Uploaded by John Smith

Электроснабжение сельского населенного пункта

advertisement
Министерство сельского хозяйства Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Ижевская государственная сельскохозяйственная академия»
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО
НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА
Методические указания к выполнению
курсовой работы по дисциплине «Электроснабжение»
для студентов бакалавриата, обучающихся
по направлению «Агроинженерия»
3-е издание,
исправленное и переработанное
Составители:
Н.П. Кочетков
Т.А. Широбокова
Т.В. Цыркина
Ижевск
ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
2016
УДК 621.31:631(075.8)
ББК 40.76
Э 45
Методические указания составлены в соответствии с требованиями федерального государственного образовательного стандарта и
с учетом примерной программы дисциплины «Электроснабжение»
бакалавриата по направлению «Агроинженерия».
Рассмотрено и рекомендовано к изданию редакционноиздательским советом ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, протокол № 4 от
25.05.2016 г.
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: метод. указания / Сост. Н.П. Кочетков, Т.А. Широбокова, Т.В. Цыркина. Изд.
3-е, исправл. и перераб. – Ижевск: ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, 2016.
– 82 с.
Методические указания содержат необходимые справочные и методические материалы к выполнению курсовой работы по дисциплине
«Электроснабжение».
Предназначены для студентов бакалавриата, обучающихся по направлению «Агроинженерия».
УДК 621.31:631(075.8)
ББК 40.76
© ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, 2016
© Кочетков Н.П., составление, 2016
© Широбокова Т.А., составление, 2016
© Цыркина Т.В., составление, 2016
© ФГБОУ ВПО Ижевская ГСХА, 2010
© Кочетков Н.П., составление, 2010
© Трефилов Е.Г., составление, 2010
© Широбокова Т.А., составление, 2010
2
СОДЕРЖАНИЕ
Введение …………………………………………………………………..
……4
Оформление курсовой работы ..…….…………………………………… ……5
Варианты заданий на курсовую работу .……..……..…………………..
.…...6
Указания по выполнению разделов курсовой работы:
1.Расчет электрических нагрузок населенного пункта ……………..
…10
2.Определение мощности и выбор трансформаторов .……………… ….13
3.Электрический расчет ВЛ 10 кВ .…………………………………… ….14
4.Составление таблицы отклонений напряжения …..……………….. …..19
5.Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ.………………………………….. ….22
6.Конструктивное выполнение линий
напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ ………………… ….26
7.Расчет токов короткого замыкания ..……………………………….. ….27
8.Выбор оборудования подстанции ТП1 ..……….…………………… ….32
9.Технико-экономическая часть…….………………...………………. …..33
Список использованной литературы ………………………...…………… …..37
Приложение А. Форма титульного листа
пояснительной записки…….……………………………………………. ….38
Приложение Б. Форма листа «Задание на курсовое
проектирование»………………………………………………………… ….39
Приложение В. Планы территории сельского района ………………….. …40
Приложение Г. Планы расчетного населенного пункта .……………….. ….45
Приложение Д. Электрические нагрузки
сельскохозяйственных потребителей …………………………………. …..50
Приложение Е. Интервалы нагрузок для выбора
мощностей трансформаторов ТП 10/0,38 кВ …………………………. ...57
Приложение И. Основные характеристики разъединителей
и предохранителей типа ПКТ101-10 …………………………………... …58
Приложение К. Спецификация ……………………………………………. …..59
Приложение Л. Справочные данные для расчета сетей
напряжением 0,38 и 10 кВ ……………………………………………… ….60
Приложение М. Справочные данные для расчета затрат на
передачу и распределение электрической энергии ………………….. …..79
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.
4
ОФОРМЛЕНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
Курсовая работа состоит из расчѐтно-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.
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
5%; UШ
1% - отклонения напряжения на шинах 10 кВ
Ш10
10
районной трансформаторной подстанции (РТП) 35/10 кВ в максимальном
(100% нагрузка) и минимальном (25% нагрузка) режимах;
S КЗ 100 МВА - значение мощности короткого замыкания на шинах 10
кВ РТП 35/10 кВ;
5 - номер населенного пункта;
- расчетная активная мощность дневного (РДО=200 кВт) и ве-
200 (150) чернего (РВО=250 кВт) максимумов нагрузки всех потребите250 (155) лей 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 заменены результатами расчета электрических нагрузок потребителей расчетного населенного пункта
(для приведенного выше примера – это второй план).
8
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.
9
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 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
Р В,
кВт
cos Д
о.е.
cos В
о.е.
SД,
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.
10
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 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 (коммунально-бытовых и производственных) потребителей населенного пункта:
(1.3)
Р ДО РБ Р доб1 Р доб2 Р доб3 ... Р доб.m 1 ,
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
рудУОLУ
11
РНО .пр ,
(1.4)
где РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта,
кВт;
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
РБ
Р доб1
Р доб2
Р доб3
... Р доб.m 1
Р НО ,
(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.
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.
12
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 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
13
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
n
S i Xi
XТП
i 1
n
S i Yi
; YТП
i 1
n
Si
,
(2.2)
Si
i 1
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
присваивают 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 рас14
четная 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.
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
cos Д
cos В
tg Д
tg В
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
На
участке
20
Потери напряжения, %
Днем
Вечером
От шин
От шин
На
10 кВ до конца
10 кВ до конца
участке
участка
участка
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.
15
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 k о=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 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
1
3
Р1
Р3
2
6
Р2
Р6
4
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 Р2 4Р2-6, то
16
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 [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:
(3.1)
Q PO tg ,
S
PO
,
cos
(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:
I
,
jЭК
F
(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 ме17
нее: 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 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
х0,
Ом/км
4
r0,
Ом/км
3
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
U ном
100
(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 переда-
18
ется 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;
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;
19
Таблица 4.1
Обозначение
потери и
отклонения
напряжения,
%
Элемент сети
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
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.
Рассмотрим в качестве примера порядок составления таблицы отклонений напряжения для подстанции расчетного населенного пункта при следующих исходных данных:
U100
Ш10
4%;
25
UШ
10
1%;
U100
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.
20
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.
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:
U100
ВЛ.0 , 38
U100
Ш.0 , 4
,
U100
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.
21
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.
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 коммунально-бытовые
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 коммунальнобытовой нагрузкой) по экономическим интервалам:
5.1.1 Определяется расчетная полная мощность на каждом участке линии:
S0-1=P0-1/cos 0-1; S1-2=P1-2/cos 1-2;
S2-3=P2-3/cos 2-3; S3-4=P3-4/cos 4,
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.
22
Шины
0,4 кв
1
0
10
2
3
4
5
6
7
11
12
13
W1
8
9
15
14
W2
W3
Рисунок 5.1
Например: Р1-2=Р2-3+Рдоб 2 (при Р2 Р2-3), 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
S 3 cos
2 3
3
S3
S 3 4 cos 4
.
S3 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).
23
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:
(5.2)
I ДОП I Р . МАКС ,
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.
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:
UP
x 0 (Q 0 5  0 5
Q5 6 5 6
Q6 7  6 7
U ном
Q7 8 7 8
Q8 9 8 9 )
.
(5.3)
5.2.5 Зная допустимую потерю напряжения UДОП (п.4.10) в процентах
и переведя еѐ в вольты, находим составляющую потери напряжения (в вольтах) в активных сопротивлениях линии:
UА
U ДОП
UР .
(5.4)
5.2.6 Определяем сечение (в мм2) проводов линии W2:
F
P0 5 0 5
P5 6 5 6
P6 7  6 7 P7 8 7 8
U A Uном
P8 9 8 9
где =32 м/Ом*мм2 - удельная проводимость алюминия.
24
,
(5.5)
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.
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 M0 10
M10 11 M11 12
M12 13
M12 14
M14 15 . (5.7)
5.3.3 Распределяем допустимую потерю напряжения ΔUДОП (п.4.10) по
участкам линии пропорционально моментам этих участков:
U 0 10
U ДОП
M 0 10
;............... U14 15
M
U ДОП
M14 15
.
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.
25
На плане расчетного населенного пункта необходимо указать трассы
всех линий 0,38 кВ, расставить и обозначить опоры 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 еѐ 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
кВА. Трансформаторы мощностью до 250 кВА рекомендуется применять со
26
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 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).
27
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
r34
4
x45
r45
5
К5
xw3
xw2
xw1
rw3
rw2
rw1
К7
6
К4
3
0
К8
r32
Рисунок 7.2
Схема замещения
К6
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».
28
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.
Сопротивление системы:
U 2Б
.
S (КЗ3 )
XС
(7.1)
Сопротивления участков линии 10 кВ:
r0 01; x01
r01
... r26
x0 01; r12
r0 26; x26
r0 12; x12
x0 12; ...
(7.2)
x0 26 .
Сопротивление трансформатора:
rТ
zT
xT
U 2Б
,
SТном SТном
uK % U 2Б
,
100 S Tном
PК
z T2
(7.3)
(7.4)
rT2 .
(7.5)
Сопротивления участков ВЛ 0,38 кВ:
2
rW 1
r0  W 1
2
UБ
U ср .ном
r0  W 1
(7.6)
2
x W1
x0  W1
UБ
U ср .ном
10,5
;
0,4
2
x0  W1
10,5
.
0,4
Для линий W2 и W3 сопротивления определяются аналогично.
7.7 Рассчитываем результирующие сопротивления до каждой точки КЗ:
z 1 xC ;
До точки К1:
(7.7)
29
До точки К2:
До точки К3:
z3
r012 (xC
z2
x01 )2 ;
(7.8)
r01 r12 r32 r26
2
xC
x01 x12
x32
x26 ;
2
r01 r12 r34 r45
2
xC
x01 x12
x34
x45 ;
(7.9)
До точки К4:
z4
2
2
До точки К5:
z5
r01 rT
xC x01 xT .
До точек К6, К7 и К8 расчет выполняется аналогично.
2
(7.10)
(7.11)
7.8 Рассчитываем токи трехфазного КЗ. Для точек 1, 2, 3 и 4 выполняется условие Uср.ном=Uб, поэтому ток КЗ определяется по формуле:
UБ
,
3 zi
I (Ki3 )
(7.12)
где i – номер точки КЗ и величина результирующего сопротивления до i-ой
точки короткого замыкания.
Для точки 5 Uср.ном Uб, поэтому ток КЗ равен
UБ
UБ
.
3 z 5 Uср.ном
I (К35)
(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:
3 ( 3)
IK .
2
I (K2 )
(7.14)
7.10 Ударный ток для каждой из точек КЗ определяется по формуле:
(7.15)
iУ
2 k У I (К3 ) ,
где kУ – ударный коэффициент, для i–той точки КЗ рекомендуется определять по формуле:
k Уi
1 e
Ta
L
r
0,01
Tа
1 e
3 , 1 4 ri
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.
x
2 f r
x
.
314 r
(7.17)
7.11 Мощность трехфазного КЗ для каждой из точек КЗ определяется
по формуле:
30
S(К3)
3 Uср.ном I (К3 ) ,
(7.18)
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
I (К1 )
формуле:
UФ
zТ
3
,
(7.19)
zП
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 9.4 1 , 7.4 2,3 или по таблице Л13 приложения Л;
zп – полное сопротивление петли «фазный – нулевой провод линии»,
Ом; определяется по формуле:

zП
r0Ф r0 Н
2
x02П ,
(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;
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
КЗ
Uср.ном
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
КУ
r
x
Iк(3)
z
31
Токи КЗ,
кА
Iк(2)
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:
(8.1)
Uном Uном. уст ,
I ном I раб .макс ,
i макс i (У32) ,
I Т2 t Т
I (К32)
2
(8.2)
(8.3)
t пр ,
(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.
32
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:
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;
33
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 использовать 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 КПС ,
(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:
И И А ИОБ И П ,
(9.2)
где ИА, ИОБ, ИП – издержки на амортизацию и капитальный ремонт, на обслуживание и на потери электрической энергии; руб/год.
34
ИА
И А . КРУН
К КРУН Р А . КРУН
100
И А . ВЛ10
И А . ПС
К ВЛ10Р А . ВЛ
100
К ПС Р А . ПС ,
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.
(9.4)
ИОБ
nУЕ. КРУН
nУЕ.ВЛ
nУЕ. ПС ,
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; 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.
(9.6)
ИП .ВЛ
WВЛ cВЛ 10 2 ,
2
И П . ТР
SР
S тр .ном
РК
сК
Р Х ТВ с Х
10 2 ,
(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.
35
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.
11.2.3 Рассчитывается переданная за год по линиям 10 кВ энергия:
(9.8)
WГОД Pрасч TМ ,
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»:
ТМ
0,124
10000
2
8760,
(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:
СШ0, 4
К ЕН И
WГОД
ЗС З В
k ИНФ ,
(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.
36
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.
37
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
_______________
_______________________
(дата, подпись)
(фамилия, и., о.)
Курсовая работа защищена с оценкой
___________
(дата)
_________________
(фамилия, и., о.)
____________________
________________
(подпись)
_____________________
(фамилия, и., о.)
Ижевск 201_
38
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 ________________________________________________
39
Приложение В
4
Шины 10 кВ
U 100
Ш10
5%
25
UШ
10
1%
3
1
400 ( 250)
350 ( 200)
200 (150)
350 ( 250)
2
SКЗ=130 МВА
План 1 сельского района
40
260 ( 200)
290 ( 210)
280 (180)
290 (190)
5
300 (150)
350 (155)
180 (100)
240 (120)
6
Приложение В
SКЗ=140 МВА
U 100
Ш10
5%
25
UШ
10
1%
Шины 10 кВ
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
41
Приложение В
Шины 10 кВ
SКЗ=100 МВА
U 100
Ш10
4%
25
UШ
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
42
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
UШ
10
2%
SКЗ=120 МВА
План 4 сельского района
43
Приложение В
Шины 10 кВ
SКЗ=150 МВА
1
U 100
Ш10
3%
25
UШ
10
2%
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
44
420 ( 220)
500 (180)
200 (90)
300 (100)
28.1
26
33.2
34.2
17
6.2
6.1
1.2
Приложение Г
W
23
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
40.2
10
План 1 населенного пункта
45
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
46
5.2
5.2
7.2
7.2
Приложение Г
W
55.2
55.2
55.2
55.2
55.2
55.1
55.1
55.3
55.3
55.1
55.143.1
55.1
35
55.1
55.1
51.3
55.1
47
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
55.1
55.1
55.1
55.1
55.3
29.1
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
48
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
49
Приложение Д
Таблица Д1 - Электрические нагрузки сельскохозяйственных производственных,
общественных и коммунально-бытовых потребителей
№
пп
1
2
3
4
5
Наименование объекта
Коровник без механизации процессов:
на 100 коров
на 200 коров
Коровник без механизации процессов с электроводонагревателем:
на 100 коров
на 200 коров
Коровник привязного содержания с механизированной уборкой навоза:
на 100 коров
на 200 коров
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
50
Дневной
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
Вечерний
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
4
6
0,75
0,75
4
6
0,85
0,85
10
18
0,92
0,92
10
18
0,96
0,96
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
Продолжение таблицы Д1
Дневной
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
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
10
Летний лагерь КРС с молочным блоком:
на 200 коров
на 400 коров
Летний лагерь молодняка КРС на 400-500 голов
1
1,00
5
1,00
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
№
пп
6
7
8
9
13
14
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
на 3 т/сутки
на 6 т/сутки
Свинарник-маточник на 50 голов
(подвесная дорога)
51
Продолжение таблицы Д1
№
пп
Наименование объекта
Дневной
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
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
52
Продолжение таблицы Д1
№
пп
Наименование объекта
Дневной
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
Вечерний
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
23
Ветеринарный пункт
1
0,85
1
0,90
24
Участковая ветеринарная лечебница
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
29
Склад рассыпных и гранулированных кормов
емкостью:
200 т
360 т
520 т
20
30
35
0,70
0,70
0,70
1
5
10
0,75
0,75
0,75
30
Кузница
5
0,95
1
0,97
31
Мастерская полевого стана тракторной бригады
12
0,70
3
0,75
32
Мастерская обслуживания
сельскохозяйственной техники
30
0,70
10
0,75
25
26
27
28
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
53
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
54
Продолжение таблицы Д1
Дневной
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
Вечерний
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
5
0,70
2
0,75
Гараж с профилакторием:
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
Начальная школа:
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
№
пп
Наименование объекта
41
Теплая стоянка тракторов
42
Мастерская пункта технического обслуживания:
на 10-20 тракторов
на 30-40 тракторов
43
44
45
46
на 10 автомашин
на 25 автомашин
на 60 автомашин
Центральная ремонтная мастерская:
на 25 тракторов
на 50-100 тракторов
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
45
0,85
50
0,90
48
Спальный корпус школы-интерната: на 50 мест
на 80 мест
5
8
0,90
0,90
10
15
0,93
0,93
55
Окончание таблицы Д1
№
пп
Наименование объекта
Дневной
максимум
Р,
сosφ,
кВт
о.е.
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
на 150-200 мест
на 300-400 мест
3
6
0,85
0,85
10
18
0,90
0,90
Магазин на 4 рабочих места:
продовольственный
промтоварный
10
6
0,85
0,85
10
6
0,90
0,90
на 5 мест
на 10 мест
на 20 мест
3
7
8
0,99
0,99
0,99
3
7
8
0,99
0,99
0,99
одноквартирный
четырехквартирный
восьмиквартирный
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
53
Клуб со зрительным залом:
54
Баня:
55
Жилой дом:
56
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
57
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
58
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.
59
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
60
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
61
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
62
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
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
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
63
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
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)
64
0,9
1
Таблица Л6 - Характеристики алюминиевых проводов марок А и АКП
Разрывное усилие
алюминиевого провода,
Н, не менее
Номинальное
сечение,
мм2
Сечение провода,
мм2
Диаметр провода,
мм
Удельное эл. сопротивление постоянному току
при 20ºС,
Ом/км, не более
из проволоки АТ
из проволоки АТп
16
15,9
5,1
1,8
2570
2870
43
25
24,9
6,4
1,14
4020
4290
68
35
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
65
Масса 1 км
провода,
кг
Таблица Л7 - Характеристика сталеалюминиевых проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК
Сечение,
мм2
Диаметр,
мм
Сопрот.
пост. току
при 20ºС,
Ом/км
Разрывное усилие
провода,
Н, не более
из произ проволоки
волоки
АТ
АТп
Номинальное
сечение,
мм2
Al
стали
провода
стально-го
сердечника
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
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
66
Таблица Л8 - Приближенные значения внешних индуктивных сопротивлений
для воздушных линий с алюминиевыми проводами
Ср.геом.
расстояние
между проводами, мм
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
Индуктивное сопротивление (Ом/км) провода при сечении,
мм2
67
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
68
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
М
вне
помещений
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
-
-
-
-
-
69
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
3А35+А35
32
35
3,2
4,7
70
Таблица Л12 - Основные технические данные трехфазных двухобмоточных силовых
трансформаторов
Тип
Номинальная
мощность,
кВА
Сочетание
напряжений,
кВ
ВН
НН
Потери, Вт
Схема и
группа
соединений
обмоток
Холостого хода
Уровень
А
Короткого
Уровень
замыкания
Б
Напряжение
КЗ
uк,
% Uн
Ток
ХХ
Iх,
% 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
71
Продолжение таблицы Л12
Тип
Номинальная
мощность,
кВА
Сочетание
напряжений,
кВ
Потери, Вт
ВН
НН
Схема и
группа
соединений
обмоток
Холостого хода
Уровень
А
Короткого
Уровень
замыкания
Б
Напряжение
КЗ
uк,
% Uн
Ток
ХХ
Iх,
% 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
72
Окончание таблицы Л12
Тип
Номинальная
мощность,
кВА
Сочетание
напряжений,
кВ
ВН
НН
Потери, Вт
Схема и
группа
соединений
обмоток
Холостого хода
Уровень
А
Короткого
Уровень
замыкания
Б
Напряжение
КЗ
uк,
% Uн
Ток
ХХ
Iх,
% Iн
Вид переключения ответвлений обмоток
Мощность трансформаторов 1000 … 10 000 кВА
ТМ,
ТМН
1000
35
0,69
11,0
Y/YH-0
2,35
2,75
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
73
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
74
Сторона ВН
Сторона НН
КТП 25-6/0,4 У1
6
2,41
8
36,1
40
16
40
25
15
КТП 25-10/0,4 У1
10
1,45
5
36,1
40
16
40
25
15
КТП 40-6/0,4 У1
6
3,75
10
58
63
16
40
25
15
КТП 40-10/0,4 У1
10
2,31
8
58
63
16
40
25
15
КТП 63-6/0,4 У1
6
6,05
16
91
100*
30
63
40
15
КТП 63-10/0,4 У1
10
3,64
10
91
100*
30
63
40
15
КТП 100-6/0,4 У1
6
9,6
20
144,4
165*
30
100
63
15
КТП 100-10/0,4 У1
10
5,78
16
144,4
165*
30
100
63
15
КТП 160-6/0,4 У1
6
15,4
31,5
232
270*
63
150
80
15
КТП 160-10/0,4 У1
10
9,25
20
232
270*
63
150
80
15
КТП 250-10/0,4 У1
10
14,45
31,5
365
440*
50
50
100
400
15
*) номинальный ток защиты от перегрузки трансформатора; авт.выключатель может отсутствовать.
75
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
1,5
1,5
2,35
2,35
3,7
3,7
5,9
5,9
9,7
9,7
15
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
76
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
77
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
78
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
-
-
79
Таблица М2 – Укрупненные удельные показатели стоимости
ВЛ 10 кВ на ж.-б. опорах, тыс. руб. на 1 км
Районы по ветру
Марка и
сечение проводов
ВЛ
I - II
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
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
81
Учебное издание
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОГО
НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА
Методические указания 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
Дата выхода в свет 25.05.2016 г.
Уч.-изд. л. 2,2.
Системные требования: Adobe Acrobat
ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
426069, г. Ижевск, ул. Студенческая, 11
82
Download