Розробка системи електропостачання сільської місцевості та вибір електрообладнання

Зміст розрахунково-пояснювальної записки

1. Вступ

. Вихідні дані (завдання кафедри)

. Розрахунок потужності споживачів електричної енергії заданого об’єкту проектування

.1 Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії

.2 Розрахунок сумарної потужності заданого об’єкту електропостачання

. Електричний розрахунок мережі 10 кВ

. Розрахунок струмів короткого замикання лінії 10кВ

. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ (вихідної комірки лінії 10 кВ)

. Вибір релейного захисту комірки лінії 10 кВ районної трансформаторної підстанції

. Розрахунок системи електропостачання заданого об’єкту проектування

8.1 Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій ТП-10/0,4 кВ

.2 Розрахунок навантажень ліній електропередачі напругою 0,38кВ

8.3 Вибір перерізу проводів ліній електропередачі 0,38 кВ

8.4 Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій

8.5 Розрахунок струмів короткого замикання ліній 0,4кВ

8.6 Вибір електричної апаратури відходящих ліній та перевірка його на дію струмів короткого замикання

9. Техніко-економічні показники системи електропостачання

Висновок

1. Вступ

Електрифікація, тобто виробництво, розподіл і застосування електроенергії в усіх галузях народного господарства і побуту населення - це один : найважливіших факторів технічного прогресу. Підвищення рівня розвитку сільської електрифікації стає одним з визначальних факторів інтенсифікації сільського господарства і може серйозно вплинути на умови життя.

Для забезпечення подачі електроенергії в необхідній кількості і відповідної якості від енергосистем промисловим і сільськогосподарським об'єктам, установкам, пристроям і механізмам служать системи електропостачання, що складаються з мереж напругою до 1000В и вище, трансформаторних, перетворюючих і розподільних підстанцій.

Споживачі електроенергії мають свої специфічні особливості, чим обумовлені певні вимоги до їх електропостачання - надійність живлення, якість електроенергії, резервування і захист окремих елементів і т.ін. При проектуванні, спорудженні й експлуатації систем електропостачання промислових підприємств необхідно правильно в техніко-економічному аспекті здійснювати вибір напруг, визначати електричні навантаження, вибирати типаж, число і потужність трансформаторних підстанцій, види їхнього захисту.

Дане курсове проектування має на меті ознайомлення з основними прийомами і методами проектування елементів систем електропостачання сільського господарства, прояви навичок самостійної роботи з технічною літературою та нормативними документами, дає можливість проявити самостійність у виборі рішень, пов'язаних з оптимізацією параметрів мережі.

2. Вихідні дані

Вихідними даними для розробки проекту електропостачання є господарський двір, який включає в себе: корівник, свинарник, зерносховище, овоче-картопле-сховище, гаражі на трактори і автомашини, склад концкормів з подрібнювачем і населений пункт, до якого входить школа, адмінбудинок, магазини, лазня і житлові будинки.

Таблиця 2.1 Споживачі електроенергії

П	І	Д	Г	А	Й	Н	И	Й	Р	О	М
Корівник на 380 г.	Свинарник на 1100 г.	---------	Овоче-картопле- сховище на 600 т.	Гараж на трактор. 10 шт.	Гараж на автом. 10 шт.	Склад конц.кормів з подріб. ДКУ-1	Школа на 130 учнів	Адмінбудинок на 15-20 роб.місць	Магазин (кількість роб.місць) 2	Лазня 1 шт.	Житлові будинки 130 шт.

Рис.1. Схема розподільної мережі 10 кВ.

Таблиця 2.2 Довжина ділянок L та максимальне навантаження РМАКС ТП-10/0,4кВ

Літери прізвища	П	І	Д	Г	А	Й	Н
Ділянка (№)	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	2-6	6-7
Довжина L, км	0,3	0,3	0,6	0,3	0,5	0,4	0,8
ТП-10/0,4 кВ (№)	1	2	3	4	5	6	7
РМАКС , кВт	120з	90з	120в	30к	100к	70з	50к

 

Довжина ділянки 0,5 км

№ТП (місце розміщення населенного пункту) 5

Відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП,% 2/-2%

Потужність к.з на шинах 10 кВ РТП, МВА 45 МВт

Тип опор Д

Район по вітру та ожеледі 1/2

3 Розрахунок потужності споживачів електроенергії населеного пункту

3.1 Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії

На основі визначених споживачів електричної енергії обчислюють розрахункові навантаження на їх вводах.

Розрахункові навантаження на вводах виробничих, громадських та комунальних споживачів визначають згідно з [1] (розділ 3), де наведено установлену потужність струмоприймачів, розрахункове навантаження на вводі в денний (РД) і вечірній (РВ) максимуми, та потужність найбільшого двигуна (більше 10 кВт). Розрахункові навантаження на вводах до споживачів, які мають тільки електроосвітлення і не більше трьох силових електроприймачів, приблизно можуть дорівнювати сумі встановлених потужностей електроприймачів.

Розрахункові навантаження на вводі в сільський житловий будинок визначають по номограмі , виходячи із існуючого споживання електроенергії з врахуванням динаміки зростання до розрахункового року. При цьому потрібно враховувати, що вихідні дані про наявне електроспоживання, як правило, беруть за попередній рік, а введення об'єкта в експлуатацію відбудеться не раніше, ніж через рік після складання проекту. Тому розрахунковий рік визначається добавкою двох років до розрахункового періоду.

Наприклад, при розрахунковому п'ятирічному періоді розрахунковим буде 7-й рік, при десятирічному - 12-й рік.

Оскільки для окремих споживачів потрібно знати розрахункове денне РД і вечірнє РВ навантаження, а по номограмі визначається тільки одне навантаження Р, для житлових будинків вводиться коефіцієнт участі К, який для денного максимуму КД = 0,3...0,4; для будинків з електроплитами КД = 0,6;

у вечірньому максимумі побутове навантаження враховується з коефіцієнтом КВ = 1,0. Тоді:

РД = КД·Р=0,4·3,7=1,48 кВт.

РВ = КВ·Р=1,0·3,7=3,7 кВт.

Знайдені навантаження на вводах споживачів електричної енергії записують у таблицю 3.

Таблиця 3.1 Розрахункові навантаження на вводах споживачів електроенергії

№ п. п.	Назва споживача	Кількість, шт.	Розрахункове навантаження, кВт
			Денне, РД	Вечірнє, РВ
1	Корівник на 380 гол.	1	45	45
2	Свинарник на 1100 гол.	1	2	6
3	Зерносховище на 600 т.	--	--	--
4	Овоче-картопле-сховище на 600 т.	1	5	2
5	Гараж на тракт. 10шт.	1	15	5
6	Гараж на автом.10 шт.	1	20	10
7	Склад кормів з подрібн. ДКУ-1	1	15	1
8	Школа на 130 учнів	1	11	4
9	Адмінбудинок на 15-25 роб.міс.	1	15	8
10	Магазин (кіл.роб.місць) 2	1	4	4
11	Лазня 1 шт.	1	3	3
12	Житлові будинки	90	1,48	3,7

3.2 Розрахунок сумарної потужності заданого об’єкту проектування

При розрахунку сумарної потужності, споживачів розділяють на групи (окремо для денного та вечірнього максимумів). У групи включають споживачів одного характеру, потужність яких не відрізняється більше, ніж в чотири рази.

В окремих групах потужності підсумовують за допомогою коефіцієнта одночасності

;,

Потужність денного максимуму.

Група № 1

Адмінбудинок, 45 житлових будинків

Рд(1) =0,27·45·1,48=18,6 кВт.

 кВт

Група № 2

Школа, магазин, лазня, 45 житлових будинків

Рд(2) =0,27·45·1,48=18,6 кВт.

Група № 3

Корівник,свинарник, оводе-картопле сховище, гараж для тракторів, гараж для автомобілів, склад кормів з подрібнювачем.

Ргр3 =Рб +∆Р(Рм) =45+1,2+3+9+12,5+9=79,7 кВт.

Потужність вечірнього максимуму

Група № 1

Адмінбудинок, 45 житлових будинків

Рд(1) =0,27·45·3,7=46,6 кВт.

46,6+4,8=51,4 кВт

Група № 2

Школа, магазин, лазня, 45 житлових будинків

Рд(2) =0,27·45·1,48=46,6 кВт.

Група № 3

Корівник,свинарник, оводе-картопле сховище, гараж для тракторів, гараж для автомобілів, склад кормів з подрібнювачем.

Ргр3 =Рб +∆Р(Рм) =45+3,6+1,2+3+6+0,6=59,4 кВт.

Потужність груп підсумовують за допомогою добавок :

Р = РБ + ΔР(РМ),

де РБ - більша потужність;

ΔР(РМ) - добавка від меншої потужності.

У вечірнє навантаження потрібно включити навантаження вуличного та зовнішнього освітлення.

Освітлення вулиць з житловими будинками визначається по формулі:

PВ.О.= РВ.Н. ·LВ ·10-3

де РВ.Н. - норма вуличного освітлення ( додаток 5), Вт/м;В - довжина вулиць, м.В.О1.=5.5·480·10-3=2.6 кВтВ.О.2=5.5·594·10-3=3.2 кВтВ.О.3=5.5·600·10-3=3.3 кВт

Навантаження зовнішнього освітлення PЗ.О. (територій ферм, господарчих дворів і т.д.) обчислюють з розрахунку 250 Вт на одне приміщення і 3 Вт на один метр довжини периметра території.

РЗ.О.= (250 NПР +3 LП) ·10-3

де NПР - кількість приміщень, шт;П - довжина периметра території, м.

РЗ.О.= (250·6+3·8.8 ) ·10-3=1.76 кВт

Навантаження вуличного та зовнішнього освітлення підсумовують з коефіцієнтом одночасності КО = 1 і включають у вечірній максимум з коефіцієнтом участі, який дорівнює одиниці.

Таблиця 3.2 Потужність групи

Номер групи	Рд, кВт	Рв, кВт
1 2 3	25.2 29.3 79.7	51.4 53.2 59.4
Рзаг., кВт	134.2	164

4)  Електричний розрахунок лінії 10 кВ

Розрахунок лінії 10 кВ включає:

-        знаходження розрахункових навантажень існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ;

-        підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ;

         вибір перерізу проводів ліній 10 кВ.

Розрахункові навантаження РР існуючих підстанцій 10/0,4кВ на розрахунковий рік знаходяться по формулі:

РР = КН ·РМ,

де РМ - максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (згідно завдання);

КН - коефіцієнт зростання навантаження, змінюється залежно від виду споживачів (див. табл. 4).

 

Таблиця 4.1 Коефіцієнт зростання навантаження

Вид споживачів	Розрахунковий рік
	5	7	10
Виробничі Змішані Комунально-побутові	1,3 1,3 1,2	1,4 1,4 1,3	2,1 2,0 1,8

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначають множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному КД та вечірньому КВ максимумах, які дорівнюють:

-        для виробничих споживачів КД = 1,0; КВ = 0,6;

-        для комунально-побутових - КД = 0,3...0,4; КВ = 1,0;

         для змішаних - КД = КВ = 1,0.

Дані розрахунків записують у таблицю 4.2.

Таблиця 4.2 Розрахункові навантаження ТП-10/0,4 кВ

№	РМ , кВт	Вид навантаження	РР=КН ·РМ , кВт	РД=КД·РР , кВт	РВ=КВ·РР , кВт
1.	120	змішане	168	168	168
2.	90	змішане	120	120	120
3.	120	виробниче	168	168	100,8
4.	30	комунально-побутове	39	11,7	39
5.	100	комунально-побутове	130	39	130
6.	70	змішане	98	98	98
7.	50	комунально-побутове	65	19,5	65

Для точки приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ у таблицю 5 записують сумарні розрахункові навантаження (денне РД та вечірнє РВ населеного пункту) згідно з розрахунками .

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП по денному і вечірньому максимумах (окремо по добавках) при допомозі таблиць.

На кожній ділянці лінії знаходять виробниче навантаження РВИР, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видами споживачів, у вечірній час - тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження РЗАГ, яке включає навантаження всіх ТП.

Розрахунки навантажень лінії 10 кВ виконуємо таблицею.

Переріз проводів лінії 10 кВ вибираємо по мінімуму приведених затрат (з використанням економічних інтервалів потужностей ) залежно від еквівалентної потужності Sе на ділянці лінії. Границі економічних інтервалів для вибору перерізів проводів ліній 10 кВ наведено.

Рис.1 Схема розподільної мережі 10 кВ з навантаженнями

Таблиця 4.3 Розрахунок навантажень лінії 10 кВ

Ділянка	Вид	Навантаження
		Денне, кВт				Вечірнє, кВт
		РДБ	РДМ	Р(РДМ)РДРВБРВМР(РВМ)РВ
6-7	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	19,5	___	___	19,5	65	___	___	65
2-6	РВИР	98	19,5	+12,5	110,5	98	___	___	98
	РЗАГ	19,5	+12,5	110,5	98	65	+44,5	142,5
4-5	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	39	___	___	39	130	___	___	130
3-4	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	39	11,7	+7,3	46,3	130	39	+26,5	156,5
2-3	РВИР	168	___	___	168	100,8	___	___	100,8
	РЗАГ	168,	46,3	+34	202	156,5	100,8	+76	232,5
1-2	РВИР	168	110/120	+76/+84	328	100,8	98/120	+69/+84	253,8
	РЗАГ	202	110/120	+76/+84	362	232,5	142/120	+108/+84	424,5
0-1	РВИР	328	168	+123	451	253,8	168	+123	376,8
	РЗАГ	362	168	+123	458	424,5	168	+123	547,5

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ SЕ дорівнює:

Е = КД SМ,

де SМ - максимальна потужність ділянки лінії (найбільше з розрахункових навантажень денного SД або вечірнього SВ максимумів), кВА;

КД - коефіцієнт, який враховує динаміку навантаження (для сільських мереж рекомендується КД=0,7).

Розрахункове денне SД та вечірнє SВ навантаження знаходять, виходячи з загального денного РД та вечірнього РВ навантажень і коефіцієнта потужності (див. додаток, рис.3) користуючись формулою

 = Pзаг./ cos φ

Таблиця 4.4 Розрахунки по вибору проводів лінії 10 кВ

№ ділянки	Денне навантаження			Вечірнє навантаження			SМ, кВА	SЕ, кВА	Провід
	РВИР РЗАГ	cos φ	SД, кВА	РВИР РЗАГ	cos φ	SВ, кВА
6-7	0	0,9	21.7	0	0,92	70.7	70.7	49.5	А-35
2-6	0,8	0,8	138.1	0.69	0,83	171.7	171.7	120.2	А-35
4-5	0	0,9	43.3	0	0,92	141.3	141.3	98.9	А-35
3-4	0	0,9	51.4	0	0,92	170.1	170.1	119.1	А-35
2-3	0.72	0,7	288.6	0.43	0,75	310	310	217	А-35
1-2	0,77	0,8	460	0.6	0,83	511.4	511.4	357.9	А-35
0-1	0,82	0,8	606.3	0.7	0,83	659.6	659.6	461.7	А-35

Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги

Перетин проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалах потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, тобто

ΣΔUі < ΔUДОП

Фактична втрата напруги на і-й ділянці лінії (%):

ΔU і = [(Рі ri /UН) + (Qi xi/UН)]100/UН

де Рі, Qі - розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт;, xi - активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

ri = roi ·Li ; xi = xoi ·Li

roi, xoi - питомі активний та реактивний опори провода на ділянці лінії, Ом/км;Н - номінальна напруга лінії, кВ;- довжина ділянки лінії, км;

Таблиця 4.5 Дані ділянок лінії 10 кВ

Ділянка	Провід	SМ,	Рі	Qi	Li	ri	xi	Втрата	напруги
		кВА	кВт	кВт	км	Ом/км	Ом/км	ΔU і	ΣΔUі
6-7	А-35	70.7	65	27.8	0,8	0.704	0.304	0,0542	0,2635
2-6	А-35	171.7	142.5	95.8	0,4	0.352	0.152	0,0647	0,3957
4-5	А-35	141.3	130	55.4	0,5	0.44	0.19	0,0677	0,5124
3-4	А-35	170.1	156.5	66.64	0,3	0.264	0.114	0,0489	0,5494
2-3	А-35	310	232.5	205.1	0,6	0.528	0.228	0,1695	0,3957
1-2	А-35	511.4	424.5	285.2	0,3	0.264	0.114	0,1445	0,3311
0-1	А-35	659.6	547.5	367.9	0,3	0.264	0.114	0,1864	0,1864

Фактичну витрату напруги до будь-якого споживача визначають як, суму втрат напруги на окремих, послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела живлення.

У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити по денному та вечірньому максимумах навантажень окремо. Але в деяких випадках шляхом інженерного аналізу можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата. Це також можна вирішити, підрахувавши суму моментів для денного та вечірнього часу. Далі розрахунок вести для випадку з більшою сумою моментів.

Для визначення допустимої втрати напруги в мережі складається таблиця відхилень напруги. У цій таблиці розглядають два режими: режим максимальних навантажень і режим мінімальних навантажень (100% і 25%). Відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних навантажень становитими +3%, а мінімальне навантаження становитиме -2%.

При складанні таблиці розглядають дві споживчі ТП, ближня і віддалена. Ближня - це ТП приєднана в безпосередній близькості до шин РТП де втрата напруги дорівнює нулю.

Допустиме відхилення напруги для найвіддаленішого споживача у нормальному режимі становить + - 5%.

Таблиця 4.6 Розрахунок допустимої втрати напруги (приклад)

Елемент мережі	Ближня ТП		Віддалена ТП
	100%	25%	100%	25%
Шини 10 кВ РТП	+2	-2	+2	-2
Лінія 10 кВ	0	0	-4.8	-1,2
ТП 10/0,4 кВ : постійна надбавка регульована надбавка втрати напруги	+5 0 -4	+5 0 -1	+5 +2,5 -4	+5 +2,5 -1
Лінія 0,38 кВ	-8	-2	-3.2	0
Споживач	-5	+5	-5	+0.8
Допустиме відхилення напруги у споживача	-5	+5	-5	+5

 

При складанні таблиці розглядаються дві споживчі ТП - ближня та віддалена. Ближня ТП - це ТП, приєднана в безпосередній близькості до шин 10 кВ РТП (наприклад, трансформатор власних потреб на РТП) і втрата напруги в лінії 10 кВ до цієї ТП рівна нулю. Віддалена - це ТП, до якої втрата напруги в лінії 10 кВ найбільша. Розглядаються також два режими навантаження - максимальних (100%) та мінімальних (25%) навантажень.

На кожній споживчій ТП (ближній та віддаленій) розглядають два споживача електроенергії - ближній, підключений безпосередньо до шин 0,4 кВ ТП (без лінії 0,38 кВ, втрата напруги дорівнює нулю), і віддалений, підключений через найдовшу лінію 0,38 кВ, де втрата напруги буде найбільша.

Якщо фактична втрата напруги в лініях 10 та 0,38 кВ для заданого населеного пункту перевищує допустиму, необхідно передбачити заходи по її зменшенню. Це може бути - збільшення перетинів проводів ліній 10 та 0,38 кВ, зниження навантаження на лінії 0,38 кВ (збільшити кількість ліній).

5. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідною величиною для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання на шинах 10 кВ РТП-35/10 кВ.

Струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ РТП обчислюють за формулою:

I(3)кз=(45·106)/(1,73·10,5·)=2475,45 А=2,47545 кА

де SКЗ - потужність к. з., МВА;Б - базисна напруга, кВ (UБ = 10,5 кВ).

Ударний струм:

.

іу=1,5·1,41·2475,45 =5198.02 А=5.19802 кА

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

,

Ід=√1+2(1,5-1)2 ·2475,45 =4287,3 А= 4,2872 кА

де КУ - ударний коефіцієнт ( 1 < КУ < 2 ).

Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі

,

I(3)кз =10500/(1,73·4.13)=1700 А=1.7 кА

де ZКЗ - опір кола короткого замикання до розрахункової точки, Ом.

Zкз =√(2,35+0,76)2+1.762 = 3.57 Ом

Опір системи:

.

хс=105002/45·106=2,45 Ом

Повні активний та індуктивний опори лінії

;,

де r0i, x0i - питомі активний та індуктивний опори 1 км проводу лінії, Ом/кмі - довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання визначається:

І(2)кз=(1,73/2) ·1700=1472.28 А= 1,47228 кА

6. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ (комірки лінії 10 кВ) районної трансформаторної підстанції

Апаратуру вихідної комірки лінії електропередачі 10 кВ і заданої споживчої підстанції вибирають за номінальною напругою, струмом та конструктивним виконанням (зовнішнє, внутрішнє або інше), класом точності (для трансформаторів струму) і струмом вимикання (для вимикачів).

Таблиця 6.1. Умови вибору апаратів (вимикачів)

Параметри вимикача	Умови вибору
Номінальна напруга Номінальний струм Допустимий струм вимикання Струм динамічної стійкості Струм термічної стійкості	UНВ ≥ UН 10≥10 ІНВ ≥ ІР.МАКС 320 > 38.8 ІД.ВИМ ≥ IР.ВИМ 10 > 0.038 іМАКС ≥ іУ 10 > 5,1 tН ≥ ()2tК 25> 2.91

ІР.МАКС = =

tК = tСВ +tРЗ + Та = 0,2+0,002+0,185 = 0,387 с

tСВ - час спрацювання вимикача ( tСВ = 0,2 с) ;РЗ - час спрацювання релейного захисту , с

Та - постійна часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських мереж рекомендується Та = 0,185 с).

Вибрану апаратуру перевіряють на термічну та динамічну стійкість при дії струму к.з. При виборі апаратури рекомендується складати таблицю, порівнюючи розрахункові та паспортні дані апаратів. Для вимикачів і роз'єднувачів теж необхідно вибирати привод. Я вибрав вимикач типу ВММ-10-320 з приводом ППВ.

Вибір роз'єднувачів виконується аналогічно (не враховується тільки допустимий струм вимикання).

Таблиця 6.2. Вибір трансформаторів струму

Параметри трансформатора струму

Умови вибору

Номінальна напруга Номінальний первинний струм Номінальний вторинний струм Клас точності Номінальна вторинна потужність Кратність струму: термічної стійкості Кt=Іt/ІН1 динамічної стійкості КД = іМАКС/(ІН1)UНТ ≥ UН 10 ≥10

ІН1 ≥ ІР.МАКС 40 ≥ 38,8

ІН2 = 5 А

,5Н2 ≥S2 5 ≥ 4,95

(КtІН1)2≥ ()2tК

,25 ≥ 2,37

ІН1КД>іУ

9,9 ≥ 5,1

Клас точності трансформаторів струму, до яких приєднують лічильники електричної енергії для комерційного розрахунку, повинен бути 0,5; для технічного обліку електроенергії допускається клас точності 1,0. Для приєднання реле і різноманітних пристроїв достатніми є класи точності 3,0 і 10,0.

Щоб забезпечити задану точність вимірювання, потужність S2 приладів, приєднаних до вторинної обмотки трансформатора, не повинна перевищувати зазначене в паспорті трансформатора струму номінальне вторинне навантаження SН2. Залежно від класу точності знаходять номінальну вторинну потужність SН2.

Навантаження трансформаторів струму

S2 = SПР + (RПРОВ + RКОН),= 0,5+5(0,8+0,1)=4,95 кВт

де  - номінальний вторинний струм (у більшості випадків 5 А);ПР - сумарна потужність послідовно ввімкнених приладів (лічильників, амперметрів), ВА;ПРОВ - опір з'єднувальних провідників, Ом;КОН - опір контактів (RКОН = 0,1 Ом).

Допустимий опір провідників обчислюється, виходячи з умови S2 = SН2:

.ПРОВ = (5-0,5-5·0,1)/5=0,8 Ом.

Отже, необхідний переріз з'єднувальних провідників:

,

Fпр=(0,88·3)/0,8=3,3 мм

де ρ - питомий опір металу з'єднувальних проводів, (Ом·мм2)/м;Р - розрахункова довжина проводів, м (2,5...3м).

За результатом розрахунку приймають ближчий стандартний перетин, але не менше 2,5 мм2 для мідних проводів, або 4мм2 для алюмінієвих.

У комірках лінії 10 кВ РТП-35/10 кВ, як правило, встановлюється один двоелементний лічильник активної енергії, наприклад, типу СА4УИ675 (SПР = 2,5 ВА). Для вимірювання струму використовують один амперметр типу Е-335 (SПР = 0,5 ВА) або Е-378 (SПР = 0,1 ВА). Я вибрала трансформатор струму типу ТПЛ-10.

7. Вибір релейного захисту комірки 10кВ районної трансформаторної підстанції

Для захисту ліній 10кВ використовують максимальний струмовий захист і струмову відсічку. При цьому максимальний струмовий захист може бути виконаним з допомогою електромагнітних реле РТВ або РТ85 і РТМ (реле РТВ і РТМ вмонтовуються в пружинний привод вимикача), або мікропроцесорних реле типу МРЗС, УЗА10 тощо. При виконанні максимального струмового захисту з використанням реле РТВ відсічка здійснюється з допомогою реле РТМ, а в іншому випадку - електромагнітним елементом реле РТ-85.

У мережах напругою 10кВ максимальний струмовий захист виконується у двофазному варіанті (трансформатори струму монтуються тільки у двох фазах), тому можуть бути використані схеми з'єднань трансформаторів струму у неповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Струм спрацювання максимального струмового захисту знаходять за формулою

,

Iсз = ((1,3·1,8)/0,7) ·38,13 =127,5 А

де КН, КСП, КП - відповідно коефіцієнт надійності, самозапуску і повернення;

ІР.МАКС - максимальний розрахунковий струм навантаження, А.

Коефіцієнт самозапуску КСП для ліній сільськогосподарського призначення може мати значення 1,1...1,8. Величина коефіцієнтів надійності та повернення залежить від типу реле.

Таблиця 7.1. Коефіцієнти надійності та повернення

Коефіцієнт	Тип реле
	РТВ	РТ-85	РТ-40
Надійності Повернення	1,3 0,7	1,2 0,8	1,2 0,85

Максимальний розрахунковий струм навантаження визначають за максимальною потужністю на першій ділянці лінії 10 кВ (більша із SД і SВ):

.

ІР.МАКС = 659.6/(1,73·10)=38.13 А

Тоді струм спрацювання реле:

,

Iср = (1/8) ·147.5=18.43 А

де КСХ - коефіцієнт схеми (при з'єднанні трансформаторів струму в неповну зірку КСХ=1, а у випадку з'єднання на різницю струмів двох фаз - КСХ = 3);- коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.= 40/5=8

Враховуючи дискретність уставок струму спрацювання реле, вибирають найближче більше значення струму уставки ІУСТ реле за його паспортом.

Після вибору струму уставки реле визначають уточнене значення струму спрацювання захисту:

 = (8/1) ·18.43=147.5 А

Чутливість захисту перевіряють за формулою:

 = 1472/147.5=9.97

де КЧ - коефіцієнт чутливості для максимального струмового захисту (рекомендоване значення КЧ = 1,5);

 - мінімальне значення струму двофазного к. з. у мережі (шини 10 кВ найбільше віддаленої ТП 10/0,4 кВ).

Захист споживчих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ на стороні напруги 10 кВ виконується плавкими запобіжниками типу ПК або іншими.

Номінальні струми плавких вставок запобіжників типу ПК наведено у таблиці 12 залежно від потужності силового трансформатора ТП - 10/0,4 кВ.

 

Таблиця 7.2. Номінальні струми плавких вставок запобіжників

Потужність трансформатора, кВА	25	40	63	100	160	250	400	630
Номінальний струм плавкої вставки, А	3.2	5	8	16	20	32	50	75

Селективна дія максимального струмового захисту із залежною струмовою характеристикою і запобіжниками ТП-10/0,4 кВ забезпечується при умові:

tСЗ > tЗП + Δt

,8 > 0,55

де tСЗ - час спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, с;ЗП - час вимикання струму к. з. запобіжником, який складається із часу перегорання плавкої вставки і часу горіння дуги с;

Δt - ступінь селективності ( 0,5...0,7 с ).

Для визначення уставки часу спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, узгодження її з часом спрацювання запобіжників ТП-10/0,4 кВ креслять карту узгодження захисту мережі, на якій по осі абсцис відкладається струм к. з., а по осі ординат - час спрацювання захисту.

Після побудови захисної характеристики запобіжника, знаходять струм трифазного к. з. у місці установки ТП-10/0,4 кВ. Через точку, яка відповідає вказаному струму к. з., проводять паралельну осі ординат пряму. Перетин цієї прямої із захисною характеристикою запобіжника визначає час спрацювання запобіжника tЗП. Точка часу tСЗ спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ розташована на додатковій прямій на відстані Δt від точки tЗП .

Побудувавши струмову характеристику реле, яка проходить через точку tСЗ (або близько), визначають уставку часу спрацювання максимального струмового захисту. Для прискорення вимикання коротких замикань, які виникають на початку лінії та супроводжуються значними струмами к. з., застосовують струмову відсічку.

Струм спрацювання відсічки визначають за двома умовами:

а) залежно від стрибка струму намагнічування:

,

Iсв = (4 ·543)/(1,73 ·10)=125.5 кА

де  - сума номінальних потужностей споживчих ТП-10/0,4 кВ, приєднаних до лінії 10 кВ, кВА;

б) залежно від струму к. з. в кінці лінії 10 кВ:

,

Iсв = 1,5 ·2475.45=3713 А = 3,713 кА

> 3713

де  - максимальний струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ найвіддаленішої підстанції ТП-10/0,4 кВ, кА;

КНВ - коефіцієнт надійності відсічки для реле РТМ та РТ-85 дорівнює 1,5.

Розрахунок струму спрацювання реле відсічки виконують за найбільшим струмом із наведених вище двох умов:

 = (1/8) ·125,5=15,5 А

Вибравши найближче більше значення струму уставки реле відсічки , визначають уточнене значення струму спрацювання відсічки:

 = (8/1) ·17,5=140 А

Застосування струмової відсічки буде доцільним при виконанні умови:

КЧ ≥ 1,2 ,

,09 > 1,2

де КЧ - коефіцієнт чутливості струмової відсічки.

Відповідно:

 = 1272,65/140 = 9,09

де  - мінімальний струм двофазного короткого замикання на шинах 10 кВ районної підстанції (у місці установки відсічки). Я вибрав релейний захист типу РТВ.

8. Розрахунок системи електропостачання заданого об’єкту проектування

8.1 Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій ТП-10/0,4 кВ

Кількість трансформаторних підстанцій у населеному пункті можна обчислити за формулою:

=

де SР - повне максимальне розрахункове навантаження споживачів заданого населеного пункту, кВА;- площа населеного пункту, км2;

В - параметр, що залежить від напруги (для 10/0,4 кВ В = 0,06...0,07 %/км );

ΔUДОП - допустима втрата напруги у мережі низької напруги, %.

На плані населеного пункту розміщують ТП-10/0,4 кВ з таким розрахунком, щоб вони знаходилися у центрі навантаження, а лінії 0,38 кВ були по можливості меншої довжини.

Розміщувати ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту необхідно по можливості так, щоб вони живили споживачів однакового характеру, а також прагнути до рівномірного розподілу навантаження між окремими ТП.

Розмістивши ТП - 10/0,4 кВ на плані об’єкту електропостачання, намічають траси проходження лінії 0,38 кВ. У випадку змішаного навантаження підстанцій окремі лінії 0,38 кВ повинні по можливості живити споживачів одного характеру і мати рівномірні навантаження.

8.2 Розрахунок навантажень ліній електропередачі напругою 0,38 кВ

При визначенні розрахункового навантаження на кожній ділянці лінії 0,38 кВ рекомендується об'єднувати житлові будинки у групи від 3 до 7 об’єктів.

Навантаження групи житлових будинків знаходять підсумовуванням за допомогою коефіцієнта одночасності в загальному випадку по денному РД і вечірньому РВ максимумах:

; ,

де РДі , РВі - розрахункові навантаження на вводі житлового будинку відповідно у денний і вечірній час, кВт;

КО - коефіцієнт одночасності, залежить від кількості будинків.

Розрахункові навантаження окремих ділянок лінії 0,38 кВ знаходять підсумовуючи навантаження окремих споживачів, що підключені до лінії, з врахуванням одночасності попадання в максимум навантаження. Розрахунок ведуть, починаючи з кінця лінії, навантаження підсумовують за методом добавок:

РД = РДБ + ΔР(РДМ) ; РВ = РВБ + ΔР(РВМ) ,

де РДБ, РВБ та РДМ, РВМ - найбільше і менше навантаження відповідно денного та вечірнього максимумів, кВт;

ΔР(Р) - добавка від меншого навантаження до найбільшого, кВт

В окремих випадках, якщо явно виражено денний або вечірній максимуми навантаження, розрахунок проводять за одним з максимумів - денним або вечірнім.

Лінія №1

Таблиця 8.1. Розрахунок навантажень ліній 0,38 кВ

Ділянка лінії	Денне навантаження, кВт				Вечірнє навантаження, кВт
	РДБ	РДМ	Р(РДМ)РДРВБРВМР(РВМ)РВ
6-5	8,5	----	----	8,5	22,72	----	----	22,75
9-7	9,8	----	----	9,8	24,6	----	----	24,6
8-7	2,96	----	----	2,96	7,4	----	----	7,4
7-5	9,8	2,2/2,96	+1,2/+1,8	12,8	24,6	7,4/5,6	+4,6/+3,2	32,2
1-5	8,3	2,2/2,2	+1,2/+1,2	10,7	31,8	5,6/22,5	+3,2/+14	45
4-2	11,9	----	----	11,8	5,8	----	----	5,8
3-2	1,48	----	----	1,48	3,7	----	----	3,7
2-1	11,9	1,48/1,48	+0,9/+3	15,8	7,2	3,7/5,8	+2,4/+3,6	13,2
0-1	17,8	9,8	+9,8	27,6	53,3	47,3	+32	85,3

Лінія №2

Таблиця 8.2. Розрахунок навантажень ліній 0,38 кВ

Ділянка лінії	Денне навантаження, кВт				Вечірнє навантаження, кВт
	РДБ	РДМ	Р(РДМ)РДРВБРВМР(РВМ)РВ
12/-11/	3,9	----	----	3,9	9,8	----	----	9,8
13/-11/	5,3	----	----	5,3	13,3	----	----	13,3
5/-11/	5,3	2,8/3,9	+1,8/+2,4	9,5	13,3	7,1/9,8	+4,2/+6	23,5
10/-8/	3,3	----	----	3,3	8,1	----	----	8,1
9/-8/	2,8	----	----	2,8	7,1	----	----	7,1
6/-8/	6,85	----	----	6,85	11,4	----	----	11,4
7/-6/	3,9	----	----	3,9	9,8	----	----	9,8
5/-6/	6,85	4,4/3,9	+2,6/+2,4	11,85	11,4	11,1/9,8	+6,9/+6	24,3
2/-4/	4,4	----	----	4,4	11,4	----	----	11,4
2/-3/	15	----	----	15	8	----	----	8
1/-2/	15	3,9/4,4	+2,4/+2,6	20	11,4	8/9,8	+4,8/+6	22,2
5/-1/	9,2	2,8	1,8	11	7,1	+4,2	24,9
0/-1/	14,9	13,05	8	22,9	30	18,5	+11,2	41,2

Лінія №3

Таблиця 8.3. Розрахунок навантажень ліній 0,38 кВ

Ділянка лінії	Денне навантаження, кВт				Вечірнє навантаження, кВт
	РДБ	РДМ	Р(РДМ)РДРВБРВМР(РВМ)РВ
8//-3//	20	15	+9	29	10	5	+3	13
3//-4//	15	----	----	15	1	----	----	1
6//-5//	45	----	----	45	45	----	----	45
7//-5//	2	----	----	2	6	----	----	6
3//-5//	45	2	+1,2	46,2	45	6	+3,6	48,6
1//-3//	46,2	15/26,3	+9/+6,4	71,6	48,6	1/11,25	+0,5/+7	56,1
1//-2//	5	----	----	5	2	----	----	2
0//-1//	48,9	45,8/5	+30,2/+3	82,1	48,8	47,4/2	+32/+1,2	82

.3 Вибір перерізу проводів ліній електропередачі 0,38 кВ

Переріз проводів на окремих ділянках ліній 0,38 кВ вибирають за мінімумом приведених затрат (за економічними інтервалами потужностей) залежно від максимальної потужності SМ (більшого з розрахункових денного SД або вечірнього SВ навантажень ділянки лінії).

Повна потужність (денна SД та вечірня SВ) на ділянках лінії 0,38 кВ визначається за розрахунковими активними навантаженнями цих ділянок і відповідними коефіцієнтами потужності.

Для того щоб вибрати переріз проводів потрібно обчислити SE ;

SЕ = КД SМ,

Переріз проводів ліній 0,38 кВ потрібно перевірити на допустиму втрату напруги аналогічно тому, як це виконувалось при розрахунках лінії 10 кВ.

Лінія №1

Таблиця 8.4. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ

Ділянка	Денне навантаження			Вечірнє навантаження			SМ, кВА	SE, кВА	Провід	I, А	Втрата напруги, %
	РД, кВт	cos φ	SД, кВт	РВ, кВт	cos φ	SВ, кВт					На ділянці	Від ТП
6-5	8.5	0,9	9.4	22.7	0,92	24.7	24.7	17,3	СІП-1(3×35+1×50)	25	0,004	0,004
9-7	9.8	0,9	10.8	24.6	0,92	26.7	26.7	18,7		27	0,005	0,005
8-7	2.96	0,9	3.2	7.4	0,92	8.04	8.04	5,6		8,13	0,0004	0,0004
7-5	12.8	0,9	14.2	32.2	0,92	35	35	24,5		35,4	0,001	0,064
1-5	10.7	0,9	11.8	45	0,92	48.2	48.2	34,2		49,5	0,002	0,084
4-2	11.8	0,9	13.1	5.8	0,92	6.3	13.1	9,1		13,3	0,00007	0,00007
3-2	1.48	0,9	1.64	3.7	0,92	4.02	4.02	2,8		4	0,001	0,001
2-1	15.8	0.9	17.5	13.2	0.92	14.3	17.5	12,2		17,7	0,002	0,0031
0-1	27.6	0.9	30.6	85.6	0.92	92.7	92.7	64,8		93,8	0,0006	0.09

Лінія №2

Таблиця 8.5. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ

Діл янка	Денне навантаження			Вечірнє навантаження			SМ, кВА	SE, кВА	I, A	Провід	Втрата напруги, %
	РД, кВт	cos φ	SД, кВт	РВ, кВт	cos φ	SВ, кВт					На ділянці	Від ТП
12/-11/	3,9	0,9	4,3	9,8	0,92	10,7	10,7	7,5	10,7	СІП-1(3×35+1×50)	0.0006	0.0006
13/-11/	5,3	0,9	5,9	13,3	0,92	14,5	14,5	10,1	14,6		0.0017	0.0017
5/-11/	9,5	0,9	10,6	23,5	0,92	25,5	25,5	17,8	25,8		0.0023	0.0046
10/-8/	3,3	0,9	3,7	8,1	0,92	8,8	8,8	6,6	8,9		0.00044	0.00044
9/-8/	1,8	0,9	2	7,1	0,92	7,7	7,7	5,3	7,7		0.0029	0.0029
6/-8/	6,9	0,9	7,6	11,4	0,92	12,3	12,3	8,6	12,5		0.00015	0.0035
7/-6/	3,9	0,9	4,3	9,8	0,92	10,6	10,6	7,5	10,7		0.0006	0.0006
5/-6/	11,9	0,9	13,1	24,3	0,92	26,4	26,4	18,5	26,7		0.0016	0.0041
2/-4/	4,4	0,9	4,9	11,4	0,92	12,3	12,3	8,7	12,5		0.0015
2/-3/	15	0,9	16,7	8	0,92	8,6	16,7	9,5	13,8		0.00085	0.00085
1/-2/	20	0,9	22,2	22,2	0,92	24,1	24,1	16,9	24,4		0.0028	0.0052
5/-1/	11	0,9	12,2	24,9	0,92	27,1	27,1	19,8	27,3		0.0004	0.009
0/-1/	22,9	0,9	25,4	41,2	0,92	44,7	44,7	31,4	45,3		0.0012	0.014

Лінія №3

Таблиця 8.6. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ

Ділянка	Денне навантаження			Вечірнє навантаження			SМ, кВА	SE, кВА	І, А	провід	Втрата напруги, %
	РД, кВт	cos φ	SД, кВт	РВ, кВт	cos φ	SВ, кВт					На ділянці	Від ТП
8//-3//	29	0.7	41.4	12	0.75	16	41.4	28,9	41,9	СІП-1(1×35+1×50)	0,0028	0,0028
3//-4//	15	0.7	21.4	1	0.75	1.3	21.4	14,9	21,6		0,0004	0,0004
6//-5//	45	0.7	64.2	45	0.75	60	64.2	44,9	65		0,0012	0,0012
7//-5//	2	0.7	2.8	6	0.75	8	8	5,6	8		0,0002	0,0002
3//-5//	46.2	0.7	66	48.6	0.75	64.8	66	46,2	66,7		0,0025	0.004
1//-3//	71.6	0.7	102.2	56.1	0.75	74.8	102.2	71,6	103,4		0,0025	0.0067
1//-2//	5	0.7	7.14	2	0.75	2.6	7.14	4,9	7,2		0,0001	0,0001
0//-1//	82.1	0.7	117.2	82	0.75	109.3	117.2	82,1	118,6		0,01	0.0068

8.4 Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій

Для розрахунку номінальної потужності трансформаторних підстанцій необхідно визначити потужність на шинах 0,4 кВ. Розрахункова потужність на шинах 0,4 кВ ТП знаходиться складанням навантажень окремих ліній 0,38 кВ за допомогою добавок (окремо по денному і вечірньому максимумах). У вечірнє навантаження ТП потрібно включити навантаження РВО вуличного та РЗО зовнішнього освітлення.

Формула для підрахунку вечірнього навантаження на шинах ТП:

РВ = РВБ + Р(РВМі) + ... + РВО + РЗО ,

де РВБ - потужність лінії з найбільшим навантаженням, кВт;

РВМі - потужність і-ї лінії з меншим навантаженням, кВт.

Лінія №1

РВ =85,3+13,8+15+4,2+20,4+30,2+3+2+8+2,6+1,76=186,26 кВт

Лінія №2

РВ =41,2+6+8+15+4,8+4,2+7+6+15+7+4,8+13,8+16+3,2+1,76=153,76 кВт

Лінія №3

РВ =82+7,3+0,6+30,2+3,6+32+39+1,2=195,9 кВт

Потужність трансформаторів споживчих ТП-10/0,4 кВ вибирають за розрахунковою потужністю SР, за яку беруть найбільшу із розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повні денна SД та вечірня SВ потужності визначають за розрахунковими навантаженнями (PД та PВ ) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужності для ТП.

.

Виходячи і розрахунків я вибрав трансформатор:

КТП1-250/10/0,4. 92 -У1

Характеристика трансформатора: номінальний струм трансформатора 250, пристрій вищої напруги ПКЄ, сила струму плавки вставки 31,5 , роз’єднувач до 1000 В, розподільчий пристрій нижчої напруги ВА51-33, сила струму розчіплювала 100, 200 А., лінія вуличного освітлення 20 А.

8.5 Розрахунок струмів короткого замикання ліній 0,4кВ

В мережах 0,38 кВ необхідно визначити струм трифазного к.з. на шинах 0,38 кВ розрахункової ТП та однофазний струм к.з. в кінці кожної лінії 0,38 кВ.

Для визначення струмів к.з в мережі 0,38 кВ необхідно також навести розрахункову схему мережі та скласти схему заміщення.

Рис.1. Схема заміщення мережі 10 та 0,4кВ

Де  - напруга к.з. трансформатора, %;

 - номінальна потужність трансформатора, МВА.

 - номінальна напруга низької сторони, кВ;

Триполюсний струм к.з. на шинах 0,38 кВ ТП 10/0,4 кВ визначається:

; А

 - номінальна напруга низької сторони, кВ;

повний опір трансформатора

Струм однофазного к.з. визначається в найбільш віддаленій точці кожної лінії 0,38 кВ за формулою:

, А

Де Zтр - повний опір силового трансформатора струму к.з. на корпус,Ом;

n - повний опір петлі фазний - нульовий провід до точки к.з., Ом. ,

, Ом

=0.7 Ом

 Ом

де R - питомий активний опір, відповідно фазного і нульового проводів на і-й ділянці лінії ,Ом/км ;

Для кожної лінії розраховується однофазний струм короткого замикання в кінці лінії.

Повний опір провода

F- поперечний переріз провода

Питомий активний опір:

l - довжина провода;

8.6 Вибір електричної апаратури відходящих ліній та перевірка його на дію струмів короткого замикання

В даному пункті необхідно вибрати електричну апаратуру захисту на споживчих підстанціях, а також провести узгодження вибраної апаратури захситу. Для захисту ліній 0,4кВ від коротких замикань типовим проектом передбачається апаратура захисту, яка комплектується разом із силовим трансформатором та високовольтним обладнанням підстанції, яка вибрана в даному проекті.

Для захисту ліній КТП чи ЗТП рекомендується вибирати автоматичні вимикачі.

Вибір апаратури захисту проводять в наступній послідовності.

Робочий струм лінії, А:

, А

де, Sp - розрахункова максимальна потужність даної лінії, кВА

За робочим струмом вибирають автоматичні вимикачі для захисту відходящих ліній: , А.

Таблиця 8.7. Вибір апаратури захисту та розрахунку надійності спрацювання при однофазних коротких замиканнях

№ТП	№ лінії	Тип захисного апарата	Робочий струм лінії, А	Струм комбінованого, електромагнітного розчіплювача, А	Струм однофазного короткого замикання, Ік.з., А
ТП1	Л-1	А3700	79,1	80	289,2	3,6
	Л-2	А3700	37,6	40	309,6	7,3
	Л-3	А3700	76,3	80	343	4,3

Вибрані апарати захисту перевіряють на надійність спрацювання при однофазних коротких замиканнях в кінці лінії . Якщо ж, дана умова не виконується, необхідно перевибрати автоматичний вимикач з більшим номінальним значенням розчіплювача.

9.     
Техніко-економічні показники системи електропостачання.

Основні техніко-економічні показники потрібно визначити для однієї із розрахункових ТП. Ці показники включають:

а) собівартість передачі електричної енергії;

б) густину навантаження лінії.

Кількість опор: анкерні 46, проміжні 39.

Ціни: опора анкерна - 900 грн., проміжна - 400 грн., СІП-1(3×35+1×50) - 23,5 за 1м., кріпильний гак - 22грн., натяжний пристрій - 28 грн., КТП - 32715 грн., прохідний трансформатор ТМ - 20000грн., стрічка кріпильна - 20 грн. за 10м..

Собівартість передачі електричної енергії знаходять шляхом ділення щорічних витрат ВS на кількість електроенергії, відпущеної з шин 0,4 кВ споживчої ТП-10/0,4 кВ:

С = ВS/DW,

де ВS - сумарні щорічні витрати, грн./рік;

DW - кількість відпущеної з шин 0,4 кВ електроенергії споживчої трансформаторної підстанції, кВт·год.

До щорічних витрат ВS належать:

а) амортизаційні відрахування на капітальний ремонт та відновлення ВА;

б) витрати на обслуговування ВОБС, які включають витрати на зарплату персоналу мереж, загальномережові витрати на поточний ремонт;

в) вартість втрат електроенергії (відшкодування втрат електроенергії) ВDW.

Тоді формула для розрахунку щорічних витрат буде мати вигляд:

ВS = ВА + ВОБС + ВDW.

ВS = 1768+15,96+40000+1224,4 =42471 грн.

Амортизаційні відрахування ВА визначаються за формулою (окремо для ТП та ліній 0,38 кВ):

ВА = ЕА ·К ·КП/100 ,

ВА =

де ЕА - норма відрахувань на амортизацію, % ;

К - капітальні вкладення (вартість) об'єкта, грн;

К=(46900)+(39)+(20)+(23,5)+(22)+(28)+32,715+20000=176000 грн.

КП - поправочний коефіцієнт, який враховує зміну вартості (видає кафедра).

ЕА =

Витрати на обслуговування ВОБС (теж окремо для ТП і ліній 0,38 кВ) знаходять за формулою:

ВОБС = λnУО ,

ВОБС = 2,85,7 = 15,96 грн.

де λ = 28·КП- середньостатистичні витрати по експлуатації на одну умовну одиницю обладнання, грн./у.о.;

λ = 28·0,1 = 2,8грн./у.о.УО - кількість умовних одиниць обладнання, nУО = 5,7.

Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії ВП знаходять за такими формулами:

а) для лінії:

;

 = 384987 грн.

б) для трансформатора:

,

де SМ - максимальна потужність навантаження, кВА;Н - номінальна потужність трансформатора, кВА;Н - номінальна лінійна напруга лінії електропередачі, кВ;О - питомий активний опір провода, Ом/км [1];- довжина лінії електропередачі, км;

ΔРКЗ, ΔРХХ - відповідно втрати потужності короткого замикання та холостого ходу трансформатора, кВт ;

ТВ - час роботи трансформатора, год/рік. (у випадку роботи трансформатора на протязі всього року ТВ = 8760 год/рік);

τ - річне число годин втрат (час втрат),

 год/рік;

СП - питомі витрати на покриття втрат електроенергії, відповідно в лініях і трансформаторах, 0,036 грн/(кВт·год).

Питомі витрати на покриття втрат електроенергії видає кафедра.

Кількість електроенергії DW, відпущеної з шин 0,4 кВ:

DW = РМ ТМ,

DW =208,5

де РМ - максимальна потужність на шинах 0,4 кВ ТП, кВт;

ТМ - число годин використання максимуму навантаження, год/рік.

Густина навантаження лінії 0,38 кВ SО знаходиться діленням повної максимальної потужності SМ на шинах 0,4 кВ ТП на загальну довжину ліній 0,38 кВ L, тобто:

SО = SМ / L .О =

Висновок

електричний мережа релейний підстанція

В курсовому проекті розроблена системи електропостачання сільської місцевості та вибрано електрообладнання. Курсовий проект складається із графічної частини і розрахунково-пояснювальної записки.

Враховуючи специфіку споживання електричної енергії відображено вимоги надійності електропостачання, режим роботи господарського двору, кількість змін і режим роботи електрообладнання, вимоги до якості електроенергії.

На курсового проектування проведено розрахунок електричних навантажень. Після цього виконано розрахунок мережі живлення і розподільчої силової мережі та розрахунок електроосвітлювальної мережі. На основі даних розрахунків вибрав потужність трансформатора ТП, а саме 250 кВА і оптимальне місце його розташування. Були обрані перерізи проводів ліній 10 і 0,38кВ та розраховані втрати напруги. Проведений розрахунок струмів к.з. та вибір основних електричних апаратів і струмоведучих елементів, вибір і розрахунок релейного захисту.

В результаті виконаного курсового проекту я здобув багато навиків стосовно проектування електропостачання сільської місцевості.

Література

1.          Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства - М.: Агропромиздат, 1990 - 496 с.

. Притака Т.П. "Електропостачання сільського господарства" - Київ,: Вища школа, 1983.

. С.О. Єрмолаєв, В.В. Козирський, Ю.М. Куценко, В.О. Мунтян, І. П. Радько, В.Ф. Яковлєв. Проектування систем електропостачання в АПК

. Методичні вкзівки та завдання до курсового проекту «Проектування районної трансформаторної підстанції 110(35)/10 кВ».

. Притака І.П., Козирський В.В. Електропостачання сільського господарства.-К.:Урожай, 1995, -214 с.

. Матеріали по проектуванню електропостачання сільського господарства/ НДІ «Сільенергопроект»,- 1981. -233 с.

. Методика розрахунку технологічних втрат електроенергії в мережах електропостачання напругою від 0.38 до 110 кВ включно. Київ: Держстандарт України, 1999. - 66 с.

. Методичні вказівки до виконання розрахунково-лабораторних робіт з дисципліни “Електропостачання сільського господарства”. Частина 1. Електричні мережі. - Київ - 1997.- 43 с.