В данном разделе, с целью исключения совпадения нумерации разделов, формул, таблиц и рисунков со всеми блоками дисциплины, перед номером разделов, таблиц, формул, рисунков проставлена буква “К”, которой не должно быть в нумерации разделов, таблиц, формул и рисунков, в выполняемом студентами курсовом проекте. Далее приводятся рекомендации и пояснения по выполнению расчетов, оформленные в виде расчетно-пояснительной записки курсового проекта.

Титульный лист

Содержание

Введение

1 Исходные данные для расчета курсового проекта

2 Проектирование системы электроснабжения населенного пункта на напряжении 0,4 кВ

2.1 Расчетные нагрузки на вводе потребителей

2.2 Выбор числа и места расположение трансформаторных подстанций

2.3 Определение электрических нагрузок в сетях 0,38кВ.

2.4 Выбор транснсформаторных подстанций 10/0,4 кВ

2.5 Выбор проводов сети 0,4 кВ

2.6 Расчет электрической сети населенного пункта по потерям напряжения

2.7 Определение потерь энергии в электрических сетях

2.8 Проверка сети на пуск двигателя

3 Проектирование электрических сетей района

3.1 Цель разработки. Исходные данные

3.2 Определение координат ТП

3.3 Расчетные нагрузки

3.4 Выбор числа и мощности двухтрансформаторной подстанции 35 – 110/10 кВ

3.5 Расчет распределительной сети напряжением 6 – 110 кВ

3.6 Определение потерь напряжения в сети 10 кВ

3.7 Определение потерь энергии в электрической сети

3.8 Проверка электрической сети по отклонению напряжения

4 Расчет токов короткого замыкания

5 Выбор электрической аппаратуры

6 Расчет заземляющих устройств подстанции 10/0,4 кВ

Заключение

Список использованной литературы:

Титульный лист

Содержание

Введение

К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения принято относить сети напряжением 0,4 – 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно (более 50 % расчетной нагрузки) сельскохозяйственные потребители (включая производственные нужды, мелиорацию, коммунально-бытовые потребности и культурное обслуживание).

Электрификация сельского хозяйства России, начиная с 50-х годов, осуществлялась высокими темпами.

Общая протяженность электрической сети 0,4 – 35 кВ на начало 2000 г. составила около 2 млн км, в том числе: около 160 тыс. км ВЛ 35 кВ, 1 млн 70 тыс. км ЛЭП 6 – 10 кВ (в том числе 13,5 тыс. км КЛ), 770 тыс. км линий 0,4 кВ (из них около 5 тыс. км КЛ), более 7130 ТП сельскохозяйственного назначения 35/6 – 10 кВ суммарной установленной мощностью около 40 млн кВ·А и 515 тысяч ТП 6 – 35/0,4 кВ общей мощностью трансформаторов около 90 млн кВ·А.

Основной особенностью электроснабжения сельскохозяйственных потребителей является необходимость охвата сетями большой территории с малыми плотностями нагрузок (5 - 15 кВт/км²). Это предопределяет значительные затраты на сооружение распределительных сетей 0,4 и 10 кВ, которые составляют 70 % общих затрат на сельское электроснабжение.

Массовое строительство электрических сетей за период 1960-1985 гг. позволило электрифицировать практически всех сельских потребителей. Почти все они обеспечены централизованным электроснабжением от энергосистем. Лишь незначительное количество мелких удаленных от сетей энергосистем потребителей снабжается электроэнергией от изолированных, мелких, в основном дизельных электростанций. Достигнутый уровень централизованного электроснабжения позволил довести годовое потребление электроэнергии сельским хозяйством в течение последнего десятилетия до 5 – 7 % общего электропотребления по стране.

Можно считать завершенным первый этап электрификации сельских потребителей – охват электроснабжения “вширь”. Начата реализация второго этапа – электрификации “вглубь”, характеризующегося более интенсивным внедрением электроэнергии в сельскохозяйственное производство в результате комплексной электромеханизации и автоматизации стационарных процессов, более высоким уровнем электрификации бытовых нужд сельского населения, а также более качественным и надежным электроснабжением сельских потребителей.

Основной системой напряжения для электроснабжения сельских потребителей является 110/35/10/0,4 кВ с подсистемами 110/10/0,4 кВ и 110/35/0,4 кВ. Напряжение 6 кВ для электроснабжения сельского хозяйства не рекомендуется; действующие сети этого напряжения переводятся на 10 кВ.

По мере роста плотности сельскохозяйственных нагрузок система напряжений 110/10/0,4 кВ должна получить преимущественное развитие, что позволит отказаться от одной ступени трансформации и, следовательно, существенно снизить расход электроэнергии на ее транспорт.

Система централизованного электроснабжения сельских потребителей состоит из двух типов сетей:

– питающих (ВЛ 110 и 35 кВ и ПС 110/35/10, 110/10 или 35/10 кВ);

– распределительных (ВЛ 10 кВ, потребительские ПС 10/0,4 и 35/0,4 кВ и линии 380/220 В).

Основным направлением развития электрических сетей сельскохозяйственного назначения является преимущественное развитие сетей 35 – 110 кВ.

На первом этапе развития сельской электрификации при незначительных нагрузках сельских потребителей схемы электрических сетей как питающих, так и распределительных, строились по радиальному принципу. Подстанции 35/10 кВ выполнялись однотрансформаторными, малой мощности, на каждую из них приходилось 200 – 300 км ВЛ 10 кВ, а радиусы действия этих ВЛ достигали 40 – 50 км. Сети 35 и 10 кВ выполнялись, как правило, без секционирования и без применения АПВ. На этом этапе основной задачей являлся максимальный охват сельской местности централизованным электроснабжением при минимальных капитальных затратах.

Эти задачи решаются путем внедрения в питающих и распределительных сельских сетях следующих мероприятий:

– сооружение разукрупняющих питающих ПС 110/35/10 и 110 (35)/10 кВ для сокращения радиусов действия сети 10 кВ и протяженности ВЛ 10 кВ, отходящих от одной ПС. За последние годы удельная протяженность ВЛ 10 кВ на одну ПС снизилась в 2 раза (до 100 – 150 км), а средний радиус действия уменьшился до 15 км;

– увеличение количества двухтрансформаторных ПС 110 (35)/10 кВ. В настоящее время удельный вес двухтрансформаторных ПС 110 кВ составляет более 70 %, а 35 кВ – более 50 %;

– увеличение количества ПС с двухсторонним питанием. Основным типом конфигурации сети становится одноцепная ВЛ с двухсторонним питанием от разных источников. Новые подстанции 35 – 110 кВ подключаются, как правило, в рассечку таких ВЛ либо двумя ответвлениями от двух соседних одноцепных или двухцепной ВЛ. В настоящее время более половины сельскохозяйственных ПС 110 (35)/10 кВ имеют двухстороннее питание;

– постепенный переход к системе 110/10 кВ путем:

– сооружения ПС 110/10 кВ вместо ВЛ 35 кВ, следующих параллельно существующим ВЛ 110 кВ;

– сооружения ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ, если продолжительность их использования на низшем напряжении не превысит 5 лет.

Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными, не только количественными, но и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Развитие сельскохозяйственного производства все в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Данный проект электроснабжения населенного пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380 В и 10 кВ, выбор электрической схемы и конструктивного исполнения подстанций с учетом последний требований Правил, директивных материалов и рекомендаций Минэнерго РФ.

В соответствии с номером варианта по приложениям 1-5 и таблицам 1-9 – 1-14 сформируем вариант задания на проектирование.

Пример: Вариант 119, код нагрузки на вводе в жилой дом (квартиру в многоквартирном доме) 611.

Таблица К.1

Таблица К.2

Примечание: В данном случае населенный пункт №6, нагрузки которого не указаны, является проектируемым поселком, данные по величине нагрузок для него определяются расчетом. Если в населенном пункте проектируется более одной подстанции в качестве суммарной нагрузки его необходимо считать суммарную мощность всех подстанций.

Таблица К.3

К.2 Проектирование системы электроснабжения населенного пункта на напряжении 0,4 кВ

Для расчета электрических нагрузок необходимо полностью изучить раздел 1.

Расчетные электрические нагрузки на вводе для всех объектов, кроме многоквартирных домов в данном случае заданы в исходных данных. Определить расчетную электрическую нагрузку на вводе в многоквартирные дома можно при помощи коэффициентов одновременности (см. пример 1.2 и пример раздела К.2.3).

Затем необходимо решить вопрос о количестве трансформаторных подстанций, устанавливаемых для электроснабжения поселка. Строго говоря, этот вопрос должен решаться путем технико-экономического сравнения вариантов, что требует проведения большого количества расчетов. Такие расчеты выполняются при выполнении дипломных проектов. При выполнении курсового проекта решить вопрос о количестве трансформаторных подстанций можно исходя из следующих рекомендаций.

В сельском электроснабжении для питания низковольтных потребителей применяются трансформаторные подстанции (ТП) 10 – 35/0,4 кВ с заземленной нейтралью. Трехфазные ТП выпускаются мощностью 25 – 630 кВ·А, мощность однофазных ТП с питанием по двухпроводному ответвлению от ВЛ 10 кВ не превышает 10 кВ·А.

ТП 10-35/0,4 кВ, как правило, должны проектироваться однотрансформаторными. Двухтрансформаторные ТП применяют в следующих случаях:

- для электроснабжения потребителей первой категории;

- для потребителей второй категории, не допускающих перерывов в электроснабжении свыше 0,5 ч или имеющих расчетную нагрузку 250 кВт и более.

Электроснабжение коммунально-бытовых и производственных потребителей рекомендуется осуществлять от разных ТП 10/0,4 кВ или от разных секций шин 0,4 кВ одной двухтрансформаторной ТП. Однако на практике это не всегда осуществимо из-за большого разброса объектов на генеральном плане. Для небольших населенных пунктов с сосредоточенным расположением нагрузок обычно обходятся одной трансформаторной подстанцией. Если постройки размещены группами и их суммарная мощность не превышает 100 кВ·А, а расстояние между группами построек не превышает 500 м, целесообразно для каждой группы устанавливать свою ТП.

В последние годы из-за широкого использования электроэнергии для целей теплоснабжения удельные нагрузки на жилой дом значительно возросли, в связи с этим для уменьшения потерь напряжения приходится увеличивать число ТП в поселках. Точной методики для определения числа трансформаторов в поселке для питания потребителей второй и третьей категорий в настоящее время не существует, здесь многое зависит от интуиции и опыта проектировщика. При курсовом проектировании можно рекомендовать устанавливать не менее двух ТП в населенном пункте, если максимальная вечерняя нагрузка на один дом не превышает 4,5 кВт. Однако и в этом случае многое определяется генеральным планом расположения объектов и наличием мощных производственных потребителей.

Место расположения трансформаторных подстанций определяется на практике как центр тяжести нагрузок. Электрическую нагрузку при этом рассматривают как “тяжесть”, “силу”, а координаты подстанции определяют по формулам

К.1

где X_i и Y_i – координаты потребителей, которые планируется подключить к данной подстанции;

Р_i – расчетная нагрузка потребителей;

n – число потребителей.

Если суммарные расчетные нагрузки дневного и вечернего максимумов существенно отличаются, то координаты ТП определяются по наибольшему из максимумов. При близких значениях дневной и вечерней суммарных нагрузок координаты центров, рассчитанные по дневному и вечернему максимумам, могут оказаться различными. В этом случае ТП располагают вблизи середины линии, соединяющей координаты обоих центров.

Если подстанций в населенном пункте несколько, то центры нагрузок определяют для зоны охвата каждой подстанции. При окончательном выборе места расположения ТП необходимо учитывать удобство их обслуживания и располагать подстанции вблизи дороги и не вплотную к постройкам.

Выбор мощности трансформаторов на подстанциях, имеющих потребителей первой категории, рассмотрены в разделе 3.4.

Мощность трансформаторных подстанций для питания потребителей второй и третьей категорий определяется в соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства по экономическим интервалам нагрузки [1, 2].

Интервалы экономических нагрузок составлены по условиям нормальной работы трансформаторов с учетом допустимых для них систематических перегрузок, в соответствии с видом нагрузки, расчетным сезоном, и его многолетней среднесуточной температурой.

Значения экономических интервалов нагрузок для подстанций различных мощностей напряжением 10/0,4 кВ приведены в таблице К.4.

Таблица К.4

Примечания: 1. При температуре окружающего воздуха +5 ^оС для трансформаторов мощностью 250 и 400 кВА нагрузку снижают на 2 %.

2. Для трансформаторов мощностью 40 кВА интервалы нагрузок принимают между указанными 25 и 63 кВА, для трансформаторов мощностью 100 кВА – между 63 и 160 кВА и т.д.

Для двухтрансформаторных ТП на шинах 10 кВ должны предусматриваться устройства АВР в следующих случаях:

-наличие потребителей первой и второй категорий;

-присоединение к двум независимым источникам питания;

-если с отключением одной из питающих линий, теряет питание один силовой трансформатор; при этом дополнительно ввод 0,38 кВ потребителей первой категории оборудуется устройством АВР.

Опорные трансформаторные ТП включаются в рассечку магистрали линии электропередачи 10 кВ и устанавливаются:

-у потребителей первой категории по надежности электроснабжения;

-на хозяйственных дворах крупных населенных пунктов, если на питающей линии 10 кВ требуется установка секционированного выключателя.

С целью снижения несимметрии напряжений на ТП мощностью до 160 кВ·А с преобладающей коммунально-бытовой нагрузкой следует применять схему соединения обмоток трансформатора звезда - зигзаг с нулем.

ТП применяются, как правило, с воздушными вводами линий 10 кВ. ТП с воздушными вводами ВН и НН не рекомендуется размещать вблизи школ, детских и спортивных сооружений. Кабельные вводы линий применяют в следующих случаях:

- в кабельных сетях;

- при сооружении ТП, имеющих только кабельные вводы линий;

- когда прохождение ВЛ на подходах к ТП невозможно;

- при технико-экономическом обосновании.

ТП 10/0,4 кВ по конструкции могут быть комплектные наружной установки и закрытого типа (кирпичные, блочные, панельные).

В системах электроснабжения сельского хозяйства применяются следующие типы комплектных ТП 10/0,4 кВ:

- мачтовые трансформаторные подстанции (МТП) одностолбовые мощностью 4 и 10 кВ·А (однофазные), 25 - 160 кВ·А (трехфазные);

- МТП двухстолбовые мощностью 25 - 250 кВ·А;

- КТП шкафного типа мощностью 25 - 250 кВ·А;

- КТП киоскового типа с трансформаторами мощностью 100 - 630 кВ·А;

- закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) с трансформаторами мощностью 160 - 630 кВ·А.

ТП могут быть опорными, тупиковыми, проходными. Выбор схем присоединения ТП 10/0,4 кВ к источникам питания должен проводиться на основании технико-экономического сравнения вариантов с учетом категории потребителей электроэнергии по надежности электроснабжения. ТП 10/0,4 кВ, питающие потребителей первой категории, а также потребителей второй категории с расчетной нагрузкой 120 кВт и более, должны иметь двухстороннее питание. Допускается присоединение ТП с потребителями второй категории с нагрузкой менее 120 кВт ответвлением от магистрали линии электропередачи 10 кВ, секционированной в месте ответвления с обеих сторон разъединителями, если длина ответвления не превышает 0,5 км.

Для электроснабжения населенного пункта по исходным данным таблицы К.1 намечаем к установке две трансформаторных подстанции (ТП). Одна ТП для коммунально-бытовых потребителей, и вторая для производственных потребителей.

Для определения координат местонахождения ТП для коммунально-бытовых потребителей расчет ведем по вечернему максимуму нагрузки, а для производственных потребителей по дневному (формула К.1).

Определим координату Х для подстанции, питающей производственные потребители.

Остальные координаты определяются по аналогии. Координаты можно определять в у.е. (1у.е. = 0,04 км при напряжении сети 0,4 кВ и 2 км при напряжении сети 10 кВ) или перед расчетом, заданные в таблице К.1 координаты перевести в метры или км.

Для примера определим мощности на участках сети для расчетной схемы, изображенной на рис.К.1. Здесь в числителе указана максимальная дневная нагрузка, а максимальная вечерняя – в знаменателе дроби у соответствующего потребителя.

Так как по исходным данным рис. К.1, в населенном пункте установлен один трансформатор для питания производственных и коммунально-бытовых потребителей, необходимо выполнить расчет нагрузки для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Сначала определим нагрузку на вводе в многоквартирные дома. Расчет выполняем по формулам (1.15 – 1.16).

Коэффициенты одновременности в зависимости от уровня напряжения сети принимаются по приложениям 1.1 – 1.3.

Для четырехквартирных домов:

Для двенадцатиквартирного дома:

Здесь коэффициенты одновременности определены по таблице 1.1 (методом интерполяции). Полученные значения нагрузок наносим на схему населенного пункта.

Далее выполняем расчеты нагрузок по линиям, начиная с конца каждой линии.

К линии подключены разнородные потребители, мощность которых отличается по величине более чем в четыре раза, поэтому проводим суммирование нагрузок по добавкам мощности по формуле (4.5) с использованием таблицы 4.4.

Реактивная мощность на участке:

Далее коэффициент мощности принимаем как для шин трансформаторных подстанций с производственной нагрузкой (см. таблицу 4.6).

тогда

К этой линии также подключены разнородные потребители. Суммирование нагрузок проводим аналогично линии С₁.

Коэффициент мощности на участке ТП–1 принимаем

Примечание: Нагрузки записаны в виде

К этой линии подключены коммунально-бытовые потребители и в узле 5 зернохранилище. В точке 0 линия разветвляется. Поэтому определим расчетные нагрузки по участкам линии, начиная с концов, при помощи коэффициентов одновременности (табл. 4.1) и таблицы суммирования неоднородных нагрузок (табл. 4.4).

Для зернохранилища по таблице 4.6:

cosφ_Д = 0,7 и tgφ_Д = 1,02,

cosφ_В = 0,75 и tgφ_В = 0,88.

Тогда реактивная мощность на участке 0–5

Полная мощность

.

Далее по линии нагрузку можно считать смешанной, принимаем cosφ таким же, как для трансформаторных подстанций со смешанной нагрузкой, тогда

Для определения мощности подстанции необходимо знать нагрузку уличного освещения и освещения территории. Для освещения территории приближенно принимаем 100 Вт на жилой дом и 250 Вт на производственное помещение.

Результаты расчетов сведем для наглядности в таблицу К.5.

Таблица К.5

Нагрузка на шинах трансформаторной подстанции (без освещения)

.

С учетом уличного освещения:

S_{в тп} = 78,91 + 10·0,1 + 8·0,25 = 81,9 кВ× А.

По результатам расчетов по приложению 3.1 выбираем для установки трансформатор:

Таблица К.6

К.2.4 Выбор транснсформаторных подстанций 10/0,4 кВ

По рассмотренной в пункте К.2.3 методике на примере рис.К.1 выполняется расчет электрических нагрузок на шинах всех трансформаторных подстанций населенного пункта.

Результаты расчета оформляются в виде таблиц К.5 и К.6.

К.2.5 Выбор проводов сети 0,4 кВ

Сечение проводов сельских распределительных сетей выбирают по экономическим показателям с последующей оценкой по потерям напряжения. Подробно этот вопрос рассмотрен в разделе 2. Провода и кабели по экономическим показателям выбирают для нормального рабочего режима сети.

Выбор сечения по экономической плотности тока – наиболее простой метод расчета экономически целесообразного сечения, мм², провода.

Расчет выполняется по формулам раздела 2 (формулы .2.21 – 2.25).

Исходя из расчетной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывают ток линий.

Сечения проводов сельских распределительных сетей напряжением 0,38 – 10 кВ можно также выбрать по экономическим интервалам нагрузок.

В воздушных линиях напряжением 0,38 кВ провода выбирают по экономической плотности тока, равной для сельских электрических сетей 0,5 – 7 А/мм² (принимать предпочтительнее 0,7 А/мм²).

Примеры определения сечения проводов ЛЭП для различных случаев расчета электрических сетей приведены в разделе 2 (см. примеры 2.4 – 2.8).

Некоторые трудности может вызвать определение поправочного коэффициента, К_п (формула 2.23).

Рассмотрим его определение для примера 2.4, для случая выполнения всей сети, включая ответвление, проводом одинакового сечения.

Этот вопрос также подробно рассмотрен в разделе 2 (см. примеры 2.1 –2.3, или 2.4 –2.8).

К.2.7 Определение потерь энергии в электрических сетях

При проектировании систем электроснабжения часто возникает необходимость проверить сеть по условиям пуска мощных двигателей. Проверка по условиям пуска осуществляется следующим образом. Вначале определяются параметры системы электроснабжения (сопротивление питающих линий трансформаторов, запускаемого электродвигателя), а затем потеря напряжения при пуске. Для расчета необходимо определить каталожные данные электродвигателя указанной в задании мощности [4].

Например:

Тип двигателя	P2н,кВт	КI	η,	cosφ
АИР160S2	15	5,50	90	0,8

Проверка сети на пуск двигателя приведена в примере 2.6.

В этой части курсового проекта необходимо спроектировать систему электроснабжения для 15 поселков, исходные данные которых приведены в таблицах К.2 –К.3.

К.3.2 Определение координат ТП.

Определение координат ТП производится также как и при расчете сети 0,4 кВ по формулам (К.1).

По условию задачи в районе имеется потребитель первой категории, надежное электроснабжение которого необходимо обеспечить от проектируемой подстанции. Для этого к потребителю первой категории необходимо проложить двухцепную ЛЭП или закольцевать радиальные сети. В любом случае необходима установка на ТП двух трансформаторов. От шин 10кВ ТП 110/10 (35/10) кВ необходимо проложить к поселкам 4 – 6 отходящих линий (по 2 – 3 линии от каждой системы шин 10 кВ).

К.3.3 Расчетные нагрузки

Расчеты пунктов 3.2 – 3.6 выполняются аналогично расчетам сети 0.4 кВ. Прежде всего необходимо определить расчетные нагрузки по участкам сети 10 кВ.

Расчет электрических нагрузок рассмотрим на следующем примере.

Пример К.2. Определить расчетные нагрузки участков воздушной линии 10 кВ. Дневные (в числителе) и вечерние (в знаменателе дроби) максимумы нагрузок ТП даны на схеме (рис. К.2).

При расчете пользуемся таблицей добавок мощностей приложение 1.6 и данными приложения 1.8

Расчет начинаем с концов линии.

Рис. К.2. Схема сети 10 кВ

Определим расчетную мощность на шинах 10 кВ при дневной и вечерней нагрузке:

ΣР_ТД = Р_ДП1 + Р_ДП2 + Р_ДП3 =818+Δ694,5+Δ509=818+570+408=1796 кВт

ΣР_ТВ = Р_ВП1 + Р_ВП2 + Р_ВП3 =799+Δ794+Δ551=799+646+440=1885 кВт

Р_ТД/Р_ТВ = 1796/1885 = 0,953.

cosφ_Д = 0,78.cosφ_В = 0,87.

S_Д = 2302,564 кВ×А.S_В = 2166,677 кВ×А.

Результаты расчета сведем в таблицу К.7.

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов на подстанциях высокого напряжения являются: надежность электроснабжения потребителей и минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

В соответствии с [18] на подстанции в сельских сетях устанавливается, как правило, один силовой трансформатор.

Двухтрансформаторные подстанции применяются:

- если хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящая от проектируемой подстанции, питающая потребителей первой и второй категорий, не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35–110 кВ, имеющей независимое питание от проектируемой;

- расчетная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью свыше 6300 кВ·А;

- от шин 10 кВ подстанции отходят шесть линий 10 кВ и более;

- расстояние между соседними подстанциями более 45 км;

- заменой сечения проводов на магистрали линии 10 кВ не обеспечиваются нормативные отклонения напряжения у потребителей в послеаварийном режиме.

Главные понизительные подстанции для питания крупных сельскохозяйственных комплексов на промышленной основе чаще всего выполняются двухтрансформаторными. Однотрансформаторные применяются для потребителей третьей и второй категорий, но при наличии централизованного резерва со стороны низкого напряжения. Для электроснабжения неответственных потребителей сельскохозяйственного производства применяются только однотрансформаторные подстанции. Более двух трансформаторов на подстанции устанавливают в исключительных случаях.

Выбор мощности двухтрансформаторных подстанций производится по расчетной нагрузке на шинах подстанций в нормальном режиме работы, с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме (при отключении одного трансформатора), часть неответственных потребителей в аварийном режиме может быть отключена.

При установке на подстанции двух трансформаторов в нормальном режиме работы каждый трансформатор с учетом “Указаний и инструкций по проектированию систем электроснабжения” должен быть загружен на 65 – 70 % [2].

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать передачу мощности потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой. При учебном проектировании для всех типов трансформаторов допустимую перегрузку можно принять равной 40 %. Тогда мощность одного трансформатора:

(К.2)

где S_p - полная суммарная нагрузка на шинах подстанции.

Выбранный по условиям формулы (К.2) трансформатор необходимо проверить по коэффициенту загрузки в нормальном (К_{з норм}) и аварийном (К_{з ав}) режимах.

(К.3)

(К.4)

Более точное определение мощности трансформаторов с учетом допустимых систематических и аварийных перегрузок производится по ГОСТ 14209 “Трансформаторы силовые, масляные общего назначения. Допустимые нагрузки”.

Выбор трансформаторов для сельскохозяйственных и жилищно-бытовых объектов производится с учетом допустимых систематических перегрузок.

Таблица К.8

Примечание. При температуре окружающего воздуха +5 ^оС нагрузки снижают на 2%

В системах сельского электроснабжения применяются тупиковые, ответвительные, проходные и узловые подстанции.

На тупиковых и ответвительных подстанциях, присоединяемых к линиям 35 – 110 кВ с односторонним и двусторонним питанием, применяются блочные схемы (линия – трансформатор, линия – два трансформатора, две линии – два трансформатора, с ремонтной перемычкой с двумя разъединителями). Для проходных одно- и двухтрансформаторных подстанций используют схемы мостиков с выключателем в перемычке, что позволяет разделить питающую линию на части - секционировать и тем самым повысить надежность электроснабжения. В цепях трансформаторов РУ 35–110 кВ следует применять высоковольтные выключатели. Применяются также схемы с выключателем в перемычке со стороны трансформатора.

На узловых двухтрансформаторных подстанциях 35/10 кВ РУ 35 кВ выполняется с одиночной секционированной системой сборных шин при возможности подключения четырех ВЛ 35 кВ.

РУ 10 кВ на подстанциях с одним и двумя трансформаторами выполняют с одиночной или одиночной секционированной системой сборных шин.

На сельских комплектных подстанциях 35–110 кВ применяют силовые трансформаторы мощностью:

-1000 - 6300 кВ× А – на КТП 35/10(6) кВ, блочных КТПБ 35/10(6) кВ;

-1000 - 16000 кВ× А – на КТПБ (М) 35/10(6) кВ.

Распределительные устройства 35 кВ подстанций 35/10 кВ выполняют открытого типа (ОРУ) с установкой оборудования отдельно на железобетонных стойках или блочными с установкой блоков на незаглубленные фундаменты. В ОРУ 35 кВ используются масляные выключатели типов ВТ-35, С-35 или элегазовые типов ВГБ-35, ВГБЭ-35. В ОРУ 110 кВ подстанций применяют масляные выключатели типа ВМТ-110.

Распределительные устройства 10 кВ комплектных подстанций 35-110/10 кВ выполняют:

-шкафами KPH-IV-10 наружной установки невыкатного типа с масляными выключателями типа ВК-10 или вакуумными выключателями типа BB-TEL;

-шкафами KPH-III-10 с масляным выключателем ВМП-10.

В РУ 10 кВ блочных подстанций КТПБ-35/10 кВ устанавливают шкафы типа К-20/М выкатного типа наружной установки с вакуумным выключателем типа BB-TEL или КРУ типа К-59 с масляным выключателем типа ВК-10 или вакуумным выключателем типа ВВЭ.

При сооружении подстанции с закрытым РУ 10 кВ используют комплектные ячейки внутренней установки:

-К-104М, К-114, К-5913 выкатного типа с масляными выключателями типов ВК-10, ВКЭ-10;

-К-104М, К-105 выкатного типа с вакуумными выключателями типов ВВВ-10, ВВЭ-10;

-К-61 с элегазовым выключателем;

-КСО-292, КСО-392 стационарного типа с масляными выключателями (схемы КСО см. в [19]);

-КСО-297 с вакуумными выключателями типов ВБПЭ-10 и ВВПЭ-10.

Для выбранного трансформатора в расчетно-пояснительной записке необходимо привести каталожные данные в соответствии с таблицей К.6.

Задача расчета электрической сети – выбор марок и сечения проводов. Примеры расчета приведены в разделе 2 (пример 2.5 – для сети 35 кВ, 2.8, 2.9 – для сети 10 кВ). В примере 2.5 рассмотрен порядок выбора сечения провода двухцепной линии электропередачи. При проектировании к потребителю первой категории замкнутой электрической сети, расчет необходимо проводить по примеру 2.10.

Потери напряжения в высоковольтных сетях определяются также как в сетях 0,4 кВ (см примеры расчета в разделе 2).

Потери энергии в высоковольтных сетях определяются также как в сетях 0,4 кВ (см примеры расчета в разделе 2).

Проверку отклонений напряжения выполняют с учетом его регулирования путем переключений ответвлений обмоток трансформаторов (РПН и ПБВ) по таблице. Отклонения рассчитывают для двух режимов: максимальной нагрузки (100%) и минимальной (25%). В таблице все напряжения приводят в процентах по отношению к номинальному.

Подробнее смотри раздел 11 и пример составления таблицы отклонения напряжения пример 11.1.

Расчет токов короткого замыкания вызывает у студентов определенные трудности. В разделе 4 подробно рассмотрена теоретическая часть, там же приведен пример расчета токов короткого замыкания для схемы сети максимально приближенной к проектируемой схеме в курсовом проекте (см. пример 4.1).

Для более глубокого понимания сути расчета токов короткого замыкания рассмотрим здесь еще один пример, который приведен и в [2].

Пример К.3. Для схемы сети приведенной на рисунке К.3 определить токи короткого замыкания. Расчет произвести для нормального режима работы сети (трансформаторы на головной подстанции работают раздельно – секционный выключатель (СВ) на стороне напряжения 10 кВ отключен).

Рис. К.3. Расчетная схема сети

Рис. К.4. Схема замещения сети и ее преобразования

Расчет проведем в относительных единицах при базисных условиях. Принимаем S_б = 100 МВ·А, U_б равно напряжению ступени КЗ.

2. Линии

X₂ = X₃ = X_л37 = X₀ l·;

X₆ = X_л10,5 = 0,4·15·;

R₂ = R₃ = R_л37 = R₀ ·l ;

R₆ = R_л10,5 = 0,576·15·.

3. Трансформаторы

Z₄ = Z₅ = Z_37/10,5,

R₄ = R₅ = R_Т37/10,5 = ΔP_кз· = 2,4·10³·,

X₄ = X₅ = X_T37/10,5 = ,

Z₈ = Z₉ = Z_Т10,5/0,4 = ,

R₈ = R₉ = R_Т10,5/0,4 = 1,97·10³·,

X₈ = X₉ = X_T10,5/0,4 = .

Z_рез.к1 = Z₁ + Z₂ = j0,5 + 0,61 + j0,57 = 0,61 + j1,07.

Z_рез.к2 = Z_рез.к1 + Z₄ = 0,61 + j1,07 + 0,04 + j2,799 = 0,65 + j3,869.

Z_рез.к3 = Z_рез.к2 + Z₆ = 0,65 + j3,869 + 7,89 + j5,44 = 8,54 + j9,309.

Z_рез.к4 = Z_рез.к3 + Z₈ = 8,54 + j9,309 + 3,152 + j17,22 = 11,692 + j27,031

0,87·I_К1 = 0,87·1,26 = 1,09 кА.

0,87·I_К2 = 0,87·1,38 = 1,2 кА.

0,87·I_К3 = 0,87·0,44 = 0,38 кА.

0,87·I_К4 = 0,87·4,91 = 4,27 кА.

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу К.9.

Таблица К.9

№ точки КЗ	Ток КЗ, кА
	I(3)	I(2)	iу
1	1,26	1,09	2,079
2	1,38	1,2	3,1
3	0,44	0,38	0,657
4	4,91	4,27	8,73

Выбор электрической аппаратуры подробно рассмотрен в разделе 6 (см. пример 6.8.7).

Расчет заземляющего устройства подстанции в зависимости от режима работы нейтралей электрической сети и уровня напряжений подробно рассмотрен в разделе 14 (см примеры 14.1 и 14.2). При расчете заземляющего контура необходимо предварительно самостоятельно выбрать из таблицы 14.2 тип грунта и его удельное сопротивление.

В данном курсовом проекте выполнен расчет системы электроснабжения населенного пункта и электрических сетей района.

Найдены расчетные нагрузки, произведен расчет и выбор трансформаторных подстанций, определено сечение проводов, потерь напряжения и энергии. Все рассчитанные данные снесены в таблицы, произведен расчет токов короткого замыкания, выбрана электрическая аппаратура, выполнена проверка аппаратуры защиты и заземляющего контура подстанции.

Если курсовой проект выполнялся по реальному объекту, в заключении необходимо сделать вывод о повышении экономичности и надежности системы электроснабжения в результате, проведенной реконструкции сети.

Список использованной литературы необходимо оформить по аналогии с представленным в данном разделе списком рекомендуемой литературы. Студент указывает только ту литературу, которой он пользовался при выполнении курсового проекта. По тексту записки на использованную литературу должны быть ссылки.