Будь умным!


У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.ru

Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2016-03-30

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Выберите тип работы:

Скидка 25% при заказе до 29.1.2022

"Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи"

Министерство сельского хозяйства и продовольствия

Республики Беларусь

Белорусский Государственный Аграрный Технический Университет

Кафедра Электроснабжения с/х

Расчетно-пояснительная записка к КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства»

на тему

«Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи» Выполнил: студент 4 курса АЭФ

20эпт группы Сазановец А.В.

Руководитель: Кожарнович Г. И.

Минск 2009г. Аннотация

Курсовой проект состоит из пояснительной записки на листах машинописного текста формата А4, и графической части, выполненной на двух листах формата А1. Пояснительная записка содержит 3 рисунка и 20 таблиц.

Графическая часть работы включает в себя план электрической сети 0,38 кВ, расчетную схему линии 0,38 и конструкцию предохранителей, используемых в МТП.

В данном курсовом проекте осуществлено проектирование электроснабжения населенного пункта Свиридовичи.

Произведен выбор проводов линии 10 кВ, определено число и место расположения КТП 10/0,4 кВ, рассчитано сечение проводов линии 0,38 кВ по методу экономических интервалов мощностей, произведен расчет токов короткого замыкания, выбрано оборудование и аппараты защиты. Разработаны мероприятия по защите линий от перенапряжений, а также рассчитано заземление сети 0,38 кВ.

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения – один из важнейших факторов технического процесса.

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии – угля, сланцев, на больших реках.

Самый высокий показатель системы электроснабжения – надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение – плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов. Основные особенности: необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по всей территории; низкое качество электроэнергии; требования повышенной надежности и т.д.

Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.

1. Исходные данные

Таблица 1.1 Исходные данные для расчета линии высокого напряжения.

Отклонение напряжения на шинах, %

Sк.з. на шинах ИП, МВА

Соотношение мощностей

dU100

dU25

Pп / Pо

+7 -2 900 0,5

Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям.

п/п

Наименование Номер шифра Дневной максимум, кВт Вечерний максимум, кВт

1 Плотницкая 340 10 8 1 0 2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 356 5 4 5 4 3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 382 4 3 4 2 4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 518 15 10 8 0 5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 527 5 3 14 8 6 Фельдшерско-окушерский пункт 536 4 0 4 0 7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 553 4 0 4 2 8 Баня на 5 мест 559 3 2 3 2

2. Расчёт электрических нагрузок в сетях

2.1 Расчёт электрических нагрузок в сетях напряжением 380/220 В

Электрические нагрузки в сетях напряжением 380/220 В складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений производственных потребителей, а также нагрузки наружного освещения.

Подсчёт нагрузок по участкам линий проводят после выбора количества трансформаторных подстанций (ТП), места их установки и нанесения трассы линии на план объекта. Затем отходящие от ТП линии разбивают на участки длиной не более 100 м. Все однородные потребители, присоединённые к данному участку линии, объединяют в группы и определяют их суммарную нагрузку отдельно по дневному Рд и отдельно по вечернему Рв максимумам. При смешанной нагрузке создаются отдельные группы из потребителей жилых домов, производственных, общественных, коммунальных предприятий.

Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем все коммунально-бытовые потребители, присваиваем номера группам.

Нагрузку на вводе в жилой дом определим по номограмме ([1], рис. 3.1.) исходя из существующего годового потребления электроэнергии (согласно заданию 850 кВт·ч) на седьмой расчётный год. При годовом потреблении 1050 кВт·ч/дом расчётная нагрузка на вводе составляет Рр.i.=2,3кВт·ч/дом.

Для определения суммарной расчётной активной нагрузки всего населённого пункта делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчётную нагрузку каждой группы по формулам:

, (2.1)

,  (2.2)

где Рд, Рв – соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n – количество потребителей в группе, шт.;

Pр – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт;

kд, kв – соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей (дома без электроплит) kд = 0,3, kв = 1 ([1], стр. 39);

kо – коэффициент одновременности, принимается в зависимости от количества потребителей в группе и нагрузки на вводе (для жилых домов) (таблица 5.1 [1]).

Первая группа: жилые дома (107 домов):

Рд.1. = 0.258·2.3·107·0.3 = 19.1 кВт,

Рв.1. = 0.258·2.3·107·1 = 63.5 кВт.

Вторая группа: административное здание, плотницкая, магазин,пожарное депо

 кВт, (2.3)

 кВт. (2.4)

Коэффициент одновремённости k0 = 0.775

Третья группа:дом культуры, хлебопекарня, баня, фельдшерско-акушерский пункт

Рд.3. = 0.775· (5+5+3+4) =13,18 кВт,

Рв.3. = 0.775· (3+4+2+0) =6,98 кВт.

Коэффициент одновремённости k0 = 0.775

Расчётная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:

 Вт =11.8 кВт (2.5)

где Руд.ул. = 5.5 Вт/м – удельная нагрузка на один погонный метр улицы, для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий с шириной проезжей части 5…7 м;

ℓул. – общая длина улиц м;

Суммируя расчётные нагрузки всех трёх групп

Данное действие производится согласно формуле:

 кВт, (2.6)

 кВт. (2.7)

где РБ – большая из нагрузок, кВт;

∆РД.i, ∆РВ.i – соответственно надбавка соответствующая меньшей дневной и вечерней нагрузке, кВт.

Расчётная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, т.к. он больший. С учётом уличного освещения расчётная мощность ТП определяется по формуле:

РТП = РТП.В. + РР.УЛ. = 77+ 11.8 = 88,8 кВт. (2.8)

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле:

,  (2.9)

где cosφi – коэффициент мощности i-го потребителя;

Рi – мощность i-го потребителя, кВт.

Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей.

№ Потребитель

Pд,

кВт

Qд,

кВт

Pв,

кВт

Qв,

кВт

cosjД cosjв 1 Плотницкая 10 8 1 0 0,78 1 2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 4 5 4 0,78 0,78 3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 3 4 2 0,8 0,89 4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 10 8 0 0,83 1 5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 3 14 8 0,86 0,87 6 Фельдшерско-окушерский пункт 4 0 4 0 1 1 7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 0 4 2 1 0,89 8 Баня на 5 мест 3 2 3 2 0,83 0,83

Полная расчётная нагрузка на шинах ТП дневного максимума определяется по следующей формуле:

 кВ·А. (2.10)

Полная расчётная нагрузка на шинах ТП вечернего максимума определяется по следующей формуле:

 кВ·А.

Для определения числа ТП первоначально необходимо определить допустимые потери напряжения. Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы +5%, а при нагрузке 25% за пределы 0% от номинального.

Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0,38кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора результаты сводим в таблицу 2.2.

Таблица №2.2. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

N

п/п

Элементы схемы Нагрузка 100% 25% 1 Шины питающей подстанции +7 -2 2 ВЛ – 10кВ -8 0,5 3

Трансформатор 10/0,38 кВ:

надбавка

потери напряжения

+7,5

-4.0

+7,5

-1.0

4

Линия 0,38 кВ

потери во внутренних сетях

потери во внешних сетях

-1,5

-6

0

0

5 Отклонение напряжения у потребителя -5.0 5

Число ТП для населённого пункта определим по формуле:

шт, (2.11)

Принимаем NТП=2

где F = 0.37 км2 – площадь населённого пункта;

∆U%=6% – допустимая потеря напряжения, которая определена согласно табл. 2.2 (потери во внешних сетях).

Т.к. число ТП равно двум, то делим населённый пункт на две примерно равные зоны и дальнейший расчёт производим для каждой зоны отдельно. В каждой зоне сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им

номера 1, 2, 3 и т.д. На плане населённого пункта наметим трассы ВЛ 380/220В и разобьём их на участки не более 100 м.

На плане населённого пункта нанесём оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей для каждой из зон отдельно.

Определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Расчётная нагрузка группы из 4 жилых домов:

• дневная

 кВт;

• вечерняя

 кВт.

Расчётная нагрузка группы из 5 жилых домов:

• дневная

 кВт;

• вечерняя

 кВт.

Расчётная нагрузка группы из 6 жилых домов:

• дневная

 кВт;

• вечерняя

 кВт.

Расчётная нагрузка группы из 7 жилых домов:

• дневная

 кВт;

• вечерняя

 кВт.

Полученные значения координат нагрузок, дневные и вечерние расчётные нагрузки, а также значения коэффициентов мощности (см. табл. 2.1) сведём в таблицу 2.3.

Таблица №2.3. Результат расчёта нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координат

Номер потре-бителей и групп Наименование потребителей Расчётная мощность, кВт Координаты нагрузок Коэффициент мощности Рд Рв х у cosφд cosφв 1-я зона 1 7 домов 2,27 7,57 358 205 0.9 0,93 3 4 дома 1,6 5,38 290 142 0.9 0,93 4 6 домов 2,1 6,9 210 185 0.9 0,93 5 4 дома 1,6 5,38 143 202 0.9 0,93 6 Баня на 5 мест 3 3 92 215 0.83 0.83 7 5 домов 1,83 6.1 410 125 0.9 0,93 8 Фельдшерско-окушерский пункт 4 4 460 125 1 1 9 5 домов 1,83 6.1 501 128 0.9 0,93 10 6 домов 2,1 6,9 560 132 0.9 0,93 11 4 дома 1,6 5,38 345 62 0.9 0,93 12 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 14 295 52 0.86 0,87 13 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 5 286 54 0,78 0,78 14 5 домов 1,83 6.1 220 62 0.9 0,93 15 6 домов 2,1 6,9 142 96 0.9 0,93 16 5 домов 1,83 6.1 52 102 0.9 0,93 Итого 2-я зона 17 7 домов 2,27 7,57 350 382 0.9 0,93 18 6 домов 2,1 6,9 350 450 0.9 0,93 19 4 дома 1,6 5,38 350 542 0.9 0,93 21 4 дома 1,6 5,38 302 294 0.9 0,93 22 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 4 273 295 1 0,89 23 7 домов 2,27 7,57 200 297 0.9 0,93 24 5 домов 1,83 6.1 120 298 0.9 0,93 25 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 4 412 300 0,8 0,89 26 6 домов 2,1 6,9 490 302 0.9 0,93 27 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 8 556 303 0.83 1 28 Плотницкая 10 1 590 304 0,78 1 29 5 домов 1,83 6.1 596 314 0.9 0,93 30 6 домов 2,1 6,9 600 392 0.9 0,93 Итого  

 

Определим центр нагрузок для каждой зоны по формуле:

 (2.12)

 

Аналогичным образом производим расчёт центра нагрузки для второй зоны и получаем, что Х2 = 393м и Y2 = 348м

3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

Cоставим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину.

Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.

Рис. 1. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП1

Рис.2. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП2

ТП-1

Участок 9-10

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 8-9

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 7-8.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 2-7.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 2-1.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок ТП-2.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

кВ·А.

Участок 5-6

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 4-5.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для: дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

кВ·А.

Участок 3-4.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок ТП-3

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

кВ·А.

Участок 15-16

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 14-15

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 13-14

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 12-13

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 11-12

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок ТП-11

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Аналогичным образом рассчитываем оставшийся участки для ТП-2, полученные результаты занесем в таблицу 3.1

Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП1

Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-o одновременн

Надбавка ∆Pд кВт

Надбавка ∆Pв кВт

Наружное освещение

кВТ

9-10 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,4 8-9 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,3 7-8 5,8 12,15 0,957575 0,950364 6,056969 12,78458 - 1.8 2.4 0,3 2-7 6,9 15,8 0,943766 0,943557 7,311136 16,74514 - 1.1 3.65 0,4 2-1 2,27 6,1 0,9 0,93 2,522222 6,55914 - - - 0,4 ТП-2 8,2 19,4 0,932932 0,939781 8,789496 20,64311 - 1.3 3.6 0,43 5-6 3 3 0,83 0,83 3,614458 3,614458 - - - 0,43 4-5 3,95 7,18 0,854348 0,8942 4,62341 8,029519 - 0.95 1.8 0,5 3-4 5,2 11,28 0,870194 0,911744 5,975679 12,37189 - 1.25 4.1 0,5 ТП-3 6,15 14,38 0,877207 0,91764 7,010886 15,67064 - 0.95 3.1 0,3 15-16 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,4 14-15 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,5 13-14 3,583125 11,8875 0,9 0,93 3,98125 12,78226 0.75 - - 0,3 12-13 7,15 14,8875 0,830095 0,885588 8,613468 16,81086 - 2.15 3 0,2 11-12 10,15 23,3875 0,842402 0,878034 12,04888 26,63622 - 3 8.5 0,2 ТП-11 11,1 26,5375 0,850245 0,887752 13,05506 29,89291 - 0.95 3.15 0,4

Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП2

Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-т одновременн

Надбавка ∆Pд кВт

Надбавка ∆Pв кВт

Наружное освещение

кВТ

18-19 1,6 5,38 0,9 0,93 1,777778 5,784946 - - - 0,5 17-18 2,775 9,21 0,9 0,93 3,083333 9,903226 0.75 - - 0,5 ТП-17 3,78375 12,585 0,9 0,93 4,204167 13,53226 0.75 - - 0,4 23-24 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,3 22-23 3,075 10,2525 0,9 0,93 3,416667 11,02419 0.75 - - 0,41 21-22 5,8 12,6525 0,956537 0,918774 6,063539 13,77107 - 1.8 2.4 0,53 20-21 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - 0.95 3.15 0,2 ТП-20 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - - - 0,72 29-30 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,41 28-29 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,37 27-28 11,8 10,35 0,807318 0,936512 14,6163 11,05165 - 1.8 0.6 0,2 26-27 22,3 15,15 0,820013 0,96419 27,19469 15,71266 - 7.3 4.8 0,4 25-26 23,55 19,25 0,826897 0,953491 28,47996 20,18896 - 1.25 4.1 0,5 ТП-25 25,95 21,65 0,822992 0,942568 31,53129 22,96916 - 2.4 2.4 0,4

  5.84

Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).

ТП1:

 кВт,

 кВт.

ТП2:

 кВт,

 кВт.

Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:

 кВт,

 кВт

Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле:

Для ТП1:

.

Для ТП2:

Определим полные расчётные мощности ТП по формуле:

Для ТП1:

 кВ·А.

Для ТП2:

 кВ·А.

По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными:

Номинальная мощность SТР, кВ·А ………………………………… 63

Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Yн-0

Потери холостого хода ∆РХХ, Вт ………………………………….. 240

Потери короткого замыкания ∆РКЗ, Вт ………………………….. 1280

Напряжение короткого замыкания UКЗ, % от UН …………………. 4,5

Находим экономические нагрузки на участках по формуле:

,  

где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;

КД = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).

Произведём расчёт для ТП1:

Дневной максимум: Вечерний максимум:

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5.

По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.

Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.

Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 кВ (внешние сети) 6%).

,

где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;

ℓУЧ – длина участка, км;

UН – номинальное линейное напряжение, кВ;

r0 – удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 0С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1);

х0 – индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм;

Для линии 1:

Для дневного максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Для вечернего максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле:

,

где UН – номинальное линейное напряжение, В.

Для линии 1:

Для дневного максимума:

Для вечернего максимума:

Проводим аналогичный расчёт для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведёт к изменению r0 и х0, а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 кВ (в крайних случаях) составляет 70 мм2, т.е. провод А70.

Таблица №2.5. Результат расчёта ВЛ 0,38 кВ

Номер участка Экономическая нагрузка Sэ.д., кВА Экономическая нагрузка Sэ.в., кВА Марка и сечение проводов Сопротивление проводов ∆Uд, В ∆Uв, В ∆Uд, % ∆Uв, % Актив-ное rо, Ом/км Реактив-ное хо, Ом/км ТП1 9-10 1,6333 5,1948 4А25+А25 1.14 0.319 0,54 1,65 0,136 0,43 8-9 2,2925 7,34 4А25+А25 1.14 0.319 0,48 1,55 0,127 0,41 7-8 4,2478 8,9496 4А25+А25 1.14 0.319 0,98 2,07 0,258 0,54 2-7 5,1175 11,726 4А25+А25 1.14 0.319 1,55 3,54 0,407 0,93 2-1 1,7656 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,62 1,63 0,163 0,42 ТП-2 6,1527 14,458 4А25+А25 1.14 0.319 1,64 3,85 0,430 1,01 5-6 2,5302 2,5302 4А25+А25 1.14 0.319 0,64 0,64 0,169 0,16 4-5 3,2367 5,6204 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 1,96 0,292 0,51 3-4 4,1825 8,6603 4А25+А25 1.14 0.319 1,52 3,20 0,399 0,84 ТП-3 4,907 10,965 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 2,52 0,291 0,66 15-16 1,4233 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 0,97 0,118 0,25 14-15 2,2925 7,338 4А25+А25 1.14 0.319 0,80 2,46 0,211 0,64 13-14 2,7865 8,9471 4А25+А25 1.14 0.319 0,59 1,90 0,154 0,50 12-13 6,0228 11,776 4А25+А25 1.14 0.319 0,92 1,84 0,241 0,48 11-12 8,4317 18,646 4А25+А25 1.14 0.319 1,44 3,23 0,378 0,85 ТП-11 9,1343 20,924 4А25+А25 1.14 0.319 2,50 5,83 0,658 1,53 ТП2 18-19 1,2444 4,0495 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 1,50 0,120 0,39 17-18 2,1583 6,9323 4А25+А25 1.14 0.319 0,79 2,57 0,209 0,67 ТП-17 2,9429 9,4726 4А25+А25 1.14 0.319 0,82 2,68 0,217 0,70 23-24 1,4233 4,5914 4А25+А25 1.14 0.319 0,36 1,17 0,095 0,31 22-23 2,3917 7,7169 4А25+А25 1.14 0.319 0,58 1,91 0,154 0,50 21-22 4,2445 9,6397 4А25+А25 1.14 0.319 1,13 2,55 0,298 0,67 20-21 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44 ТП-20 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44 29-30 1,6333 5,1935 4А25+А25 1.14 0.319 0,30 0,96 0,080 0,25 28-29 2,2925 7,3387 4А25+А25 1.14 0.319 0,42 1,36 0,112 0,36 27-28 10,231 7,7362 4А25+А25 1.14 0.319 1,04 0,82 0,276 0,21 26-27 19,036 10,998 4А25+А25 1.14 0.319 4,17 2,48 1,097 0,65 25-26 19,936 14,132 4А25+А25 1.14 0.319 5,66 4,13 1,492 1,08 ТП-25 22,071 16,078 4А25+А25 1.14 0.319 5,12 3,85 1,349 1,01

Проведём проверку на соответствие потери напряжения в линиях.

ТП1

Линия ТП1-2:

• дневной максимум:

∆UД% =0.136+0.127+0.258+0.407+0.163+0.43=1.5% < 6%;

• вечерний максимум:

∆UВ% =0.43+0.41+0.54+0.93+0.42+1.01=3.74% < 3.5%.

Линия ТП1-3:

• дневной максимум:

∆UД% =0.169+0.292+0.399+0.291=1.15% < 6%;

• вечерний максимум:

∆UВ% =0.16+0.51+0.84+0.66=2.17% < 6%.

Линия ТП1-11:

• дневной максимум:

∆UД% =0.118+0.211+0.154+0.241+0.378+0.658=1.76% < 6%;

• вечерний максимум:

∆UВ% =0.25+0.64+0.5+0.48+0.85+1.53=4.25% < 6%.

Остальные потери рассчитываем по аналогии и сводим в таблицу № 3.2

Таблица № 3.2 потери напряжения в линии.

Участки ТП

∆UД%

∆UВ%

ТП1 ТП-2 1.5 3.74 ТП-3 1.15 2.17 ТП-11 1.76 4.25 ТП2 ТП-17 0.55 1.78 ТП-20 0.92 2.38 ТП-25 1.35 1.01

Потери в конце линий не превышает допустимых значений, о чём свидетельствует вышеприведенная проверка.

4. Электрический расчет сети 10кВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.

Рис. 3. Расчётная схема линии 10 кВ 4.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно – дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

Pр = Pнаиб. + SDР,                                        (4.1)

где    Рр – расчетное значение максимальной мощность, кВт;

Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт;

SDР – сумма надбавок (таблица 3.10 [3]), кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети определяем максимальные нагрузки. Расчеты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Расчет максимальных нагрузок сети 10кВ.

Участок сети Расчет максимальной нагрузки 7-8

Р7-8д = Р8д =70 кВт,

Р7-8в = Р8в =100 кВт

7-9

Р7-9д = Р 9д =160 кВт,

Р7-9в = Р 9в =200 кВт,

6-7

Р6-7д = Р7-9д + DР7-8Д +DР7Д =160+52+115=327 кВт,

Р6-7в= Р 7в + DР7-8в +DР7-9в =250+74.5+155=479.5 кВт,

6-10

Р6-10д = Р 10д =200 кВт,

Р6-10в = Р10в =75кВт,

1-6

Р1-6д = Р 6-7д + DР6-10д +DР6д =327+155+15.1=497.1 кВт,

Р1-6в = Р6-7в+DР6-10в +DР6в =479.5+56+74.5=610 кВт

3-5

Р3-5д = Р5д =51.85 кВт,

Р3-5в = Р5в =86.19 кВт

3-4

Р3-4д = Р4д = 120 кВт,

Р3-4в = Р4в = 150 кВт

2-3

Р2-3д = Р3-4д +DР3-5д +DР3д =120+37+36.5=193.5 кВт,

Р2-3в = Р3-4в +DР3-5в +DР3в =150+65+67=282 кВт

1-2

Р1-2д = Р2-3д +DР 2д =193.5+115=308.5 кВт,

Р1-2в = Р 2-3в +DР2в =282+59.5=341.5 кВт,

ИП-1

РИП-1д =Р1-6д + DР1-2д +DР1д =497.1+243+32.4 =772.5 кВт,

РИП-1в = Р1-6в + DР1-2в +DР1в =610+267+63=940 кВт

4.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

         (4.2)

где    Pi – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;

Таблица 4.2 Значения cosj для всех участков линии.

Номер НП Рд/Рв cosjд cosjв 1 0.53 0.88 0.93 2 1,88 0.73 0.73 3 0.56 0.88 0.93 4 0.8 0.83 0.91 5 0.6 0.81 0.84 6 2.3 0.73 0.73 7 0.6 0.88 0.93 8 0.7 0.83 0.91 9 0.8 0.83 0.91 10 2.67 0.73 0.73

Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности:

Участок сети 7-8:

Участок сети 7-9

Участок сети 6-7

Участок сети 6-10

Участок сети 1-6

Участок сети 3-5

Участок сети 3-4

Участок сети 2-3

Участок сети 1-2

Участок сети ИП-1

4.3 Определение полных мощностей на участках сети.

Определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

 (4.3)

где    Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

4.4 Определение эквивалентной мощности

Определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле

Получаем:

Участок сети 7-8

Участок сети 7-9

Участок сети 6-7

Участок сети 6-10

Участок сети 1-6

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей.

Участок сети

Pд,

Pв,

сosд

сosв

Sд,

Sв,

Sэд,

Sэв,

кВт кВт КВА КВА КВА КВА 7-8 70 100 0,83 0,91 84,33735 109,8901 59,03614 76,92308 7-9 160 200 0,83 0,91 192,7711 219,7802 134,9398 153,8462 6-7 327 479,5 0,849737 0,919091 384,825 521,7112 269,3775 365,1978 6-10 200 75 0,73 0,73 273,9726 102,7397 191,7808 71,91781 1-6 497,1 610 0,801189 0,868532 620,4529 702,3346 434,317 491,6342 3-5 51,85 86,19 0,81 0,84 64,01235 102,6071 44,80864 71,825 3-4 120 150 0,83 0,91 144,5783 164,8352 101,2048 115,3846 2-3 193,5 282 0,836595 0,897022 231,2948 314,3736 161,9064 220,0615 1-2 308,5 341,5 0,790047 0,860111 390,4832 397,0418 273,3383 277,9292 ИП-1 772,5 940 0,801317 0,870798 964,0376 1079,469 674,8263 755,6286 4.5 Определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений.

Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Район по гололеду – I.

Подбираем:

Участок 8-7:

Интервал экономических нагрузок до 400кВА. Выбираем провод

АС-25 (по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ–АС-35).

Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 4.4.

4.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

  (4.5)

 (4.6)

где    Sуч – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

r0 х0 – активное и инлуктивное сопротивление проводов:

для провода АС-35: r0=0.973 a x0=0.352, для провода АС-50: r0=0.592 a x0=0.341; для провода АС-70: r0=0.42 a x0=0.327

Участок 7-8

Участок 7-9

Участок 6-7

Участок 6-10

Участок 1-6

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.5.

Таблица 4.4 Результаты расчетов линии 10кВ (по большей нагрузке).

Участок Мощность Длина участка, км Марка Потери напряжения на участках,% Актив-ная, кВт Полная, кВА Эквива-лентная, кВА провода

7-8

100 84,34 76,92 3,3 АС-35 0,308 7-9 200 192,77 153,85 1,7 АС-50 0,256 6-7 479,5 384,83 365,20 3 АС-70 1,322 6-10 75 273,97 71,92 3,3 АС-35

0,273

1-6 610 620,45 491,63 2,3 АС-50 0,851 3-5 86,19 64,01 71,83 2,4 АС-35 0,207 3-4 150 144,58 115,38 3,2 АС-50 0,359 2-3 282 231,29 220,06 4 АС-70 0,656 1-2 341,5 390,48 277,93 4,4 АС-70 0,922 ИП-1 940 964,04 755,63 4,6 АС-70 2,614

Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ИП, будет определяется следующим образом:

Линия Л1:

DUИП-4=DUИП-1+DU1-2+DU2-3+DU3-4 =2,614+0,922+0,656+0,359=4.56%

Линия Л2:

DUИП-8=DUИП-1+DU1-6+DU6-7 +DU 7-8 =2,614+0,851+1,322+0,308=5.1%

Линия Л3:

DUИП-10=DUИП-1+DU1-6+DU6-10=2,614+0,851+0,273=3.74%

Если падение напряжения не будет входить в допустимые пределы, то увеличиваем сечение, начиная с первого участка, до тех пор, пока падение напряжения не будет удовлетворять норме(8.0% в данном случае)

Наибольшее значение падения напряжения DUнаиб. = DUИП-5 = 5.1%,

Проверяем условие DUдоп ≥ DUнаиб,         DUдоп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп =8 %.

Так как условие 8 >5.1 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

5. Определение потерь электрической энергии 5.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

             (5.1)         

где S0-полная мощность на участке;

r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

 l – длина участка, км;

 t - время максимальных потерь, ч.

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1        Потери электрической энергии в линии 0.38кВ

Номер участка Длина участка ℓуч, км Расчётная мощность Рр., кВт Коэффициент мощности cosφ Максимальная полная мощность Sуч, кВА Марка и сечение проводов Активное сопротивление проводов ro, Ом/км Время использования максимальной нагрузки Тmax, ч Время потерь τ, ч Потеря энергии на участке ∆Wв, кВт·ч ТП1 9-10 0,072 6,9 0,93 7,419355 4А25+А25 1.14 900 400 28,16 8-9 0,048 9,75 0,93 10,48387 4А25+А25 1.14 900 400 37,49 7-8 0,052 12,15 0,950364 12,78458 4А25+А25 1.14 1200 450 80,52 2-7 0,068 15,8 0,943557 16,74514 4А25+А25 1.14 1200 450 180,64 2-1 0,08 6,1 0,93 6,55914 4А25+А25 1.14 900 400 24,45 ТП-2 0,06 19,4 0,939781 20,64311 4А25+А25 1.14 1200 450 242,23 5-6 0,06 3 0,83 3,614458 4А25+А25 1.14 900 400 5,57 4-5 0,08 7,18 0,8942 8,029519 4А25+А25 1.14 900 400 36,65 3-4 0,084 11,28 0,911744 12,37189 4А25+А25 1.14 1200 450 121,81 ТП-3 0,052 14,38 0,91764 15,67064 4А25+А25 1.14 1200 450 120,98 15-16 0,072 6,1 0,93 6,55914 4А25+А25 1.14 900 400 22,01 14-15 0,08 9,75 0,93 10,48387 4А25+А25 1.14 900 400 62,48 13-14 0,048 11,8875 0,93 12,78226 4А25+А25 1.14 1200 450 74,30 12-13 0,036 14,8875 0,885588 16,81086 4А25+А25 1.14 1700 750 136,54 11-12 0,04 23,3875 0,878034 26,63622 4А25+А25 1.14 2200 1000 492,91 ТП-11 0,064 26,5375 0,887752 29,89291 4А25+А25 1.14 2200 1000 993,29 ТП2 18-19 0,084 5,38 0,93 5,784946 4А25+А25 1.14 900 400 8,88 17-18 0,084 9,21 0,93 9,903226 4А25+А25 1.14 900 400 26,02 ТП-17 0,064 12,585 0,93 13,53226 4А25+А25 1.14 1200 450 41,64 23-24 0,058 6,1 0,93 6,55914 4А25+А25 1.14 900 400 7,88 22-23 0,056 10,2525 0,93 11,02419 4А25+А25 1.14 1200 450 24,18 21-22 0,06 12,6525 0,918774 13,77107 4А25+А25 1.14 1200 450 40,42 20-21 0,032 15,8025 0,922123 17,13708 4А25+А25 1.14 1200 450 33,39 ТП-20 0,092 15,8025 0,922123 17,13708 4А25+А25 1.14 1200 450 95,99 29-30 0,056 6,9 0,93 7,419355 4А25+А25 1.14 900 400 9,73 28-29 0,056 9,75 0,93 10,48387 4А25+А25 1.14 900 400 19,44 27-28 0,032 10,35 0,936512 11,05165 4А25+А25 1.14 1700 750 23,14 26-27 0,068 15,15 0,96419 15,71266 4А25+А25 1.14 1700 750 99,40 25-26 0,088 19,25 0,953491 20,18896 4А25+А25 1.14 1700 750 212,38 ТП-25 0,072 21,65 0,942568 22,96916 4А25+А25 1.14 2200 1000 299,89

  5.2 Определение потерь электрической энергии в линии 10кВ

Расчет ведем так же как и для линии 0.38кВ.

        

Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 Потери электрической энергии в линии 10кВ.

Номер участка

Длина участка

ℓуч, км

Расчётная мощность

Рр. кВт

Коэффициент

мощности cosφ

Максимальная полная

мощность Sуч, кВА

Марка и сечение проводов Активное сопротивление проводов ro, Ом/км

Время использования

максимальной нагрузки Тmax, ч

Время потерь τ, ч

Потеря энергии на участке

∆Wв, кВт·ч

7-8 3,3 100 0,91 84,34 АС-35 0.773 2500 1500 462,0637604 7-9 1,7 200 0,91 192,77 АС-50 0.592 3200 1800 875,0247555 6-7 3 479,5 0,919091 384,83 АС-35 0.773 3400 2000 12623,82677 6-10 3,3 75 0,73 273,97 АС-35 0.592 2500 1500 309,316945 1-6 2,3 610 0,868532 620,45 АС-35 0.42 3400 2000 9530,052681 3-5 2,4 86,19 0,84 64,01 АС-35 0.773 2500 1500 292,9794666 3-4 3,2 150 0,91 144,58 АС-35 0.592 3200 1800 926,4967999 2-3 4 282 0,897022 231,29 АС-35 0.42 3400 2000 3320,712855 1-2 4,4 341,5 0,860111 390,48 АС-35 0.42 3400 2000 5826,454084 ИП-1 4,6 940 0,870798 964,04 АС-50 0.42 3400 2000 45025,41955

 

Определим потери электрической энергии до нашего расчетного пункта т.е.:

DW0-5= DWИП-1 + DW1-2 +DW2-3 +DW3-5 = 45025+5826+3320+292,97=54464 кВтч

5.3 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

Потери энергии за год ∆W в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора (∆РОБ) и потери в стали (РХ.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (РК), тогда

 (5.2)

где    DPм.н – потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, кВт;

Smax – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь трансформатора, ч;

DPх.х. – потери холостого хода трансформатора, кВт;

8760 – число часов в году.

5.4 Определение общих потерь

Общие потери определяются по следующей формуле:

 (5.3)

где    DWтр – потери в трансформаторе, кВт.ч;

SDW – суммарные потери, кВт.ч;

Получаем:

6. Конструктивное выполнение линий 10 И 0,38 кВ, трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ

Воздушные линии 10 кВ выполняются проводами марки «АС». Их крепят на железобетонных одностоечных, свободно стоящих, а анкерные и угловые с подкосами. Провода крепим к изоляторам типа ШФ – 10Г.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии для питания потребителей выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Опоры ВЛ поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов, других линий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными. На ВЛ применяются железобетонные, деревянные опоры. Принимаем установку железобетонных опор высотой 10 м над поверхностью земли. Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см.

Основное назначение изоляторов – изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Материал изоляторов должен удовлетворять следующим требованиям: выдерживать значительные механические нагрузки, быть приспособленным к работе на открытом воздухе под действием температур, осадков, солнца и т.д.

Выбираем для ВЛ – 0,38 кВ изоляторы типа НС – 16. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) 10/0,38 кВ. Как правило, сельские ЗТП сооружаются в отдельно стоящих одно- или двухэтажных кирпичных или блочных зданиях. Вне зависимости от конструкции здания они разделяются на три отсека: отсек трансформатора, отсек РУ 10 кВ и отсек РУ 0,38 кВ. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из камер заводского изготовления КСО. Распределительное устройство 0,38 кВ может состоять из шкафов серии ЩО-70, ЩО-94 и др. шкафы ЩО-70-3 отличаются от шкафов ЩО-70-1 и ЩО-70-2 сеткой схем электрических соединений, габаритами, которые уменьшены по высоте на 200 мм.

ЩО-70-3 имеет следующие типы панелей:

·  панели линейные;

·  панели вводные;

·  панели секционные.

Подстанция имеет защиты:

1. от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 кВ);

2.от многофазных (10 и 0,38) и однофазных (0,38) токов короткого замыкания;

3.защита от перегрузок линии и трансформатора;

4.блокировки.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для решения следующих основных задач:

-  выбор и оценка схемы электрических соединений;

-  выбор аппаратов и проверка проводников по условиям их работы при коротком замыкании;

-  проектировании защитных заземлений;

-  подбор характеристик разрядников для защиты от перенапряжений;

-  проектирование и настройка релейных защит.

1.Составляем расчетную схему

                                      К1 К2                             К3

 АС35 АC50        4А50 4А35 4А25

~

11км 4км            0.108км 0.084км 0.164км

ST = 63 кВ·А; ΔUК%=4.5%; ΔPХХ=0.33кВт;

∆PК=1.970кВт; ZТ(1)=0.779 Ом.

Расчет ведем в относительных единицах.

2.Задаемся базисными значениями

SБ=100 МВА; UБВ=1,05UН=10,5 кВ; UБН=0,4 кВ.

3.Составляем схему замещения

К1 К2 К3

 

ХС                ZT    

Рис. 8.2. Схема замещения.

4.Определяем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:

– системы:

Определяем сопротивление ВЛ-10кВ:

– трансформатора:

Так как его величина очень мала;

– ВЛ 0,4 кВ:

5.Определяем результирующее сопротивление до точки К1

К1

                                              

Z*К1

6.Определяем базисный ток в точке К1

7.Определяем токи и мощность к.з. в точке К1.

где КУ–ударный коэффициент, при к.з. на шинах 10 кВ КУ=1.2.

8.Определяем результирующее сопротивление до точки К2:

К2

                                              

Z*К2            

9.Определяем базисный ток в точке К2:

10.Определяем токи и мощность к.з. в точке К2:

Ку=1при к.з. на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ.

11.Определяем результирующее сопротивление до точки К3:

К3

                                              

Z*К3            

  

12.Определяем токи и мощность к.з. в точке К3:

Ку=1 для ВЛ – 0.38 кВ.

Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах:

где  - фазное напряжение, кВ;

 - полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании на корпус трансформатора, Ом;

 - сопротивление петли «фаза – ноль», Ом.

 

Результаты расчетов сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 Результаты расчета токов к.з.

п/п

Место к.з.

IК(3),

кА

IК(2),

кА

IК(1),

кА

iУК,

кА

SК(3),

МВА

1

К1

0.5 0.44 - 0.85 9.09 2

К2

1.88 1.64 - 2.66 1.3 3

К3

0.57 0.5 0.279 0.8 0.39 8. Выбор аппаратов защиты

После выбора типа и мощности ТП, расчета токов короткого замыкания производим выбор оборудования ТП.

Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму токов короткого замыкания.

Составляем схему электрических соединений подстанции (Рисунок 6), на которой показываем все основные электрические аппараты. Расчет сводится к сравнению каталожных величин аппаратов с расчетными.

 

 

                      QS

                     

                                              

                                                                FV1

 

                      FU

 

 

 

                       T

 

                                                                 FV2

                      SQ

 

 

 

                                              

                                 QF               

 

Рисунок 6 Схема электрических соединений подстанции

В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбирают по следующим параметрам:

1.  Выбор разъединителя

Расчетные значения Условие выбора РЛНД – 10/400

 

где – номинальное напряжение аппарата, кВ;

– номинальное напряжение установки, кВ;

– номинальный ток разъединителя, А;

– номинальный расчетный ток, А;

– амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА;

– ток термической стойкости, кА;

– предельное время протекания тока, с;

– действующее значение установившегося тока к.з., кА, ;

– условное время действия тока к.з., с.

2.  Выбор предохранителя

Расчетные значения Условие выбора ПК – 10/30

где – номинальное напряжение предохранителя, кВ;

– номинальный ток предохранителя, А.

Выбор рубильника

Расчетные значения Условие выбора РПЦ – 32

3.  Выбор автоматического выключателя

Расчетные значения Условие выбора А3726ФУЗ

где Uн.авт. – номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

Uн.уст. – номинальное напряжение сети, В;

Iавт – номинальный ток автоматического выключателя, А;

Iр.макс. – максимальный рабочий ток цепи, защищаемой автоматом, А;

Iн.т.расц. – номинальный ток теплового расцепителя автомата, А;

Kз. – коэффициент надежности, учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя, принимается в пределах от 1,1 до 1,3;

Iн.э.расц. – ток отсечки электромагнитного расцепителя, А;

kн. – коэффициент надежности, учитывающий разброс по току электроагнитного расцепителя и пускового тока электродвигателя

(для автоматов АП-50, АЕ-2000 и А3700 kн.э=1,25, для А3100 kн.э=1,5);

Iпред.откл – предельный отключаемый автоматом ток, А.

9. Защита отходящих линий 0,38кВ.

Основные аппараты защиты сетей 0.38кВ от коротких замыканий – плавкие предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0,38кВ работает с глухозаземленной нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнять в трехфазном исполнении, предохранители или расцепители автоматов устанавливают в каждой фазе. При наличии максимального расцепителя автомата в нулевом проводе он должен действовать на отключение всех трех фаз, и в этом случае допускается устанавливать два расцепителя для защиты от междуфазных коротких замыканий. В качестве устройств защиты от перегрузок используют те же аппараты, однако тепловой расцепитель автоматического выключателя действует более надежно и четко, чем предохранитель.

На вводах в трансформаторов 0,38кВ и отходящих от КТП 10/0,38кВ линиях наибольшее применение получили автоматические выключатели типов АП50 (на КТП мощностью 25 … 40кВА), А3100 (сняты с производства) и А3700,. В ряде случаев используются блоки “предохранитель –выключатель” типа БПВ-31…34 с предохранителями типа ПР2. Применяемые на КТП автоматы АП50 2МТ30 имеют два электромагнитных и три тепловых расцепителя, а также расцепитель в нулевом проводе на ток, равный номинальному току теплового расчепителя. Автоматы А3124 … А3144 и А3700ФУЗ имеют по три электромагнитных и тепловых расцепителя, а также независимый расцепитель с обмоткой напряжения. Для защиты от однофазных замыканий в нулевом проводе устанавливают реле тока РЭ571Т, действующее на независимый расцепитель.

Для КТП 10/0,38кВ, оснащенных автоматическими выключателями типа А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана и выпускается промышленностью полупроводниковая защита типа ЗТИ-0,4,обеспечивающае повышенную чувствительность действие при коротких замыканий. Защита представляет собой приставку к автомату, размещаемую под ним в низковольтном шкафу КТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

ЗТИ предназначено для защиты трехфазных четырехпроводных воздушных линий 0,38кВ с глухозаземленной нейтралью и повторными заземлениями нулевого провода от междуфазных и однофазных коротких замыканий, а также замыканий фаз на землю. Для подключения к линии ЗТИ имеет четыре токовых входа, через которые пропускают три фазных и нулевой провода линии.

Защита действует на независимый расцепитель автоматического выключателя. Защиты от междуфазных и фазных на нулевой провод коротких замыканий имеют обратнозависимые от тока характеристики время срабатывания и ступенчатую регулировку по току и времени срабатывания. Уставку защиты от замыканий на землю не регулируют.

Защита ЗТИ – 0,4У2 позволяет повысить надежность и уровень электробезопасности ВЛ 0,38 кВ.

10. Защита от перенапряжений и заземление

10.1 Защита от перенапряжений

Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.

Трансформаторные подстанции 10/0.38кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10кВ.Для тупиковых ТП на вводе устанавливают вентильные разрядники FU.

На ВЛ в соответствии с ПУЭ, в зависимости от грозовой активности устанавливается защитное заземление (в условиях РБ через 2 на третей опоре или через 120м), cопротивление заземления – не более 30 Ом.

На линях с железобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.

10.2 Заземление

Согласно ПУЭ, расстояние между грозозащитным заземлением на

ВЛ – 0.38кВ должно быть не более 120м. Заземление устанавливается на опорах ответвлений в здания, где может находиться большое количество людей, и на расстоянии не менее 50м от конечных опор.

Диаметр заземляющего провода не менее 6мм, а сопротивление одиночного заземлителя – не более 30 Ом.

Повторное заземление рабочего проводника должно быть на концах ВЛ или ответвлениях от них длиной более 200м, на вводах в здание, оборудование которых подлежит занулению.

Сопротивление заземления ТП не должно превышать 4 Ом, с учетом всех повторных, грозозащитных и естественных заземлений.

10.3 Расчет заземления ВЛ 0.38кВ. Определение расчетного сопротивления грунта для стержневых электродов.

Расчетное сопротивление грунта для стержневых электродов определяюется по следующей формуле:

                                                (10.1)

где    Kc – коэффициент сезонности, принимаем Kc = 1.15;

K1 – коэффициент учитывающий состояние земли во время исзмерения, принимаем Kc = 1;

rизм. – удельное сопротивление грунта, Ом/м;

Cопротивление вертикального заземлителя из круглой стали определяется по следующей формуле:

 (10.2)

 

где    l – длина заземлителя, принимаем, l = 5м;

d – диаметр заземлителя, принимаем d = 12мм;

hср – глубина заложения стержня, т.е. расстояние от поверхности земли до середины стержная:   hср = l/2 + h’ = 2,5 + 0,8 = 3,3м;

h’ – глубина заглубления электрода, принимаем h’ = 0,8м;

Получаем:

Сопротивление повторного заземлителя

При r ≥100 Ом.м сопротивление повторного заземлителя определяется по следующей формуле:

                 (10.3)

Для повторного заземления принимаем 1 стержень длиной 5 м и диаметром 12 мм, сопротивление которого 27.34 Ом<30 Ом.

Определяем число стержней

 (10.6)

Принимаем 3 стержня и располагаем их через 5 м друг от друга.

Длина полосы связи:

l=3 шт ∙ 5м =15м

Сопротивление полосы связи

 (10.7)

где d – ширина полосы прямоугольного сечения, м;

h – глубина заложения горизонтального заземлителя,

Определение действительное число стержней:

 (10.8)

Принимаем 3 стержня.

 (10.9)

В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом. В нашем случае rИСК=9.5 Ом ≤ 10 Ом.

Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода

 (10.10)

Заземление выполнено правильно.

Если расчет выполнять без учета полосы связи, то действительное число стержней

 (10.11)

и для выполнения заземления нужно было бы принять 5 стержня.

Литература

1)  Янукович Г.И. Расчет электрических нагрузок в сетях сельскохозяйственного назначения. Мн.: БГАТУ, 2003

2)  Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства» М.:Агропромиздат, 1990.

3)  Янукович Г.И. Расчёт линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002

4)  Поворотный В.Ф. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения. Мн.: БИМСХ, 1984.

5)  Нормы проектирования сетей, 1994.

6)  Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990.

7)  ПУЭ

8)  Янукович Г.И. Расчёт линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002.

9)  Янукович Г.И., Поворотный В.Ф., Кожарнович Г.И. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. Методические указания к курсовому проекту для студентов специальности С.03.02.00. Мн.: БАТУ, 1998.

10) Янукович Г.И. Расчет линий электропередач сельскохозяйственного назначения. Учебное пособие. Мн.: БГАТУ, 2004.

11) Елистратов П.С. Электрооборудование сельскохозяйственных предприятий. Справочник. Мн.: Ураджай, 1986.

12) Нормы проектирования сетей, 1994.




1. Я дико извиняюсь но Индекс КК - 443028 УК находится в 33 доме это с обратной стороны напротив 32 дома
2.  Рынок заемного капитала и рынок инструментов собственности акции4 1
3. Фитолар Заказ по телефонам- 8125603030; 79657775500 Наименование
4. УТВЕРЖДАЮ Директор ДОЛСТ Ейск С
5. по теме- Обзор популярных браузеров интернета
6. Отчет по лабораторной работе 7 ldquo;Сортировка rdquo; Выполнил- студент группы 514
7. Погоджено Начальник відділу освіти В
8. 1903 гг рассматривая социальный конфликт с позиций социалдарвинизма считал его неизбежным явлением в истор
9. РЕФЕРАТ дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук Київ 2001.html
10. Тема 1. Первобытнообщинный строй на территории Казахстана 1.
11. Методика опрацювання прикметника у початкових класах
12. РЕАКТИВНОСТЬ ОРГАНИЗМА Все живые объекты обладают свойством изменять свое состояние или деятельность т
13. 02 12.02 13
14. СЛОВА ИЗ СЛОВАРЯ
15. Слитные глаголы verb contrct109
16. Роль художественной детали в одном из произведений русской литературы XIX века
17. на тему- Учёт затрат и выхода продукции растениеводства Выполнил- стка 42й группы Специа.
18. Применение статистических методов в изучении прибыли и рентабельности
19. варіанта з обмеженими ресурсами для досягнення певної мети порівняно з найкращим варіантом
20. тематичних та логічних функцій Мета- Вивчити призначення математичних та логічних функцій;