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, %

S_к.з. на шинах ИП, МВА

Соотношение мощностей

U¹⁰⁰

U²⁵

P_п / P_о

+7

-2

900

0,5

Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям.

№

п/п

Наименование

Номер шифра

Дневной максимум, кВт

Вечерний максимум, кВт

P_д

Q_д

P_в

Q_в

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 Р_д и отдельно по вечернему Р_в 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 Р_р.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 Р_д, Р_в – соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n – количество потребителей в группе, шт.;

P_р – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт;

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

k_о – 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):

Р_д.1. = 0.258·2.3·107·0.3 = 19.1 кВт,

Р_в.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

Р_д.3. = 0.775· (5+5+3+4) =13,18 кВт,

Р_в.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 Р_уд.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;

ℓ_ул. – общая длина улиц м;

Суммируя расчётные нагрузки всех трёх групп

Данное действие производится согласно формуле:

кВт, (2.6)

кВт. (2.7)

где Р_Б – большая из нагрузок, кВт;

∆Р_Д.i, ∆Р_В.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:

Р_ТП = Р_ТП.В. + Р_Р.УЛ. = 77+ 11.8 = 88,8 кВт. (2.8)

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле:

, (2.9)

где cosφ_i – коэффициент мощности i-го потребителя;

Р_i – мощность i-го потребителя, кВт.

Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей.

№

Потребитель

P_д,

кВт

Q_д,

кВт

P_в,

кВт

Q_в,

кВт

cos_Д

cos_в

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 N_ТП=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 ∆P_д кВт

Надбавка ∆P_в 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 ∆P_д кВт

Надбавка ∆P_в 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 S_ТР, кВ·А ………………………………… 63

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

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

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

Напряжение короткого замыкания U_КЗ, % от U_Н …………………. 4,5

Находим экономические нагрузки на участках по формуле:

,

где S_УЧ – полная мощность участка, кВ·А;

К_Д = 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 S_УЧ – полная мощность участка, кВ·А;

ℓ_УЧ – длина участка, км;

U_Н – 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 U_Н – 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:

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

• вечерний максимум:

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

Линия ТП1-3:

• дневной максимум:

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

• вечерний максимум:

∆U_В% =0.16+0.51+0.84+0.66=2.17% < 6%.

Линия ТП1-11:

• дневной максимум:

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

• вечерний максимум:

∆U_В% =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

∆U_Д%

∆U_В%

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:

P_р = P_наиб. + Р, (4.1)

где Р_р – расчетное значение максимальной мощность, кВт;

Р_наиб. – наибольшее значение мощности, кВт;

Р – 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

Р_7-8д = Р_8д =70 кВт,

Р_7-8в = Р_8в =100 кВт

7-9

Р_7-9д = Р _9д =160 кВт,

Р_7-9в = Р _9в =200 кВт,

6-7

Р_6-7д = Р_7-9д + Р_7-8Д +Р_7Д =160+52+115=327 кВт,

Р_6-7в= Р _7в + Р_7-8в +Р_7-9в =250+74.5+155=479.5 кВт,

6-10

Р_6-10д = Р _10д =200 кВт,

Р_6-10в = Р_10в =75кВт,

1-6

Р_1-6д = Р _6-7д + Р_6-10д +Р_6д =327+155+15.1=497.1 кВт,

Р_1-6в = Р_6-7в+Р_6-10в +Р_6в =479.5+56+74.5=610 кВт

3-5

Р_3-5д = Р_5д =51.85 кВт,

Р_3-5в = Р_5в =86.19 кВт

3-4

Р_3-4д = Р_4д = 120 кВт,

Р_3-4в = Р_4в = 150 кВт

2-3

Р_2-3д = Р_3-4д +Р_3-5д +Р_3д =120+37+36.5=193.5 кВт,

Р_2-3в = Р_3-4в +Р_3-5в +Р_3в =150+65+67=282 кВт

1-2

Р_1-2д = Р_2-3д +Р _2д =193.5+115=308.5 кВт,

Р_1-2в = Р _2-3в +Р_2в =282+59.5=341.5 кВт,

ИП-1

Р_ИП-1д =Р_1-6д + Р_1-2д +Р_1д =497.1+243+32.4 =772.5 кВт,

Р_ИП-1в = Р_1-6в + Р_1-2в +Р_1в =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 cos для всех участков линии.

Номер НП

Р_д/Р_в

cos_д

cos_в

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 Р_р – расчетная мощность на участке, кВт;

cos - 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

P_д,

P_в,

сos_д

сos_в

S_д,

S_в,

S_эд,

S_эв,

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 S_уч – 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:

U_ИП-4=U_ИП-1+U_1-2+U_2-3+U_3-4 =2,614+0,922+0,656+0,359=4.56%

Линия Л2:

U_ИП-8=U_ИП-1+U_1-6+U_6-7 +U _7-8 =2,614+0,851+1,322+0,308=5.1%

Линия Л3:

U_ИП-10=U_ИП-1+U_1-6+U_6-10=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 U_наиб. = U_ИП-5 = 5.1%,

Проверяем условие U_доп ≥ U_наиб, U_доп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), U_доп =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;

 - 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.:

W_0-5= W_ИП-1 + W_1-2 +W_2-3 +W_3-5 = 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 (∆Р_ОБ) и потери в стали (Р_Х.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (Р_К), тогда

(5.2)

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

S_max – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

 - время максимальных потерь трансформатора, ч;

P_х.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 W_тр – потери в трансформаторе, кВт^.ч;

W – 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

S_T = 63 кВ·А; ΔU_К%=4.5%; ΔP_ХХ=0.33кВт;

∆P_К=1.970кВт; Z_Т(1)=0.779 Ом.

Расчет ведем в относительных единицах.

2.Задаемся базисными значениями

S_Б=100 МВА; U_БВ=1,05U_Н=10,5 кВ; U_БН=0,4 кВ.

3.Составляем схему замещения

К₁ К₂ К₃

Х_С Z_T

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 К_У–ударный коэффициент, при к.з. на шинах 10 кВ К_У=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:

К_у=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:

К_у=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.

I_К⁽³⁾,

кА

I_К⁽²⁾,

кА

I_К⁽¹⁾,

кА

i_УК,

кА

S_К⁽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 U_н.авт. – номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

U_н.уст. – номинальное напряжение сети, В;

I_авт – номинальный ток автоматического выключателя, А;

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

I_{н.т.расц.} – номинальный ток теплового расцепителя автомата, А;

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

I_{н.э.расц.} – ток отсечки электромагнитного расцепителя, А;

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

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

I_{пред.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 K_c – коэффициент сезонности, принимаем K_c = 1.15;

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

_изм. – 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;

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

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

Получаем:

Сопротивление повторного заземлителя

При  ≥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 r_ИСК=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.