Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Проект внешнего электроснабжения с. Котлубань СПК-Котлубань

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

И ПРОДОВОЛЬСТВИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ДЕПАРТАМЕНТ КАДРОВОЙ ПОЛИТИКИ И ОБРАЗОВАНИЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА: «Электроснабжения сельского хозяйства и ТОЭ »

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ: «Электроснабжение сельскохозяйственных объектов»

"Электроснабжение"

Выполнил:.

Группа:

Шифр 2009/14

Проверил:

2010

Содержание

- -

Введение

Проект внешнего электроснабжения с. Котлубань СПК-Котлубань Городищенского района Волгоградской области выполнен на основании:

- задания на составление курсового проекта;

- материалов обследования населенного пункта (план с нанесением всех построек и помещений М1:1000).

Схемы развития электрических сетей 35/10 и 10/0,38 кВ разрабатываются на основе концепции развития села в увязке со схемой развития электрических сетей энергосистемы на расчетный срок до 10 лет, соответствующий, как правило, генеральному плану населенного пункта.

На основании анализа темпов роста нагрузок в связи с увеличением с.х. производства появлением новых рабочих мест, повышения роста населения в с. Котлубань была вызвана необходимость пересмотра схемы электроснабжения.

В СПК-Котлубань занимаются выращиванием овощных культур (морковь, лук, помидоры, картофель и т.д.) а также производством молока, выращиванием племенных репродуктивных поголовий коров. В 2005 году племрепродуктор СПК-Котлубань получил статус Племзавода по красно-пестрой породе выведенной учеными Волгоградской области. На территории СПК производят масло, крупы, муку.

Курсовой проект предназначен для определения наиболее надежного и эффективного внешнего электроснабжения в с. Котлубань в зависимости от РКУ, нагрузок потребителей и их количества и т.д.

- -

Исходные данные

Таблица 1.

Электрические нагрузки производственных общественных и коммунальных потребителей населенного пункта

Дополнительные исходные данные:

Кол-во домов в населенном пункте – 140;

Существующее годовое потребление электроэнергии 650 кВт* час/дом;

Расчетный период – 10 лет;

Максимальная мощность эл. двигателя – 15,0 кВт

Число часов использования максимума нагрузки – 2800 час;

Мощность к.з. на шинах 10 кВ РТП 640МВА

Отклонение напряжения при 100 % и 25% нагрузке соответственно +3% и -2%;

Дополнительные нагрузки подключенных к линии потребителей: ТП - 2 шт. с мощностью

S1 = 360 кВА и S2 = 460 кВА с cosφ= 0, 5 и 0,65 соответственно;

Удельное сопротивление грунта p = 125 Ом*м;

Мощность питающей подстанции 35/10 кВ – 6300 кВА;

Длина питающей линии 35 кВ L=29 км, мощность системы 640 МВА;

Длины линий 10 кВ L₁=7 км, L₂=6 км, L₃=4 км, L₄=8 км, L₅=5 км.

Климатические условия в районе расположения населенного пункта:

Район по гололеду - I I

Нормативная толщина стенки гололеда - 15 мм

Район по ветру - III

Нормативная скорость ветра - 32 м/с

Среднегодовое количество грозовых часов - 38 ч

- 5 -

1. Расчет электрических нагрузок населенного пункта

Расчет электрических нагрузок населенного пункта производится отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Дневная Р_Джд и вечерняя Р_Вжд нагрузки жилого сектора слагаются из нагрузок жилых домов Р_(Д,В)жд и уличного освещения Р_уо.

(1)

кВт

(2)

Если вечерняя нагрузка больше дневной, то ее считают расчетной и суммируют с ней нагрузку освещения.

Величина расчетной нагрузки уличного освещения:

Р_уо= l × Р_удi (3)

где: l – длина улиц населенного пункта, м;

Р_удi – удельная расчетная нагрузка уличного освещения, Вт/м.

Р_уо= 1730 × 6 = 10380 Вт = 10,38 кВт

кВт

Величина расчетной нагрузки жилых домов:

(4)

(5)

где: k₀ – коэффициент одновременности;

–удельная активная расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом, кВт.

–удельная реактивная расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом, кВт.

Все расчеты сводим в таблицу № 2

- -

Таблица 2.

Нагрузки объектов электрификации

Из таблицы видно, что в НП вечерняя нагрузка больше дневной. Ее полная мощность равна

(6)

С учетом ΔР по формуле:

Рв = Р₁+ΔР₂; (7)

Рв = 77 + 60,8 = 137,8 кВт;

Qв = 29 + 24,6 = 53,6квар;

кВ*А

Вечерняя нагрузка больше дневной, поэтому прибавляем нагрузку уличного освещения определенную ранее по формуле ( 3 ).

Росв = 10,62 кВт, тогда вечерняя нагрузка НП будет:

кВ*А

- -

С учетом потери мощности в линиях и трансформаторе ΔS=6 %;

кВ*А

Нагрузка МТФ: вечерняя кВ*А;

кВ*А

Предварительно выбираем мощность трансформатора S=160 кВ*А. хотя дневная нагрузка больше вечерней, но из табл. Видно, что наибольшая нагрузка–вечерняя.

кВ*А

Коэффициент мощности

Для составления таблицы отклонения и потерь напряжения с целью определения потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ, необходимо рассчитать потери ВЛ 10 кВ. С этой целью выполняют расчет линии 10 кВ.

2. Определение нагрузки на участках питающей

линии (10 кВ), выбор сечения проводов по

экономическим интервалам нагрузок; определение

потери напряжения.

Затраты на ВЛ зависят от конструкции и материала опор, марок и сечения проводов, а также района климатических условий (РКУ): толщины стенки гололеда и скоростного напора ветра.

2.1. Определение нагрузки на участках ВЛ 10 кВ.

Рассмотрим линию 10 кВ с двумя ответвлениями и нагрузкой заданного

объекта Sв = S3 на конце линии. Вся нагрузка ответвлений приведена к точке 1 как

расчетная максимальная – S1 (рис.1).

0 1 2

S3; cosφ₃

L1 L3 L5

L2 L4

S1; cosφ₁ S2; cosφ₂

Рис. 1

- -

Активная и реактивная нагрузка на участке 0-1

Р₀₁= Р₁ + ΔР₂+ ΔР₃и Q₀₁ = Q₁+ ΔQ₂+ ΔQ₃

Полная нагрузка:

(8)

Задано: L₁ = 7 км; L₂= 6 км; L₃ = 4 км; L₄= 5 км; L₅ = 4 км;

S1в = 420 кВА; S2в = 560 кВА

cos φ₁ = 0,65; cos φ₂ = 0,5

РКУ: по гололеду- 4, по ветру- 3.

Данные расчета нагрузки объекта:

S3в = 305 кВА; cos φ₃ = 0,86; Р₂в = 264,42 кВт; Q₂в = 152,8 квар.

Определяем активную и реактивную составляющие нагрузки S₁:

Р₁= S₁ * cos φ₁ = 420*0,65 = 273 кВт; Q₁= 319 квар.

Определяем активную и реактивную составляющие нагрузки S₂:

Р₂= S₂ * cos φ₂ = 560*0,5 = 280 кВт; Q₁= 485 квар.

Нагрузка участка

0-1 ВЛ 10 кВ с учетом Ко = 0,85 из табл. 4.2 /лит.12/ для 3 шт. ТП

Р₀₁ = 0,85 * (273 + 280 + 264,42) = 695 кВт;

Q₀₁ = 0,85 * (319 + 485 + 152,8) = 813 квар.

Принимаем тип опор железобетонные.

2.2. Выбор сечения проводов.

Сечения и марки проводов на участках линии выбираются по экономическим интервалам эквивалентной нагрузки Sэ, которая соответствует минимальным приведенным за расчетный срок затратам. Эта нагрузка меньше расчетной- Sр = S₀₁

Sэ = Кд * Sр (9)

где: Кд- коэффициент динамики роста нагрузки. Для приближенных расчетов можно принять Кд = 0,7.

Sэ = 0,7 * 1070 = 749 кВА.

- 9 -

Экономические интервалы проводов приведены в приложение 2 /лит.3/

Согласно заданных РКУ и Sэ в приложение 2 /лит.3/ для этих данных нет марки провода принимаем провод по табл. 2.5.5. /лит. 11/ Сталеалюминевый провод АС-70/11,0.

Нагрузки на ответвлениях заданы мощностями отдельных ТП, и определяются на участках магистрали по формулам ( 4 ) и ( 5 ). Значения Ко для этого случая приведены в табл. 4.2 /лит.12/.

2.3. Определение потери напряжения на ВЛ 10 кВ.

После выбора марок и сечения проводов рассчитываются потери напряжения на участках ВЛ 10 кВ по формуле:

∆U% = ∆Uуд% * Spi* λi * 10^-3 ( 10 )

где: ∆U% - удельная потеря напряжения, % кВА, км;

Spi и λi- расчетная нагрузка, кВА и длина участка линии, км;

Значение ∆Uуд% приведены в приложение 4 /лит.3/

При выборе проводов и определении потерь напряжения в линиях следует учесть, что согласно /лит. 10/ наименьшее допустимое сечение для ВЛ 10 кВ при толщине стенки гололеда b= 20 мм – АС-70

Максимальная допустимая потеря напряжения в ВЛ 10 кВ – 10%.

Результаты выбора сводим в таблицу 3.

Таблица 3.

Выбор проводов ВЛ 10 кВ

∆U_уч% = Sp * λi *∆Uуд% * 10^-3

- –

3. Таблица отклонений напряжения и потерь напряжения в элементах эл. сети. Определение допустимой потери напряжения в линии 0,38 кВ.

Таблица составляется для проектируемой подстанции, для случаев 100% нагрузки и 25% нагрузки. При её составлении используют заданные значения отклонений напряжения на шинах 10 кВ питающей ПС, полученную выше потерю напряжения в линии 10 кВ,, допустимое отклонение напряжения на клеммах токоприемников, постоянную надбавку напряжения в трансформаторе +5 % и

ПБВ +2х2,5 %, потерю напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке принимают предварительно 4% и потерю напряжения во внутренней проводке

– 1…2%.

В графы приведенной ниже таблицы вносятся известные и принятые заранее величины, перечисленные выше, они обозначены жирным шрифтом.

Неизвестными являются6 надбавка регулятора напряжения трансформатора - ПБВ и потеря напряжения в линии 0,38 кв. наихудшими режимами являются: 100% -ная нагрузка удаленного потребителя и удаленного ТП (УТП) и 25%-ная нагрузка для ближайшего потребителя. Чтобы уменьшить расход металла на ВЛ 0,38 кВ, надо увеличить допустимую в ней потерю напряжения. Для этого принимают ПБВ максимальное – +5% при 100%-ной нагрузке. При этом на шинах 0,38 кВ напряжение не должно превышать +5%.

Неизвестными являются: Надбавка регулятора напряжения трансформатора

-ПБВ и потеря напряжения в линии 0,38 кВ

Таблица 4.

Таблица отклонений напряжения

В соответствии с РУМ у потребителей эл. энергии, расчетная реактивная мощность которых превышает 25 кВар, необходимо предусматривать компенсацию реактивной мощности. В данном проекте такими потребителями являются потребители № 15 и № 17.

Расчетная реактивная мощность компенсации Q_к(д,в)i для отдельных потребителей определяется по формуле:

Q_к(д,в)i = к_с × Q_(д,в)i(2,5)

где: к_с – коэффициент сезонности.

Согласно заданию принимаем к_с= 0,7

Мощность конденсаторной установки выбирается из условия

Q_к(д,в)i ³ Q_куi (2,6)

Для потребителей № 15 и № 17 Q_(д,в)i = 30,60 кВАр

Q_к(д,в)i = 0,7 × 30,60 = 21,42 кВАр

Принимаем конденсаторную установку КС1-038-IIY3 мощностью 18 кВАр

- 11 -

4. Определение числа ТП 10/0,38 кВ и числа трансформаторов на ТП с учетом надежности электроснабжения потребителей 1-й категории. Определение места установки ТП, ее типа и схемы соединения обмоток трансформаторов.

4.1. Определение числа ТП 10/0,38 кВ.

Число ТП приближенно (при равномерной нагрузке по площади НП) можно определить по формуле:

- для протяженного НП

; ( 11 )

- для остальных случаев

; ( 12 )

где: L- длина населенного пункта, км;

Sp- полная расчетная мощность, кВА;

F- площадь НП, км² (определяется приближенно по контуру НП).

Протяженным считается НП, в котором не более 2 улиц, а его длина больше ширины в 4 раза и более.

Если населенный пункт имеет длину более 1 км и нагрузку более 200 кВА, особенно сосредоточенную по концам НП, целесообразна установка 2 ТП. В этом случае площадь НП делят пополам и местоположение каждого ТП определяют раздельно, помещая каждый в центр тяжести нагрузок ЦТН.

По полученным выше данным: Sp = 157,8 кВА, ∆Uдоп% = (табл. 4), и площадь НП F = , получим по формуле ( 12 )

Принимаем Nтп =

- 12 -

4.2. Определение ЦТН ТП 10/0,38 кВ .

Для определения ЦТН каждого ТП на плане НП, выполненного в масштабе,

Наносятся точки приложения нагрузок: вечерней Sв_i и дневной Sд_i каждого потребителя (без учета Ко и ∆Р).

Бытовую нагрузку делят на несколько крупных групп- кварталов, в центре которых приложена их суммарная нагрузка. Остальные нагрузки представляются индивидуально. Наносят оси произвольно и определяют координаты ЦТН по формулам для дневного и вечернего максимумов нагрузки:

( 13 ), ( 14 )

где х, y – абсцисса и ордината ввода i – того потребителя по координатной сетке.

Помещают ТП в середину линии, соединяющей два ЦТП.

Таблица 5.

К расчету координат трансформаторной подстанции

Х_д= 1232,12 / 178,64 = 6,90

Y_д = 1216,48 / 178,64 = 6,80

Х_в = 959,16 / 127,52 = 7,52

Y_д =940,64 / 127,52 = 7,38

Координаты полученной точки определяют центр нагрузок населенного пункта, в котором будет расположена ТП 10/0,4 кВ.

- 13 -

5. Составление расчетной схемы ВЛ 0,38 кВ, выбор сечения проводов по экономическим интервалам нагрузок с проверкой на допустимую потерю напряжения в ВЛ 0,38 кВ.

5.1. Расчетная схема ВЛ 0,38 кВ .

После трассировки линии на плане НП составляют расчетные схемы линий.

В качестве электрических распределительных 0,38 кВ и питающих 10 кВ сетей используются воздушные линии (ВЛ). Конфигурация ВЛ разрабатывается в соответствии с планом населенного пункта и района электроснабжения на принципах кратчайшей сети и равномерности нагрузки по линиям.

Количество отходящих от ТП линий – 4 (принимается согласно заданию).

Схема распределительной сети 0,38 кВ приведена на рис. 1, схема сети 10 кВ приведена на рис. 2.

5. Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ

Определение суммарных электрических нагрузок по линиям 0,38 кВ производится отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки, начиная с наиболее удаленного от ТП участка.

В случае если значение нагрузок потребителей отличается менее чем в 4 раза - расчет производится по формуле:

(5,1)

где: к₀ – коэффициент одновременности

В противном случае суммирование нагрузок производится путем добавок к большей слагаемой нагрузке:

(5,2)

где: Р_{(д,в)макс} – наибольшая из дневных или вечерних активных нагрузок на вводе потребителя расчетного участка, кВт;

DР_(д,в) – добавки (приложение 11)

Средневзвешенные коэффициенты мощности и реактивной мощности расчетного участка, для дневного и вечернего максимумов нагрузки, определяются из выражения:

(5,3)

(5,4)

где: Cosf_(д,в)i , tgf_(д,в)i – соответственно коэффициенты мощности и реактивной мощности потребителей расчетного участка

Результаты расчетов электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ заносятся в таблицу 5,1.

Таблица 5,1

Нагрузки участков линий 0,38 кВ

6. Компенсация реактивной мощности на ТП

На шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ расчетная мощность компенсации определяется из выражения:

Q_{К ТП} £ Q_max (6,1)

где: Q_max – максимальная реактивная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ, кВАр.

Принимаем конденсаторную установку КС2-0,38-IIIY3 мощностью 50 кВАр.

Результаты расчета и выбора компенсирующих устройств сводим в таблицу 6,1.

Таблица 6,1

Выбор компенсирующих устройств в сетях 0,38 кВ и на ТП 10/0,4 кВ

№ потребит.	Реакт. мощность компенсации		Мощн. конденсат.	Марка конденсат.	Остаток неском. реакт. мощн., кВАр
№ потребит.	Q_{к д}, кВАр	Q_{к в}, кВАр	Мощн. конденсат.	Марка конденсат.	Остаток неском. реакт. мощн., кВАр
15	30,60	4,40	18	КС1-038-IIY3	12,60
17	30,60	8,80	18	КС1-038-IIY3	12,60
ТП	78,31	63,02	50	КС2-0,38-IIIY3	28,31

7. Выбор силового трансформатора и КТП10/0,4 кВ

Силовой трансформатор КТП выбирается из условия

S_эн £ S_р £ S_эв (7,1)

где: S_эн и S_эв – соответственно нижняя и верхняя границы экономических интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА;

S_р – расчетная мощность ТП, кВА.

Расчетная мощность ТП определяется по формуле

S_р = к_рн × S_{тп макс} (7,2)

где: к_рн – коэффициент роста нагрузок

S_р =2,0 × 214,73 = 429,46 кВА

По экономическим интервалам нагрузок принимаем трансформатор мощностью 400 кВА. Проверим выбранный трансформатор по систематически допустимой перегрузке в номинальном и после аварийном режимах:

S_р £ S_{тр макс} (7,3)

S_р < S_{тр ном} × к_{ном А} (7,4)

где: S_тр_макс – максимальная систематическая перегрузка трансформатора, кВА;

к_{ном А} - коэффициент допустимых после аварийных перегрузок трансформаторов.

429,46 < 520

429,46 < 1,48 × 400 = 592,00

Условия выполняются.

8. Расчет электрических нагрузок в сетях 10 кВ

Суммирование эл. нагрузок в сетях 10 кВ производится по методике изложенной в разделе 5. Результаты расчета сводим в таблицу 8,1.

Таблица 8,1

Нагрузки участков линий 10 кВ

9. Расчет сети 0,38 кВ

электрический расчет сети 0,38 кВ производится по методу наименьших затрат с последующей проверкой по потере напряжения.

Марки и площадь сечения проводов по наименьшим приведенным затратам выбираются по таблицам интервалов экономических нагрузок. Основой выбора является расчетная эквивалентная мощность по участкам сети, которая определяется по дневному или по вечернему максимуму,

S_{э уч д} = к_д × S_{д уч} (9,1)

S_{э уч в} = к_д × S_{в уч} (9,2)

где: к_д – коэффициент динамики роста нагрузок.

S_{д уч}, S_{в уч} – соответственно полная мощность дневного и вечернего максимума, кВА.

Провод выбирается по наибольшему значению.

Данные расчетов сводятся в таблицу 9,1.

Таблица 9,1

Выбор проводов по участкам линий 0,38 кВ

Потеря напряжения по участкам линий определяется по формуле:

(9,3)

где: DU_уд - удельная потеря напряжения, %/кВА км;

l_уч – длина участка, км.

Удельная потеря напряжения зависит от сечения провода и коэффициента мощности, она определяется графически по приложению 23, 22.

Результаты расчета сводим в таблицу 9,1.

10. Расчет сети 10 кВ

Выбор проводов воздушных линий ВЛ 10 кВ производится аналогично выбору проводов ВЛ 0,38 кВ.

Результаты выбора сводим в таблицу 10,1

Таблица 10,1

Выбор проводов ВЛ 10 кВ

11. Проверка ВЛ 0,38 кВ по условию пуска электродвигателя

Электродвигатель серии 4А мощностью 15 кВт устанавливаем на объекте №17. Произведем проверку ВЛ 0,38 кВ по условию пуска электродвигателя. При пуске данного двигателя напряжение на его зажимах не должно снизиться долее чем на 30% от номинального напряжения линии, в то время, как напряжение на остальных электроприемниках не должно уменьшиться более чем на 20% от номинального напряжения линии.

Потеря напряжения при пуске электродвигателя определяется

(11,1)

где: Z_тр⁽³⁾ – полное сопротивление трансформатора при коротком замыкании, Ом;

Z_л – полное сопротивление линии от ТП до электродвигателя, Ом;

Z_дв – полное сопротивление электродвигателя при коротком замыкании, Ом.

Полное сопротивление линии:

(11,2)

где: åZ_{уч i} – сумма полных сопротивлений участков сети, Ом;

(11,3)

где: Z₀ и Х₀ – соответственно активное и индуктивное сопротивление участков линии, Ом.

Z_Л = 0,0238 + 0,0383 = 0,0621 Ом

Сопротивление электродвигателя при коротком замыкании

(11,4)

где: U_ф - фазное напряжение электродвигателя, В;

K_п – кратность пускового тока;

I_ф – фазный ток двигателя, А.

Для двигателя 4А160М6У3:

Потеря напряжения при пуске электродвигателя:

Полученное значение падения напряжения не выходит за пределы допустимой величины (30%). Поскольку полученное значение меньше 20%, и объект №20 является самым удаленным от ТП по линии №4, то заведомо известно, что падание напряжения на остальных электроприемниках составит менее 20%.

13. Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания производится с целью проверки защитной аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, а так же чувствительность и селективность действия. Расчет токов КЗ производится в именованных единицах. Для расчета токов КЗ составим эквивалентную однолинейную схему:

Рис. 13.1. Эквивалентная однолинейная схема

Z₁ – Сопротивление питающей сети.

Z₂, Z₈ – Сопротивление ВЛ 10 кВ.

Z₃ – Сопротивление трансформатора ТП 10/0,4 кВ току КЗ.

Z₄ – Z₇ – Сопротивление отходящих линий 0,38 кВ.

Рис. 13.2. Схема замещения

Приведенное сопротивление питающей сети определяется по формуле:

(13,1)

где: U_б – базисное напряжение, принимается 400 В;

S_кз – мощность КЗ на шинах РТП 35/10 кВ, ВА

Z_с= 400² / 200 × 10⁶ = 8 × 10^-4 Ом

Для линий 10 кВ приведенные сопротивления определяют по формулам:

R_лi = 1,45 × 10^-3 × R_у × l_у (13,2)

Х_лi = 1,45 × 10^-3 × Х_у × l_у (13,3)

где: R_у и Х_у – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 10 кВ, Ом/км.

Сопротивление ВЛ 10 кВ:

Z_л = Z_3-ртп + Z_1-3 + Z_2-1

R_3-ртп = 1,45 × 10^-3 × 0,85 × 2 = 0,00247 Ом

Х_3-ртп = 1,45 × 10^-3 × 0,4 × 2 = 0,00116 Ом

R_1-3= 1,45 × 10^-3 × 1,1 × 2,83 = 0,00451 Ом

Х_1-3 = 1,45 × 10^-3 × 0,4 × 2,83 = 0,00164 Ом

R_2-1= 1,45 × 10^-3 × 1,1 × 3,16 = 0,00504 Ом

Х_2-1 = 1,45 × 10^-3 × 0,4 × 3,16 = 0,00183 Ом

Z_л = 0,00273 + 0,0048 + 0,00536 = 0,01289 Ом

Сопротивление линий 0,38 кВ определяются по формулам:

R_лi = R_у × l_у (13,4)

Х_лi = Х_у × l_у (13,5)

где: R_у и Х_у – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 0,38 кВ, Ом/км.

Линия 1

R_7-ТП= 0,588 × 0,056 = 0,0329 Ом

R_15-7= 0,85 × 0,108 = 0,0918 Ом

R_12-14-15= 1,10 × 0,090 = 0,099 Ом

R_Л1 = 0,0329 + 0,0918 + 0,099 = 0,2237 Ом

Х_Л1= 0,3 × 0,254 = 0,0762 Ом

Линия 2

R_{19 - 16 – 4 - ТП}= 0,42 × 0,355 =0,1491 Ом

R_20-19= 0,588 × 0,042 = 0,0247 Ом

R_Л2 = 0,1491 + 0,0247 = 0,1738 Ом

Х_Л2= 0,3 × 0,397 = 0,1191 Ом

Линия 3

R_{1 – 6 - ТП}= 0,588 × 0,044 = 0,0259 Ом

R_2-1= 0,85 × 0,060 = 0,051 Ом

R_Л3 = 0,0259 + 0,051 = 0,0769 Ом

Х_Л3= 0,3 × 0,104 = 0,0312 Ом

Линия 4

R_Л4= 0,588 × 0,191 = 0,1123 Ом

Х_Л4= 0,3 × 0,191 = 0,0573 Ом

Ток трехфазного КЗ на элементах сети 10 кВ определяется по формуле:

(13,6)

где: Z_å суммарное сопротивление ВЛ от РТП до точки КЗ

Ток трехфазного КЗ на элементах сети 0,38 кВ определяется по формуле:

(13,7)

Ток двухфазного КЗ определяется по формуле:

I_КЗ⁽²⁾ = 0,87 I_КЗ⁽³⁾ (13,8)

Ток однофазного КЗ определяется по формуле:

(13,9)

где: Z_ТР⁽¹⁾ / 3 – приведенное сопротивление трансформатора току однофазного КЗ, Ом;

Z_Ф-0 – сопротивление петли фаза – нуль, Ом.

Результаты расчета токов КЗ сводим в таблицу 13,1.

Таблица 13,1

Проект внешнего электроснабжения с. Котлубань СПК-Котлубань