Электроснабжение населенного пункта Рогово

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Электроснабжение населенного пункта Рогово

Электроснабжение населенного пункта Рогово

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 Рогово»

Выполнил:           студент 4 курса АЭФ

11эпт группы Зеньков И.А.

Руководитель: Кожарнович Г.И.

Минск – 2009г.

Содержание

Аннотация

Курсовая работа представлена расчетно-пояснительной запиской на 40 страницах машинописного текста, содержащей 14 таблиц и графической частью, включающей 2 листа формата А1.

В данном курсовом проекте осуществлено проектирование электроснабжения населенного пункта Рогово.

Произведен выбор проводов линии 10 кВ, определено число и место расположения ТП 10/0,4 кВ, рассчитано сечение проводов линии 0,38 кВ по методу экономических интервалов мощностей. Осуществлена разработка конструкции и схемы соединения ТП 10/0,4 кВ, выбрано оборудование и аппараты защиты. Разработаны мероприятия по защите линий от перенапряжений, защите отходящих линий, а также рассчитано заземление сети 0,38 кВ.

Содержание

Введение                    4

1. Исходные данные. 5

2. Расчет электрических нагрузок. 6

3. Определение числа тп и места их расположения. 11

4. Расчет электрических нагрузок в населенном пункте. 16

5. Электрический расчет сети 10 кв. 34

6. Определение потерь энергии.. 41

7. Конструктивное выполнение линий 10 и 0,38 кв, трансформаторных подстанций 10/0,4 кв. 45

8. Расчет токов короткого замыкания. 47

9. Выбор аппаратов защиты.. 53

10. Защита от перенапряжений и заземление. 56

Литература. 59

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.

Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

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

Расчетная мощность соизмеримых потребителей определяется по формулам:

                                                                              (2.1)

                                                                             (2.2)

где    Pд, Pв, - соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n – количество потребителей в группе, шт.;

Pр – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт, определяем в зависимости от существующего годового потребления электроэнергии на одноквартирный жилой дом, Wсущ = 1250 кВт.ч по номограмме 3.6 [2] на седьмой год, Pр = 2,9 кВт;

Kд, Кв – соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей Kд = 0,3, Кв = 1 [1];

Ко – коэффициент одновременности (таблица 3.5 [2]).

Проведем расчет для домов, подставляя числовые значения в формулы (2.1) и (2.2), получаем:

2.2 Расчет нагрузки наружного освещения

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

где Pул.осв. – нагрузка уличного освещения, Вт;

Руд.ул. – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с асфальтобетонным и переходными видами покрытий и шириной проезжей части 5..7 м

Руд.ул. = 5,5 Вт/м;

lул. – общая длина улиц, м, из плана поселка lул. = 1648 м;

Руд.пл. – удельная нагрузка освещения площадей, Вт/м;

Fпл. – общая площадь площадей, м;

В данном случае площадь отсутствует.

Подставляя числовые значения, получаем:

2.3. Определение суммарной нагрузки

В связи с тем, что нагрузки потребителей различаются более чем в 4 раза, производим определение суммарной нагрузки с помощью надбавок, т.е.:

                                                                                  (2.3)

где P – наибольшая из слагаемых мощностей, кВт;

SDP – сумма надбавок по остальным мощностям (таблица 2.19 [3]), кВт.

Подставляя числовые значения в формулу (2.3), получаем

Расчет средневзвешенного cosj.

Средневзвешенный cosj определяется из следующего выражения:

                                                                         (2.4)

где Pi – мощность i-го потребителя, кВт;

cosji – коэффициент мощности i-го потребителя;

Коэффициент мощности потребителей определяется из треугольника мощностей:

                                                                         (2.5)

где    S – полная мощность потребителя, кВА;

P – активная мощность потребителя, кВт;

Q - реактивная мощность потребителя, кВАр;

Рассчитаем cosφ для «Столярного цеха ».

Подставляя числовые значения, получаем:

Аналогичным образом рассчитываем значения cosjд, cosjв для других производственных потребителей. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.1 Расчет коэффициентов мощности производственных потребителей.

Для жилых домов без электроплит принимаем (таблица 2.11 [3]):

cosjд = 0,9;

cosjв = 0,93;

Для нагрузки наружного освещения – лампы ДРЛ принимаем:

cosj = 0,9;

Подставляя числовые значения, получаем:

2.4 Определение полной мощности

Полная мощность определяется по следующей формуле:

                                                                          (2.6)

где P – расчетная нагрузка, кВт;

cosjср.вз – средневзвешенный коэффициент мощности.

Подставляя числовые значения в формулу (2.6) определяем полную дневную и вечернюю мощность:

Так как Sв > Sд, то дальнейший расчет ведем по Sв.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ТП И МЕСТА ИХ РАСПОЛОЖЕНИЯ

3.1 Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

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 +5% 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 3.1.

Таблица 3.1 Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора.

DU%100 = 5,0+ 7,5- 4,0- (-5,0)= 13,5%

DU%25 = 0- 1,875+ 7,5- 1,0=4,625%

3.2 Расчет приближенного числа трансформаторных подстанций (ТП) для населенного пункта

Так как наш поселок является протяженным, имеющим равномерно распределенную нагрузку, то приближенное число ТП можно определить по следующей формуле:

                                                                    (3.1)

где Sp – расчетная мощность в населенном пункте, кВА;

Fнп – площадь населенного пункта, км2, из плана поселка Fнп= 0,302 км2;

DU% - допустимая потеря напряжения для ВЛ 0,38 кВ, %, предварительно принимаем DU% = -6 %.

Определяем:

Таким образом, исходя из технических и экономических соображений, принимаем к установке 1 трансформаторную подстанцию.

3.3 Определение места расположения ТП

На плане населенного пункта наметим трассы ВЛ 380/220 В. Разобьем их на участки длиной 60- 100 м, сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им номера 1, 2, 3 и т.д.

На плане населенного пункта нанесем оси координат и определим оси координат нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.

По формулам (2.1) и (2.2) определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2        Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп.

Расчетная нагрузка групп из трёх жилых домов:

Расчетная нагрузка групп из четырёх жилых домов:

Коэффициент одновременности взят из таблицы 5.1[2]. Коэффициент мощности для групп потребителей взят из таблицы 4.2[2].

Определяем координаты центра нагрузки.

Так как нагрузки вечернего максимума большие, расчет координат центра нагрузки определяются по вечернему максимуму, по следующим формулам:

                                                           (3.2)

                                                                   (3.3)

где Xi и Yi – координаты центров нагрузок;

Pp – расчетная мощность потребителей или их групп.

Используя данные таблицы 3.2, подставляя числовые значения в формулы (3.2) и (3.3) получаем:

Расположение ТП корректируем по месту с учетом требований заказчика, возможности подхода линии высокого напряжения и выхода линий низкого напряжения. Это место должно быть свободным от застроек.

Компоновка оборудования подстанции должна обеспечивать простые и удобные подходы и выходы ВЛ всех напряжений с минимальным числом пересечений и углов, удобные подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования и возможность дальнейшего расширения подстанции.

4. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК В НАСЕЛЕННОМ ПУНКТЕ

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. Суммирование нагрузок групп и отдельных потребителей проведем по выше перечисленной методике: формулам (2.1) и (2.2) и таблице 5.3[2]. Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.

Рис 4.1 Расчетные схемы сети 0,38кВ.

Таблица 4.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В.

Участок 2-1.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума cosjд2-1 = cosjд1 =0,9

вечернего максимума cosjв2-1 = cosjв1 =0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок X-2.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjдX-2 =( Рд2.cosjд2 + Рд1.cosjд1 )/(Рд2+Рд1)=

=(1,67. 0,9+ 1,67. 0,9)/(1,67+1,67)=0,9

вечернего максимума

cosjвX-2 = (Рв2. cosjв2+Рв1 . cosjв1) /(Рв2+Рв1)=

=(5,38.0,93+5,38.0,93)/(5,38+5,38)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 4-3.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума cosjд4-3 = cosjд3 =0,9

вечернего максимума cosjв4-3 = cosjв3 =0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок X-4.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjдX-4 =( Рд4.cosjд4 + Рд3.cosjд1 )/(Рд4+Рд3)=

=(1,67. 0,9+ 1,67. 0,9)/(1,67+1,67)=0,9

вечернего максимума

cosjвX-4 = (Рв4. cosjв4+Рв3 . cosjв3) /(Рв4+Рв3)=

=(5,38.0,93+5,38.0,93)/(5,38+5,38)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок X-5.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума  

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума cosjдX-5 = cosjд5 =0,9

вечернего максимума cosjвX-5 = cosjв5 =0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 6-X.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjд6-X = (РдX-2.cosjдX-2 + РдX-4.cosjдX-4+ РдX-5.cosjдX-5)/(РдX-2+РдX-4+РдX-5)=(2,51. 0,9+2,51. 0,9+2,04. 0,9)/( 2,51+2,51+2,04)=0,9

вечернего максимума

cosjв6-X = (РвX-2.cosjвX-2 + РвX-4.cosjвX-4+ РвX-5.cosjвX-5)/(РвX-2+РвX-4+РвX-5)=

=(8,07. 0,93+8,07. 0,93+6,79. 0,93)/( 8,07+8,07+6,79)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 7-6.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjд7-6 =( Рд6-X.cosjд6-X + Рд6.cosjд6 )/(Рд6-X+Рд6)=

=(4,52. 0,9+ 1,67. 0,9)/(4,52+1,67)=0,9

вечернего максимума

cosjв7-6 = (Рв6-X. cosjв6-X+Рв6 . cosjв6) /(Рв6-X+Рв6)=

=(14,68.0,93+5,38.0,93)/(14,68+5,38)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 8-7.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjд8-7 =( Рд7-6.cosjд7-6 + Рд7.cosjд7 )/(Рд7-6+Рд7)=

=(4,64. 0,9+ 2. 1)/(4,64+2)=0,93

вечернего максимума

cosjв8-7 =( Рв7-6.cosjв7-6 + Рв7.cosjв7 )/(Рв7-6+Рв7)=

=(15,05.0,93+4.1)/(15,05+4)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 9-8.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjд9-8 =( Рд8-7.cosjд8-7 + Рд8.cosjд8 )/(Рд8-7+Рд8)=

=(5,84. 0,93+1,67. 0,9)/(5,84+1,67)=0,92

вечернего максимума

cosjв9-8 =( Рв8-7.cosjв8-7 + Рв8.cosjв8 )/(Рв8-7+Рв8)=

=(17,45.0,94+5,38.0,93)/(17,45+5,38)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 10-9.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjд10-9 =( Рд9-8.cosjд9-8 + Рд9.cosjд9 )/(Рд9-8+Рд9)=

=(6,74. 0,92+1,67. 0,9)/(6,74+1,67)=0,92

вечернего максимума

cosjв10-9 =( Рв9-8.cosjв9-8 + Рв9.cosjв9 )/(Рв9-8+Рв9)=

=(20,75.0,94+5,38.0,93)/(20,75+5,38)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок ТП-10.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosjдТП-10 =( Рд10-9.cosjд10-9 + Рд10.cosjд10 )/(Рд10-9+Рд10)=

=(7,64. 0,92+1,67. 0,9)/(7,64+1,67)=0,92

вечернего максимума

cosjвТП-10 =( Рв10-9.cosjв10-9 + Рв10.cosjв10 )/(Рв10-9+Рв10)=

=(24,05.0,94+5,38.0,93)/(24,05+5,38)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Аналогично выполняем остальные расчеты и результаты заносим в таблицу 4.1.

Расчетную нагрузку уличного освещения на участках линии напряжением 380/220 В, определяем по формуле (2.2). Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.

Зная расчетную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок от ТП линии (участки ТП-10,ТП-13,ТП-Y) по таблице 5.3[2].

РТПд = DРдТП-10 + DРдТП-13 + DРдТП-Y =8,54+67,65+8=84,19 кВт;

РТПв = DРвТП-10 + DРвТП-13 + DРвТП-Y =27,35+53,5+10,39=91,24 кВт.

Активная нагрузка ТП с учётом уличного освещения

РТП = Рв + DРр.ул. =91,24+ 8,48=99,72 кВт.

Полная расчётная мощность ТП

Значение коэффициента мощности получим по формуле:

cosjвТП =(РвТП-10.cosjвТП-10+РвТП-13.cosjвТП-1+РвТП-Y.cosjвТП-Y)/(РвТП-10+РТП-13+РТП-Y)=(27,35.0,94+53,5.0,89+10,39.0,86)/( 27,35+53,50+10,39)=0,90

По полной расчётной мощности  выбираем мощность и тип трансформатора.

Выбираем ТП с трансформатором TM160/10 мощностью

SТР =160кВА.

Находим эквивалентные мощности на участках

Расчёт ведём по вечерней нагрузке, т.к. РВ>РД

SЭУЧ = SУЧ·∙КД,

где КД = 0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

Линия 3:

Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 4.2.

По экономическим интервалам нагрузок выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А»[2, таблица 3.2.]. В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений.

Район по гололеду 2-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 с

∆UДОП = 6%.

где  - удельное значение потерь, % (кВ∙А∙км),([2],рис.3.2)

Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 4.2.

Таблица 4.2. Результаты расчетов сети 0,38кВ для КТП.

Потери на участках линии не превышают допустимых значений.

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 10 КВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. Расчет производим методом экономических интервалов нагрузок, изложенных в пункте 3.2 [1].

Рис. 5.1 План населенных пунктов

Путем суммирования нагрузок находим активные вечерние нагрузки участков линии:

РУЧ = РБ + ∆РМ,

где ∆РМ – добавка к большей слагаемой нагрузке [1, табл.6.2]

Р9-8 = Р8 = 230 кВт;

Р8-4=230+44=274 кВт;

Р7-6 =90 кВт;

Р4-6 = 99,72+67,5=167,22 кВт;

Р5-4 =180 кВт;

Р1-4 =274+131+139=544 кВт;

Р1-10 = 100 кВт;

Р3-2 = 140 кВт;

Р2-1 = 160+106=266 кВт;

РИ-1 = 544+74,5+212=830,5 кВт.

Дневная нагрузка:

Р9-8 = Р8 = 120 кВт;

Р8-4=120+74,5=194,5 кВт;

Р7-6 =60 кВт;

Р4-6 = 84,19+44=128,19 кВт;

Р5-4 =130 кВт;

Р1-4 =194,5+98+98=390,5 кВт;

Р1-10 = 160 кВт;

Р3-2 = 250 кВт;

Р2-1 = 250+82=332 кВт;

РИ-1 = 390,5+123+259=772,5 кВт.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности на участках ВЛ – 10 кВ по формуле:

где cosφi определяется по отношению [1, рис. 6.1].

Для нашего варианта =0,3 находим cosφд = 0,92; cosφв =0,95. Для остальных участков cosφд и cosφв определяем по отношению  [1, таб. 6.3] и сводим результаты в таблицу 4.1.

Участок сети 9-8: Участок сети 1-4:

сosj9-8д = 0,88 сosj1-4д = 0,83

сosj9-8в = 0,93 сosj1-4в = 0,91

Участок сети 8-4: Участок сети 1-10:

сosj8-4д = 0,83 сosj1-10д = 0,73

сosj8-4в = 0,91 сosj1-10в = 0,73

Участок сети 7-6: Участок сети 3-2:

сosj7-6д = 0,83 сosj3-2д = 0,73

сosj7-6в = 0,91 сosj3-2в = 0,73

Участок сети 4-6: Участок сети 2-1:

сosj4-6д = 0,83 сosj2-1д = 0,76

сosj4-6в = 0,91 сosj2-1в = 0,82

Участок сети 5-4: Участок сети И-1:

сosj5-4д = 0,83 сosjИ-1д = 0,78

сosj5-4в = 0,91 сosjИ-1в = 0,87

Полные мощности участков линии находим по выражению:

                                                                                        (5.1)

где    Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

Участок сети 9-8:

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети и сводим результаты в таблицу 4.1.

Находим эквивалентные мощности на участках линии 10 кВ:

SЭУЧ = SУЧ·КД,

где КД=0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

Участок сети 8-10:

Проводим аналогичные расчеты и сводим результаты в таблицу 5.1.

По интервалам экономических нагрузок [2, табл. 3.1.] выберем марку и сечение проводов. При этом учитываем, что минимальное допустимое сечение по механической прочности 35 мм2, на магистрали не менее 70 мм2.

Для всех участков принимаем провод – 3АС35.

Изоляторы для всех участков – ШФ – 20В.

АС35: r0 = 0,85 Ом/км,                      

х0 = 0,352 Ом/км;

Находим фактические потери напряжения на участках ВЛ:

,

    .

Проводим аналогичные расчеты и сводим результаты в таблицу 5.1.

Произведем проверку по допустимым потерям напряжения (7,5% в сети 10 кВ) на самых длинных участках:

Потери на участках линии меньше допустимых.

Таблица 5.1. Результаты расчетов сети 10 кВ.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ

1.                Потери в линии 10 кВ

Пользуясь табл. 3.8 [3], рис. 5.5 [1]

Остальные расчеты сети 10 кВ проводим аналогично, а результаты сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Результаты расчетов потерь энергии сети 10кВ.

Определим потери энергии до нашего потребителя, так как у нас девятый потребитель, то потери до него:

2. Потери в ВЛ – 0,38кВ рассчитываются также как и в ВЛ – 10кВ.

Таблица 6.2. Результаты расчетов потерь энергии сети 0,38кВ КТП.

3. Потери в трансформаторах.

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

где ∆РК, ∆РХ.Х – принимаем из приложения 19 [3] в зависимости от параметров трансформатора;

SMAX – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВ·А;

SН – номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

τ – время максимальных потерь, ч; 8760 – число часов в году.

4. Определим общие потери энергии.

Общие потери складываются из потерь в трансформаторе и потерь в линиях сети 0,38 кВ. Получаем:

∆Wобщ=∆Wтр+∆W0,,38=6755,1+8395,07=15150,17 кВт·ч.

7. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 10 И 0,38 КВ, ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ 10/0,4 КВ

Воздушные линии 10 кВ выполняются проводами марки «АС». Их крепим на железобетонных одностоечных, свободно стоящих, а анкерные и угловые с подкосами. Провода крепим к изоляторам типа ШФ – 20В.

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 – 18. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются закрытые трансформаторные подстанции (КТП) 10/0,38 кВ. КТП устанавливаются в зданиях. Подстанции в большинстве случаев выполняют тупиковыми. Подстанция состоит из:

ЗРУ – 0,38 кВ,;

силовой трансформатор типа ТМФ– 160. Напряжение к тр-ру подается через линейный разъединительный пункт и предохранители;

линейный разъединительный пункт, включает разъединитель с приводом.

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.

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

1. Составляем расчетную схему

ST = 160 кВ·А ∆UК% = 4,5% ZT(1)=0,7 Ом

Расчет ведем в относительных единицах.

2. Задаемся базисными значениями

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

2.     Составляем схему замещения

4. Определяем относительные базисные сопротивления

Система:

Определяем сопротивление линии 10 кВ:

индуктивное

активное

Трансформатор:

 т.к его величина очень мала

Определяем сопротивление линии 0,4 кВ:

индуктивное

активное

5. Определяем результирующее сопротивление до точки К1

К1

          Z*Р1           

6. Определяем базисный ток в точке К1

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

         КУ=1 для ВЛ – 10 кВ.

8.                Определяем результирующее сопротивление до точки К2

К2

         Z*Р2            

Определяем базисный ток в точке К2

Определяем токи и мощность к.з. в точке К2

КУ=1 для ВЛ – 10 кВ.

По формулам , определяем сопротивления фазных и нулевого провода линий 0.38 кВ. UБ = 0,4 кВ, Uф = 0,4 кВ.

Таблица 7.1. Сопротивления фазных проводов линии 0,38кВ.

Определим результирующие сопротивления для точки К3:

К3

         Z*Р3                     

Определяем базисный ток в точке К2

Определяем токи и мощность к.з. в точке К3

         КУ=1 для ВЛ – 10 кВ.

Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах

где

--полное сопротивление петли.

ZT – сопротивление трансформатора току однофазного к.з., Ом

- полное сопротивление тр-ра току замыкания на корпус ([1],Приложение 5);

Результаты расчетов сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. Результаты расчета токов к.з.

9. ВЫБОР АППАРАТОВ ЗАЩИТЫ

Основными аппаратами защиты сетей 0,38кВ от кротких замыканий и перегрузок являются предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0,38кВ работает с глухозаземленной нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнить в каждой фазе.

В трансформаторных подстанциях 10/0,4кВ наибольшее распространение получили автоматические выключатели типов АП5, А3100 и А3700. В ряде случаев используются блоки «предохранитель – автоматический выключатель» типа БПВ-31(32…34) с предохранителями ПР-2.

Для защиты от однофазных коротких замыканий в нулевом проводе устанавливают реле тока типа РЭ5+1Т, действующее на независимый расцепитель.

Для КТП 10/0,4кВ оснащенных автоматическими выключателями А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана защита типа ЗТИ-0,4. Защита представляет собой приставку к автоматическому выключателю, размещаемую под ним в помещении КТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

ЗТИ-0,4 предназначена для защиты трехфазных четырехпроводных воздушных линий 0,38кВ с глухозаземленной нейтралью и повторными заземлениями нулевого провода от междуфазных коротких коротких замыканий, а также замыканий фаз на землю. Для подключения к линии ЗТИ-0,4 имеет четыре токовых входа, через которые пропускаются три фазных повода и нулевой провод линии 0,38кВ.

                        QS

                                                                  FV1

                        FU

                         T

                                                                   FV2

                        SQ

                                               QF   

Выбор разъединителя

1.                Выбор предохранителя

2.                Выбор рубильника

3.                Выбор автоматического выключателя

10. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ

Защита оборудования подстанций от перенапряжений осуществляется вентильными разрядниками типа РВП –10 со стороны высшего напряжения и типа РВН – 0,5 со стороны 0,4 кВ. Кроме этого типа разрядников для защиты линейной изоляции и срезания амплитуды волн перенапряжений применяются трубчатые разрядники типа РТ или РТВ на линиях высшего напряжения и искровые промежутки (совмещенные с повторными заземлениями нулевого рабочего проводника) на стороне низшего напряжения.

При наличии кабельных вставок длиной до 100 метров в сетях 10 кВ и выше (выводы на подстанцию, проходы под ответственными шоссейными и железными дорогами и т.д.) устанавливается один комплект разрядников либо на шинах подстанции, либо на опоре, где воздушная линия переходит в кабельную. Если подстанция имеет несколько кабельных выводов, то комплект разрядников устанавливается на каждом вводе. Причем, при длине ввода более 100 метров они устанавливаются на шинах потребительской подстанции, имеющей общий учет электроэнергии.

На ВЛ до 1000 В с заземленной нейтралью должны быть заземлены крюки или штыри фазных проводов и нулевого провода не реже чем через 200 м. Сопротивление заземления должно быть не более 30 Ом. Эти заземлители могут раасматриваться как повторное заземление нулевого провода. Такое заземление обязательно делается на опорах с ответвлением к вводу в здание, где имеются большие хозяйственные ценности. При этом предыдущее заземление должно от концевой опоры с заземлением не более чем на 100 м. Используются стальные стержни длиной l = 5м и диаметром d = 12мм.

1.                Определяем сопротивление грунта для стержневых заземлений

к1 – коэф. сезонности([6],приложение 27.2), к2 – коэф. влажности грунта.([6],приложение 27.3)

2.                Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали

где l – длинна электрода, м;

d – диаметр стержня, м;

Сопротивление повторного заземления Rпз недолжно превышать

 30 0м при ρ=100 Ом*м и ниже;

Для повторного заземления принимаем 1 стержень длиной 5 м. и диаметром 12 мм, сопротивление которого 25<30 Ом.

3.                Общее сопротивление всех повторных заземлителей

4.                Определяем число стержней

Принимаем 10 стержней и располагаем их через 5 м друг от друга.

5.                Сопротивление полосы связи

где d – ширина полосы прямоугольного сечения, м;

h – глубина заложения горизонтального заземлителя, м;

6.                Действительное сопротивление искусственного заземления при ηВ = 0,55 и ηГ = 0,35 получаем при n=10 и a/l=5/5=1([6] рис. 27.1):

Определяем действительное число заземлителей:

7.                Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода

ЛИТЕРАТУРА

1.       Г.И. Янукович «Расчет электрических нагрузок в сетях сельскохозяйственного назначения» Методические указания к курсовому и дипломному проектам. Мн.: БГАТУ, 2003 г.

2.       Г.И. Янукович «Расчет линий электропередачи сельскохозяйственного назначения» Методические указания к курсовому и дипломному проектам. Мн.: БГАТУ, 2002 г.

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

4.       И.Л.Каганов «Курсовое и дипломное проектирование, М.:Агропромиздат, 1990г.»

5.       Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения, Мн. БИМСХ, 1984г.

6.       Нормы проектирования сетей 1994 г.

7.       Методические указания к курсовому проекту по электроснабжению сельского хозяйства, БИМСХ, 1985г.

8.       ПУЭ