 КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП Сторона ВН 25-6/0,4 У1 6 2,41 8 25-10/0,4 У1 10 1,45 5 40-6/0,4 У1 6 3,75 10 40-10/0,4 У1 10 2,31 8 63-6/0,4 У1 6 6,05 16 63-10/0,4 У1 10 3,64 10 100-6/0,4 У1 6 9,6 20 100-10/0,4 У1 10 5,78 16 160-6/0,4 У1 6 15,4 31,5 160-10/0,4 У1 10 9,25 20 250-10/0,4 У1 10 14,45 31,5 *) номинальный ток защиты от перегрузки Сторона НН 36,1 40 16 40 25 15 1,5 36,1 40 16 40 25 15 1,5 58 63 16 40 25 15 2,35 58 63 16 40 25 15 2,35 91 100* 30 63 40 15 3,7 91 100* 30 63 40 15 3,7 144,4 165* 30 100 63 15 5,9 144,4 165* 30 100 63 15 5,9 232 270* 63 150 80 15 9,7 232 270* 63 150 80 15 9,7 365 440* 50 50 100 400 15 15 трансформатора; авт.выключатель может отсутствовать. 78 Ток термической стойкости в течение tрасч, кА уличного освещения линии №4 линии №3 линии №2 Вводного автомата линии №1 Уставка защиты автоматического выключателя трансформатора плавкой вставки предохранителя трансформатора Тип КТП Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Ток динамической стойкости, кА Таблица Л14 – Технические параметры КТП мощностью 25-250 кВА 0,81 0,81 1,28 1,28 2,02 2,02 3,20 3,20 5,20 5,20 8,10 Таблица Л15 – Технические характеристики проводов СИП-1, СИП-1А, СИП-2, СИП-2А для ВЛ 0,38 кВ Число жил × × номинальное сечение, мм2 Диаметр провода, мм Доп. ток, А Ток терм. стойкости (односек.), кА ro, Ом/км, не более фазной нулевой жилы жилы СИП-1 1×16 + 1×25 15 75 1,0 1,91 1,38 3×16 + 1×25 21 70 1,0 1,91 1,38 3×25 + 1×35 26 95 1,6 1,20 0,986 3×35 + 1×50 30 115 2,3 0,868 0,720 3×50 + 1×50 32 140 3,2 0,641 0,720 3×50 + 1×70 35 140 3,2 0,641 0,493 3×70 + 1×70 38 180 4,5 0,443 0,493 3×70 + 1×95 41 180 4,5 0,443 0,363 СИП-1А 2×16 15 75 1,0 1,91 - 3×16 17 70 1,0 1,91 - 4×16 18 70 1,0 1,91 - 2×25 18 100 1,6 1,20 - 3×25 20 95 1,6 1,20 - 4×25 22 95 1,6 1,20 - 5×16 20 70 1,0 1,91 - 5×25 24 95 1,6 1,20 - 1×16 + 1×25 16 75 1,0 1,91 1,38 3×16 + 1×25 21 70 1,0 1,91 1,38 3×25 + 1×35 26 95 1,6 1,20 0,986 3×35 + 1×50 30 115 2,3 0,868 0,720 3×50 + 1×50 33 140 3,2 0,641 0,720 3×50 + 1×70 35 140 3,2 0,641 0,493 3×70 + 1×70 38 180 4,5 0,443 0,493 3×70 + 1×95 41 180 4,5 0,443 0,363 79 Окончание таблицы Л15 Число жил × × номинальное сечение, мм2 Диаметр провода, мм Доп. ток, А Ток терм. стойкости (односек.), кА ro, Ом/км, не более фазной нулевой жилы жилы СИП-2 1×16 + 1×25 15 105 1,5 1,91 1,38 3×16 + 1×25 21 100 1,5 1,91 1,38 3×25 + 1×35 26 130 2,3 1,20 0,986 3×35 + 1×50 30 160 3,2 0,868 0,720 3×50 + 1×50 33 195 4,6 0,641 0,720 3×50 + 1×70 35 195 4,6 0,641 0,493 3×70 + 1×70 38 240 6,5 0,443 0,493 3×70 + 1×95 41 240 6,5 0,443 0,363 СИП-2А 2×16 15 105 1,5 1,91 - 3×16 17 135 2,3 1,91 - 4×16 18 100 1,5 1,91 - 2×25 18 130 2,3 1,20 - 3×25 20 100 1,5 1,20 - 4×25 22 130 2,3 1,20 - 5×16 20 100 1,5 1,91 - 5×25 24 130 2,3 1,20 - 1×16 + 1×25 16 105 1,5 1,91 1,38 3×16 + 1×25 21 100 1,5 1,91 1,38 3×25 + 1×35 26 130 2,3 1,20 0,986 3×35 + 1×50 30 160 3,2 0,868 0,720 3×50 + 1×70 35 195 4,6 0,641 0,493 3×70 + 1×70 38 240 6,5 0,443 0,493 3×70 + 1×95 41 240 6,5 0,443 0,363 80 Таблица Л16 – Технические характеристики проводов СИП-4, СИПн-4, СИПс-4 для ВЛ 0,38 кВ Число жил × × номинальное сечение, мм2 Диаметр провода, мм Доп. ток, А Ток терм. стойкости (односек.), кА ro, Ом/км, не более фазной и нулевой жилы СИП-4, СИПн-4 2×25 19 95 1,6 1,2 2×35 20 115 2,3 0,868 2×50 23 140 3,2 0,641 2×70 27 180 4,5 0,443 3×25 20 95 1,6 1,2 3×35 22 115 2,3 0,868 3×50 25 140 3,2 0,641 3×70 29 180 4,5 0,443 4×25 23 95 1,6 1,2 4×35 24 115 2,3 0,868 4×50 29 140 3,2 0,641 4×70 32 180 4,5 0,443 СИПс-4 2×25 19 130 2,3 1,2 2×35 20 160 3,2 0,868 2×50 23 195 4,6 0,641 2×70 27 240 6,5 0,443 3×25 20 130 2,3 1,2 3×35 22 160 3,2 0,868 3×50 25 195 4,6 0,641 3×70 29 240 6,5 0,443 4×25 23 130 2,3 1,2 4×35 24 160 3,2 0,868 4×50 29 195 4,6 0,641 4×70 32 240 6,5 0,443 81 Приложение М Справочные данные для расчета затрат на передачу и распределение электрической энергии Таблица М1 – Стоимость однотрансформаторных КТП 10/0,38 кВ Стоимость, тыс. руб., при мощности трансформатора, кВА Установка Конструкция 25 40 63 100 160 250 400 630 Открытая КТП 1,17 1,21 1,28 1,42 1,59 - 4,01 5,32 Закрытая, здание из армоцемента КТП тупикового типа 1,39 1,44 1,49 1,75 2,06 2,41 - - Закрытая, здание из армоцемента КТП проходного типа - - - 5,93 6,17 6,48 - - 82 Таблица М2 – Укрупненные удельные показатели стоимости ВЛ 10 кВ на ж.-б. опорах, тыс. руб. на 1 км Районы по ветру I - II Марка и сечение проводов ВЛ III IV Толщина стенки гололеда, мм 5 10 15 5 10 15 5 10 15 АС70/11 2,4 2,4 2,6 2,6 2,6 2,6 2,7 2,7 2,7 АС95/16 2,7 2,7 3,0 3,0 3,0 3,0 3,2 3,2 3,2 Таблица М3 – Укрупненные показатели стоимости ВЛ 0,38 кВ Тип опор Железобетонные опоры Деревянные опоры на железобетонных приставках Стоимость строительства, тыс. руб. за 1 км, при марке и числе проводов Район по гололеду 4А35 5А35 4А50 5А50 I-II 3,19 3,35 3,45 3,68 III 3,30 3,47 3,55 3,78 IV 4,20 4,36 4,45 4,68 I-II 2,58 2,74 2,84 3,07 III 2,83 3,00 3,03 3,43 IV 3,35 3,52 3,61 3,84 83 Таблица М4 – Амортизационные отчисления элементов электрических сетей Норма амортизационных отчислений, % Элементы электрических сетей общая на восстановление на кап. ремонт ВЛ 0,38-10 кВ на железобетонных опорах 3,6 3,0 0,6 ВЛ 0,38-10 кВ на деревянных опорах 5,7 4,0 1,7 Силовое электротехническое оборудование РУ ТП 35 и 10 кВ 6,4 3,5 2,9 Таблица М5 – Нормы удельных условных единиц по обслуживанию электрических сетей Элементы электрических сетей и оборудование ТП Нормы условных единиц, у.е. ВЛ 10 кВ на железобетонных опорах на 1 км линии 1,7 ВЛ 10 кВ на деревянных опорах на 1 км линии 2,6 ВЛ 0,38 кВ на железобетонных опорах на 1 км линии 2,3 ВЛ 0,38 кВ на деревянных опорах на 1 км линии 3,5 Одно присоединение с высоковольтным выключателем напряжением 10 кВ 6,4 Однотрансформаторная ТП 10/0,38 кВ на 1 единицу 4,0 84 Учебное издание ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА Учебно-методическое пособие к выполнению курсовой работы по дисциплине «Электроснабжение» для студентов бакалавриата, обучающихся по направлению «Агроинженерия» Составители: Кочетков Николай Петрович Широбокова Татьяна Александровна Цыркина Татьяна Владимировна Технический редактор Е.Ф. Николаева Компьютерный набор Н.П. Кочетков Подписано в печать ___________________ Формат 60х841/16. Усл. печ. л. - 4,94. Уч. изд. л. - 4,25. Тираж 100 экз. Заказ № _____ 426069, г. Ижевск, ул. Студенческая, 11 85
