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 2009 г.

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.

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..

Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям..

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;.

?_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 cosц_i — коэффициент мощности i-го потребителя;.

Р_i — мощность i-го потребителя, кВт..

Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей..

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.

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 380/220 В 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.

Определим центр нагрузок для каждой зоны по формуле:.

(2.12).

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

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.

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

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;

?_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 приложение 1);

х₀ — индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно 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.

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.

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.

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.

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.

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).

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+U₂₋₃+U₃₋₄ =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+U₆₋₁₀=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.

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.

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 = 45 025+5826+3320+292,97=54 464 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 — 10 Г.

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 одноили 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.

~.

11 км 4км 0.108км 0.084км 0.164км.

S_T = 63 кВ· А; ДU_К%=4.5%; ДP_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.

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:

Выбор разъединителя.

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.

Выбор предохранителя.

где — номинальное напряжение предохранителя, кВ;

— номинальный ток предохранителя, А.

Выбор рубильника.

Выбор автоматического выключателя.

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 «предохранительвыключатель» 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 120 м. Заземление устанавливается на опорах ответвлений в здания, где может находиться большое количество людей, и на расстоянии не менее 50 м от конечных опор.

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

Повторное заземление рабочего проводника должно быть на концах ВЛ или ответвлениях от них длиной более 200 м, 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 = 5 м;

d — диаметр заземлителя, принимаем d = 12 мм;

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

h' - глубина заглубления электрода, принимаем h' = 0,8 м;

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 • 5 м =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.

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.