Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи

Министерство сельского хозяйства и продовольствия

Республики Беларусь

Белорусский Государственный Аграрный Технический Университет

Кафедра Электроснабжения с/х

















Расчетно-пояснительная записка к

КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства»

на тему

«Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи»



Выполнил: студент 4 курса АЭФ

20эпт группы Сазановец А.В.

Руководитель: Кожарнович Г. И.















Минск 2009г.


Аннотация



Курсовой проект состоит из пояснительной записки на листах машинописного текста формата А4, и графической части, выполненной на двух листах формата А1. Пояснительная записка содержит 3 рисунка и 20 таблиц.

Графическая часть работы включает в себя план электрической сети 0,38 кВ, расчетную схему линии 0,38 и конструкцию предохранителей, используемых в МТП.

В данном курсовом проекте осуществлено проектирование электроснабжения населенного пункта Свиридовичи.

Произведен выбор проводов линии 10 кВ, определено число и место расположения КТП 10/0,4 кВ, рассчитано сечение проводов линии 0,38 кВ по методу экономических интервалов мощностей, произведен расчет токов короткого замыкания, выбрано оборудование и аппараты защиты. Разработаны мероприятия по защите линий от перенапряжений, а также рассчитано заземление сети 0,38 кВ.




Введение



Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения – один из важнейших факторов технического процесса.

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии – угля, сланцев, на больших реках.

Самый высокий показатель системы электроснабжения – надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение – плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов. Основные особенности: необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по всей территории; низкое качество электроэнергии; требования повышенной надежности и т.д.

Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.


1. Исходные данные



Таблица 1.1 Исходные данные для расчета линии высокого напряжения.

Отклонение напряжения на шинах, %

Sк.з. на шинах ИП, МВА

Соотношение мощностей

U100

U25



Pп / Pо

+7

-2

900

0,5



Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям.

№

п/п

Наименование

Номер шифра

Дневной максимум, кВт

Вечерний максимум, кВт







Pд

Qд

Pв

Qв

1

Плотницкая

340

10

8

1

0

2

Хлебопекарня производительностью 3т/сутки

356

5

4

5

4

3

Пожарное депо на 1…2 автомашины

382

4

3

4

2

4

Административное здание на 15-25 рабочих мест

518

15

10

8

0

5

Дом культуры со зрительным на 150-200 мест

527

5

3

14

8

6

Фельдшерско-окушерский пункт 

536

4

0

4

0

7

Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест

553

4

0

4

2

8

Баня на 5 мест

559

3

2

3

2




2. Расчёт электрических нагрузок в сетях



2.1 Расчёт электрических нагрузок в сетях напряжением 380/220 В



Электрические нагрузки в сетях напряжением 380/220 В складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений производственных потребителей, а также нагрузки наружного освещения.

Подсчёт нагрузок по участкам линий проводят после выбора количества трансформаторных подстанций (ТП), места их установки и нанесения трассы линии на план объекта. Затем отходящие от ТП линии разбивают на участки длиной не более 100 м. Все однородные потребители, присоединённые к данному участку линии, объединяют в группы и определяют их суммарную нагрузку отдельно по дневному Рд и отдельно по вечернему Рв максимумам. При смешанной нагрузке создаются отдельные группы из потребителей жилых домов, производственных, общественных, коммунальных предприятий.

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

Нагрузку на вводе в жилой дом определим по номограмме ([1], рис. 3.1.) исходя из существующего годового потребления электроэнергии (согласно заданию 850 кВт·ч) на седьмой расчётный год. При годовом потреблении 1050 кВт·ч/дом расчётная нагрузка на вводе составляет Рр.i.=2,3кВт·ч/дом.

Для определения суммарной расчётной активной нагрузки всего населённого пункта делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчётную нагрузку каждой группы по формулам:



, (2.1)

,  (2.2)



где Рд, Рв – соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n – количество потребителей в группе, шт.;

Pр – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт;

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

kо – коэффициент одновременности, принимается в зависимости от количества потребителей в группе и нагрузки на вводе (для жилых домов) (таблица 5.1 [1]).

Первая группа: жилые дома (107 домов):

Рд.1. = 0.258·2.3·107·0.3 = 19.1 кВт,

Рв.1. = 0.258·2.3·107·1 = 63.5 кВт.

Вторая группа: административное здание, плотницкая, магазин,пожарное депо



 кВт, (2.3)

 кВт. (2.4)



Коэффициент одновремённости k0 = 0.775 

Третья группа:дом культуры, хлебопекарня, баня, фельдшерско-акушерский пункт

Рд.3. = 0.775· (5+5+3+4) =13,18 кВт,

Рв.3. = 0.775· (3+4+2+0) =6,98 кВт.

Коэффициент одновремённости k0 = 0.775 

Расчётная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:


 Вт =11.8 кВт (2.5)



где Руд.ул. = 5.5 Вт/м – удельная нагрузка на один погонный метр улицы, для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий с шириной проезжей части 5…7 м;

ℓул. – общая длина улиц м;

Суммируя расчётные нагрузки всех трёх групп 

Данное действие производится согласно формуле:



 кВт, (2.6)

 кВт. (2.7)



где РБ – большая из нагрузок, кВт;

∆РД.i, ∆РВ.i – соответственно надбавка соответствующая меньшей дневной и вечерней нагрузке, кВт.

Расчётная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, т.к. он больший. С учётом уличного освещения расчётная мощность ТП определяется по формуле:



РТП = РТП.В. + РР.УЛ. = 77+ 11.8 = 88,8 кВт. (2.8)



Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле:



,  (2.9)



где cosφi – коэффициент мощности i-го потребителя;

Рi – мощность i-го потребителя, кВт.







Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей.

№

Потребитель

Pд,

кВт

Qд,

кВт

Pв,

кВт

Qв,

кВт

cosД

cosв

1

Плотницкая

10

8

1

0

0,78

1

2

Хлебопекарня производительностью 3т/сутки

5

4

5

4

0,78

0,78

3

Пожарное депо на 1…2 автомашины

4

3

4

2

0,8

0,89

4

Административное здание на 15-25 рабочих мест

15

10

8

0

0,83

1

5

Дом культуры со зрительным на 150-200 мест

5

3

14

8

0,86

0,87

6

Фельдшерско-окушерский пункт 

4

0

4

0

1

1

7

Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест

4

0

4

2

1

0,89

8

Баня на 5 мест

3

2

3

2

0,83

0,83



Полная расчётная нагрузка на шинах ТП дневного максимума определяется по следующей формуле:



 кВ·А. (2.10)



Полная расчётная нагрузка на шинах ТП вечернего максимума определяется по следующей формуле:



 кВ·А. 



Для определения числа ТП первоначально необходимо определить допустимые потери напряжения. Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы +5%, а при нагрузке 25% за пределы 0% от номинального.

Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0,38кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора результаты сводим в таблицу 2.2.



Таблица №2.2. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

N

п/п

Элементы схемы

Нагрузка





100%

25%

1

Шины питающей подстанции

+7

-2

2

ВЛ – 10кВ

-8

0,5

3

Трансформатор 10/0,38 кВ:

надбавка

потери напряжения

+7,5

-4.0

+7,5

-1.0

4

Линия 0,38 кВ

потери во внутренних сетях

потери во внешних сетях

-1,5

-6

0

0

5

Отклонение напряжения у потребителя

-5.0

5



Число ТП для населённого пункта определим по формуле:



шт, (2.11)


Принимаем NТП=2

где F = 0.37 км2 – площадь населённого пункта;

∆U%=6% – допустимая потеря напряжения, которая определена согласно табл. 2.2 (потери во внешних сетях).

Т.к. число ТП равно двум, то делим населённый пункт на две примерно равные зоны и дальнейший расчёт производим для каждой зоны отдельно. В каждой зоне сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им 

номера 1, 2, 3 и т.д. На плане населённого пункта наметим трассы ВЛ 380/220В и разобьём их на участки не более 100 м.

На плане населённого пункта нанесём оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей для каждой из зон отдельно.

Определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов. 

Расчётная нагрузка группы из 4 жилых домов:

• дневная 



 кВт;



• вечерняя



 кВт.



Расчётная нагрузка группы из 5 жилых домов:

• дневная 



 кВт;



• вечерняя

 кВт.



Расчётная нагрузка группы из 6 жилых домов:

• дневная 



 кВт;



• вечерняя



 кВт.



Расчётная нагрузка группы из 7 жилых домов:

• дневная 



 кВт;



• вечерняя



 кВт.



Полученные значения координат нагрузок, дневные и вечерние расчётные нагрузки, а также значения коэффициентов мощности (см. табл. 2.1) сведём в таблицу 2.3.




Таблица №2.3. Результат расчёта нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координат

Номер потре-бителей и групп

Наименование потребителей

Расчётная мощность, кВт

Координаты нагрузок

Коэффициент мощности















Рд

Рв

х

у

cosφд

cosφв

1-я зона

1

7 домов

2,27

7,57

358

205

0.9

0,93

3

4 дома

1,6

5,38

290

142

0.9

0,93

4

6 домов

2,1

6,9

210

185

0.9

0,93

5

4 дома

1,6

5,38

143

202

0.9

0,93

6

Баня на 5 мест

3

3

92

215

0.83

0.83

7

5 домов

1,83

6.1

410

125

0.9

0,93

8

Фельдшерско-окушерский пункт

4

4

460

125

1

1

9

5 домов

1,83

6.1

501

128

0.9

0,93

10

6 домов

2,1

6,9

560

132

0.9

0,93

11

4 дома

1,6

5,38

345

62

0.9

0,93

12

Дом культуры со зрительным на 150-200 мест

5

14

295

52

0.86

0,87

13

Хлебопекарня производительностью 3т/сутки

5

5

286

54

0,78

0,78

14

5 домов

1,83

6.1

220

62

0.9

0,93

15

6 домов

2,1

6,9

142

96

0.9

0,93

16

5 домов

1,83

6.1

52

102

0.9

0,93

Итого 















2-я зона 

17

7 домов

2,27

7,57

350

382

0.9

0,93

18

6 домов

2,1

6,9

350

450

0.9

0,93

19

4 дома

1,6

5,38

350

542

0.9

0,93

21

4 дома

1,6

5,38

302

294

0.9

0,93

22

Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест

4

4

273

295

1

0,89

23

7 домов

2,27

7,57

200

297

0.9

0,93

24

5 домов

1,83

6.1

120

298

0.9

0,93

25

Пожарное депо на 1…2 автомашины

4

4

412

300

0,8

0,89

26

6 домов

2,1

6,9

490

302

0.9

0,93

27

Административное здание на 15-25 рабочих мест

15

8

556

303

0.83

1

28

Плотницкая

10

1

590

304

0,78

1

29

5 домов

1,83

6.1

596

314

0.9

0,93

30

6 домов

2,1

6,9

600

392

0.9

0,93

Итого

 















Определим центр нагрузок для каждой зоны по формуле:

 (2.12)

 



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




3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора



Cоставим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину.

Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.





Рис. 1. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП1





Рис.2. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП2


ТП-1

Участок 9-10

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума







• вечернего максимума







Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума


 кВ·А.



Участок 8-9

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,


• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок 7-8.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума


 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок 2-7.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок 2-1.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума






Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок ТП-2.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума


.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



кВ·А.



Участок 5-6

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,


• вечернего максимума







Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А. 



Участок 4-5. 

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для: дневного максимума



,


• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



кВ·А.



Участок 3-4.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума


,



• вечернего максимума







Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А. 



Участок ТП-3

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.


Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



кВ·А. 



Участок 15-16

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума


 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума



,



• вечернего максимума







Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А. 



Участок 14-15

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума

 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума







• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок 13-14

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,


• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума







• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок 12-13

Активная нагрузка для:

• дневного максимума


 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума







• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.



Участок 11-12

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума







• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума



 кВ·А.


Участок ТП-11

Активная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВт,



• вечернего максимума



 кВт.



Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума







• вечернего максимума



.



Полная нагрузка для:

• дневного максимума



 кВ·А,



• вечернего максимума


 кВ·А.



Аналогичным образом рассчитываем оставшийся участки для ТП-2, полученные результаты занесем в таблицу 3.1



Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП1



Номер участка

Расчётная мощность Рр.д., кВт

Расчётная мощность Рр.в., кВт

Коэффициент мощности cosφд

Коэффициент мощности cosφв

Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А

Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А

К-o одновременн

Надбавка ∆Pд кВт

Надбавка ∆Pв кВт

Наружное освещение 

кВТ

9-10

2,1

6,9

0,9

0,93

2,333333

7,419355

-

-

-

0,4

8-9

2,9475

9,75

0,9

0,93

3,275

10,48387

0.75

-

-

0,3

7-8

5,8

12,15

0,957575

0,950364

6,056969

12,78458

-

1.8

2.4

0,3

2-7

6,9

15,8

0,943766

0,943557

7,311136

16,74514

-

1.1

3.65

0,4

2-1

2,27

6,1

0,9

0,93

2,522222

6,55914

-

-

-

0,4

ТП-2

8,2

19,4

0,932932

0,939781

8,789496

20,64311

-

1.3

3.6

0,43

5-6

3

3

0,83

0,83

3,614458

3,614458

-

-

-

0,43

4-5

3,95

7,18

0,854348

0,8942

4,62341

8,029519

-

0.95

1.8

0,5

3-4

5,2

11,28

0,870194

0,911744

5,975679

12,37189

-

1.25

4.1

0,5

ТП-3

6,15

14,38

0,877207

0,91764

7,010886

15,67064

-

0.95

3.1

0,3

15-16

1,83

6,1

0,9

0,93

2,033333

6,55914

-

-

-

0,4

14-15

2,9475

9,75

0,9

0,93

3,275

10,48387

0.75

-

-

0,5

13-14

3,583125

11,8875

0,9

0,93

3,98125

12,78226

0.75

-

-

0,3

12-13

7,15

14,8875

0,830095

0,885588

8,613468

16,81086

-

2.15

3

0,2

11-12

10,15

23,3875

0,842402

0,878034

12,04888

26,63622

-

3

8.5

0,2

ТП-11

11,1

26,5375

0,850245

0,887752

13,05506

29,89291

-

0.95

3.15

0,4



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



Номер участка

Расчётная мощность Рр.д., кВт

Расчётная мощность Рр.в., кВт

Коэффициент мощности cosφд

Коэффициент мощности cosφв

Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А

Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А

К-т одновременн

Надбавка ∆Pд кВт

Надбавка ∆Pв кВт

Наружное освещение 

кВТ

18-19

1,6

5,38

0,9

0,93

1,777778

5,784946

-

-

-

0,5

17-18

2,775

9,21

0,9

0,93

3,083333

9,903226

0.75

-

-

0,5

ТП-17

3,78375

12,585

0,9

0,93

4,204167

13,53226

0.75

-

-

0,4

23-24

1,83

6,1

0,9

0,93

2,033333

6,55914

-

-

-

0,3

22-23

3,075

10,2525

0,9

0,93

3,416667

11,02419

0.75

-

-

0,41

21-22

5,8

12,6525

0,956537

0,918774

6,063539

13,77107

-

1.8

2.4

0,53

20-21

6,75

15,8025

0,944313

0,922123

7,148055

17,13708

-

0.95

3.15

0,2

ТП-20

6,75

15,8025

0,944313

0,922123

7,148055

17,13708

-

-

-

0,72

29-30

2,1

6,9

0,9

0,93

2,333333

7,419355

-

-

-

0,41

28-29

2,9475

9,75

0,9

0,93

3,275

10,48387

0.75

-

-

0,37

27-28

11,8

10,35

0,807318

0,936512

14,6163

11,05165

-

1.8

0.6

0,2

26-27

22,3

15,15

0,820013

0,96419

27,19469

15,71266

-

7.3

4.8

0,4

25-26

23,55

19,25

0,826897

0,953491

28,47996

20,18896

-

1.25

4.1

0,5

ТП-25

25,95

21,65

0,822992

0,942568

31,53129

22,96916

-

2.4

2.4

0,4

5.84



Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).



ТП1:

 кВт,

 кВт.



ТП2:

 кВт,

 кВт.



Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:


 кВт,

 кВт



Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле:

Для ТП1:



.



Для ТП2:







Определим полные расчётные мощности ТП по формуле:

Для ТП1:



 кВ·А.



Для ТП2:



 кВ·А.



По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными:

Номинальная мощность SТР, кВ·А ………………………………… 63

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

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

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

Напряжение короткого замыкания UКЗ, % от UН …………………. 4,5

Находим экономические нагрузки на участках по формуле:



,  



где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;

КД = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).

Произведём расчёт для ТП1:

Дневной максимум: Вечерний максимум:

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5.

По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.

Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.

Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 кВ (внешние сети) 6%).



, 



где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;

ℓУЧ – длина участка, км;

UН – номинальное линейное напряжение, кВ;

r0 – удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 0С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1);

х0 – индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм;

Для линии 1:

Для дневного максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Для вечернего максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле:



, 



где UН – номинальное линейное напряжение, В.

Для линии 1:

Для дневного максимума:













Для вечернего максимума: 













Проводим аналогичный расчёт для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведёт к изменению r0 и х0, а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 кВ (в крайних случаях) составляет 70 мм2, т.е. провод А70.



Таблица №2.5. Результат расчёта ВЛ 0,38 кВ

Номер участка

Экономическая нагрузка Sэ.д., кВА

Экономическая нагрузка Sэ.в., кВА

Марка и сечение проводов

Сопротивление проводов

∆Uд, В

∆Uв, В

∆Uд, %

∆Uв, %









Актив-ное rо, Ом/км

Реактив-ное хо, Ом/км









ТП1

9-10

1,6333

5,1948

4А25+А25

1.14

0.319

0,54

1,65

0,136

0,43

8-9

2,2925

7,34

4А25+А25

1.14

0.319

0,48

1,55

0,127

0,41

7-8

4,2478

8,9496

4А25+А25

1.14

0.319

0,98

2,07

0,258

0,54

2-7

5,1175

11,726

4А25+А25

1.14

0.319

1,55

3,54

0,407

0,93

2-1

1,7656

4,5918

4А25+А25

1.14

0.319

0,62

1,63

0,163

0,42

ТП-2

6,1527

14,458

4А25+А25

1.14

0.319

1,64

3,85

0,430

1,01

5-6

2,5302

2,5302

4А25+А25

1.14

0.319

0,64

0,64

0,169

0,16

4-5

3,2367

5,6204

4А25+А25

1.14

0.319

1,11

1,96

0,292

0,51

3-4

4,1825

8,6603

4А25+А25

1.14

0.319

1,52

3,20

0,399

0,84

ТП-3

4,907

10,965

4А25+А25

1.14

0.319

1,11

2,52

0,291

0,66

15-16

1,4233

4,5918

4А25+А25

1.14

0.319

0,45

0,97

0,118

0,25

14-15

2,2925

7,338

4А25+А25

1.14

0.319

0,80

2,46

0,211

0,64

13-14

2,7865

8,9471

4А25+А25

1.14

0.319

0,59

1,90

0,154

0,50

12-13

6,0228

11,776

4А25+А25

1.14

0.319

0,92

1,84

0,241

0,48

11-12

8,4317

18,646

4А25+А25

1.14

0.319

1,44

3,23

0,378

0,85

ТП-11

9,1343

20,924

4А25+А25

1.14

0.319

2,50

5,83

0,658

1,53

ТП2

18-19

1,2444

4,0495

4А25+А25

1.14

0.319

0,45

1,50

0,120

0,39

17-18

2,1583

6,9323

4А25+А25

1.14

0.319

0,79

2,57

0,209

0,67

ТП-17

2,9429

9,4726

4А25+А25

1.14

0.319

0,82

2,68

0,217

0,70

23-24

1,4233

4,5914

4А25+А25

1.14

0.319

0,36

1,17

0,095

0,31

22-23

2,3917

7,7169

4А25+А25

1.14

0.319

0,58

1,91

0,154

0,50

21-22

4,2445

9,6397

4А25+А25

1.14

0.319

1,13

2,55

0,298

0,67

20-21

5,0036

11,996

4А25+А25

1.14

0.319

0,71

1,69

0,187

0,44

ТП-20

5,0036

11,996

4А25+А25

1.14

0.319

0,71

1,69

0,187

0,44

29-30

1,6333

5,1935

4А25+А25

1.14

0.319

0,30

0,96

0,080

0,25

28-29

2,2925

7,3387

4А25+А25

1.14

0.319

0,42

1,36

0,112

0,36

27-28

10,231

7,7362

4А25+А25

1.14

0.319

1,04

0,82

0,276

0,21

26-27

19,036

10,998

4А25+А25

1.14

0.319

4,17

2,48

1,097

0,65

25-26

19,936

14,132

4А25+А25

1.14

0.319

5,66

4,13

1,492

1,08

ТП-25

22,071

16,078

4А25+А25

1.14

0.319

5,12

3,85

1,349

1,01



Проведём проверку на соответствие потери напряжения в линиях.

ТП1

Линия ТП1-2:

• дневной максимум:

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

• вечерний максимум:

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

Линия ТП1-3:

• дневной максимум:

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

• вечерний максимум:

∆UВ% =0.16+0.51+0.84+0.66=2.17% < 6%.

Линия ТП1-11:

• дневной максимум:

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

• вечерний максимум:

∆UВ% =0.25+0.64+0.5+0.48+0.85+1.53=4.25% < 6%.

Остальные потери рассчитываем по аналогии и сводим в таблицу № 3.2



Таблица № 3.2 потери напряжения в линии.

Участки ТП

∆UД%

∆UВ%

ТП1

ТП-2

1.5

3.74

ТП-3

1.15

2.17

ТП-11

1.76

4.25

ТП2

ТП-17

0.55

1.78

ТП-20

0.92

2.38

ТП-25

1.35

1.01


Потери в конце линий не превышает допустимых значений, о чём свидетельствует вышеприведенная проверка.




4. Электрический расчет сети 10кВ



Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.





Рис. 3. Расчётная схема линии 10 кВ



4.1 Определение расчетных нагрузок



Расчетные максимальные нагрузки (отдельно – дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:



Pр = Pнаиб. + Р, 				 (4.1)



где 	Рр – расчетное значение максимальной мощность, кВт;

Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт;

Р – сумма надбавок (таблица 3.10 [3]), кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети определяем максимальные нагрузки. Расчеты сводим в таблицу 4.1. 



Таблица 4.1 Расчет максимальных нагрузок сети 10кВ.

Участок сети

Расчет максимальной нагрузки

7-8

Р7-8д = Р8д =70 кВт,

Р7-8в = Р8в =100 кВт

7-9

Р7-9д = Р 9д =160 кВт,

Р7-9в = Р 9в =200 кВт,

6-7

Р6-7д = Р7-9д + Р7-8Д +Р7Д =160+52+115=327 кВт,

Р6-7в= Р 7в + Р7-8в +Р7-9в =250+74.5+155=479.5 кВт,

6-10

Р6-10д = Р 10д =200 кВт,

Р6-10в = Р10в =75кВт,

1-6

Р1-6д = Р 6-7д + Р6-10д +Р6д =327+155+15.1=497.1 кВт,

Р1-6в = Р6-7в+Р6-10в +Р6в =479.5+56+74.5=610 кВт

3-5

Р3-5д = Р5д =51.85 кВт,

Р3-5в = Р5в =86.19 кВт

3-4

Р3-4д = Р4д = 120 кВт,

Р3-4в = Р4в = 150 кВт

2-3

Р2-3д = Р3-4д +Р3-5д +Р3д =120+37+36.5=193.5 кВт,

Р2-3в = Р3-4в +Р3-5в +Р3в =150+65+67=282 кВт

1-2

Р1-2д = Р2-3д +Р 2д =193.5+115=308.5 кВт,

Р1-2в = Р 2-3в +Р2в =282+59.5=341.5 кВт,

ИП-1

РИП-1д =Р1-6д + Р1-2д +Р1д =497.1+243+32.4 =772.5 кВт,

РИП-1в = Р1-6в + Р1-2в +Р1в =610+267+63=940 кВт



4.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности



Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:



	(4.2)




где	Pi – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;



Таблица 4.2 Значения cos для всех участков линии.

Номер НП

Рд/Рв

cosд

cosв

1

0.53

0.88

0.93

2

1,88

0.73

0.73

3

0.56

0.88

0.93

4

0.8

0.83

0.91

5

0.6

0.81

0.84

6

2.3

0.73

0.73

7

0.6

0.88

0.93

8

0.7

0.83

0.91

9

0.8

0.83

0.91

10

2.67

0.73

0.73



Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности:

Участок сети 7-8:







Участок сети 7-9







Участок сети 6-7






Участок сети 6-10







Участок сети 1-6







Участок сети 3-5







Участок сети 3-4







Участок сети 2-3







Участок сети 1-2








Участок сети ИП-1







4.3 Определение полных мощностей на участках сети.



Определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:



 (4.3)



где 	Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cos - коэффициент мощности.



4.4 Определение эквивалентной мощности



Определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле

Получаем:

Участок сети 7-8




Участок сети 7-9



Участок сети 6-7



Участок сети 6-10



Участок сети 1-6



Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 4.3.



Таблица 4.3 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей.

Участок сети

Pд,

Pв,

сosд

сosв

Sд,

Sв,

Sэд,

Sэв,



кВт

кВт





КВА

КВА

КВА

КВА

7-8

70

100

0,83

0,91

84,33735

109,8901

59,03614

76,92308

7-9

160

200

0,83

0,91

192,7711

219,7802

134,9398

153,8462

6-7

327

479,5

0,849737

0,919091

384,825

521,7112

269,3775

365,1978

6-10

200

75

0,73

0,73

273,9726

102,7397

191,7808

71,91781

1-6

497,1

610

0,801189

0,868532

620,4529

702,3346

434,317

491,6342

3-5

51,85

86,19

0,81

0,84

64,01235

102,6071

44,80864

71,825

3-4

120

150

0,83

0,91

144,5783

164,8352

101,2048

115,3846

2-3

193,5

282

0,836595

0,897022

231,2948

314,3736

161,9064

220,0615

1-2

308,5

341,5

0,790047

0,860111

390,4832

397,0418

273,3383

277,9292

ИП-1

772,5

940

0,801317

0,870798

964,0376

1079,469

674,8263

755,6286



4.5 Определение сечения проводов на участках линии



В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений.

Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Район по гололеду – I.

Подбираем:

Участок 8-7:

Интервал экономических нагрузок до 400кВА. Выбираем провод

АС-25 (по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ–АС-35).

Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 4.4.



4.6 Определение потерь напряжения на участках линии



Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:



  (4.5)

 (4.6) 



где 	Sуч – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

r0 х0 – активное и инлуктивное сопротивление проводов:

для провода АС-35: r0=0.973 a x0=0.352, для провода АС-50: r0=0.592 a x0=0.341; для провода АС-70: r0=0.42 a x0=0.327

Участок 7-8



Участок 7-9



Участок 6-7



Участок 6-10



Участок 1-6



Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.5. 



Таблица 4.4 Результаты расчетов линии 10кВ (по большей нагрузке).

Участок

Мощность

Длина участка, км

Марка

Потери напряжения на участках,%



Актив-ная, кВт

Полная, кВА

Эквива-лентная, кВА



провода



7-8

100

84,34

76,92

3,3

АС-35

0,308

7-9

200

192,77

153,85

1,7

АС-50

0,256

6-7

479,5

384,83

365,20

3

АС-70

1,322

6-10

75

273,97

71,92

3,3

АС-35

0,273

1-6

610

620,45

491,63

2,3

АС-50

0,851

3-5

86,19

64,01

71,83

2,4

АС-35

0,207

3-4

150

144,58

115,38

3,2

АС-50

0,359

2-3

282

231,29

220,06

4

АС-70

0,656

1-2

341,5

390,48

277,93

4,4

АС-70

0,922

ИП-1

940

964,04

755,63

4,6

АС-70

2,614


Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ИП, будет определяется следующим образом:



Линия Л1:

UИП-4=UИП-1+U1-2+U2-3+U3-4 =2,614+0,922+0,656+0,359=4.56%



Линия Л2:

UИП-8=UИП-1+U1-6+U6-7 +U 7-8 =2,614+0,851+1,322+0,308=5.1%



Линия Л3:

UИП-10=UИП-1+U1-6+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 Uнаиб. = UИП-5 = 5.1%,

Проверяем условие Uдоп ≥ Uнаиб, 	Uдоп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), Uдоп =8 %.

Так как условие 8 >5.1 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.




5. Определение потерь электрической энергии



5.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ



Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:



		 (5.1) 	



где S0-полная мощность на участке;

r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

 l – длина участка, км;

  - время максимальных потерь, ч. 



		Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицу 5.1

		

		
Таблица 5.1	Потери электрической энергии в линии 0.38кВ

Номер участка

Длина участка ℓуч, км

Расчётная мощность Рр., кВт

Коэффициент мощности cosφ

Максимальная полная мощность Sуч, кВА

Марка и сечение проводов

Активное сопротивление проводов ro, Ом/км

Время использования максимальной нагрузки Тmax, ч

Время потерь τ, ч

Потеря энергии на участке ∆Wв, кВт·ч





































































































ТП1

9-10

0,072

6,9

0,93

7,419355

4А25+А25

1.14

900

400

28,16

8-9

0,048

9,75

0,93

10,48387

4А25+А25

1.14

900

400

37,49

7-8

0,052

12,15

0,950364

12,78458

4А25+А25

1.14

1200

450

80,52

2-7

0,068

15,8

0,943557

16,74514

4А25+А25

1.14

1200

450

180,64

2-1

0,08

6,1

0,93

6,55914

4А25+А25

1.14

900

400

24,45

ТП-2

0,06

19,4

0,939781

20,64311

4А25+А25

1.14

1200

450

242,23

5-6

0,06

3

0,83

3,614458

4А25+А25

1.14

900

400

5,57

4-5

0,08

7,18

0,8942

8,029519

4А25+А25

1.14

900

400

36,65

3-4

0,084

11,28

0,911744

12,37189

4А25+А25

1.14

1200

450

121,81

ТП-3

0,052

14,38

0,91764

15,67064

4А25+А25

1.14

1200

450

120,98

15-16

0,072

6,1

0,93

6,55914

4А25+А25

1.14

900

400

22,01

14-15

0,08

9,75

0,93

10,48387

4А25+А25

1.14

900

400

62,48

13-14

0,048

11,8875

0,93

12,78226

4А25+А25

1.14

1200

450

74,30

12-13

0,036

14,8875

0,885588

16,81086

4А25+А25

1.14

1700

750

136,54

11-12

0,04

23,3875

0,878034

26,63622

4А25+А25

1.14

2200

1000

492,91

ТП-11

0,064

26,5375

0,887752

29,89291

4А25+А25

1.14

2200

1000

993,29

ТП2

18-19

0,084

5,38

0,93

5,784946

4А25+А25

1.14

900

400

8,88

17-18

0,084

9,21

0,93

9,903226

4А25+А25

1.14

900

400

26,02

ТП-17

0,064

12,585

0,93

13,53226

4А25+А25

1.14

1200

450

41,64

23-24

0,058

6,1

0,93

6,55914

4А25+А25

1.14

900

400

7,88

22-23

0,056

10,2525

0,93

11,02419

4А25+А25

1.14

1200

450

24,18

21-22

0,06

12,6525

0,918774

13,77107

4А25+А25

1.14

1200

450

40,42

20-21

0,032

15,8025

0,922123

17,13708

4А25+А25

1.14

1200

450

33,39

ТП-20

0,092

15,8025

0,922123

17,13708

4А25+А25

1.14

1200

450

95,99

29-30

0,056

6,9

0,93

7,419355

4А25+А25

1.14

900

400

9,73

28-29

0,056

9,75

0,93

10,48387

4А25+А25

1.14

900

400

19,44

27-28

0,032

10,35

0,936512

11,05165

4А25+А25

1.14

1700

750

23,14

26-27

0,068

15,15

0,96419

15,71266

4А25+А25

1.14

1700

750

99,40

25-26

0,088

19,25

0,953491

20,18896

4А25+А25

1.14

1700

750

212,38

ТП-25

0,072

21,65

0,942568

22,96916

4А25+А25

1.14

2200

1000

299,89



5.2 Определение потерь электрической энергии в линии 10кВ



Расчет ведем так же как и для линии 0.38кВ.

	

Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.



Таблица 5.2 Потери электрической энергии в линии 10кВ.

Номер участка

Длина участка

ℓуч, км

Расчётная мощность

Рр. кВт

Коэффициент

мощности cosφ

Максимальная полная

мощность Sуч, кВА

Марка и сечение проводов

Активное сопротивление проводов ro, Ом/км

Время использования

максимальной нагрузки Тmax, ч

Время потерь τ, ч

Потеря энергии на участке

∆Wв, кВт·ч





































































































7-8

3,3

100

0,91

84,34

АС-35

0.773

2500

1500

462,0637604

7-9

1,7

200

0,91

192,77

АС-50

0.592

3200

1800

875,0247555

6-7

3

479,5

0,919091

384,83

АС-35

0.773

3400

2000

12623,82677

6-10

3,3

75

0,73

273,97

АС-35

0.592

2500

1500

309,316945

1-6

2,3

610

0,868532

620,45

АС-35

0.42

3400

2000

9530,052681

3-5

2,4

86,19

0,84

64,01

АС-35

0.773

2500

1500

292,9794666

3-4

3,2

150

0,91

144,58

АС-35

0.592

3200

1800

926,4967999

2-3

4

282

0,897022

231,29

АС-35

0.42

3400

2000

3320,712855

1-2

4,4

341,5

0,860111

390,48

АС-35

0.42

3400

2000

5826,454084

ИП-1

4,6

940

0,870798

964,04

АС-50

0.42

3400

2000

45025,41955



Определим потери электрической энергии до нашего расчетного пункта т.е.:



W0-5= WИП-1 + W1-2 +W2-3 +W3-5 = 45025+5826+3320+292,97=54464 кВтч



5.3 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе



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



 (5.2)



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

Smax – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

 - время максимальных потерь трансформатора, ч;

Pх.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 	Wтр – потери в трансформаторе, кВт.ч;

W – суммарные потери, кВт.ч;

Получаем:

	

	




6. Конструктивное выполнение линий 10 И 0,38 кВ, трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ



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

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии для питания потребителей выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Опоры ВЛ поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов, других линий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными. На ВЛ применяются железобетонные, деревянные опоры. Принимаем установку железобетонных опор высотой 10 м над поверхностью земли. Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см.

Основное назначение изоляторов – изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Материал изоляторов должен удовлетворять следующим требованиям: выдерживать значительные механические нагрузки, быть приспособленным к работе на открытом воздухе под действием температур, осадков, солнца и т.д.

Выбираем для ВЛ – 0,38 кВ изоляторы типа НС – 16. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) 10/0,38 кВ. Как правило, сельские ЗТП сооружаются в отдельно стоящих одно- или двухэтажных кирпичных или блочных зданиях. Вне зависимости от конструкции здания они разделяются на три отсека: отсек трансформатора, отсек РУ 10 кВ и отсек РУ 0,38 кВ. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из камер заводского изготовления КСО. Распределительное устройство 0,38 кВ может состоять из шкафов серии ЩО-70, ЩО-94 и др. шкафы ЩО-70-3 отличаются от шкафов ЩО-70-1 и ЩО-70-2 сеткой схем электрических соединений, габаритами, которые уменьшены по высоте на 200 мм.

ЩО-70-3 имеет следующие типы панелей:

панели линейные;

панели вводные;

панели секционные.

Подстанция имеет защиты:

1. от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 кВ);

2.от многофазных (10 и 0,38) и однофазных (0,38) токов короткого замыкания;

3.защита от перегрузок линии и трансформатора;

4.блокировки.




7. Расчет токов короткого замыкания



Расчет токов короткого замыкания производится для решения следующих основных задач:

выбор и оценка схемы электрических соединений;

выбор аппаратов и проверка проводников по условиям их работы при коротком замыкании;

проектировании защитных заземлений;

подбор характеристик разрядников для защиты от перенапряжений;

проектирование и настройка релейных защит.

1.Составляем расчетную схему 



				К1 К2				 К3

 АС35 АC50 	 4А50 4А35 4А25 

~

11км	 4км		 0.108км 0.084км 0.164км 



ST = 63 кВ·А; ΔUК%=4.5%; ΔPХХ=0.33кВт;

∆PК=1.970кВт; ZТ(1)=0.779 Ом.



Расчет ведем в относительных единицах.

	

2.Задаемся базисными значениями



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



3.Составляем схему замещения


К1 К2 К3 



 

ХС	 	 ZT	 

Рис. 8.2. Схема замещения.



4.Определяем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:

– системы:







Определяем сопротивление ВЛ-10кВ:









– трансформатора: 

Так как его величина очень мала;







– ВЛ 0,4 кВ:










5.Определяем результирующее сопротивление до точки К1



К1

					

Z*К1 













6.Определяем базисный ток в точке К1







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







где КУ–ударный коэффициент, при к.з. на шинах 10 кВ КУ=1.2.






8.Определяем результирующее сопротивление до точки К2:



К2 

					

Z*К2		













9.Определяем базисный ток в точке К2:







10.Определяем токи и мощность к.з. в точке К2:







Ку=1при к.з. на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ.







11.Определяем результирующее сопротивление до точки К3:




К3

					

Z*К3		









	



12.Определяем токи и мощность к.з. в точке К3:









Ку=1 для ВЛ – 0.38 кВ.

Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах:







где  - фазное напряжение, кВ;

 - полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании на корпус трансформатора, Ом;

 - сопротивление петли «фаза – ноль», Ом.











 

Результаты расчетов сводим в таблицу 8.1.



Таблица 8.1 Результаты расчета токов к.з.

№

п/п

Место к.з.

IК(3),

кА

IК(2),

кА

IК(1),

кА

iУК,

кА

SК(3),

МВА

1

К1

0.5

0.44

- 

0.85

9.09

2

К2

1.88

1.64

-

2.66

1.3

3

К3

0.57

0.5

0.279

0.8

0.39




8. Выбор аппаратов защиты



После выбора типа и мощности ТП, расчета токов короткого замыкания производим выбор оборудования ТП. 

Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму токов короткого замыкания.

Составляем схему электрических соединений подстанции (Рисунок 6), на которой показываем все основные электрические аппараты. Расчет сводится к сравнению каталожных величин аппаратов с расчетными.



 

 		     QS 

 		     

 					 

 							FV1

 

 		     FU

 

 

 

 		      T

 

							 FV2

 		     SQ

 

 

 

 					 

 			       QF		

 



Рисунок 6 Схема электрических соединений подстанции 



В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбирают по следующим параметрам:


Выбор разъединителя

Расчетные значения

Условие выбора

РЛНД – 10/400



 











где – номинальное напряжение аппарата, кВ;

– номинальное напряжение установки, кВ;

– номинальный ток разъединителя, А;

– номинальный расчетный ток, А;

– амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА;

– ток термической стойкости, кА;

– предельное время протекания тока, с;

– действующее значение установившегося тока к.з., кА, ;

– условное время действия тока к.з., с.



Выбор предохранителя

Расчетные значения

Условие выбора

ПК – 10/30

















где – номинальное напряжение предохранителя, кВ;

– номинальный ток предохранителя, А.




Выбор рубильника

Расчетные значения

Условие выбора

РПЦ – 32













Выбор автоматического выключателя

Расчетные значения

Условие выбора

А3726ФУЗ









где Uн.авт. – номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

Uн.уст. – номинальное напряжение сети, В;

Iавт – номинальный ток автоматического выключателя, А;

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

Iн.т.расц. – номинальный ток теплового расцепителя автомата, А; 

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

Iн.э.расц. – ток отсечки электромагнитного расцепителя, А; 

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

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

Iпред.откл – предельный отключаемый автоматом ток, А.




9. Защита отходящих линий 0,38кВ.



Основные аппараты защиты сетей 0.38кВ от коротких замыканий – плавкие предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0,38кВ работает с глухозаземленной нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнять в трехфазном исполнении, предохранители или расцепители автоматов устанавливают в каждой фазе. При наличии максимального расцепителя автомата в нулевом проводе он должен действовать на отключение всех трех фаз, и в этом случае допускается устанавливать два расцепителя для защиты от междуфазных коротких замыканий. В качестве устройств защиты от перегрузок используют те же аппараты, однако тепловой расцепитель автоматического выключателя действует более надежно и четко, чем предохранитель.

На вводах в трансформаторов 0,38кВ и отходящих от КТП 10/0,38кВ линиях наибольшее применение получили автоматические выключатели типов АП50 (на КТП мощностью 25 … 40кВА), А3100 (сняты с производства) и А3700,. В ряде случаев используются блоки “предохранитель –выключатель” типа БПВ-31…34 с предохранителями типа ПР2. Применяемые на КТП автоматы АП50 2МТ30 имеют два электромагнитных и три тепловых расцепителя, а также расцепитель в нулевом проводе на ток, равный номинальному току теплового расчепителя. Автоматы А3124 … А3144 и А3700ФУЗ имеют по три электромагнитных и тепловых расцепителя, а также независимый расцепитель с обмоткой напряжения. Для защиты от однофазных замыканий в нулевом проводе устанавливают реле тока РЭ571Т, действующее на независимый расцепитель.

Для КТП 10/0,38кВ, оснащенных автоматическими выключателями типа А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана и выпускается промышленностью полупроводниковая защита типа ЗТИ-0,4,обеспечивающае повышенную чувствительность действие при коротких замыканий. Защита представляет собой приставку к автомату, размещаемую под ним в низковольтном шкафу КТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

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

Защита действует на независимый расцепитель автоматического выключателя. Защиты от междуфазных и фазных на нулевой провод коротких замыканий имеют обратнозависимые от тока характеристики время срабатывания и ступенчатую регулировку по току и времени срабатывания. Уставку защиты от замыканий на землю не регулируют.

Защита ЗТИ – 0,4У2 позволяет повысить надежность и уровень электробезопасности ВЛ 0,38 кВ.




10. Защита от перенапряжений и заземление



10.1 Защита от перенапряжений



Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.

Трансформаторные подстанции 10/0.38кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10кВ.Для тупиковых ТП на вводе устанавливают вентильные разрядники FU.

На ВЛ в соответствии с ПУЭ, в зависимости от грозовой активности устанавливается защитное заземление (в условиях РБ через 2 на третей опоре или через 120м), cопротивление заземления – не более 30 Ом.

На линях с железобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.



10.2 Заземление



Согласно ПУЭ, расстояние между грозозащитным заземлением на 

ВЛ – 0.38кВ должно быть не более 120м. Заземление устанавливается на опорах ответвлений в здания, где может находиться большое количество людей, и на расстоянии не менее 50м от конечных опор.

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

Повторное заземление рабочего проводника должно быть на концах ВЛ или ответвлениях от них длиной более 200м, на вводах в здание, оборудование которых подлежит занулению.

Сопротивление заземления ТП не должно превышать 4 Ом, с учетом всех повторных, грозозащитных и естественных заземлений.


10.3 Расчет заземления ВЛ 0.38кВ.



Определение расчетного сопротивления грунта для стержневых электродов.

Расчетное сопротивление грунта для стержневых электродов определяюется по следующей формуле:



					 (10.1)



где 	Kc – коэффициент сезонности, принимаем Kc = 1.15;

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

изм. – удельное сопротивление грунта, Ом/м;

Cопротивление вертикального заземлителя из круглой стали определяется по следующей формуле:



 (10.2)

 

где	l – длина заземлителя, принимаем, l = 5м;

d – диаметр заземлителя, принимаем d = 12мм;

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

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

Получаем:







Сопротивление повторного заземлителя

При  ≥100 Ом.м сопротивление повторного заземлителя определяется по следующей формуле: 



		  (10.3)



Для повторного заземления принимаем 1 стержень длиной 5 м и диаметром 12 мм, сопротивление которого 27.34 Ом<30 Ом.

Определяем число стержней



 (10.6)



Принимаем 3 стержня и располагаем их через 5 м друг от друга.

Длина полосы связи:

l=3 шт ∙ 5м =15м

Сопротивление полосы связи



 (10.7)



где d – ширина полосы прямоугольного сечения, м;

h – глубина заложения горизонтального заземлителя,



Определение действительное число стержней:



 (10.8)


Принимаем 3 стержня.



 (10.9)



В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом. В нашем случае rИСК=9.5 Ом ≤ 10 Ом.

Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода



 (10.10)



Заземление выполнено правильно.

Если расчет выполнять без учета полосы связи, то действительное число стержней



 (10.11)



и для выполнения заземления нужно было бы принять 5 стержня.




Литература



	Янукович Г.И. Расчет электрических нагрузок в сетях сельскохозяйственного назначения. Мн.: БГАТУ, 2003

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

	Янукович Г.И. Расчёт линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002

	Поворотный В.Ф. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения. Мн.: БИМСХ, 1984.

	Нормы проектирования сетей, 1994.

	Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990.

	ПУЭ

	Янукович Г.И. Расчёт линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002. 

	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.