Диплом электроснабжение. диплом Ултургашев. Электроснабжение населенного пункта База Аскизского района

• Название: Электроснабжение населенного пункта База Аскизского района
• Анкор: Диплом электроснабжение
• Дата: 02.02.2022
• Размер: 4.03 Mb.
• Имя файла: диплом Ултургашев.doc
• Тип: Документы; #349095
• страница: 22 из 30

руб / год,

Для А – 50

руб / год.

ТП 10 / 0,38 кВ:

руб / год.

Текущий ремонт и обслуживание

ВЛ 10 кВ:

руб / год.

ВЛ 0,38 кВ:

руб / год.

ТП 10 / 0,38 кВ:

руб / год.


Затраты на компенсацию потерь электроэнергии
ВЛ 10 кВ:

руб / год.

ВЛ 0,38 кВ:

руб / год.

ТП 10 / 0,38 кВ:

руб / год.

Следовательно приведенные затраты первого варианта равны:

З = 0,15 2388621+ 369132= руб / год.

Нормированный коэффициент (Е_Н) приняли равным норме дисконта, которая зависит от размера банковского процента.

Е_Н = 0,15 (15 %).

Определение приведенных затрат для второго варианта электроснабжения провели аналогично. Результаты расчетов свели в таблицу 4.4.3.

Результаты расчетов свели в таблицу 4.4.3.

Таблица 4.4.3 – Технико-экономические показатели по вариантам схем электроснабжения

Наименование показателя	Вариант первый	Вариант второй
1	2	3
Протяженность воздушных линий, км
– распределительных 10 кВ	28,63	28,96
– питающих 0,38 кВ: АC-120	0,8	0,75
АC-95	0,6	1,93
АC-70	2,8	-
АС-50	0,84	2,71
АС-35	-	0,43
Количество и мощность трансформаторных подстанций,	;	;
Капиталовложения, руб.
– в распределительные линии 10 кВ	19261,8	32445
– в питающие линии 0,38 кВ: АС-120	335360	314400
АС-95	249120	801330,6
АС-70	1151360	-
АС-50	342720	1105680
АС-35	-	174400,8
– в трансформаторные подстанции	290800	310200
Итого:	2388621	2738455
Годовые эксплуатационные расходы, руб. / год

Продолжение таблицы 4.4.3

– на амортизацию: ВЛ 10 кВ	88890,8	88457,9
ВЛ 0,38 кВ	82001	113128
ТП 10 / 0,38 кВ	18611,2	21052,8
– на техническое обслуживание и ремонт:
ВЛ 10 кВ	31189,76	31047,9
ВЛ 0,38 кВ	41570,12	47910,6
ТП 10 / 0,38 кВ	11632	12342
– на компенсацию потерь электроэнергии:
ВЛ 10 кВ	37253	41103,9
ВЛ 0,38 кВ	33770	42920,7
ТП 10 / 0,38 кВ	24215	25846,5
Итого:	369132	423810
Приведенные затраты, руб.	727425	834578

По данным таблицы 4.4.3 видно, что первый вариант выгодней.

Для дальнейшего рассмотрения принимаем первый вариант.
5 Расчет токов короткого замыкания
5.1 Общие сведения
Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (проводов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. При определении токов КЗ используют, как правило, один из двух методов:

Метод практических единиц – в этом случае параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т.д.);

Метод относительных единиц – в этом случае параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, принятой в качестве основной (базисной).
5.2 Определение токов короткого замыкания
Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Для этого все параметры схемы приводим к базисной системе величин: Sδ, Uδ, Iδ, Zδ.

Принимаем: Sδ =100 МВА

Uδ – напряжение ступени в которой находится точка короткого замыкания.

1) Определим номинальную мощность отключения

, (5.2.1)

где U_Н = 10,5 кВ;

I_Н.ОТК = 20 кА – ток номинального отключения автомата.

МВА,

2) Определим сопротивление энергосистемы

, (5.2.2)

– в дальнейших расчетах

им можно пренебречь


Рисунок 5.1 – Расчетная схема


Рисунок 5.2 – Схема замещения
3) Определим сопротивление в линиях электропередачи 10 кВ

, (5.2.3)

, (5.2.4)

, (5.2.5)

где Sδ = 100 МВА;

U_СР.Н = 10 кВ;

r₀ – удельное активное сопротивление проводов, Ом / км;

x₀ – удельное индуктивное сопротивление проводов, Ом / км;

l – длина провода, км (см. табл. 3.1.3).

Например, определим полное базисное сопротивление на участке (ТП – 1) в линии (Л6), отходящей от головной подстанции:

, ,

. На участке (1 – 2) в той же линии:

,

,

.

На участке (1 – 3) в той же линии:

,

,

.

Результаты сопротивлений внесем в таблицу 5.2.1 и обозначим на схеме замещения (см. рис. 5.2).

4) Определим сопротивления в линиях электропередачи 0,38 кВ.

В этом случае, напряжение среднее номинальное равно 0,4 кВ.

Для примера распишем определение сопротивления в линиях электропередачи первой трансформаторной подстанции.

Линия 1:

,

,

.

Линия 2:

,

.

Линия 3:

, ,

.

Линия 4:

, ,

.

Определение сопротивления в линии электропередачи оставшейся трансформаторной подстанций выполняется аналогично. Результаты внесем в таблицу 5.2.1.

5) Определим базисное сопротивление трансформатора.

Паспортные данные (см. стр. 49)

, (5.2.6)

, (5.2.7)

, (5.2.8)

где ∆Р_КЗ, U_КЗ, S_Н – паспортные данные трансформатора.

Т1 (ТМ – 250 / 10):

,

,

,

Т2 (ТМ – 160 / 10):

,

,

,

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.1.

При расчете тока КЗ, необходимо преобразовать схему замещения так, чтобы точка КЗ находилась за одним эквивалентным сопротивлением. Преобразование схемы производится в направлении от источника питания к точке КЗ.

Определим эквивалентные сопротивления для точек КЗ.

К – 1: x_э= x_с= 0,275

К – 2: Z_{экв к-2} =Z_лб(ТП-1)+ Z_(1-2)= 12,76

К – 3: Z_{экв к-3} =Z_{экв к-2}+Z_т1= 20,37

К – 4: Z_{экв к-4} = Z_к-3 + Z_л1 = 68.07

К – 5: Z_{экв к-5} = Z_к-3 + Z_л2 = 172.45

К – 6: Z_к-6 = Z_к-3 + Z_л3 = 146.63

К – 7: Z_к-7 =Z_к-3 + Z_л4 = 210.95

К – 8: Z_к-8 = Z_(ТП-1) + Z_л(1-3) = 12,95

К – 9: Z_к-9 = Z_к-8 + Z_т2 = 41,08

К – 10: Z_к-10 = Z_к-9 + Z_л1 = 357,58

К – 11: Z_к-11 = Z_к-9 + Z_л2 = 313,28

К – 12: Z_к-12 = Z_к-9 + Z_л3 = 351,28

Таблица 5.2.1 – Базисные сопротивления

Наименование элемента	Активное сопротивление rжб	Индуктивное сопротивление xжб	Полное сопротивление zжб
ВЛ 10 кВ: Л6
(ТП – 1)	10,58	7,13	12,76
(1 – 2)	1,28	0,86	1,54
(1 – 3)	0,157	0,106	0,19
Т1:	5,95	17	18
Л1	310,8	155,9	347,7
Л2	112,13	102,75	152,08
Л3	81,16	96,73	126,26
Л4	122,5	146	190,58
Т2:	10,35	26,15	28,13
Л1	262,5	176,9	316,5
Л2	225,75	152,11	272,2
Л3	257,25	173,34	310,2

Определим токи КЗ:

, (5.2.9)

Или

,

где Sδ = 100 МВА;

U_СР.Н – среднее номинальное напряжение в точке КЗ, кВ;

z_экв.k-i – эквивалентное сопротивление для точки к-i;

I_k-i – ток КЗ в точке к-i, кА;

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

5.3 Определение однофазных токов короткого замыкания
Считаем, что сопротивление воздушной линии 10 кВ равно нулю.

, (5.3.1)

где r_0Ф – активное сопротивление фазного провода, Ом / км;

r_0Н – активное сопротивление нулевого провода, Ом / км;

l – длина провода (см. рис. 5.1), км;

x_0П – индуктивное сопротивление петли, Ом / км.

Для сталеалюминевого провода x_0П = 0,6 Ом / км [1].

Т1:

Z_п1=1,06 Ом,

Z_п2=0,51 Ом,

Z_п3=0,41 Ом,

Z_п4=0,62 Ом,

Т2:

Z_п1=1,03 Ом,

Z_п2=0,89 Ом,

Z_п3=1,01 Ом,

Сопротивление трансформаторов: ТМ – 250 – Ом,

ТМ – 160 – Ом.

Ток однофазного КЗ определяем по приближенной формуле:

, (5.3.2)

где – однофазный ток КЗ в точке k-i , А;

U_Ф = 220 В;

Z_т– сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, Ом;

Z_п – сопротивление петли, Ом;

j – номер линии.

А,

А,

А,

А,

А,

А,

А,


6 Выбор электрической аппаратуры
6.1 Общие сведения
Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы, как в нормальном режиме, так и в режиме короткого замыкания (КЗ).

Согласно ПУЭ электрические аппараты необходимо выбирать по каталогам, исходя из условий нормального режима. Выбранные аппараты следует затем проверить по режиму максимальных токов КЗ для точки, где предполагается установка того или иного аппарата.
6.2 Выбор электрической аппаратуры напряжением свыше 1000 вольт
Со стороны высокого напряжения трансформатора 10/0,38 кВ устанавливаются разъединители.

Разъединители выбираются также как высоковольтные выключатели, но не проверяются на отключающую способность.

, (6.2.1)

где U_УСТ – напряжение сети, кВ;

U_НОМ – номинальное напряжение разъединителя, кВ.

, (6.2.2)

где I_{РАБ.МАКС} – максимальный рабочий ток (см. табл. 3.1.5), А;

I_НОМ – номинальное ток разъединителя, А.

Разъединители проверяют на электродинамическую устойчивость к токам КЗ.

По действующему значению тока

, (6.2.3)

где – трехфазное значение тока КЗ в точке k-i , кА;

I_ПР.С – действующее значение сквозного тока разъединителя, кА.

По амплитудному значению тока

, (6.2.4)

где i_У – ударный ток КЗ, кА;

i_ПР.С – амплитудное значение сквозного ток разъединителя, кА.

, (6.2.5)

где k_У = 1 – ударный коэффициент (см. стр. 181) [1].

Выбор разъединителей сведем в таблицу 6.1.

В электрических сетях высоковольтные предохранители применяются для защиты силовых трансформаторов. Предохранители выбирают в следующем порядке:

,

,

, (6.2.6)

где I_{ОТК.НОМ} – номинальный ток отключения предохранителя, кА.

, (6.2.7)

где I_В.НОМ – номинальный ток вставки плавкой предохранителя, А.

Выбор предохранителей сведем в таблицу 6.2.1

Таблица 6.2.1 Выбор разъединителей и предохранителей

Условия выбора	Расчетные данные	Данные из каталогов
		Разъединитель РЛНДА – 10 / 200	Предохранитель ПК – 10 / 30
1	2	3	4
	Т1	QS1	FU1
	10 кВ	10 кВ	10 кВ
	А	200 А	30 А
	0,45 кА	8 кА	–
	кА	20 кА	–
	0,45 кА	–	кА
	13.73 А	–	20 А
	Т2	QS2	FU2
(6.1)	10 кВ	10 кВ	10 кВ
(6.2)	8.95 А	200 А	30 А
(6.3)	0.45 кА	8 кА	–
(6.4)	0.6 кА	20 кА	–
(6.6)	0.45 кА	–	11,56 кА
(6.7)	8.95А	–	20 А

6.3 Выбор электрической аппаратуры напряжением ниже 1000 вольт
Автоматические выключатели выбирают по следующим условиям:

,

,

, (6.3.1)

где I_Т.Р – номинальный ток теплового расцепителя, А.

k_Т.Р = 1,1 – коэффициент надежности.

, (6.3.2)

где I_ЭМ.Р – номинальный ток электромагнитного расцепителя, А.

k = 1,4 (до 100 А);

k = 1,25 (свыше 100 А);

– однофазный ток КЗ в точке k-i , А;

, (6.3.3)

где I_{ПРЕД.ОТК} – предельная коммутационная способность автомата, кА.

– трехфазный ток КЗ, кА;

Выбор автоматических выключателей сведем в таблицу 6.3.1

Таблица 6.3.1 Выбор автоматов

		Условия выбора	Расчетные данные	Данные из каталогов	Разъединитель РЛНДА – 10 / 200
1		2	3	4	5
Т1	QF1		380 В	660 В	А 3730
			А	400 А
			398 А	–
			0.28 кА	55 кА
	QF2	6.1	380 В	660 В	А 3110
		6.2	57.43 А	100 А
		6.8	63.2 А	100 А
		6.9	А	600 А
		6.10	0,391 кА	18 кА
	QF3	6.1	380 В	660В	А 3710
		6.2	182 А	200 А
		6.8	200 А	–
		6.9	А	1700 А
		6.10	0.84 кА	30 кА
	QF4	6.1	380 В	660 В	А 3710
		6.2	111 А	200 А
		6.8	122,1	–
		6.9	А	1700 А
		6.10	0,85 кА	30 кА
	QF5	6.1	380 В	660 В	А 3710
		6.2	111 А	200 А
		6.8	122,1 А	–
		6.9	А	1700 А

Продолжение таблици 6.3.1

1		2	3		4	5
		6.10	0,68 кА		30 кА
Т2	QF1	6.1	380 В		660 В	А 3730
		6.2	А		400 А
		6.8	259		–
		6.10	0,14 кА		55 кА
	QF2	6.1	380 В		660 В	А 3710
		6.2	108 А		200 А
		6.8	119 А		–
		6.9	А		1700 А
		6.10	0,4 кА		30 кА
	QF3	6.1	380 В	660 В		А 3110
		6.2	81 А	100 А
		6.8	89 А	100 А
		6.9	А	600 А
		6.10	0,46 кА	18 кА
	QF4	6.1	380 В	660 В		А 3710
		6.2	106 А	200 А
		6.8	117	–
		6.9	А	1700 А
		6.10	0,41кА	30 кА