99398

Электроснабжение сельского населенного пункта методичка

Книга

Энергетика

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

Русский

2016-09-12

1.98 MB

0 чел.

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Ижевская государственная сельскохозяйственная академия»

                                            УТВЕРЖДАЮ

                                               Проректор по учебной работе

                                                    профессор

                                                    _________________П.Б. Акмаров

                                              «___»_______________ 2014 г.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ  СЕЛЬСКОГО

НАСЕЛЕННОГО  ПУНКТА

Учебно-методическое пособие к выполнению

курсовой работы по дисциплине «Электроснабжение»

для студентов, обучающихся по направлению

«Агроинженерия»

Составители:

Н.П. Кочетков

Е.Г. Трефилов

Т.А. Широбокова

Ижевск

ФГБОУ ВПО Ижевская ГСХА

2014

УДК 621.31:631(075.8)

ББК 40.76

Э 45

Учебно-методическое пособие составлено в соответствии с требованиями федерального государственного образовательного стандарта и с учетом примерной программы дисциплины «Электроснабжение» по направлению «Агроинженерия».

Рассмотрено и рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ФГБОУ ВПО Ижевская ГСХА, протокол № 3  от 28 ноября 2013 г.

Рецензент первого издания:

Т.А. Родыгина - к.п.н., доцент кафедры ЭЭиЭ

ФГБОУ ВПО Ижевская ГСХА

Составители:

Н.П.Кочетков - к.т.н., проф. кафедры ЭЭиЭ,

Е.Г. Трефилов - к.с.-х.н., доцент кафедры ЭЭиЭ,

Т.А. Широбокова - к.т.н., доцент кафедры ЭЭиЭ.

Э 45

Электроснабжение сельского населенного пункта: уч.-метод. пособие / Сост. Н.П. Кочетков, Е.Г. Трефилов, Т.А. Широбокова. Изд. 2-е, доп. и перераб. – Ижевск: ФГБОУ ВПО Ижевская ГСХА, 2014. – 111с.

Учебно-методическое пособие содержит необходимые учебные и методические материалы к выполнению курсовой работы по дисциплине «Электроснабжение».

    Предназначено для студентов, обучающихся по направлению «Агроинженерия».

УДК 621.31:631(075.8)

ББК 40.76

© ФГБОУ ВПО Ижевская ГСХА, 2014

© Кочетков Н.П., составление, 2014

© Трефилов Е.Г., составление, 2014

© Широбокова Т.А., составление, 2014

СОДЕРЖАНИЕ

Введение …………………………………………………………………..

Оформление курсовой работы ..…….………………………………

Варианты заданий на курсовую работу .……..……..…………..

Указания по выполнению разделов курсовой работы:

    1.Расчет электрических нагрузок населенного пункта ….

    2.Определение мощности и выбор трансформаторов .….

    3.Электрический расчет ВЛ 10 кВ .……………………………

    4.Составление таблицы отклонений напряжения …..……

    5.Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ.………………………….

6.Конструктивное выполнение линий

напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ …….

    7.Расчет токов короткого замыкания ..………………………

    8.Выбор оборудования подстанции ТП1 ..……….………….

    9.Защита от токов короткого замыкания .…….……………

    10.Согласование защит..………………………………………….

    11.Технико-экономическая часть…….………………...……..

Список использованной литературы ………………………...……

Приложение А. Форма титульного листа

    пояснительной записки…….……………………………………..

Приложение Б. Форма листа «Задание на курсовое

    проектирование»…………………………………………………….

Приложение В. Тематика исследований (по выбору) …………

Приложение Г. Планы территории сельского района ………..

Приложение Д. Планы расчетного населенного пункта .…….

Приложение Е. Электрические нагрузки

    сельскохозяйственных потребителей …………………………

Приложение Ж. Интервалы нагрузок для выбора

    мощностей трансформаторов ТП 10/0,38 кВ ………………

Приложение И. Основные характеристики разъединителей

    и предохранителей типа ПКТ101-10 ………………………….

Приложение К. Основные характеристики выключателей

    серии А3700 и АЕ2000 ……………………………………………

Приложение Л. Характеристики времени срабатывания

    защитной и коммутационной аппаратуры ………………....

Приложение М. Спецификация …………………………………….

Приложение Н. Справочные данные для расчета сетей

    напряжением 0,38 и 10 кВ ………………………………………

Приложение П. Справочные данные для расчета затрат на

    передачу и распределение электрической энергии ………

……4

……4

.…...6

……9

….13

….15

…..20

….23

….28

….28

….33

…..35

…..43

…..50

….54

….55

….56

…..57

…..60

…..65

…..70

…..77

….78

…..79

…..83

…..88

….89

…108

ВВЕДЕНИЕ

Выполнение курсовой работы является необходимым этапом изучения дисциплины «Электроснабжение» по направлению «Агроинженерия» и имеет своей целью систематизацию и закрепление теоретических знаний, формирование у студентов системы компетенций для решения профессиональных задач исследования, проектирования и эксплуатации установок сельского электроснабжения. По завершении курса «Электроснабжение» студент должен:

знать: закономерности повышения квалификации и самостоятельной работы; основные этапы разработки технической документации; современные методы монтажа, наладки машин и установок, поддержания режимов работы электрифицированных и автоматизированных технологических процессов; методики сбора и анализ исходных данных для расчета и проектирования;

уметь: анализировать во взаимосвязи электротехнические явления и процессы; применять методы   и средства разработки технической документации; применять и использовать современные методы монтажа, наладки машин и установок, поддержания режимов работы электрифицированных и автоматизированных технологических процессов; собирать и анализировать исходные данные для расчета и проектирования;

владеть: методологией самостоятельной работы; навыками чтения и проектирования технической документации; современными методами монтажа, наладки машин и установок, поддержания режимов работы электрифицированных и автоматизированных технологических процессов; современными методами сбора и анализа исходных данных для расчета и проектирования.

ОФОРМЛЕНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Курсовая работа состоит из расчётно-пояснительной записки объемом 25-30 страниц и одного листа графической части формата А1 (594 х 841 мм) или четырех листов формата А3 (297 х 420 мм). Записка и чертежи выполняются с применением печатающих и графических устройств ПК, пишущей машинки или от руки.

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 внизу не ставится.

При оформлении и выполнении проекта  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, введение, расчетную часть, заключение, список литературы.

Форма титульного листа и задания приведены в приложении А и Б. На листе «Содержание» приводится полное наименование разделов и подразделов записки с указанием соответствующих страниц. Во введении обосновывается необходимость и важность вопросов проектирования электроснабжения населенного пункта. 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.

В курсовой работе допускается по желанию студента дополнительное углубленное рассмотрение отдельных вопросов электроснабжения, перечень которых приведен в приложении В.

В заключении формулируются основные результаты, полученные в ходе выполнения курсовой работы.

Графическая часть курсовой работы должна включать:

схему ВЛ 10 кВ на плане заданного сельского района,

схему сетей 0,38 кВ на плане заданного расчетного населенного пункта,

принципиальную схему потребительской подстанции ТП 10/0,38 кВ;

карту согласования защит,

размещаемых на листе формата А1 или на четырех листах формата А3.

Разделы расчетной части должны составлять от 70% до 80% общего объема пояснительной записки.

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 Г), 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 Д), 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 Е) 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.

Таблица В1 -Варианты заданий на курсовую работу

Первая цифра

зачет.

кн.

Вторая

цифра

зачет.

кн.

Третья (последняя) цифра зачетной книжки

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0,

2.

0

111

211

311

411

511

611

121

221

321

421

1

521

621

131

231

331

431

531

631

141

241

2

341

441

541

641

151

251

351

451

551

651

3

112

212

312

412

512

612

122

222

322

422

4

522

622

132

232

332

432

532

632

142

242

5

342

442

542

642

152

252

352

452

552

652

6

113

213

313

413

513

613

123

223

323

423

7

523

623

133

233

333

433

533

633

143

243

8

343

443

543

643

153

253

353

453

553

653

9

114

214

314

414

514

614

124

224

324

424

1,

3.

0

524

624

134

234

334

434

534

634

144

244

1

344

444

544

644

154

254

354

454

554

654

2

115

215

315

415

515

615

125

225

325

425

3

525

625

135

235

335

435

535

635

145

245

4

345

445

545

645

155

255

355

455

555

655

5

111

211

311

411

511

611

121

221

321

421

6

521

621

131

231

331

431

531

631

141

241

7

341

441

541

641

151

251

351

451

551

651

8

112

212

312

412

512

612

122

222

322

422

9

522

622

132

232

332

432

532

632

142

242

4,

6,

8.

0

342

442

542

642

152

252

352

452

552

652

1

113

213

313

413

513

613

123

223

323

423

2

523

623

133

233

333

433

533

633

143

243

3

343

443

543

643

153

253

353

453

553

653

4

114

214

314

414

514

614

124

224

324

424

5

524

624

134

234

334

434

534

634

144

244

6

344

444

544

644

154

254

354

454

554

654

7

115

215

315

415

515

615

125

225

325

425

8

525

625

135

235

335

435

535

635

145

245

9

345

445

545

645

155

255

355

455

555

655

5,

7,

9.

0

111

211

311

411

511

611

121

221

321

421

1

521

621

131

231

331

431

531

631

141

241

2

341

441

541

641

151

251

351

451

551

651

3

112

212

312

412

512

612

122

222

322

422

4

522

622

132

232

332

432

532

632

142

242

5

342

442

542

642

152

252

352

452

552

652

6

113

213

313

413

513

613

123

223

323

423

7

523

623

133

233

333

433

533

633

143

243

8

343

443

543

643

153

253

353

453

553

653

9

114

214

314

414

514

614

124

224

324

424

Таблица В2 -Варианты заданий по масштабам

Номер

варианта

масштаба

1

2

3

4

Для плана

сельского района

1 : 100000

1 : 50000

1 : 100000

1 : 50000

Для плана

населенного пункта

1 : 2000

1 : 2500

1 : 2500

1 : 2000

Пример выбора варианта задания

на курсовое проектирование:

Номеру зачетной книжки студента 970392 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 Г) приняты следующие условные обозначения:

- отклонения напряжения на шинах 10 кВ районной трансформаторной подстанции (РТП) 35/10 кВ в максимальном (100% нагрузка) и минимальном (25% нагрузка) режимах;

- значение мощности короткого замыкания на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ;

5    - номер населенного пункта;

- расчетная активная мощность дневного (РДО=200 кВт) и вечернего (РВО=250 кВт) максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; в скобках указана расчетная активная мощность производственных потребителей соответственно для дневного (РДП=150 кВт) и вечернего (РВП=155 кВт) максимумов нагрузки. Указанные данные принимаются для всех населенных пунктов, кроме расчетного (в приведенном выше примере – это первый населенный пункт). Для него указанные исходные данные должны быть заменены результатами расчета электрических нагрузок потребителей расчетного населенного пункта (для приведенного выше примера – это второй план).

На планах расчетного населенного пункта (приложение Д) приняты следующие условные обозначения:

        W- трасса воздушной линии напряжением 10 кВ на плане населенного пункта;

       - номер потребителя (27) электроэнергии и вариант его характеристики (1) по таблице Е1 приложения Е (27.1 – овощекартофелехранилище на 300-600 т). Расчетные нагрузки дневного и вечернего максимумов, соответствующие им коэффициенты мощности нагрузки, а также мощность наибольшего установленного двигателя берутся из таблицы Е1 приложения Е.

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.

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 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 координату Х (по горизонтальной оси) и 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

Расчетная мощность

Координаты

РД,

кВт

РВ,

кВт

cosД

о.е.

cosВ

о.е.

SД,

кВА

SВ,

кВА

X,

о.е.

Y,

о.е.

1

2

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 Е1 приложения Е согласно их условным обозначениям на плане расчетного населенного пункта (приложение Д).

В третий и четвертый столбцы таблицы записываются значения расчетной активной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки потребителей из таблицы Е1 приложения Е.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 Е1 приложения Е.

Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки каждого потребителя рассчитываются по формуле

(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)

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 Н1 приложения Н.

1.2 Определяется суммарная расчетная активная мощность дневного максимума общей нагрузки всех (коммунально-бытовых и производственных) потребителей населенного пункта:

,(1.3)

где РБ – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт;

m – число потребителей и групп одинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются;

Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – табличные добавки, определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей (с мощностью, меньшей мощностиРБ), кВт; берутся из таблицы 4.6 [1], 3.6 [2,3] или по таблице Н2 приложения Н.

1.3 Рассчитывается суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории производственных потребителей:

,(1.4)

гдеРΣНО – 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:

,(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 дневногоРДП и вечернегоРВП 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 дневногоРДО и вечернегоРВО максимумов общей нагрузки всех потребителей, а также активной мощности дневногоРДП и вечернегоРВП 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 Н1 приложения Н в зависимости от величины отношенийРДПДОиРВПВО 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.

2. Определение мощности и выбор

трансформаторов

Количество трансформаторных подстанций (ТП) в населенном пункте можно приближенно определять по эмпирической формуле:

,(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;

U – допустимая потеря напряжения для линий 0,38 кВ, %;

В– коэффициент, %/кВА*км2.

Для ВЛ 0,38 кВ принимаетсяU = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают:В = 0,06…0,07 %/кВА*км2.

Полученное значение «nтп» увеличивается или уменьшается с учетом особенностей планировки населенного пункта. Протяженность населенного пункта по заданным для него масштабам превышает 0,5 км, поэтому 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 Н4 приложения Н 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 Е1 приложения Е, относятся ко второй и третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому в курсовой работе рекомендуется применять однотрансформаторные ТП 10/0,38 кВ.

Мощность трансформатора для каждой выбранной зоны потребителей выбирается по наибольшей расчетной полной мощности суммарной нагрузки потребителей зоны, соответствующей дневному или вечернему максимуму нагрузки, а также с учетом интервалов экономических нагрузок для трансформаторов ТП 10/0,38 кВ по таблице 4.12 [1] или по таблице Ж1 приложения Ж.

Координаты центра нагрузок (места установки ТП) для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей (таблица 1.1), с использованием формул:

(2.2)

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 и номером каждого населенного пункта необходимо указать исходные данные: расчетную активную мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; в скобках указывается расчетная активная мощность производственных потребителей, соответственно, для дневного и вечернего максимумов нагрузки. Указанные исходные данные для расчетного населенного пункта берутся по результатам выполненных расчетов (п.п.1.2, 1.4 и 1.5); для остальных пяти населенных пунктов исходные данные берутся из заданного варианта плана сельского района.

Электрический расчет ВЛ 10 кВ рекомендуется выполнять в следующей последовательности.

3.1 Определяется трасса ВЛ 10 кВ на плане сельского района. При этом населенные пункты на плане района соединяют прямыми линиями, а один из них (находящийся ближе других к шинам10 кВ РТП 35/10 кВ) соединяют прямой линией с условным обозначением шин 10 кВ РТП 35/10 кВ.

3.2 На плане района с учетом заданного масштаба определяются длины участков линии. Длина каждого участка ВЛ 10 кВ (в километрах) определяется между центрами окружностей, обозначающих соединяемые населенные пункты, и указывается на плане возле каждого участка линии.

3.3 Результаты дальнейших расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1.

Таблица 3.1

Участок

ВЛ 10 кВ

Расчетная активная мощность

участка, кВт

РДПДО

РВПВО

Номер

Длина, км

Днем

Вечером

РДО

РДП

РВО

РВП

1

2

3

4

5

6

7

8

Продолжение таблицы 3.1

cosД

cosВ

tgД

tgВ

Расчетная мощность

Рабочий

ток,

А

Реактивная,

квар

Полная,

кВА

QД

QВ

SД

SВ

IД

IВ

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Окончание таблицы 3.1

Марка и

сечение

провода

Потери напряжения, %

Потери

энергии,

кВт.ч

Днем

Вечером

На

участке

От шин

10 кВ до конца

участка

На

участке

От шин

10 кВ до конца

участка

19

20

21

22

23

24

Таблица 3.1 заполняется в следующей последовательности:

В столбце 1 проставляются условные номера участков ВЛ 10 кВ, начиная с конечного и заканчивая головным участком. Каждый участок линии обозначается двумя цифрами по номерам населенных пунктов, которые он соединяет. Шинам 10 кВ РТП 35/10 кВ присваивается номер 0. Например, участок линии 2-5 находится между населенными пунктами 2 и 5.

В столбце 2 указывается длина (в км) каждого участка ВЛ 10 кВ, определенная по п. 3.2.

В столбцах 3, 4, 5 и 6 таблицы 3.1 проставляются расчетные активные мощности (дневного и вечернего максимума) общей нагрузки всех потребителей (РДО, РВО) и нагрузки производственных потребителей (РДП, РВП), которые на каждом из участков ВЛ 10 кВ определяются попарным суммированием с помощью коэффициента одновременности или табличных добавок.

Коэффициент одновременности при сложении: двух нагрузокkо=0,9; трех нагрузокkо=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 Н3 приложения Н.

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.

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 =  kо44-5) = 0,9 (Р44-5).

Если слагаемые нагрузки отличаются по значению более чем в четыре раза, то они складываются с помощью добавок по формуле, аналогичной (1.3). Например, если Р22-6, то

Р3-2 = Р2 + Рдоб 2-6.

Нагрузка на участке 1-3 определится сложением трех нагрузок: Р3, Р3-2 и Р3-4 по тем же правилам, а нагрузка на головном участке 0-1 – сложением нагрузок Р1 и Р1-3. Указанную процедуру сложения необходимо выполнить для нагрузок РДО, РДП, РВО и РВП по всем участкам ВЛ 10 кВ.

В столбцах 7 и 8 таблицы 3.1 проставляется отношение производственной нагрузки к общей нагрузке по каждому участку ВЛ 10 кВ.

В столбцы 9 и10 вписываются значения коэффициента мощности (cos φ), определенные по кривым рисунков 4.6 [1], 3.6 [2], 3.7 [3] или по рисунку Н1 приложения Н в зависимости от доли производственной нагрузки на каждом из участков линии, ав 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)

 ,(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:

,(3.3)

гдеUном=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:

,(3.4)

гдеjЭК=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 сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 35 мм2 для отпаек [1,2]. 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 Н7 и Н9 приложения Н с учетом среднего геометрического расстояния между проводами, которое для ВЛ 10 кВ принимается равным Dср = 1500-2000 мм.

Таблица 3.2

Номер

участка

Марка провода

r0,

Ом/км

х0,

Ом/км

Iраб макс,

А

Iдоп,

А

1

2

3

4

5

6

В столбце 5 указывается максимальный рабочий ток на участках линии, где принята указанная марка провода.

В столбце 6 – допустимый длительный ток для выбранного провода, значение которого рекомендуется брать по приложению 4 [1,2,3] или по таблице Н10 приложения Н.

Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева:

.

На каждом из участков линии определяется потеря напряжения (в вольтах):

,(3.5)

где ,Р иQ – длина участка (км), активная (кВт) и реактивная (квар) мощности, передаваемые по участку; берутся из столбцов 3, 5, 13, 14 таблицы 3.1, аr0 иx0(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:

(3.6)

а затем вписать в соответствующиестолбцы (20 или 22) таблицы 3.1. Потери напряжения от шин 10 кВ до конца каждого расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. Полученные результаты вписываются встолбцы 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:

,(3.7)

где - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблицам 1.11 [1], 14.2 [2], 14.3 [3] или по таблице Н5 приложения Н.

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 (таблица 4.1) как для дневного, так и для вечернего максимумов нагрузки.

Таблица 4.1

Элемент сети

Обозначение потери и

отклонения напряжения,

%

ТПБ

ТПР

ТПУ

Нагрузка, %

100

25

100

25

100

25

Шины 10 кВ

δUШ 10

+4

-1

ВЛ 10 кВ

UВЛ 10

-6

-1,5

Тр-р

10/0,38 кВ

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

ГОСТ 13109-97

δUном

5

5

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 принимается потеря напряжения (UДОП ВЛ0,38)при 100% нагрузке;

7) потеря напряжения в трансформаторах потребительских подстанций при 100% нагрузке составляет 4-5% [1,2,3]. В курсовой работе рекомендуется приниматьΔUТ = 4% для режима максимальных нагрузок (100%).

Рассмотрим в качестве примера порядок составления таблицы отклонений напряжения для подстанции расчетного населенного пункта при следующих исходных данных:

.

Предполагается, что значение потери напряжения в линии 10 кВ (6%) в данном примере ранее определено по результатам расчета (п.3) для дневного максимума нагрузки.

4.1 Вписываем исходные данные в таблицу 4.1 (выделено полужирным шрифтом).

4.2 Потерю напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке принимаем равной 4% и вносим это значение в таблицу 4.1.

4.3 Потерю напряжения в линии 10 кВ и в трансформаторе при 25% нагрузке уменьшаем в четыре раза в сравнении с потерями при 100% нагрузке и вносим в таблицу 4.1.

4.4 В режиме максимальных нагрузок (100%) потеря напряжения в элементах сети наибольшая, поэтому на зажимах удаленного потребителя напряжение будет минимальным.

Принимаем для удаленного потребителя допустимое по ГОСТ 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 ГОСТ «+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:

,(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:

δUУД.П=+4-1,6=+2,4%.

Это значение вносим в соответствующую строку таблицы.

Таким образом, искомая допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ для дневного максимума нагрузки 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 линияхW1,W2 иW3 рекомендуется 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 линииW1 в точках 1, 2, 3, и 4 подключены коммунально-бытовые потребители электроэнергии.

Нагрузка линииW2 – смешанная.

ЛинияW3 питает производственные потребители.

Длина участков линий определяется на плане населенного пункта с учетом задания по масштабу.

5.1 Расчет сечений проводов (на примере линииW1 с коммунально-бытовой нагрузкой) по экономическим интервалам:

5.1.1 Определяется расчетная полная мощность на каждом участке линии:

S0-1=P0-1/cos0-1; S1-2=P1-2/cos1-2;

S2-3=P2-3/cos2-3; S3-4=P3-4/cos4,

где Р0-1, Р1-2, Р2-3, Р3-4 – расчетная активная нагрузка на участках линии;

для коммунально-бытовых потребителей определяется попарным суммированием нагрузки в конце участка и нагрузки предыдущего участка с помощью табличных добавок.

Например: Р1-22-3доб 2 (при Р2Р2-3), где добавка от меньшей мощности берется по таблицам 4.6 [1], 3.6 [2,3] или по таблице Е1 приложения Е.

Значение коэффициента мощности нагрузки участка линии определяется как средневзвешенное. Например:

.

5.1.2 Расчетный ток нагрузки на каждом участке линии равен:

,(5.1)

где Sр – расчетная полная мощность участка, кВА.

5.1.3 По таблице на с.185 [1], приложению 32 [2] или по таблице Н11 приложения Н выбираем экономическую площадь сечения проводов по границам интервалов тока нагрузки на каждом участке линииW1. 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 линииW1 при выбранных сечениях проводов по формулам (3.5) и (3.6).

5.1.5 Если потеря напряжения в линииW1 не превышает допустимую потерю напряжения, определенную в п.4.10, то выбранные провода проверяются по условию нагрева:

,(5.2)

где Iр макс – максимальный ток нагрузки для выбранного сечения проводов, А;

Iдоп – допустимый длительный ток для выбранного сечения и марки проводов, А; берется из таблицы приложения 4 [1,2,3] или по таблице Н10 приложения Н.

Параметры выбранных проводов сводятся в таблицу 5.1.

5.1.6 Если потеря напряжения в линииW1 превышает допустимую потерю напряжения, то сечение проводов линииW1 рекомендуется выбрать по допустимой потере напряжения.

5.2 Расчет проводов (на примере линииW2 со смешанной нагрузкой) по допустимой потере напряжения при постоянном сечении проводов в линии:

5.2.1 Определяется расчетная активная нагрузка на участках линииW2 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 линииW2.

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:

.(5.3)

5.2.5 Зная допустимую потерю напряженияUДОП (п.4.10) в процентах и переведя её в вольты, находим составляющую потери напряжения (в вольтах) в активных сопротивлениях линии:

.(5.4)

5.2.6 Определяем сечение (в мм2) проводов линииW2:

,(5.5)

где =32 м/Ом*мм2 - удельная проводимость алюминия.

5.2.7 Полученное по (5.5) расчетное значение сечения проводов округляем до стандартного. Выбранный провод проверяется по механической прочности и по нагреву. Параметры проводов сводим в таблицу 5.1.

5.2.8 Проверяем действительную потерю напряжения в линииW2 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 линииW3, 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 ЛинияW3 разветвленная, поэтому для каждого участка линии определяем момент по формуле:

,(5.6)

и сумму моментов:

.(5.7)

5.3.3 Распределяем допустимую потерю напряжения ΔUДОП (п.4.10) по участкам линии пропорционально моментам этих участков:

(5.8)

5.3.4 Рассчитываем и выбираем сечение на каждом участке линииW3 при известной допустимой потере напряжения на участке, так же как и линиюW2.

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 разветвленной линии (W3) необходимо определить суммарную потерю напряжения от шин 0,4 кВ до точки 13 (на участках 0-10, 10-11, 11-12, 12-13) и до точки 15 (на участках 0-10, 10-11, 11-12, 12-14, 14-15), а затем оба значения проставить в соответствующем столбце таблицы 5.1. Если максимальное значениеUΣф>UДОП, то сечения проводов на отдельных участках линии, начиная с головного, необходимо увеличить на одну ступень и расчет повторить.

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

Участок

Провод

г0,

Ом/км

х0,

Ом/км

Iр.макс,

А

Iдоп,

А

Uф,

%

UΣф,

%

W1

0-1

1-2

2-3

3-4

W2

0-5

5-6

6-7

7-8

8-9

W3

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 литературе1, 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 Н15 и Н16 приложения Н. Выбрать тип трансформаторной подстанции ТП1 и привести её основные технические характеристики из5, 6 и др. или из таблицы Н14 приложения Н. 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 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. При этом необходимо определять как максимальные, так и минимальные значения токов КЗ.

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).

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 иW3 (точки К6, К7, К8).

В приведенной на рисунке 7.1 схеме электропередачи ТП1 расположена в ближайшем к шинам 10 кВ РТП населенном пункте №1. Если расчетный населенный пункт не является ближайшим (№2, 3, 4, 5 или 6), то точку КЗ для ближайшего к шинам 10 кВ РТП населенного пункта (№1) также необходимо указать и рассчитать для правильной настройки защиты линии 10 кВ и её согласования с защитой трансформатора ТП1 в расчетном населенном пункте.

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.

На схеме замещения указываем точки КЗ, наносим обозначения сопротивлений в виде дроби (числитель – условное обозначение, знаменатель – рассчитанное числовое значение, приведенное к базисным условиям).

7.4 Выбираем систему единиц для расчета токов КЗ. В сельских сетях для приведения сопротивлений элементов схемы замещения к базисным условиям чаще всего применяется система именованных единиц, в которой все сопротивления приводятся к базисному напряжению «Uб».

7.5 Выбираем величину базисного напряжения. За базисное напряжение принимается среднее номинальное напряжение одной из ступеней трансформации, т. е. 10,5 кВ или 0,4 кВ.

Количество точек КЗ на стороне высокого и низкого напряжений одинаково, однако число сопротивлений на стороне 10 кВ больше, чем на стороне 0,38 кВ, поэтому за базисное принимаем напряжение Uб=10,5 кВ.

7.6 Определяем сопротивления схемы замещения, приведенные к базисному напряжению.

Сопротивление системы:.(7.1)

Сопротивления участков линии 10 кВ:

  (7.2)

Сопротивление трансформатора:

,(7.3)

,(7.4)

.(7.5)

Сопротивления участков ВЛ 0,38 кВ:

          (7.6)

Для линийW2 иW3 сопротивления определяются аналогично.

7.7 Рассчитываем результирующие сопротивления до каждой точки КЗ:

До точки К1: ;(7.7)

До точки К2: ;(7.8)

До точки К3:

;  (7.9)

До точки К4:

;(7.10)

До точки К5: .(7.11)

До точек К6, К7 и К8 расчет выполняется аналогично.

7.8 Рассчитываем токи трехфазного КЗ. Для точек 1, 2, 3 и 4 выполняется условие Uср.ном=Uб, поэтому ток КЗ определяется по формуле:,(7.12)

где i – номер точки КЗ и индекс результирующего сопротивления до точки короткого замыкания.

Для точки 5 Uср.номUб, поэтому ток КЗ равен

.(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:

.(7.14)

7.10 Ударный ток для каждой из точек КЗ определяется по формуле:

,(7.15)

где kУ – ударный коэффициент, для i – той точки КЗ рекомендуется определять по формуле:

,(7.16)

Та – постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;

ri и xi – результирующие активное и индуктивное сопротивления до точки короткого замыкания.

.(7.17)

7.11 Мощность трехфазного КЗ для каждой из точек КЗ определяется по формуле:

,(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 формуле:,(7.19)

где Uф=0,22 кВ – номинальное фазное напряжение сети 0,38 кВ;

zT – полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, приведенное к напряжению 0,4 кВ, Ом; рекомендуется определять по таблицам 9.41, 7.42,3 или по таблице Н13 приложения Н;

zп – полное сопротивление петли «фазный – нулевой провод линии», Ом; определяется по формуле:

,(7.20)

где  – длина линии, км;

r иr – удельное активное сопротивление фазного и нулевого проводов линии, Ом/км; рекомендуется определять по приложению 11,2,3 или из таблицы Н6 приложения Н;

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

Сопротивление, Ом

КУ

Токи КЗ,

кА

Sк(3)

МВА

r

x

z

Iк(3)

Iк(2)

iУ

Iк(1)

К1

10,5

К2

10,5

К3

10,5

К4

10,5

К5

0,4

К6

0,4

К7

0,4

К8

0,4

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)

,(8.2)

,(8.3)

,(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:

,(8.5)

гдеtс.з – время срабатывания релейной защиты, с;

tо.в – собственное время отключения выключателя, с; в курсовой работе рекомендуется приниматьtпр =2-3 с.

9. Защита от токов короткого замыкания

Выбранная комплектная подстанция укомплектована:

1)предохранителями типа ПКТ101-10 для защиты силового трансформатора;

2)автоматическими выключателями типов АЕ2000 и А3700 для защиты отходящих линий.

В данном разделе курсовой работы необходимо определить основные электрические параметры защит силового трансформатора и отходящих линий 0,38 кВ, а также выбрать и определить параметры защиты ВЛ 10 кВ.

Исходными данными для определения параметров защит силового трансформатора и отходящих линий 0,38 кВ являются:

1) номинальный и расчетный токи нагрузки трансформатора ТП1 на стороне 10 кВ;

2) расчетные токи нагрузки линий 0,38 кВ;

3) токи трехфазного КЗ на шинах 10 и 0,4 кВ ТП1;

4) токи однофазного КЗ в конце линий 0,38 кВ.

9.1 Защита трансформатора ТП1

Основными электрическими параметрами предохранителей для защиты трансформатора ТП1 являются: номинальное напряжение (Uном), номинальный ток предохранителя (Iном), номинальный ток плавкой вставки предохранителя (IВном), номинальный отключаемый ток (Iном.откл). Указанные основные параметры предохранителей типа ПКТ101-10 приведены в таблице И2 приложения И. Рекомендуется следующий порядок расчета защиты:

9.1.1 Выбираем корпус предохранителя по следующим условиям:

,(9.1)

,(9.2)

,(9.3)

гдеIк2 – сверхпереходный ток трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА; для сельских сетей апериодическая составляющая тока КЗ не учитывается, поэтому можно принять:

,(9.4)

Iк2(3) – ток трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА.

9.1.2 Ток плавкой вставки предохранителя выбираем по двум условиям:

1) отстройке от тока нагрузки на шинах 10 кВ ТП1:

,(9.5)

гдеkн – коэффициент надежности; в курсовой работе рекомендуется принимать равным 1,25;

2) отстройке от бросков тока намагничивания трансформатора при его включении под напряжение:

,(9.6)

гдеIтр ном – номинальный ток трансформатора ТП1, А.

9.1.3 Большее из двух значений принимаем за расчетное значение тока плавкой вставки, а затем округляем до стандартного (, таблица И.2 приложения И).

9.1.4 Время термического действия тока КЗ на трансформатор не должно превышать пяти секунд, оно определяется по формуле:

,(9.7)

где tТ.У – время термического действия тока КЗ на трансформатор, с;

- расчетный ток трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП1 (точка К5 на рисунке 7.1), А;

IВном - ток плавкой вставки предохранителя, А.

9.2 Защита отходящих от ТП1 линий 0,38 кВ

К основным аппаратам защиты от междуфазных и однофазных КЗ на линиях 0,38 кВ относят предохранители и автоматические выключатели. Для линий с однофазной нагрузкой целесообразно применять предохранители, а для линий со смешанной и производственной нагрузкой – автоматические выключатели, так как при этом исключаются неполнофазные режимы.

В курсовой работе необходимо рассчитать и выбрать электрические параметры:

1)максимальной токовой защиты (МТЗ) с выдержкой времени и токовой отсечки (ТО) от междуфазных КЗ, выполненных на основе автоматических выключателей серий АЕ2000 и А3700;

2)защиты от однофазных КЗ на основе токовых реле РЭ-571Т, включаемых в нулевой провод каждой отходящей от ТП линии 0,38 кВ.

Защита от междуфазных КЗ выполняется в трехфазном исполнении, т.е. с установкой расцепителей автоматических выключателей во всех фазах. При этом тепловой (полупроводниковый) расцепитель выполняет функции МТЗ с выдержкой времени, а электромагнитный (полупроводниковый) – ТО. Для защиты от однофазных КЗ используется независимый расцепитель выключателя, на катушку которого подается сетевое напряжение через замыкающий контакт токового реле, включенного в нулевой провод линии. Основные характеристики автоматических выключателей, применяемых для защиты отходящих линий 0,38 кВ, представлены в таблицах К1-К4 приложения К.

В учебных целях на ТП1 предлагается выбрать разнотипные автоматические выключатели.

Выполним, например,защиту линииW1 на токоограничивающих автоматических выключателях с полупроводниковыми и электромагнитными расцепителями (А3714Б, А3724Б, А3794Б). Выключатели характеризуются: номинальными напряжением (Uном) и током (Iном), номинальным током (Iн.р) полупроводникового расцепителя, предельно допустимым отключаемым током КЗ (Iмакс.откл).

Зависимая часть времятоковой защитной характеристики полупроводникового расцепителя регулируется изменением уставок по току и времени срабатывания в зоне перегрузки (Iс.п.р,tс.п.р). Независимая часть защитной характеристики полупроводникового расцепителя регулируется изменением уставки по току срабатывания в зоне токов КЗ (Iс.о.п.р). Электромагнитный расцепитель имеет фиксированную уставку по току срабатывания (Iс.э.р), причемIс.о.п.рIс.э.р.

Расчет выполняется следующим образом:

9.2.1 Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому току КЗ (Iмакс.откл):

,(9.8)

,(9.9)

,(9.10)

где Uном.уст – номинальное напряжение линииW1, В;

Iраб.макс – расчетный ток нагрузки линииW1, А;

Iк5(3) – ток трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП1, кА.

9.2.2 Выбираем номинальный ток полупроводникового расцепителя:

,(9.11)

,(9.12)

гдеIн.р.потр – номинальный ток расцепителя выключателя, защищающего потребитель, А; «Iн.р» берется на одну-две ступени больше, чем «Iн.р.потр»; в курсовой работе защиту потребителя можно не учитывать.

9.2.3 Определяем ток срабатывания МТЗ (в зоне токов перегрузки) полупроводникового расцепителя выключателя:

,(9.13)

9.2.4 Проверяем чувствительность МТЗ:

,(9.14)

где Кч – коэффициент чувствительности;

Iк6(1) – ток однофазного КЗ в конце линииW1 (минимальный ток КЗ), А;(точка К6 на рисунке 7.1).

Если условие (9.14) не выполняется, то защита линииW1 от однофазных КЗ в конце линии будет определяться только настройкой токового реле, включаемого в нулевой провод линии.

9.2.5 Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям:

1)отстройки от тока трехфазного КЗ в конце линииW1

;(9.15)

2)отстройки от пускового тока наибольшего по мощности электродвигателя одного из потребителей в линииW1

,(9.16)

где Кн – коэффициент надежности; равен 1,5 для полупроводникового расцепителя и 1,25 для электромагнитного расцепителя;

Iпуск = 7∙Iном.дв – определяется для потребителя по таблице Е1 приложения Е; при отсутствии данных о наличии электродвигателя расчет по (9.16) не производится.

9.2.6 По наибольшему значению «Iс.о» определяем уставку тока срабатывания ТО полупроводникового расцепителя выбранного типа выключателя из таблицы К4 приложения К:

.(9.17)

Если условие (9.17) не может быть выполнено для полупроводникового расцепителя, то выбираем по таблице К4 приложения К уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя:

.(9.18)

9.2.7 Проверяем чувствительность ТО:

 или  (9.19)

гдеIк5(3) – ток трехфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП1), кА. Рекомендуемое значение коэффициента чувствительности для ТО должно быть не менее 1,21,2. При КЧ<1,2 линияW1 будет защищаться от междуфазных КЗ одной МТЗ.

9.2.8 Определяем ток срабатывания реле РЭ-571Т (уставки  20, 40, 60, 80, 100, 120, 140, 160, 180, 200 А), включенного в нулевой провод линииW15:

.(9.20)

9.2.9 Проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ

.(9.21)

Защита отходящей линииW2. Выбираем автоматические выключатели токоограничивающие с тепловыми и электромагнитными расцепителями (А3716Б, А3726Б), основные характеристики которых приведены в таблице К3 приложения К.

Порядок расчета во многом аналогичен предыдущему:

9.2.1 Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому току КЗ (Iмакс.откл) в соответствии с условиями (9.8), (9.9) и (9.10).

9.2.2 Выбираем номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя по условию (9.11).

9.2.3 Определяем ток срабатывания теплового расцепителя выключателя, соответствующий его номинальному току, по таблице К3 приложения К.

9.2.4 Проверяем чувствительность МТЗ по формуле, аналогичной (9.14):

,(9.22)

гдеIс.т.р – ток срабатывания теплового расцепителя, (п.9.2.3), А;

Iк7(1) – ток однофазного КЗ в конце линииW2, А; (соответствует точке К7 на рисунке 7.1).

Если условие (9.22) не выполняется, то защита линииW2 от однофазных КЗ в конце линии будет определяться только настройкой токового реле, включаемого в нулевой провод линии.

9.2.5 Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям (9.15) и (9.16) применительно к линииW2.

9.2.6 Сравниваем наибольшее значение «Iс.о» и уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя (Iс.э.р) выключателя из таблицы К3 приложения К. При правильном выборе должно соблюдаться соотношение (9.18).

9.2.7 Проверяем чувствительность ТО:

.(9.23)

9.2.8 Определяем ток срабатывания реле РЭ-571Т, включенного в нулевой провод линииW2, и проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ по формулам, аналогичным (9.20) и (9.21).

Защита линииW3. Выбираем выключатели нетокоограничивающие с тепловыми и электромагнитными расцепителями (АЕ2056М, АЕ2066), параметры которых приведены в таблицах К1, К2 приложения К.

Порядок расчета:

9.2.1 Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому току КЗ (Iмакс.откл) в соответствии с условиями (9.8), (9.9) и (9.10).

9.2.2 Выбираем номинальный ток теплового расцепителя по (9.11).

9.2.3 Определяем ток срабатывания теплового расцепителя выключателя, соответствующий его номинальному току, по таблицам К1, К2 приложения К.

9.2.4 Проверяем чувствительность МТЗ по формуле, аналогичной (9.14) и (9.22).

9.2.5 Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям (9.15) и (9.16) применительно к линииW3.

9.2.6 Сравниваем наибольшее значение «Iс.о» и уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя (Iс.э.р) выключателя из таблиц К1, К2 приложения К. При правильном выборе должно соблюдаться соотношение (9.18).

9.2.7 Проверяем чувствительность ТО по формуле, аналогичной (9.23).

9.2.8 Определяем ток срабатывания реле, включенного в нулевой провод линииW3, и проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ по формулам (9.20) и (9.21).

9.3 Защита ВЛ 10 кВ

Линии напряжением 10 кВ защищаются от токов междуфазных КЗ с помощью МТЗ и ТО с действием на отключение высоковольтного выключателя. Защита выполняется в двухфазном варианте на реле РТВ и РТМ или РТ85. В курсовой работе предлагается выполнить расчет защиты на реле РТВ и РТМ, встраиваемые в приводы ПП-67. Для защиты линии 10 кВ рекомендуется использовать три модификации реле: РТВ-I с уставками 5; 6; 7,5 и 10 А; реле РТВ-II с уставками 10; 12,5; 15 и 17,5 А; РТВ-III с уставками 20; 25; 30 и 35 А. Расчет МТЗ и ТО для ВЛ 10 кВ рассмотрим на примере исходной схемы электропередачи (рисунок 7.1).

Расчет МТЗ проводим следующим образом:

9.3.1 Определяем ток срабатывания защиты (Iс.з) по двум условиям:

1) отстройки от расчетного тока нагрузки (Iраб.макс) головного участка (0-1) линии 10 кВ:

,(9.24)

где КН, КЗ, КВ – коэффициенты надежности, самозапуска и возврата; для реле РТВ рекомендуется принимать КН=1,3; КЗ=1,1; КВ=0,65.

2) условию селективности с ближайшей к шинам 10 кВ защитой ТП 10/0,38 кВ плавкими предохранителями:

,(9.25)

где Кн.п=1,4 – коэффициент надежности срабатывания плавкого предохранителя;

IВ.С – ток плавкой вставки, определенный по её защитной характеристике (рис. Л4 приложения Л) при времени перегоранияt=5 с, А; номинальный ток плавкой вставки можно принять по данным3, с.315 или по таблице Н14 приложения Н для самого мощного трансформатора 10/0,38 кВ, ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта, подключенного к линии 10 кВ.

Большее значение «Iс.з» принимается за расчетное.

9.3.2 Определяем ток срабатывания реле:

  ,(9.26)

где Ксх =1 – коэффициент схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и реле (схема неполной звезды);

КI – коэффициент трансформации трансформаторов тока (ТТ):

,(9.27)

I1ном – первичный номинальный ток ТТ, А; выбирается из стандартного ряда значений: 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300 и 400 А по условию:

.(9.28)

9.3.3 Выбираем уставку тока для реле РТВ из ряда значений: 5; 6; 7,5; 10; 12,5; 15; 17,5; 20; 25; 30 и 35 А по условию:

.(9.29)

9.3.4 Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты:

.(9.30)

9.3.5 Проверяем чувствительность защиты:

,(9.31)

гдеIк3(2) – ток двухфазного КЗ в конце линии 10 кВ (минимальный ток КЗ), кА; (соответствует точке К3 на рисунке 7.1).

РасчетТОпроводим следующим образом:

9.3.6 Выбираем ток срабатывания ТО по двум условиям:

1) отстройке от максимального тока КЗ у подстанции ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта:

;(9.32)

гдеIк2(3) – расчетный ток трехфазного КЗ для подстанции населенного пункта №1, кА; (соответствует точке К2 на рисунке 7.1).

2) отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,38 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение7:

,(9.33)

гдеUном.уст =10 кВ;

Sтр.ном – сумма номинальных мощностей трансформаторов всех ТП, питающихся от линии, кВА; принимается ориентировочно по максимальной полной мощности головного участка ВЛ 10 кВ из таблицы 3.1.

Большее значение принимается за расчетное.

9.3.7 Определяем ток срабатывания реле отсечки по формуле, аналогичной (9.26):

.(9.34)

9.3.8 Выбираем уставку тока для реле РТМ из ряда значений: 5; 7,5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100; 125 и 150 А по условию, аналогичному (9.29):

.(9.35)

Если ток срабатывания реле отсечки, рассчитанный по (9.34), превышает стандартные значения уставок, необходимо для ТО использовать другой трансформатор тока с большим коэффициентом трансформации и вновь повторить расчеты по формулам (9.34) и (9.35).

9.3.9 Определяем уточненное значение тока срабатывания ТО:

.(9.36)

9.3.10 Проверяем чувствительность защиты:

,(9.37)

гдеIк1(3) – ток трехфазного КЗ в месте установки ТО на шинах 10 кВ (максимальный ток КЗ), кА; (соответствует точке К1 на рисунке 7.1).

10. Согласование защит

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени так, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой. Согласование защит обычно выполняется на графике (карте селективности), на котором все характеристики защит строятся при одном напряжении в пределах от тока срабатывания защиты до тока КЗ в месте установки защиты. Рассмотрим на примере порядок согласования защит. Схема электропередачи с указанием всех защит и их параметров, токов КЗ, необходимых при согласовании, приведена на рисунке 10.1.

10.1 Строим характеристику защиты линииW1, используя результаты расчета (п.9.2) и характеристику времени срабатывания автоматического выключателя А3714Б (рис. Л1 приложения Л). Например, расчетные данные таковы:Iн.р=63 А;Iс.э.р=630 А;Iк5(3)=3150 А. Начальную, промежуточные и конечную точки зависимой и независимой части характеристики заносим в таблицу 10.1. Вид характеристики показан на рисунке 10.2.

Таблица 10.1 –Характеристика времени срабатывания

выключателя А3714Б с полупроводниковыми и

электромагнитными расцепителями

I/Iн.р

1,25

2

3

4

5

6

I, А

Iс.п.р=79

126

189

252

314

376

t, с

500

150

30

9

5

3,5

I/Iн.р

7

8

9

10

10

-

I, А

440

503

566

629,999

Iс.э.р=630

=3150

t, с

3,1

3

2,9

2,8

0,04

0,04

Рисунок 10.2 –Характеристика времени срабатывания

выключателя А3714Б

10.2 Строим характеристику защиты линииW2, используя результаты расчета (п.9.2) и характеристику времени срабатывания автоматического выключателя А3716Б (рис. Л2 приложения Л). Например, исходные данные:Iн.р=125 А;Iс.э.р=1600 А. Начальную, промежуточные и конечную точки зависимой и независимой части характеристики заносим в таблицу 10.2.

Вид характеристики показан на рисунке 10.3.

Таблица 10.2 –Характеристика времени срабатывания

выключателя А3716Б с тепловыми и

электромагнитными расцепителями

I/Iн.р

1,15

1,25

1,5

2

3

4

I, А

Iс.т.р=145

155

187

250

375

500

t, с

5000

1800

400

150

50

30

I/Iн.р

6

8

10

12,8

12,8

-

I, А

750

1000

1250

1599,99

Iс.э.р=1600

=3150

t, с

12

7

4,5

3

0,04

0,04

Рисунок 10.3 –Характеристика времени срабатывания

выключателя А3716Б

10.3 Строим характеристику защиты линииW3, используя результаты расчета (п.9.2) и характеристику времени срабатывания автоматического выключателя АЕ2056М (рис. Л3 приложения Л). Например, по результатам расчета имеем:Iн.р=80 А;Iс.э.р=960 А. Начальную, промежуточные и конечную точки зависимой и независимой части характеристики заносим в таблицу 10.3. Вид характеристики показан на рисунке 10.4.

Таблица 10.3 –Характеристика времени срабатывания

выключателя АЕ2056М с тепловыми и

электромагнитными расцепителями

I/Iн.р

1,15

1,25

1,5

2

3

4

I, А

Iс.т.р=92

100

120

160

240

320

t, с

10000

600

250

100

45

21

I/Iн.р

6

8

10

12

12

-

I, А

480

640

800

959,999

Iс.э.р=960

=3150

t, с

9

5

3

2

0,04

0,04

Рисунок 10.4 –Характеристика времени срабатывания

выключателя АЕ2056М

10.4 Строим характеристику защиты трансформатора ТП1, используя результаты расчета (п.9.1) и защитную характеристику плавкой вставки предохранителя ПКТ101-10-20-20 У1 (рис. Л4 приложения Л).

Например, исходные данные:IВном=20 А; =1040 А. Текущие значения токов плавкой вставки (I) пересчитываем на напряжение 0,38 кВ (Iнн) путем умножения на среднее значение коэффициента трансформации (25) трансформатора потребительской ТП. Результаты заносим в таблицу 10.4.

Вид характеристики показан на рисунке 10.5.

Таблица 10.4 –Защитная характеристика предохранителя

ПКТ101-10-20-20 У1 при номинальном токе

плавкой вставкиIВном=20 А

I,А

40

50

60

70

80

90

t, c

600

120

22

8

4

2,2

Iнн, А

750

1000

1250

1500

1750

2000

I,А

100

200

300

400

500

600

t, c

1,2

0,12

0,045

0,023

0,015

0,011

Iнн, А

2250

2500

5000

7500

10000

12500

I,А

630

700

800

900

1000

=1040

t, c

0,0105

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

Iнн, А

15000

17500

20000

22500

25000

26000

Рисунок 10.5 –Защитная характеристика предохранителя

ПКТ101-10-20-20 У1 при номинальном токе плавкой

вставкиIВном=20 А

10.5 Строим характеристику защиты линии 10 кВ, используя результаты расчета (п.9.3) и характеристику времени срабатывания реле РТВ-I (рис. Л5 приложения Л). Например, исходные данные:

1)для МТЗ:Iс.р=7,3 А;Iу=10 А;Iс.з=150 А; уставка по времени в независимой части кривой – 2 с;

2)для ТО:Iс.р.о=104 А;Iуо=125 А;Iс.о=1875 А;Iк1(3)=11000 А.

Значение токов МТЗ и ТО (I) пересчитываем на напряжение 0,38 кВ (Iнн). Результаты заносим в таблицу 10.5. Вид характеристики показан на рис 10.6.

Таблица 10.5 –Характеристика срабатывания защиты

ВЛ 10 кВ с реле РТВ и РТМ

I/Iс.з

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

I,А

150

165

180

195

210

225

t, c

9

6,3

4,6

3,5

2,8

2,2

Iнн, А

3750

4120

4500

4880

5250

5600

I/Iс.з

1,6

-

-

-

-

-

I, А

240

500

1000

1874,99

Iсо=1875

=11000

t,c

2,0

2,0

2,0

2,0

0,1

0,1

Iнн, А

6000

12500

25000

46800

46800

275000

Рисунок 10.6 –Характеристика срабатывания

защиты ВЛ 10 кВ с реле РТВ и РТМ

10.6 Строим карту согласования защит. Сравнивая времятоковые характеристики защит линийW1 (рис.10.2),W2 (рис.10.3) иW3 (рис.10.4) видим, что для линииW2 уставки МТЗ и ТО наибольшие. Поэтому при соблюдении условий селективности для защиты линииW2, указанные условия селективности для линийW1 иW3 также будут выполняться.

Совмещаем характеристики защит линииW2 (рис.10.3), трансформатора ТП1 (рис.10.5) и линии 10 кВ (рис.10.6) на едином графике.

Построенная карта согласования защит приведена на рис. 10.7. После построения характеристик необходимо убедиться в том, что в зонах совместного действия защит соблюдаются условия селективности по времени:

t1 ≥ 0,5 c;

t2 ≥ 0,5 c.

Рисунок 10.7 –Карта согласования защит ВЛ 0,38 кВ (W2), трансформатора ТП1 и ВЛ 10 кВ

11. 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.

11.1 Спецификация на оборудование и материалы

До составления спецификации (таблица М1 приложения М) необходимо выполнить следующее:

11.1.1 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 Н1 приложения Н 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 Ж1 приложения Ж.

11.1.2 По плану сельского района с учетом заданного масштаба определить необходимое число опор ВЛ 10 кВ и изоляторов, а также длину проводов.

11.1.3 На плане расчетного населенного пункта с учетом заданного масштаба определить необходимое число опор ВЛ 0,38 кВ, изоляторов и линейной арматуры.

В спецификацию (таблицу М1 приложения М) заносится оборудование и материалы, необходимые для строительства всей распределительной сети 10 кВ и распределительной сети 0,38 кВ в расчетном населенном пункте, в следующей последовательности:

1) тип ячейки КРУН 10 кВ РТП 35/10 кВ;

2) число и мощность потребительских КТП 10/0,38 кВ, включая подстанции расчетного населенного пункта;

3) марка, сечение и длина проводов ВЛ 10 кВ;

4) марка и число изоляторов для ВЛ 10 кВ;

5) марка и число опор ВЛ 10 кВ;

6) тип и число разъединителей для подстанций расчетного населенного пункта;

7) марка, сечение и длина проводов ВЛ 0,38 кВ расчетного населенного пункта;

8) марки и число изоляторов и линейной арматуры для ВЛ 0,38 кВ расчетного населенного пункта;

9) марка и число опор ВЛ 0,38 кВ расчетного населенного пункта.

11.2 Расчет себестоимости передачи и распределения

электрической энергии до шин 0,4 кВ

11.2.1 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 периода1. Результаты расчета сводятся в таблицу 11.1

Таблица 11.1

п/п

Наименование

элемента

электропередачи

Количество

Кап. затраты, тыс. руб.

На единицу оборудования

Всего

1

Ячейка КРУН 10 кВ

1 шт.

2

ВЛ 10 кВ

«__» км

3

КТП 10/0,38 кВ

«__» шт.

Суммарные капиталовложения:

,(11.1)

где Ккрун, Квл10 и Кпс – капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, руб.

Укрупненные удельные показатели стоимости можно определить: для ВЛ 10 кВ – по приложению 231,2,3 и по таблицам П2, П3 приложения П; для КТП 10/0,38 кВ – по приложению 251,2,3 и по таблице П1 приложения П. Стоимость ячейки КРУН 10 кВ можно принять равной 3500 руб. согласно8.

11.2.2 Определяются годовые издержки на эксплуатацию электрической сети 10 кВ:

,(11.2)

где ИА, ИОБ, ИП – издержки на амортизацию и капитальный ремонт, на обслуживание и на потери электрической энергии; руб/год.

,(11.3)

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 291,2,3 или по таблице П4 приложения П.

,(11.4)

гдеnуе 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 301,2,3 или по таблице П5 приложения П;

- затраты на обслуживание одной условной единицы, руб.; могут быть приняты равными 28 руб. в год2,3.

,(11.5)

где Ип ВЛ, Ип ТР – издержки на потери электрической энергии в линиях 10 кВ и в трансформаторах ТП 10/0,38 кВ, руб/год.

,(11.6)

,(11.7)

гдеWвл – 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, 14.22, 14.2, 14.33, а также из таблицы Н5 приложения Н;

- время потерь электроэнергии в трансформаторах подстанций 10/0,38 кВ, ч; можно определить по таблице 14.22, 14.33 или по таблице Н5 приложения Н;

Sтр.ном – номинальная мощность трансформаторов потребительских подстанций 10/0,38 кВ, кВА; берется по п.11.1.1 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 191,2,3 или по таблице Н12 приложения Н;

Тв – время включенного состояния трансформаторов, ч; при работе круглый год Тв=8760 ч.

С целью упрощения расчетов по формуле (11.7) 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:

,(11.8)

где Ррасч – максимальная расчетная активная мощность (дневного или вечернего максимума) нагрузки на головном участке ВЛ 10 кВ, кВт; определяется из таблицы 3.1;

Тм – время использования максимальной нагрузки, ч; определяется из формулы9, связывающей «» и «Тм»:

,(11.9)

где время потерь «» может быть определено по таблице 14.22, 14.33 или по таблице Н5 приложения Н.

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:

,      (11.10)

где Зс – средние удельные приведенные затраты на производство и распределение энергии в энергосистеме, руб/кВтч; в курсовом проекте можно принять по1,2,3:  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.5.3-5.44 можно принять: Зв=0,033 руб/кВт∙ч;

Ен=0,1 – коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений2,3;

kинф – коэффициент, учитывающий изменение стоимости электрооборудования по сравнению с ценами на 01.01.1991 года. Значениеkинф подлежит ежегодному уточнению. В курсовом проекте допускается не определять числовое значениеkинф.

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.

Приложение А

Форма титульного листа пояснительной записки

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального 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)                    (фамилия, и., о.)

Проверил             _______________                _______________________

                                           (дата, подпись)                                             (фамилия, и., о.)

Курсовая работа защищена с оценкой           ____________________

            ___________         ________________      _____________________

                        (дата)                               (подпись)                            (фамилия, и., о.)

Ижевск    201_

Приложение Б

З А Д А Н И Е

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 ________________________________________________

Приложение В

ТЕМАТИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

(ПО ВЫБОРУ)

1. Устройство и принцип действия автоматов серий А3700 и АЕ2000 для защиты сельских электрических сетей.

2. Назначение и конструктивная схема автоматов гашения поля генераторов сельских электростанций.

3. Принцип действия и конструкция предохранителей типов ПР-2, ПН-2 и НПН-2 для сетей 0,38 кВ.

4. Конструктивные особенности предохранителей типов ПКТ, ПКН и ПВТ для сетей 10-35 кВ.

5. Устройство и принцип работы малообъемных масляных выключателей ВМП-10 и ВК-10.

6. Конструкция и принцип действия многообъемных масляных выключателей С-35, ВМ-35, ВБ-35.

7. Вакуумные выключатели ВВЭ-10 и ВВ/TEL-10, общий вид, конструкция и работа дугогасительного устройства.

8. Элегазовые выключатели для ЗРУ 6-10 кВ, особенности конструкции и гашения электрической дуги.

9. Особенности конструкции и работы вакуумных выключателей для ОРУ 35-110 кВ.

10. Элегазовые выключатели для ОРУ 35-110 кВ, конструктивные особенности и специфика работы.

11. Выключатели нагрузки ВНП-16 и ВНП-17, конструктивная схема и принцип дугогашения.

12. Конструкция разъединителей типов РВО, РВ, РВК, РНД, РЛНД и РДЗ для сельских электрических сетей 6-10 кВ.

13. Конструктивные особенности и принцип работы короткозамыкателей и отделителей для ОРУ 35-110 кВ.

14. Устройство приводов к коммутационной аппаратуре.

15. Измерительные трансформаторы тока, назначение, схема включения и векторная диаграмма токов.

16. Измерительные трансформаторы напряжения, конструкция, схема включения и векторная диаграмма напряжений.

17. Конденсаторы для компенсации реактивной мощности, принцип действия и схемы включения.

18. Конструкция реле тока прямого действия типа РТВ.

19. Принцип действия сигнального реле типа РУ-21.

20. Устройство индукционного реле серии РТ 80 (РТ 90).

21. Схема транзисторного реле без выдержки времени.

22. Схема порогового исполнительного органа транзисторных реле на базе триггера Шмита.

23. Структурная схема микропроцессора для программных (микропроцессорных) устройств защиты.

24. Схемы соединения трансформаторов тока с исполнительными органами защиты.

25. Схема МТЗ с независимой выдержкой времени на переменном оперативном токе, достоинства и недостатки.

26. Схема МТЗ с зависимой выдержкой времени на переменном оперативном токе, область применения.

27. Схемы МТЗ с ограниченно зависимой выдержкой времени на переменном оперативном токе, область применения.

28. Схема МТЗ с пуском от реле минимального напряжения.

29. Назначение и принцип действия токовых отсечек.

30. Максимальная токовая направленная защита в сетях с двухсторонним питанием, назначение и принципиальная схема.

31. Принцип работы и схема продольной дифференциальной токовой защиты силовых трансформаторов.

32. Особенности газовой защиты силовых трансформаторов.

33. Схемы защит генераторов сельских электростанций.

34. Функциональная схема защиты ЗТИ-0,4.

35. Схемы вторичных измерительных преобразователей для микропроцессорных защит.

36. Структурная схема фильтров напряжения и тока прямой последовательности для микропроцессорных защит.

37. Принцип действия и схема АПВ однократного действия с реле РПВ-358.

38. Функциональная схема и принцип действия АПВ двухкратного действия с реле АПВ-2П.

39. Принцип действия и схема устройства АПВ-0,38.

40. Принципиальная схема АВР трансформатора, назначение и особенности работы.

41. Назначение и особенности работы схемы сетевого АВР для сетей 6-10 кВ.

42. Принцип работы и схема АВР для сети 0,38 кВ с секционным контактором переменного тока.

43. Схема АВР секционного выключателя для двухтрансформаторной подстанции.

44. Схема АРВ с фазовым компаундированием и электромагнитным корректором напряжения, принцип работы, векторные диаграммы токов и напряжений.

45. Назначение и схемы АФВ и АГП генераторов.

46. Схема полуавтоматической самосинхронизации при включении синхронных генераторов на параллельную работу, назначение и принцип работы.

47. Назначение, состав и структурная схема комплектного микропроцессорного устройства защиты и автоматики серииSPAC 800.

48. Главные схемы соединений ОРУ 35 кВ районных трансформаторных подстанций, их достоинства и недостатки.

49. Основные схемы соединений РУ 10 кВ потребительских ТП 10/0,38 кВ, назначение и область применения.

50. Назначение и особенности защиты электроустановок от прямых ударов молнии, зоны защиты молниеотводов разных типов.

51. Назначение и принцип действия защиты от набегающих волн перенапряжения, конструкции искрового промежутка, трубчатого разрядника, вентильного разрядника, ОПН.

52. Схемы защит ТП 6-10/0,38 кВ от атмосферных перенапряжений, назначение и особенности устройства.

53. Назначение и особенности схем защит подстанций 35-110/10 кВ от атмосферных перенапряжений.

54. Назначение и главные схемы ОРУ 35-110 кВ проходных двухтрансформаторных подстанций с ОД-КЗ.

55. Устройство, принцип работы и схема соединений дизельной электростанции мощностью 1890 кВт с первой степенью автоматизации.

56. Устройство автоматизированной стационарной резервной электростанции АСДА-100, назначение первой, второй и третьей степеней автоматизации.

57. Компоновка оборудования и главная схема электрических соединений ДЭС.

58. Назначение и содержание основных работ по электрической и механической части при эксплуатации воздушных электрических сетей.

59. Назначение и выбор основных вариантов СПН на линиях напряжением 10 кВ.

60. Основные схемы электроснабжения сельских районов, назначение и область применения.

61. Устройство и особенности монтажа основных типов изолированных проводов для ВЛ 0,38-10 кВ.

62. Назначение и основные конструктивные схемы опор для ВЛ 0,38-10 кВ и ВЛ 35 кВ.

Приложение Е

Таблица Е1 -Электрические нагрузки сельскохозяйственных производственных,

общественных и коммунально-бытовых потребителей

пп

Наименование объекта

Дневной

максимум

Вечерний

максимум

Рдв,

кВт

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

1

Коровник без механизации процессов:

                                                        на 100 коров

                                                        на 200 коров

4

6

0,75

0,75

4

6

0,85

0,85

2

Коровник без механизации процессов с электроводонагревателем:                            на 100 коров

                                                         на 200 коров

10

18

0,92

0,92

10

18

0,96

0,96

3

Коровник привязного содержания с механизированной уборкой навоза:                на 100 коров

                                                         на 200 коров

4

6

0,75

0,75

4

6

0,85

0,85

4

Коровник привязного содержания с механизированной уборкой навоза и с электроводонагревателем:                                            на 100 коров

                                                         на 200 коров

9

15

0,92

0,92

9

15

0,96

0,96

5

Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем:                                на 100 коров

                                                         на 200 коров

10

17

0,92

0,92

10

17

0,96

0,96

Продолжение таблицы Е1

пп

Наименование объекта

Дневной

максимум

Вечерний

максимум

Рдв,

кВт

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

6

Помещения для ремонтного и откормочного

молодняка:                                  на 170-180 голов

                                                   на 240-260 голов

1

3

0,75

0,75

3

5

0,85

0,85

7

Помещения для ремонтного и откормочного

молодняка с механизированной уборкой навоза:

                                                   на 170-180 голов

                                                   на 240-260 голов

4

5

0,75

0,75

7

8

0,85

0,85

8

Летний лагерь КРС:                           на 200 коров

                                                         на 400 коров

12

15

0,85

0,85

12

15

0,87

0,87

9

Летний лагерь КРС с молочным блоком:

                                                         на 200 коров

                                                         на 400 коров

13

18

0,92

0,92

14

19

0,96

0,96

10

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

13

Молочный блок при коровнике:        на 3 т/сутки

                                                          на 6 т/сутки

15

20

0,92

0,92

15

20

0,96

0,96

14

Свинарник-маточник на 50 голов

(подвесная дорога)

2

0,75

2

0,85

Продолжение таблицы Е1

пп

Наименование объекта

Дневной

максимум

Вечерний

максимум

Рдв,

кВт

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

Р,

кВт

сosφ,

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

18

Свинарник-откормочник

на 1000-1200 голов

2

0,75

6

0,85

19

Свинарник-откормочник на 1000-1200 голов

с навозоуборочным транспортером

6

0,75

9

0,85

20

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

26

37

45

0,75

0,75

0,75

10

13

15

0,78

0,78

0,78

22

30

30

21

Агрегат для приготовления травяной муки

АВМ-0,65

80

0,75

80

0,80

30

22

Дробилка кормов:                                       ДБ-5-1

                                                                   КДМ-2

40

30

0,75

0,75

-

-

0,80

0,80

40

30

Продолжение таблицы Е1

пп

Наименование объекта

Дневной

максимум

Вечерний

максимум

Рдв,

кВт

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

Р,

кВт

сosφ,

о.е.

23

Ветеринарный пункт

1

0,85

1

0,90

24

Участковая ветеринарная лечебница

20

0,85

10

0,90