Учебная работа. Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

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

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:

 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

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;


– 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

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 Рнаиб. – наибольшее 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

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

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 – 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.

Учебная работа. Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи