Электроснабжение деревни Анисовка

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Электроснабжение деревни Анисовка

Электроснабжение деревни Анисовка

ТЮМЕНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства

Кафедра энергообеспечения с/х

Курсовой проект

по дисциплине

Электроснабжение сельского хозяйства

Тема: Электроснабжение деревни Анисовка

Выполнил студент гр. Э-047 «б»___________ Шипицин Ю.А.

Тюмень 2006

Содержание

ЗАДАНИЕ

Нагрузки 0,4 кВ

Введение

Расчет электрических нагрузок

Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1

Линия Л1

Линия Л2

Линия Л3

Линия Л4

Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Линия Л1

Выбор потребительских трансформаторов

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Выбор сечения проводов

Участок линии 10 кВ № 0-1

Участок линии 10 кВ № 1-2

Участок линии 10 кВ № 1-3

Расчет основные технические характеристики проводов

Расчет потерь напряжения на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1

Участок линии 10 кВ № 1-2

Участок линии 10 кВ № 1-3

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1

Участок линии 10 кВ № 1-2

Участок линии 10 кВ № 1-3

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

Участок Л1

Участок 1-2

Участок 3-4

Участок 5-6

Участок Л2

Участок 1-2

Участок 3-4

Участок 5-6

Участок Л3

Участок 1-2

Участок 3-4

Участок 5-6

Участок Л4

Участок 1-2

Участок 3-4

Основные технические характеристики проводов

Расчет потерь напряжения на участках

Участок Л1

Участок линии Л2

Участок линии Л3

Участок линии Л4

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1

Участок линии Л2

Участок линии Л3

Участок линии Л4

Расчет ТП-2.

Участок Л1

Участок 1-2

Участок 3-4

Основные технические характеристики проводов

Расчет потерь напряжения на участках

Участок Л1

Участок линии 1-2

Участок линии 3-4

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1

Участок линии 1-2

Участок линии 3-4

Расчет токов короткого замыкания

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ

Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки. 30

Линия Л1

Расчет заземляющего устройства

Расчет молниезащиты

Заключение

Литература

Введение

Вместе с развитием электроэнергетики страны стала развиваться электрификация сельских районов. На первых порах она сводилась главным образом к обеспечению в селе электрического освещения, но постепенно электроэнергия во все возрастающих объемах стала внедряться и в технологические процессы сельскохозяйственного производства. Сельская электрификация обеспечивалась в основном строительством мелких колхозных и совхозных гидроэлектростанций и тепловых электростанций на местном топливе, а с 50-х годов в стране началось широкое строительство сельских электрических сетей, присоединенным к мощным государственным энергосистемам. Дальнейшее развитие электрификации сельскохозяйственных объектов неразрывно связано с повышением качества и надежности поставляемой электрической энергии. На сегодняшний день без большого преувеличения можно сказать, что без электроэнергии не обходится ни один технологический процесс. Электроэнергия так тесно вплелась в сегодняшнее производство, что первоочередной задачей при проектировании тех или иных технологических процессов является электрификация — расчет и создание качественной, надежной и в тоже время простой и дешевой, удовлетворяющей поставленным требованиям системы энергоснабжения. Именно такую систему энергоснабжения деревни Анисовка я рассчитаю в данном курсовом проекте.

Расчет электрических нагрузок

Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1

Линия Л1:

При количестве потребителей 18 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л2:

При количестве потребителей 16 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л3:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Линия Л4:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Тогда нагрузки:

Рд= Ко Σ Рдi ;                 Рв= Ко Σ Рвi ;        Qд= Ко ΣQдi ;        Qв= Ко ΣQвi .

В случаях,когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер,то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ;      Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ;    Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

Итого по линии Л1, Л2,Л3 и Л4:

Рд=24+23+18+26=91 кВт;              Рв=37+37+29+36=139 кВт;

Qд=7+8+6+11=32 кВар;                 Qв=10+11+6+9=36 кВар

Уличное освещение:

Длина линии Л1 составляет 172*8+262*2=1900 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М длины линии. Тогда полная мощность Sв=1900·0,003·1,2=6,84 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosφ=6,84·0.9=6,156кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=6,84-6,156=0,684 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №1

Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП-1          Таблица №1

Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2

Расчет проводим аналогично расчету нагрузок ТП-1:

Рд= Ко Σ Рдi ;                 Рв= Ко Σ Рвi ;        Qд= Ко ΣQдi ;        Qв= Ко ΣQвi .

В случаях, когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер, то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ;      Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ;    Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

При количестве производственных потребителей 4 коэффициент одновременности Ко =0,8.

Итого по линии:

Рд= 71,2 кВт ;               Рв= 29 кВт ;         Qд= 52,8 кВар ;  Qв= 25,4 кВар;

Наружное освещение зданий.

Длина периметра территории (237+239)*2=952 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М периметра.

Тогда полная мощность Sв=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosφ=3,4·0.9=3,06 кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=3,4-3,06=0,34 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №2

Определение нагрузок ТП-2                                                                  Таблица №2

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Sд=;                Sв=;

Iд= Sд/(·Uном);           Iв= Sв/(·Uном);

cos= Рд\ Sд ;              cos= Рв\ Sв ;

Линия Л1

Sд===25 кВА;

Sв===38 кВА;

Iд= Sд/(·Uном)= 25/(·0,38)=39 А;

Iв= Sв/(·Uном)= 38/(·0,38)=59 А;

cos= Рд/ Sд =24/25=0,96;

cos= Рв/ Sв =37/38=0,97.

аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.

Результаты расчетов сведем в таблицу №3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ                              таблица №3

Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ     

Таблица №4

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Рд= Ко Σ Рдi ;                 Рв= Ко Σ Рвi ;        Qд= Ко ΣQдi ;        Qв= Ко ΣQвi;

Sд=;       Sв=;       Iд= Sд/(·Uном);  Iв= Sв/(·Uном);

учтя, что Uном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ;   Iдоп ≥ Iр.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=7,2 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-2

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=6,9 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-3

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=3,9 А — выполняется.

Расчет основные технические характеристики проводов

Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.

Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:

хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·μ

Dср=1500 мм — среднее геометрическое расстояние между проводами;

d=6,9 мм — диаметр провода;

μ≈1 — относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ≈1)

Поэтому

хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.

Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.

Таблица №5

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔUд=== 5,7%;

ΔUв=== 5,7%.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔUд=== 0,02%;

ΔUв=== 0,03%.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔUд=== 0,05%;

ΔUв=== 0,02%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.

Годовое потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=744/105700=0,7%.

Суммарные потребительские потери во всех ТП 10:

ΔWт=2067 кВт·ч/год.

Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:

ΔWт %= ΔWт/ Wгод·100=2067/105700·100=1,87%

Результаты расчетов сведем в таблицу №6.

Электрический расчет ВЛ 10кВ

Таблица №6

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ;   Iдоп ≥ Iр.

Расчет ТП-1

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=59/1,3=45,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=59 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=27,4/1,3=21,1 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок Л2:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=60/1,3=46,2 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=32,4/1,3=24,9 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=32,4 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок Л3:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=46/1,3=35,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=18,1/1,3=13,9 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ≥ Iр=13,9 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=14,3/1,3=11 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ≥ Iр=14,3 А — выполняется.

Участок Л4:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=57/1,3=43,8 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=43,8 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=24,8/1,3=19 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=24,8 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32/1,3=24,6 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=32 А — выполняется.

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №7

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ΔUд===7%;

ΔUв=== 10,7%.

Участок линии Л2:

ΔUд=== 6,9%;

ΔUв=== 10,8%.

Участок линии Л3:

ΔUд=== 4,9%;

ΔUв=== 7,4%.

Участок линии Л4:

ΔUд=== 7,5%;

ΔUв=== 9,4%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·592·0,592·0,6·1500·10-3=5564 кВт·ч/год.

Участок линии Л2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·392·0,592·0,6·1500·10-3=2431 кВт·ч/год.

Участок линии Л3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·462·0,592·0,55·1500·10-3=3100 кВт·ч/год.

Участок линии Л4:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·572·0,592·0,55·1500·10-3=4760 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=5564+2431+3100+4760=15855 кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии :

Wгод=Ррасч·Тmax=36*(1000+1000)/2=25200 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=15855/25200=0,6%.

Расчет ТП-2

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=700 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=138/1,3=106,2 мм2.

Применим провод АС120.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=390 А ≥ Iр=106,2 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=57,2/1,3=44 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=44 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=86,6/1,3=66,6 мм2.

Применим провод АС95.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=330 А ≥ Iр=66,6 А — выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №8

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ΔUд===3,8%;

ΔUв=== 1,8%.

Участок линии 1-2:

ΔUд=== 1,8%;

ΔUв=== 1,6%.

Участок линии 3-4:

ΔUд=== 0,9%;

ΔUв=== 0,8%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·1382·0,245·0,15·1500·10-3=3149 кВт·ч/год.

Участок линии 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·57,22·0,592·0,1·1500·10-3=872 кВт·ч/год.

Участок линии 3-4:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·86,62·0,299·0,05·1500·10-3=505 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=3149+872+505=4526кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=71*(1000+1000)/2=49700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=4526/49700=0,09%.

Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания необходимы для выбора оборудования, расчета и проверки защит, выбора устройств грозозащиты и заземления подстанции и т. п.

Составим исходную схему для расчета токов короткого замыкания:

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания:

Для приведения сопротивлений к базисным условиям воспользуемся системой именованных единиц, приведя все сопротивления к базисному напряжению Uб=0,4 кВ. Тогда сопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям:

Сопротивление системы:

Хсб ===1,33·10-3 Ом;

Сопротивление трансформатора:

Rт.б=ΔРк.з/Sт.ном·/Sт.ном=2270/1·105·4002/1·105=14,2·10-3 Ом;

Хтб=uр %/100· /Sт.ном=4,27/100·4002/1·105=26,7·10-3 Ом;

Сопротивление линии:

rб=ro·L·(Uб/Uс.ном)2;        хб=хo·L·(Uб/Uс.ном)2, тогда

Л1:                       rб=2,45·10-3 Ом;  хб=3,49·10-3 Ом.

Л11-2:                   rб=5,98·10-3 Ом;  хб=7,14·10-3 Ом.

Л11-3:                   rб=8,97·10-3 Ом;  хб=10,7·10-3 Ом.

Л13-4:                   rб=29,6·10-3 Ом;  хб=19·10-3 Ом.

Л13-5:                                rб=29,6·10-3 Ом;  хб=19·10-3 Ом.

Участок 0-1:        rб=45,8·10-3 Ом;  хб=16·10-3 Ом.

Участок 1-2:        rб=0,28·10-3 Ом;  хб=0,1·10-3 Ом.

Участок 1-3:        rб=0,8·10-3 Ом;    хб=0,3·10-3 Ом.

Результирующие сопротивления до точек короткого замыкания:

К1:    RΣ=0 Ом;                      XΣ=1,33·10-3 Ом.

К2:    RΣ=45,8·10-3+0,28·10-3=46,08·10-3 Ом; XΣ=1,33·10-3+16·10-3+0,1·10-3= 17,

43·10-3 Ом.

К3:    RΣ=61,08·10-3 Ом;                 XΣ=44,43·10-3 Ом.

К4:    RΣ=69,51·10-3 Ом;                 XΣ=55,06·10-3 Ом.

К5:    RΣ=93,13·10-3 Ом;        XΣ=66,92·10-3 Ом.

К6:    RΣ=93,13·10-3 Ом;                 XΣ=66,92·10-3 Ом.

Полные сопротивления:

ZΣ=

К1:    ZΣ===1,33·10-3 Ом;

К2:    ZΣ===49·10-3 Ом;

К3:    ZΣ=75,2·10-3 Ом;

К4:    ZΣ=88,2·10-3 Ом;

К5:    ZΣ=114·10-3 Ом;

К6:    ZΣ=114·10-3 Ом;

Токи трехфазного короткого замыкания:

К1:    ==6,95 кА;

К2:    4,7 кА;         К3:    3,1 кА;         К4:    2,6 кА;

К5:    2,02 кА;       К6:    2,02 кА;      

Токи двухфазного короткого замыкания:

К1:    ==6,05 кА;

К2:    =4,1 кА;         К3:    =2,7 кА;         К4:   =2,2 кА;

К5:    =1,7 кА;         К6:    =1,7 кА;

Ударные токи:

iу=

Ударный коэффициент:

=1+

К1:    =1+=1+=2;       iу===16,67 кА;

К2:    =1;                  iу=6,58 кА;

К3:    =1,01;             iу=4,4 кА;

К4:    =1,02;             iу=3,7 кА;

К5:    =1,01;             iу=2,4 кА;

К6:    =1,01;             iу=2,4 кА;

Мощность короткого замыкания:

К1:    =Sс.к=120 МВА;

К2:    ==81,3 МВА;

К3:    =2,1 МВА;

К4:    =1,8 МВА;

К5:    =1,4 МВА;

К6:    =1,4 МВА;

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ определяется с целью проверки защиты на чувствительность. Этот ток как правило однофазный и возникает он у потребителя из-за неисправности технологического оборудования:

,

где

 — минимальное фазное напряжение на шинах 0,4 кВ ТП-1, принятое с учетом оценки качества напряжения у потребителя Vш.0,4 =+4,9 %:

=220·(1+ Vш.0,4\100)=220·(1+4,9/100)=230,78 В.

 — полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус:

для трансформатора 10/0,4 кВ со схемой соединения обмотки «звезда-звезда с нулем» при Sт.ном=400 кВА, составляет =0,195 Ом.

 — полное сопротивление петли «фаза-нуль» от шин 0,4 кВ ТП-1 до конца линии 0,38 кВ:

=,

где

, , ,  — активное и индуктивное сопротивление фазного и нулевого провода (сопротивлением вводных проводов не учитывается т. к. их длина менее 20 м);

L — длина линии.

В моей системе самой удаленной точкой является точка 4 линии Л1, тогда

== =(0,01+0,03+0,05)·=0,04 Ом.

Тогда

=405 А.

Результаты расчетов сведем в таблицу №11.

Таблица №10 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки

Линии 0,38 кВ питающие 3-х фазные потребителей, защищаются в основном автоматическими выключателями (ВА) со встроенными электромеханическими тепловыми расцепителями и электромагнитной токовой отсечкой.

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ≥ Кз·Iр. max, где

Кз — коэффициент учитывающий точность изготовления ВА, принимаемый 1,1-1,05.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч КЗ=Iк min/nотс·Iном АВ ≥ Кч.КЗ доп.,

где

Iк min — минимальный ток КЗ, в нашем случае Iк min=;

nотс — коэф. отсечки;

Кч.КЗ доп. — допустимая чувствительность защиты к токам КЗ.

Также при выборе АВ учтем его номинальное напряжение и стойкость к токам КЗ.

Расчетный максимальный ток через мощность определяется:

Iр. max=

Линия Л1

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ≥ Кз·Iр. max=1,1·138=151,8 А, принимаем ВА51-35М2-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,25 (ток>100 А)

Кч КЗ= Iк min/nотс·Iном АВ ≥ Кч.КЗ доп.=2200/3·160 =4,6≥1,25 — выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит линию от перегрузки и токов КЗ.

Потребители:

Коровник:

Расчетный максимальный ток:

Iр. max=== 58,4 А;

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ≥1,1·58,4=64,24 А,

принимаем ВА51-35М1-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,4 (ток < 100 А)

Кч КЗ=2200/3·80 =9,1≥Кч.КЗ доп.=7,9 — выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит потребителя от перегрузки и токов КЗ и т. д.

Таблица №12

Расчет заземляющего устройства

Определим расчетное сопротивление одного вертикального электрода:

Rв=0,3·ρ·Ксез.в.=0,3·300·1,5=117 Ом

Находим предельное сопротивление совмещенного ЗУ:

Rзу1≤==6,25 Ом;

Iз===20 А;

Принимаем Rзу2=4 Ом.Но так как ρ>100 Ом·м,то для расчета принимается

Rзу≤4=4 =12 Ом

Определяется количество вертикальных электродов:

Расчетное:

N'в.р= Rв/ Rзу=117/12=9,75.

Принимаем N'в.р=10

С учетом экранирования:

Nв.р= N'в.р/ŋв=10/0,69=14,5.

Принимаем N'в.р=15

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1м,то длина по периметру закладки равна:

Lп=(А+2)·2+(В+2)·2=(15+2)·2+(12+2)·2=62 м.

Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта.По углам устанавливают по одному вертикальному электроду,а оставшиеся-между ними.Для равномерного распределения электродов окончательно принимается Nв=16,тогда

ав=В'/nв-1=14/4=3,5 м; аа=А'/ nа-1=17/4=4,25 м;

ав-расстояние между электродами по ширине объекта,м;

аа-расстояние между электродами по длине объекта,м;

nв-количество электродов по ширине объекта;

nа-количество электродов по длине объекта.

Расчет молниезащиты

Применим двойную тросовую молниезащиту. Высоту опор троса примем 22 м. Определим параметры молниезащиты. Найдем полную высоту молниеотвода:

h=hоп-2=22-2=20 м;

hо=0,85h=0,85·20=17 м;

ro=(1,35-25·10-4h)h=(1,35-25·10-4·20) ·20=26 м;

ro-радиус защиты на уровне земли.

Найдем высоту средней части молниеотвода:

hc= hо-(0,14+5·10-4·h)(L-h)=17-(0,14+5·10-4·20)·(25-20)=16,05 м;

rc=ro=26 м;

rc-ширина средней части зоны молниеотвода на уровне земли и на высоте защищаемого объекта.

rcх= rо(hc-hx)·1/hc=26·(16,05-10)·1/16,05=9,8 м;

rcх-длина зоны молниеотвода на уровне защищаемого сооружения.

rx=(1,35-25·10-4h)(h-1,2hx)=(1,35-25·10-4·20)·(20-1,2·10)=10,4 м.

Определяются максимальные габариты защищаемого сооружения:

А=а+2rcx=40+2·9,8=59,6 м.

Принимаем А=59 м.

В=L=2rx=25+2·10,4=45,8

Принимаем В=45 м.

А*В*Н=59*45*10

Заключение

Рассчитанная система электроснабжения деревни Анисовка полностью удовлетворяет поставленным требованием надежности, безопасности и качества электрической энергии с одной стороны и относительно небольшими затратами с другой, что особенно важно для сельскохозяйственных предприятий находящихся подчас в не самых выгодных условиях на экономической арене.

Достижение должной надежности электроснабжения обеспечивается установкой 2-х однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций. Система надежно защищена современными автоматическими выключателями марок ВА51-35М1, проверена на стойкость к токам короткого замыкания и надежность срабатывания при удаленном коротком замыкании.

Безопасность электроснабжения обеспечивается применением ТП закрытого типа, защитой внутренних проводок не только от коков КЗ, но и от перегрузки.

Литература

1.     Методическое указание по расчету нагрузок в сетях 0,38 – 10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.: Сельэнергопроек, 1981г.

2.     Методическое указание к курсовой работе по проектированию электрических осветительных установок. Челябинск 1999г.

3.      П.М. Михайлов. Пособие по дипломному проектированию. Тюмень 2004г.

4.      Будзко И.А., Гессен В.Ю. Электроснабжение сельского хозяйства. – Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Колос 1979г.

5.     Правила Устройства Электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное, с изменениями. М.: Агропромиздат 2002г.