курсовой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
Кафедра микропроцессорных средств автоматизации
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине электроэнергетическое оборудование
Тема:
«Выбор электроэнергетического оборудования
регулирование напряжения сети 35/20/6/0,4 кВ»
и
Вариант 2
Выполнил студент гр. ЭС-19-1бзу
Базь В.А.
(Фамилия И.О.)
19-ЭТФз-803
(номер зачетной книжки)
_________________________________
(дата, подпись)
Проверил: Старший преподаватель
(должность)
Лейзгольд Д.Ю.
(Фамилия И.О)
_________________________________
(оценка)
_________________________________
(дата, подпись)
Пермь 2021
Аннотация
В данной курсовой работе представлен детальный расчёт схемы
электрической сети с учетом неравномерности нагрузки в течение года.
Также
в
ходе
работы
были
выбраны
линии
электропередачи,
коммутационное оборудование и трансформаторы, построены эпюры
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
отклонения напряжения без регулирования и с учетом регулирования.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
2
Оглавление
Введение......................................................................................................... 4
1 Расчетные данные электрической сети.................................................... 6
2 Расчет нагрузок трансформаторов и питающих линий ......................... 7
2.1 Расчет среднеквадратичной мощности на шинах ТП ......................... 7
2.4 Расчет токовых нагрузок для всей сети ................................................ 9
3 Выбор оборудования ............................................................................... 11
3.1 Выбор трансформаторов ...................................................................... 11
3.2 Выбор линий электропередачи ............................................................ 14
3.3 Выбор коммутационной аппаратуры .................................................. 17
4 Расчет отклонений напряжения .............................................................. 20
5
Построение
результирующей
эпюры
напряжения
с
учетом
Подп. и дата
регулирования для каждого из режимов работы ............................................... 24
Заключение .................................................................................................. 28
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Список использованных источников ........................................................ 30
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
3
Введение
В данном курсовом проекте необходимо рассчитать характеристики
нагрузок,
затем,
по
максимальным
нагрузкам
провести
выбор
трансформаторов, кабельной и воздушной линии, а также СИП и
выключателей. Следующим пунктом необходимо рассчитать падение
напряжения на трансформаторах. Для снижения данных отклонений был
выбран закон регулирования РПН и ПБВ на трансформаторных подстанциях.
После пересчета отклонения напряжения с учетом регулирования были
построены результирующие эпюры напряжения для летнего и зимнего
режимов с максимальной нагрузки.
Задание включает в себя:
1. По заданной схеме произвести расчет нагрузок трансформаторов и
питающих линий по среднеквадратичной нагрузке в режиме летнего и
зимнего максимумов (значение мощности в летнем периоде принять равным
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
50 % для четных вариантов от мощности зимнего максимума).
2. Произвести выбор оборудования кабельной и воздушных линий,
трансформаторов
и
коммутационной
аппаратуры
(следует
принять
температуру наружного воздуха летом +35 °C, зимой – -5 °C).
3. Произвести выбор 2 вариантов компоновки ГПП (на основе
трехобмоточных и двухобмоточных трансформаторов) и ТП (на основе
использования масляных и сухих трансформаторов) с выбором мощности и
марки трансформатора.
4. Определить для каждого варианта компоновки ТП и ГПП потери
электроэнергии за смену. Выбрать более энергоэффективный вариант в
Инв. № подп
Подп. и дата
качестве реализуемого.
5. Рассчитать потери напряжения и построить эпюру отклонения
напряжения в сети в режимах летнего и зимнего максимума.
6. Уточнить выбор питающих трансформаторов и проводников с
учетом требуемых диапазонов регулирования напряжения.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
4
7. Выбрать закон регулирования напряжения для заданных параметров
сети в режиме зимнего максимума.
8. Построить
результирующую
эпюру
напряжения
с
учетом
регулирования. При необходимости выбрать устройство компенсации
реактивной мощности и скорректировать эпюры.
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
9. Сделать выводы по проделанной работе.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
5
1 Расчетные данные электрической сети
В таблицах 1.1-1.3 представлены основные характеристики нагрузок,
линий электропередач и трансформаторов.
Рисунок 1.1 – Расчетная схема
Таблица 1.1 – Детализированный график нагрузки за смену на шинах ТП
Режим
Подп. и дата
Зима max
1
200
cosφ3
8
240
0,65
Таблица 1.2 – Данные о нагрузках S1 и S2
Режимы
P1, МВт
Зима max
10
Среднеквадратичные мощности
cosφ1
P2, МВт
0,84
5
Q2, МВАр
3,5
Таблица 1.3 – Параметры распределительной сети
Отклонение напряжения на
источнике питания, %
-4
Номинальное напряжение, кВ
U1
U2
U3
U4
35
20
6
0,4
Длина, км
ВЛ КЛ СИП
4,4 0,16
2
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Получасовые максимумы нагрузки P3, кВт
2
3
4
5
6
7
220
160
220
220
210
180
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
6
2 Расчет нагрузок трансформаторов и питающих линий
С целью выбора оборудования трансформаторных подстанций и
проводников ВЛ и КЛ необходимо выполнить расчет нагрузок. При наличии
графика
нагрузок
для
выбора
оборудования
требуется
определить
среднеквадратичные нагрузки.
2.1 Расчет среднеквадратичной мощности на шинах ТП
Проведем расчет среднеквадратичной активной мощности на шинах
ТП на примере режима зимнего максимума:
n
Pск 
P
i 1
2
i
n

2002  2202  ...  2402
 207,64кВт ,
8
(2.1)
где n – количество интервалов усреднения нагрузок на графике, шт; Pi –
мощность i-го интервала, кВт.
примере режима зимнего максимума.
Q3 (зима max) 
P3 (зима max)  1  cos 2 
cos 
207,64  1  0,652

 242,75квар ,
0,65
(2.2)
где cos φ – коэффициент мощности для данного графика, о.е.; Pск –
среднеквадратичная активная мощность, кВт.
Для расчета летнего максимума составим таблицу 2.1.
Аналогично зимнему максимуму рассчитываем среднеквадратичную
активную и реактивную мощности летнего максимума. Результаты расчетов
сведены в таблицу 2.1.
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Проведем расчет среднеквадратичной реактивной мощности на
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
7
Таблица 2.1 – Среднеквадратичные мощности
P3 (зима max) ,
кВт
207,64
Режим
Мощность
P3 (лето max) ,
кВт
103,82
Q3 (зима max) ,
квар
242,75
Q3 (лето max) ,
квар
121,38
Рассчитаем мощности Р1, Р2, Q1, Q2 исходя из формулы (2.2) и
отношения мощностей зимнего и летнего максимумов, указанных в задании.
Также внесем в таблицу напряжения на источнике питания в относительных
единицах. Результаты расчетов занесем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Расчет параметров нагрузок
Режимы
Среднеквадратичные мощности
Q1, квар
P2, кВт
6459,36
5000
3229,68
2500
P1, кВт
10000
5000
Зима max
Лето max
Q2, квар
3500
1750,00
2.3 Расчет полных мощностей для всей сети
Расчет полных мощностей ведётся для расчета токовых нагрузок, а
также выбора трансформаторов.
S
P
 P2  Q2 .
cos 
Параллельные
(2.3)
нагрузки
суммируются,
а
расчеты
производятся
аналогично.
Далее рассчитаем нагрузки в режимах зимнего и летнего минимумов и
максимумов по формуле (2.3), используя соответствующие исходные данные.
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Рассмотрим расчет полных мощностей на примере зимнего максимума.
Рассчитаем полные мощности всей сети для зимнего максимума.
S1(зима max)  P1(зима max) 2  Q1(зима max) 2  100002  6459,362  11904, 76 кВА
Инв. № подп
Подп. и дата
Рассчитаем полную мощность нагрузки на шинах U3 в режим зимнего
максимума.
S4(зима max)  ( P2  P3 )2  (Q2  Q3 )2  (5207,64)2  (3742,75)2 
 6413,09кВА.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
8
Рассчитаем полную мощность нагрузки ГПП в режим зимнего
максимума.
S5(зима max)  ( P1  P2  P3 ) 2  (Q1  Q2  Q3 ) 2 
(15207,64) 2  (10202,11) 2  18312,71кВА
Аналогично выполняем расчеты для остальных режимов, расчеты
сведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Полные мощности для всей сети
Полная мощность
S1 , кВА
S2 , кВА
S3 , кВА
S4 , кВА
S5 , кВА
Название
участка
ГПП СН
ГПП НН
ТП
ГПП НН+ТП
ГПП ВН
Зима max, кВА
Лето max, кВА
11904,76
6103,28
319,44
6413,09
18312,71
5952,38
3051,64
159,72
3206,54
9156,35
2.4 Расчет токовых нагрузок для всей сети
Подп. и дата
Расчет токовых нагрузок для дальнейшего выбора оборудования
электрической сети выполняется по формуле:
SТП
319, 44

 461,62 А ,
3U ТП НН
3  0, 4
I ТП НН 
(2.4)
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
где Uн – номинальное напряжение участка сети, кВ.
Рассчитаем токовые нагрузки в период зимнего максимума на шинах
низкого напряжения ТП, приведенные в стороне высокого напряжения, по
формуле (2.5):
I ТП ВН 
S3 U нн
U
0,4

 I ТП НН  нн  461,62 
 30,77А ,
U вн
6
3U н U вн
(2.5)
Инв. № подп
Подп. и дата
где U нн – ступень низкой стороны напряжения, кВ;U вн – ступень высокой
стороны напряжения, кВ.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
9
Таблица 2.5 – Результаты расчета токов
Участок
Напряжение, кВ
Iзима max, А
Iлето max, А
0,4
6
20
6
35
461,62
30,77
344,07
617,83
302,44
230,81
15,39
172,03
308,92
151,22
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
ТП НН
ТП ВН
ГПП СН
ГПП НН
ГПП ВН
Обозначение
цифровое
3
3
1
4
5
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
10
3 Выбор оборудования
Согласно рассчитанным величинам токовых нагрузок требуется
произвести выбор оборудования.
3.1 Выбор трансформаторов
Произведем расчет для выбора трансформатора на примере ГПП.
S тр 
Sрасч(max)
N  Kз
,
(3.1)
где S тр – расчетная мощность трансформатора, кВА; Sрасч(max) – максимальная
мощность на участке сети, где ведется выбор трансформатора, кВА; K з –
коэффициент загрузки трансформатора о.е.
Примем коэффициент загрузки трансформатора равным 0,85 при
условии, что используется один трансформатор, тогда формула расчета
S тр 
Kз
.
(3.2)
между шинами U1-U2, согласно формуле (3.2):
S тр 
18312,71
 21544,36 кВА,
0,85
Расчет для ГПП НН:
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Инв. № подп
Sрасч(max)
Рассчитаем мощности трансформатора при выбранных загрузках
Взам. инв. №
Подп. и дата
мощности трансформатора примет вид:
S тр 
6413,09
 7544,807кВА
0,85
Выбран трансформатор ТДНС-10000/35-У1, УХЛ1 СТО 15352615-0362015 по номенклатурному каталогу «Тольяттинский трансформатор» [6].
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
11
Для дальнейших расчетов нам необходимо рассчитать активное
сопротивление трансформатора:
2
Pкз U ВН
60
352
Rтр 



 1000  7,4 Ом ,
Sномтр Sномтр 10000 10000
(3.3)
где Sномтр – номинальная мощность трансформатора, кВА; U ВН – напряжение
на высокой стороне трансформатора, кВ; Pкз – потери короткого замыкания
трансформатора, кВт.
Полное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:
2
 U кз U ВН
  8
352 
Z тр  



  1000  9,8Ом ,
100
S
100
10000


ном 

(3.4)
где U кз – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
Реактивное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:
X ТР  Z тр 2  RТ2  9,82  7,42  6,42 Ом .
(3.5)
Для выбранных вариантов ГПП и ТП согласно графику нагрузок по
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
участкам
определяются
потери
мощности
и
суммарные
потери
электрической энергии:
Si2
Pi  2 Ri ,
U ном
(3.6)
n
W   Pi  ti
(3.7)
i 1
Расчет выполним
трансформатора:
на
примере
ТП
при
установке
масляного
6413,092
PТП 
 7,4  84,53кВт.
62
W  84,53  8  676,24кВт  ч.
При
расчете
параметров
схемы
замещения
трехобмоточного
трансформатора следует рассчитать напряжения короткого замыкания ветвей
по следующим формулам:
uКЗ.ВН  0,5   uКЗ.В-С  uКЗ.В-Н  uКЗ.С-Н   0,5  10,5  18  7   10,75% (3.8)
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
12
uКЗ.СН  0,5   uКЗ.В-С  uКЗ.В-Н  uКЗ.С-Н   0,5  10,5  18  7   0,25%
(3.9)
uКЗ.НН  0,5   uКЗ.В-С  uКЗ.В-Н  uКЗ.С-Н   0,5   10,5  18  7   7,25% (3.10)
При этом принимаем, что обмотки трансформатора выполнены на
одинаковые мощности. Исходя из этого же соображения при расчете
активного сопротивления потери короткого замыкания принимаем равными
половине от паспортных.
ТДНС-10000/35-У1,
УХЛ1
СТО
15352615-036-2015
по
номенклатурному каталогу «Тольяттинский трансформатор» [6].
ТМГ-400 выбран по каталогу [7].
ТС-400 выбран по каталогу [8].
Таблица 3.1 – Результаты расчетов по трансформаторам
Тип трансформатора
Двухобмоточные
Трехобмоточный
Масляный Сухой
ГПП СН ГПП НН
Марка
ТДНС* ТДНС
Sтр, кВА
16000 10000
Sрасч, кВА
11904,76 6413,09
UКЗ (UКЗ В-С/UКЗ В-Н/UКЗ С-Н), %
10
8
UВН, кВ
35
35
UСН, кВ
UНН, кВ
20
6
Kз (о.е.)
0,74
0,64
ΔРКЗ, кВт
95
85
ΔРХХ, кВт
18
13
R (RВН/ RСН/ RНН), Ом
5,89
7,40
Х (XВН/ XСН/ XНН) , Ом
5,64
6,42
Потери за смену, кВт·ч
1021,54 676,24
ГПП**
ТДТН
25000
18312,71
18/10,5/7
35
20
6
0,73
120
25
1,77/1,98/2,43
4,12/-1,76/7,78
1205,54
ТП
ТП
ТМГ
ТС
400
400
319,44 319,44
3,5
2,5
6
6
0,4
0,4
0,76
0,76
5,5
0,235
0,78
0,07
7,09
3,82
18,57
8,56
145,54 77,37
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Место установки
* выбран ТДНС-16000/35-У1 согласно каталогу [6].
** Трехобмоточный ТДТН-25000/35-УХЛ1 согласно каталогу [6].
Итоговым вариантом является:
Инв. № подп
Подп. и дата
ГПП: трехобмоточный трансформатор (ТДТН-25000/35-УХЛ1)
ТП: сухой трансформатор (ТС-400/6-У1).
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
13
3.2 Выбор линий электропередачи
Для выбора сечения и проверки проводов по нагреву токами нагрузки
пользуется
справочным
таблицам
предельных
допустимых
токов,
составленными для различных марок проводов и кабелей и условий
прокладки в ПУЭ.
Произведем расчет на примере кабельной линии.
Линии электропередач выбираются согласно условиям:
I доп. 
I
,
kп
(3.11)
I расч 
I
,
kп
(3.12)
где I доп. – допустимый длительный ток, А; kп – поправочный коэффициент
(или произведение коэффициентов, если их несколько), ед.; I – максимальная
токовая нагрузка на соответствующей ступени напряжения, А; I расч –
расчетный ток провода с учетом поправочных коэффициентов, А.
кабельных
линий
предназначены
для
обуславливает снижение
допустимого тока согласно [1]. Поэтому необходимо проводить проверку по
номинальному напряжению:
U н  U сети .
(3.13)
Выбираем поправочные коэффициенты для выбора всех линий
электропередачи согласно [1].
 kп1 – Фактическая температура окружающей среды;
 kп2 – Условия режима работы электроприборов;
 kп3 – Число проложенных в траншее рабочих кабелей;
 kп4 – Напряжения кабеля при прокладке в блоке;
Подп. и дата
Инв. № подп
марки
соответствующих уровней напряжений, что
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Некоторые
 kп5 – Прокладка проводов в коробах и лотках.
В ходе расчетов и выбора проводников использовалось 2 поправочных
коэффициента:
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
14
1) kп1  1,13 – при температуре окружающей среды -5 °C для КЛ
2) kп1  0,86 – при температуре окружающей среды 35 °C для КЛ
3) kп1  1,21 – при температуре окружающей среды -5 °C для ВЛ
4) kп1  0,92 – при температуре окружающей среды 35 °C для ВЛ
5) kп5  0,9 – так как прокладывается два комплекта кабелей.
Рассчитаем ток кабеля в режиме зимнего максимума по формуле (3.12):
I расч. 
I
461, 62

 453,90 А.
kп1  kп5 1,13  0,9
Также рассчитаем ток для летнего максимума:
I расч. 
I
230, 81

 298,20А.
kп1  kп5 0,86  0,9
По максимальному рассчитанному току выбираем кабель марки
ПвБбШп 4х95, номинальные параметры которого отвечают условиям выбора
линий электропередачи. Согласно справочным таблицам ГОСТ 28249-93
определяем сопротивления линий электропередачи.
мм2, с медной жилой, изоляцией и защитным шлангом из сшитого
полиэтилена, выбор по каталогу [9]. Условия прокладки кабеля: при
прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем
комплектов кабелей параллельно для тока 564 А):
Инв. № подп
Подп. и дата
Взам. инв. №
прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны
Инв. № дубл.
Подп. и дата
ПвБбШп 4х95- это силовой бронированный лентами кабель - 4 на 95
мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.
Погонные сопротивления выбранного кабеля равны (прокладка двух
R0  0,15 Ом/км,
X 0  0,05 Ом/км.
Активное сопротивление участка кабельной линии определяется по
формуле:
Rл  R0  L ,
(3.14)
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
15
где R0 – погонное активное сопротивление линии, Ом/км; L – протяженность
линии, км.
X  X0  L ,
(3.15)
где X 0 – погонное индуктивное сопротивление линии, Ом/км.
Сопротивления кабельной линии, согласно формулам (3.14) и (3.15)
равны:
Rкл 
0,15  0,16
 0,012 Ом,
2
X кл 
0,05  0,16
 0,004 Ом.
2
СИП-3 1х 16 20кВ – способен бесперебойно работать в агрессивных
погодных
условиях
и
химических
средах,
стоек
к
механическим
повреждениям, в т.ч. к схлестыванию и попаданию на него посторонних
объектов вроде веток деревьев, выбран по каталогу [10].
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Результаты расчетов сведены в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Параметры линий электропередачи
Маркировка
АС -120/19
3хСИП-3
1х16
2хПвБбШп4х95
Тип изоляции
Неизолированный
сталеалюминиевый
провод
изоляция из
сшитого
полиэтилена
из сшитого
полиэтилена
(цветовая
маркировка жил)
Темпер, U ном , кВ
0
С
от -60
Не
до +50
норм.
°С
от -60
°С до
20
50 °С
от -60
°С до
1
50 °С
L, км
R0 , Ом
X 0 , Ом
4,4
0,26
0,22
2
0,52
0,24
0,16
0,15
0,05
СИП-3 1х16 - это самонесущий изолированный провод (Тип-3) - 1 на 16
мм2,
с
сталеалюминиевыми
жилами,
покрытыми
изоляцией
из
светостабилизированного сшитого полиэтилена.
Минимальная температура прокладки кабеля без предварительного
Инв. № подп
подогрева -20 °С.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
16
Таблица 3.3 – Параметры линий электропередачи
Маркировка U ном , кВ Сезон kп1 kп5
I расч , А
I доп , А
АС -120/19
3хСИП-3
1х16
2хПвБбШп4х95*
Зима
Лето
Зима
Лето
Зима
Лето
35
6
0,4
1,21 1
0,92 1
1,21 0,85
0,92 0,85
1,13 0,9
0,86 0,9
302,44
151,22
29,92
19,68
453,90
298,20
R , Ом
X , Ом
390
1,14
0,96
100
1,04
0,48
564
0,012
0,004
*провод выбран с учетом того, что нейтраль глухозаземленная
Выбор проводников производится для режимов зимнего и летнего
максимумов. Отличием данных режимов является температура окружающей
среды для проводников, проложенных на воздухе. В связи с этим для ВЛ и
СИП изменяется коэффициент погоды k1. Примем температуру окружающей
среды равной летом 35°С, зимой -5 °С (согласно заданию). Все
коэффициенты, в соответствии с главой 1.3 ПУЭ, приведены в таблице 3.2.
Провод марки АС 120/19 — это неизолированный сталеалюминиевый
провод, сердечник которого выполнен из одного повива стальных проволок,
изготовлении используются нержавеющая сталь и алюминий. Основным и
единственным предназначением провода АС 120/19 является подвес на
линиях высокого напряжения [11].
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
а остальная часть — из двух повивов алюминиевых проволок. В
3.3 Выбор коммутационной аппаратуры
Выбор высоковольтной, коммутационной аппаратуры производится с
учетом ряда условий.
U ном  U ист ,
(3.16)
где U ном – номинальное напряжение коммутационной аппаратуры, кВ; U ист –
напряжения сети на которой расположен коммутационный аппарат, кВ.
I ном  I расч ,
(3.17)
где I ном – номинальный ток работы выключателя, А; I расч – расчетный ток
участка сети, по которому выбирается коммутационный аппарат, А.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
17
Для примера выбора выключателя рассмотрим воздушную линию и
ГПП по стороне высокого напряжения.
I расч(max)  302,44 А ,
U ист  35кВ .
Основываясь на ПУЭ, ГОСТ Р 55716-2013 и ГОСТ Р 50571.5.53-2013,
по расчетным и номинальным параметрам сети, подходящим вариантом
является выключатель ВР–35–25/630 У2, необходимо учитывать, что у
каждого выключателя имеется ряд номинальных параметров. Выбор по
каталогу «Высоковольтный союз» [12].
Завышения отсутствуют, стандартный ряд токов для ВР–35: 630; 800; 1
000; 1 250; 1 600; 2 000
Аналогично выбираем коммутационную аппаратуру для оставшейся
части электрической сети, а данные по выбранной аппаратуре сведем в
таблицу 3.3.
Участок Uучастка,
кВ
ВЛ
35
ГПП ВН
35
ГПП СН
20
ГПП
6
НН
I расч , А
Маркировка
302,44
302,44
344,07
617,83
ТП ВН
6
30,77
ТП НН
0,4
ВР–35–25/630 У2
ВР–35–25/630 У2
ВР–35–25/630 У2
ВРС-6-31,5/630
УХЛ2
ВРС-6-31,5/630
УХЛ2
ВА-450
1600/630А
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Таблица 3.3 – Коммутационная аппаратура
461,62
I ном , А U ном , кВ I отс , кА tотс , мс
630
630
630
35
35
35
25
25
31,5
50
50
40
630
6
31,5
40
630
6
31,5
40
630
1
50
40
ВА-450 выбраны по каталогу [13].
В работе выбраны вакуумные и элегазовые выключатели, которые по
сравнению
с
масляными
обладают
достоинствами:
высокая
эксплуатационная надежность; высокая коммутационная износостойкость и
сокращение расходов по обслуживанию; быстродействие и увеличенный
механический ресурс; автономность работы.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
18
ВР–35–25/630 У2
ТДТН-25000/
35 кВ
АС -120/19
L=4,4 км
20 кВ
35-УХЛ1
P1+jQ 1
ВЛ
ВРС-6-31,5/630 УХЛ2
ВР–35–25/630 У2
6 кВ
3хСИП-3
1х16
L=2 км
ТС-400/6У1
U4
2хПвБбШп-4х95
L=0.16 км
КЛ
P1+jQ 1
ВРС-6-31,5/630 УХЛ2
P2+jQ 2
ВА-450 1600/630А
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Рисунок 3.2 – Схема с указанием выбранного оборудования
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
19
4 Расчет отклонений напряжения
Для расчета отклонений напряжения на участках электрической сети,
необходимо знать активные и индуктивные сопротивления всех элементов, а
также все номинальные параметры трансформаторов. Все необходимые
данные для расчета падений напряжений представлены в разделах 1-3.
Для каждого участка сети рассчитываются относительные потери
напряжения:
P R Q  X
(4.1)
U i ,%  i i 2 i i 100 .
U ном
Отклонение напряжения для каждого i-го узла определяется как:
n
U i ,%  U сети   U i ,
(4.2)
i 1
где U сети – отклонение напряжения на источнике питания, %; n – количество
участков до i-го узла, шт.
Рассмотрим расчет падений напряжений на примере ВЛ 35 кВ в режим
зимнего максимума.
Подп. и дата
U вл ,% 
Pвл  Rвл  Qвл  X вл
15207,64 1,14  10202,116  0,96
 100% 
100%  2,21%,
2
U ном
352  1000
U вл ,%  4  2,21  6, 21% .
суммарное падение напряжения после воздушной линии. Аналогично
рассчитываем падения напряжения на каждом элементе электрической сети,
суммарное падение напряжения в сети, и так для каждого режима,
результаты вычислений представлены в таблицах 4.1 – 4.7.
Таблица 4.1 – Падение напряжения на участке ВЛ (35 кВ)
Поз.
Зима
max
Лето
max
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Так мы получили падение напряжения на воздушной линии и
P, кВт
Q, квар
R, Ом
X, Ом
15207,64
10202,11
1,14
0,96
7603,82
5101,06
1,14
0,96
dU, %
2,21
1,11
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
20
Таблица 4.2– Падение напряжения на участке СИП (6 кВ)
Поз.
Зима max
Лето max
P, кВт
207,64
103,82
Q, квар
242,75
121,38
R, ом
1,04
1,04
X, ом
0,48
0,48
dU, %
0,92
0,46
Таблица 4.3– Падение напряжения на участке КЛ (0,4 кВ)
Поз.
Зима
max
Лето
max
P, кВт
Q, квар
R, ом
X, ом
207,64
242,75
0,012
0,004
103,82
121,38
0,012
0,004
dU, %
2,16
1,08
Таблица 4.4– Падение напряжения на ГПП ВН
Зима
max
Лето
max
P, кВт
Q, квар
15207,64
10202,11
7603,82
5101,06
R, ом
X, ом
dU, %
1,77
4,12
0,56
1,77
4,12
0,28
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Таблица 4.5– Падение напряжения на ГПП СН
Зима
max
Лето
max
P, кВт
Q, квар
R, ом
X, ом
dU, %
10000,00
6459,36
1,98
-1,76
0,21
5000,00
3229,68
1,98
-1,76
0,11
Таблица 4.6– Падение напряжения на ГПП НН
Зима
max
Лето
max
P, кВт
Q, квар
R, ом
X, ом
dU, %
5207,64
3742,75
2,43
7,78
1,16
2603,82
1871,38
2,43
7,78
0,58
R, ом
3,82
3,82
X, ом
8,56
8,56
dU, %
0,80
0,40
Таблица 4.7– Падение напряжения на ТП
Зима max
Лето max
P, кВт
207,64
103,82
Q, квар
242,75
121,38
После того как произвели все необходимые расчеты нужно построить
эпюры падений напряжений, рисунки 4.1 и 4.2.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
21
Зима max
U,%
0,0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
-2,0
КЛ
-4,0
-4
-6,21
-6,0
ГПП ВН
-6,99
ВЛ
-6,21
ТП
-8,86
СИП
-7,94
-8,0
-6,78
-10,0
ГПП НН
-9,66
ГПП СН
-11,82
-12,0
-14,0
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Рисунок 4.1 – Эпюра падений напряжения в период зимнего максимума
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
22
Лето max
U,%
0,0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
-1,0
КЛ
-2,0
ГПП ВН
-3,0
-4,0
ВЛ
-4
-5,11
-5,0
-5,49
-5,97
-6,0
ТП
-6,43
-7,0
-5,39
СИП
-6,43
ГПП НН
-6,83
ГПП СН
-7,91
-8,0
-9,0
Рисунок 4.2 – Эпюра падений напряжения в период летнего максимума
выдержано, необходимо применять технические средства регулирования
напряжения.
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Допустимое отклонение напряжения на нагрузках -2,5 до +2,5%, не
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
23
5 Построение результирующей эпюры напряжения с учетом
регулирования для каждого из режимов работы
На
выбранных
трансформаторах
есть
возможность
установки
специального оборудования для регулирования напряжения. Для нашей
задачи для ГПП подходит РПН с диапазоном регулирования ±8 х 1,5 % и для
ТП – ПБВ с диапазоном регулирования ±2·2,5%.
Для каждой из выбраных ступеней регулирования определяется
коэффициент трансформации:
K тр(St ) 
U ВНном 
St  D 
1 
,
U ННном 
100 
(5.1)
где U ВНном , U ННном – номинальные напряжения первичной и вторичной
обмотки трансформатора, кВ; St – ступень регулирования РПН/ПБВ (с учетом
знака); D – шаг регулирования напряжения, %.
Определяется напряжение на вторичной обмотке трансформатора для
Подп. и дата
рассматриваемой ступени:
 U НН  U1ном
U НН(St )  1 
,

100  K тр(St )

(5.2)
где U НН – отклонение напряжения на вторичной обмотке трансформатора
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
без учета регулирования, % (определяется по эпюре); U1ном – номинальное
напряжение сети первичной обмотки трансформатора, кВ (трансформатор
может иметь напряжение номинальное не равное напряжению сети
U1ном  U ВНном ).
Определяется отклонение напряжение с учетом регулирования:
U НН(St ) 
U НН(St )  U 2ном
U 2ном
100 ,
(5.3)
где U ном – номинальное
напряжение
(трансформатор
иметь
может
сети
напряжение
за
трансформатором,
номинальное
не
кВ
равное
Инв. № подп
напряжению сети U 2ном  U ННном ).
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
24
Строим для ступени + 6х1,5%
K тр(St ) 
U ВНном  St  D  36,75  1,5  6 
1 

1 
  5,31
U ННном 
100 
6,3 
100 
Определяется напряжение на вторичной обмотке трансформатора для
рассматриваемой ступени:
 U НН  U1ном  7, 94  35000
U НН(St )  1 
 1 
 6066 В


100  K тр(St ) 
100  5,31

U НН2 
6,066  6
 100%  1,1% .
6
Эпюры, с учетом регулирования, представлены на рисунках 5.1 и 5.2.
Зима max
U,%
4,0
3,21
0,89
2,0
1,1
1,10
1,05
0,18
0,0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20 -0,62
22
24
26
28
30
-2,0
Подп. и дата
-4,0
-6,0
-6,21
-6,78
-7,94
-8,0
-8,86
-10,0
-11,82
-12,0
Взам. инв. №
-9,66
-14,0
Рисунок 5.1 – Эпюра регулирования напряжения в период зимнего максимума
(в норме на всех нагрузках)
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
-4
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
25
Лето max
U,%
4,0
1,66
2,0
1,77
1,31
-0,17
0,91
0,0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
-2,0
-4,0
-4
-5,11
-5,97
-6,0
-6,43
-6,83
-7,91
-8,0
-10,0
Рисунок 5.2 – Эпюра регулирования напряжения в период летнего
Таблица 5.1 – Выбор регулирования ступеней напряжения
Инв. № подп
ГПП
ТП
Зима max
РПН +6х 1,5%
ПБВ +1х2,5%
Лето max
РПН +3х 1,5%
ПБВ +0х2,5%
Таблица 5.2 – Результаты расчетов падения напряжения до и после
регулирования
Участок
ИП
ВЛ 35 кВ
ГПП (до/после)
ГПП СН до регулирования
ГПП СН после регулирования
Зима max
-4
-6,21
-7,94/1,10
-6,99
0,89
Лето max
-4
-5,11
-5,97/1,77
-5,49
1,66
СИП(до/после)
-8,86/0,18
-6,43/1,31
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
максимума
ТП(до/после)
КЛ до регулирования
КЛ после регулирования
Диапазон
-9,66/3,21
-6,83/0,91
-11,82 (выше нормы)
-7,91 (выше нормы)
1,05 (в норме)
-0.17 (в норме)
От -2.5 до 2,5 %
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
26
По эпюрам можно сделать вывод, что регулирование сделано, верно, и
напряжения на обоих нагрузках находятся в допустимых пределах во всех
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
режимах (от -2,5 до 2,5%).
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
27
Заключение
В рамках выполнения курсовой работы рассчитаны параметры
установившегося режима работы системы электроснабжения и на основании
данных параметров выбрано электрическое оборудование.
На
основании
рассчитанных
мощностей
выбраны
следующие
трансформаторы:
 ГПП: ТДТН-25000/35-УХЛ1
 ТП: ТС-400/6-У1.
На основании рассчитанных токовых нагрузок выбраны следующие
проводники:
 ВЛ: АС -120/19;
 СИП: 3хСИП-3 1х16;
 КЛ: 2хПвБбШп-4х95.
Также на основании токовых нагрузок выбрано коммутационное
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
оборудование. Выбраны следующие выключатели: ВР–35–25/630 У2, ВРС-631,5/630 УХЛ2, ВА-450 1600/630А.
После выбора силового и коммутационного оборудования был расчет
удельных параметров: активные и реактивных сопротивлений с целью
дальнейшего расчета потерь напряжения в сети. Далее составлена схема
замещения и посчитаны отклонения по участкам: от источника питания до
потребителей. Данные отклонения заданы по условию: на нагрузках нужно
поддерживать уровень от -2,5 до 2,5%, что не выполняется (в зимнем
максимуме отклонения равны -11,82% и -6,99% на нагрузках, а в летнем -7,91
% и -5,49%), поэтому мной были применены технические средства
регулирования напряжения: РПН на трансформаторе ГПП и ПБВ на
трансформаторе ТП.
В режиме зимнего максимума на трансформаторе ГПП выставлена
Инв. № подп
ступень РПН +6х1,5% и ПБВ +1х2,5%, а в режиме летнего - РПН +3х1,5%,
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
28
при этом отклонения напряжения составляют 1,05 и 0,89% в зимнем
максимуме и 1,66 и -0,17% в летнем максимуме. По эпюрам можно сделать
вывод, что регулирование сделано, верно, и напряжения на нагрузках
находятся в допустимых пределах во всех режимах согласно заданию: от -2,5
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
до 2,5%.
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
29
Список использованных источников
1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2001 - 2004 г.г.,
Глава 1.3. «Выбор проводников по нагреву, экономической плотности тока и
по условиям короны».
2. Кабышев
А.В.
Электроснабжение
объектов.
Ч.1.
Расчет
электрических нагрузок, нагрев проводников и электрооборудования:
Учебное пособие / А.В. Кабышев.– Томск: Изд-во ТПУ, 2007.– 185 с.
3. Федоров А.А., Ристхейн Э. М. Электроснабжение промышленных
предприятий. Учебник для вузов – М.: Энергия, 1981.
4. ГОСТ 11920-73 «Трансформаторы силовые масляные общего
назначения напряжением до 35 кВ включительно. Технические условия».
5. ГОСТ 28249-93 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы
расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ».
6. Номенклатурный
каталог
Подп. и дата
Взам. инв. №
трансформатор».
–
URL:
ресурс].
[Электронный
Инв. № дубл.
«Тольяттинский
https://www.elec.ru/files/2019/02/15/%D0%9D%D0%BE%D0%BC%D0%B5%D
0%BD%D0%BA%D0%BB%D0%B0%D1%82%D1%83%D1%80%D0%BD%D1
%8B%D0%B9_%D0%9A%D0%B0%D1%82%D0%B0%D0%BB%D0%BE%D0
%B3_%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%83%D0%BA%D1%86%D0
%B8%D0%B8_%D0%A2%D0%A2%D0%9E%D0%9E%D0%9E_2019_%D0%B
3..pdf . Режим доступа: свободный (дата обращения 05.05.2021).
7. Межрегиональная трансформаторная корпорация. Каталог «Силовые
трансформаторы»
[Электронный
ресурс].
–
URL:
https://www.trans-
mtk.com/images/katalog%20MTK-Kentau2016.pdf. Режим доступа: свободный
Инв. № подп
Подп. и дата
(дата обращения 05.05.2021).
8. ТС-400 Трансформатор трехфазный сухой мощностью 400 кВА
[Электронный ресурс]. – URL: https://cheb-transformator.com/catalog/ts400/.
Режим доступа: свободный (дата обращения 05.05.2021).
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
30
9. Кабель
ПвБбШп
4х95
[Электронный
ресурс].
–
URL:
Режим
https://perm.cable.ru/cable/kabel-4-zhily_95-mm_v_group-pvbbshp.php.
доступа: свободный (дата обращения 05.05.2021).
10. СИП-3 1х 16 20кВ [Электронный ресурс]. – URL: http://1sipkabel.ru/provod-sip-3-1h-16-20kv/ Режим доступа: свободный (дата обращения
05.05.2021).
11. АС
120/19
[Электронный
ресурс].
–
URL:
https://linijaopory.ru/provod-as-120-19-ves-diametr-sechenie-i-drugiexarakteristiki/Режим доступа: свободный (дата обращения 05.05.2021).
12. Высоковольтный
союз
[Электронный
ресурс].
–
URL:
http://www.vsoyuz.com/ru/produkcija/cb/vakuumnye-vyklyuchateli-10-kv/vrs6.htm. Режима доступа: свободный (дата обращения 05.05.2021).
13. ВА-450
[Электронный
ресурс].
–
URL:
https://ekfgroup.com/catalog/avtomaticheskie-vykljuchatelivozdushnye/vyklyuchateli-avtomaticheskie-serii-va-450-do-1600a.
Режима
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
доступа: свободный (дата обращения 05.05.2021).
460.МСА.13.03.02-2020.00803-01.81.01
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
31