Электроснабжение населенного пункта Горны

Министерство сельского хозяйства и продовольствия

Республики Беларусь

Белорусский Аграрный Технический Университет

Кафедра Электроснабжения с/х













Курсовой проект

по дисциплине "Электроснабжение сельского хозяйства"

на тему

"Электроснабжение населенного пункта Горны"





Выполнил

студент 4-го курса АЭФ

17э группы

Сачек А.В.

Руководитель

Кожарнович Г.И.









Минск – 2009


Аннотация



Курсовая работа представлена расчетно-пояснительной запиской на страницах машинописного текста, содержащей 22 таблицы, 5 рисунков и 5 схем и графической частью, включающей 2 листа формата А1.

В работе выполнены расчеты для определения расчетных электрических нагрузок, выбор числа и мощности трансформаторов, были составлены расчетные схемы сетей 10 и 0.38кВ, были произведены электрические расчеты этих сетей, определение допустимых потерь напряжения в этих сетях, а также потерь электрической энергии в этих сетях. Далее, было описано конструктивное исполнение линий и ТП, защита от перенапряжений и заземление, произведен расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов подстанции.

Графическая часть работы выполняется на двух листах формата А1 и включает в себя план электрических сетей 0.38 , расчетную схему линии 0.38кВ , а также конструктивная часть распределительных пунктов .




Содержание



	Задание на курсовой проект

	Аннотация

	Содержание

	Введение

	1. Исходные данные

	2. Расчет электрических нагрузок

	3. Выбор числа и мощности трансформаторов

	4. Определение числа ТП и места их расположения

	5. Составление схем сетей 10 и 0.38 кВ

	6. Электрический расчет сети 0.38кВ

	7. Электрический расчет сети 10кВ

	8. Определение потерь электрической энергии

	9. Конструктивное выполнение линий и ТП

	10. Расчет токов короткого замыкания

	11. Выбор аппаратуры подстанции

	12. Защита от перенапряжений и заземление

	13. Защита отходящих линий 0.38кВ

	Литература




Введение



Электрификация, то есть производство, распределение и применение электрической энергии во всех отраслях народного хозяйства – один из важнейших факторов технического прогресса.

На базе электрификации стала развиваться промышленность, электроэнергия стала "проникать" в сельское хозяйство и транспорт.

Сегодня все объекты сельского хозяйства используют электроэнергию, все жилые дома в сельских населенных пунктах имеют электрический ввод. Воздушными ЛЭП охвачены все населенные пункты. Однако, это не значит, что работы по электрификации сельского хозяйства закончились – электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, появляется необходимость в реконструкции, расширении линий электропередачи. Достаточно большие перспективы открываются перед электрификацией сельского хозяйства в будущем. Намечается повысить энерговооруженность сельского хозяйства, увеличить объем потребления электроэнергии в сельскохозяйственном производстве, а также отпуск ее на коммунально-бытовые нужды сельского населения.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленных предприятий и городов. Основные особенности – необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по все территории, низкое качество электроэнергии, требования повышенной надежности и т.д. Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационально решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.




1. Исходные данные



Населенный пункт Волынцы;

Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом 1950 кВт·ч;

Тип потребительской подстанции – КТП;

Сопротивление грунта ρ=195 Ом·м

Коммунально-бытовые и производственные потребители в таблице 1.1 (из таблицы 2.1[2])



Таблица 1.1 Коммунально-бытовые и производственные потребители.

Шифр нагрузки

Наименование объекта

Дневной максимум

Вечерний максимум

cosφД

cosφВ





РД, кВт

QД, кВар

РВ,

кВт

QВ,

кВар





503

Общеобразовательная школа

14

7

20

10

0,85

0, 9

512

Детские ясли сад на 25 мест

4

--

3

--

0,85

0,9

518

Административное здание совхоза.

15

10

8

--

0,85

0,9

526

Клуб со зрительным залом на 300…400 мест

6

3

18

10

0,85

0,9

535

Сельская амбулатория на 3 врачебные должности.

10

3

10

3

0,85

0,9

551

Магазин продовольственный на 4 места.

10

5

10

5

0,85

0,9

561

Баня на 20 мест.

8

5

8

5

0,85

0,9

559

Баня на 5 мест.

3

2

3

2

0,85

0,9




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 всех коммунально-бытовых потребителей, присваиваем номера группам.

Расчетная мощность соизмеримых потребителей определяется по формулам:







	

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 = 1950 кВт.ч по номограмме 3.1 [2] на седьмой год, Pр = 3,4 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]).

Группа1

Проведем расчет для группы из 5 (Д-5) домов, подставляя числовые значения в формулы (2.1) и (2.2), получаем:










Аналогичным образом рассчитываем нагрузки для других групп. Данные сводим в таблицу 2.1.



Таблица 2.1 Расчетные нагрузки коммунально-бытовых потребителей

Группа потребителей

Рр,КВт

Кол-во, групп

Ko

Pд,кВт

Pв,кВт

Группа из 5 домов (Д-5)

3.4

2

0,55

2.8

9.4

Группа из 6 домов (Д-6)

3.4

8

0,53

3.2

10.8

Группа из 7 домов (Д-7)

3.4

3

0,49

3.5

11.7



Расчетная нагрузка всего н.п. Рр

Делим, все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группы:

Группа1

Жилые дома (79).









Группа2

Общеобразовательная школа на 190 учащихся, Клуб со зрительным залом на 300-400 мест, Сельская амбулатория на 3 врачебные должности, Баня на 5 мест.










Группа3

Детские ясли сад, Баня на 20 мест, Магазин на 4 места продовольственный.









2.2 Расчет нагрузки наружного освещения



Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:



 (2.3)



где Pул.осв. – нагрузка уличного освещения, Вт; Руд.ул. – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5..7 м Руд.ул. = 5,5 Вт/м; lул. – общая длина улиц, м, из плана поселка lул. = 1712 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 Расчет средневзвешенного cos



Средневзвешенный cos определяется из следующего выражения:


 (2.4)

	

Где Pi – мощность i-го потребителя, кВт;

cosi – 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;

Потребитель "Общеобразовательная школа с мастерскими на 190 учащихся".

Подставляя числовые значения, получаем:









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




Таблица 2.2 Расчет коэффициентов мощности производственных потребителей



Потребитель

Pд,

кВт

Qд,

кВАр

Pв,

кВт

Qв,

кВАр

cosд

cosв

1

Общеобразовательная школа с мастерскими на 190 учащихся.

14

7

20

10

0,85

0, 9

2

Детские ясли сад

4

--

3

--

0,85

0,9

3

Административное здание совхоза

15

10

8

--

0,85

0,9

4

Клуб со зрительным залом

6

3

18

10

0,85

0,9

5

 Сельская амбулатория

10

3

10

3

0,85

0,9

6

Магазин продовольственный

10

5

10

5

0,85

0,9

7

Баня на 20 мест

8

5

8

5

0,85

0,9

8

Баня на 5 мест

3

2

3

2

0,85

0,9



Для жилых домов без электроплит принимаем (таблица 13,1 [5]):



cosд = 0.9;

cosв = 0.93;



Для нагрузки наружного освещения – лампы ДРЛ принимаем cos = 0.9; Подставляя числовые значения, получаем:









2.4 Определение суммарной нагрузки



Суммируя расчетные нагрузки всех 3-ех групп по таблице 5.3[] получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:










Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший.

С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП:







2.5 Определение полной мощности



Полная мощность определяется по следующей формуле:



	 (2.6)

	

где – расчетная нагрузка, кВт;

cosср.вз. – средневзвешенный коэффициент мощности.

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










3. Выбор числа трансформаторных подстанций. Определение допустимых потерь напряжения в сетях 0,38кВ



Для дальнейшего расчета составляем таблицу отклонений напряжения и определяем по ней допустимые потери напряжения в сетях. Согласно нормам технологического проектирования электрических сетей, потери в электрических сетях 0,38 кВ не должна превышать 8%, из них во внутренних сетях – 2%, во внешних - 6%. Потери напряжения в линии 10 кВ не должны превышать 10%. Надбавку трансформатора принимаем +7.5%, потери в трансформаторе -4% (при 100% нагрузке) и -1% (при 25%). Напряжение у потребителя не должно повышаться или снижаться более чем на 5% от номинального.



Таблица 3.1. Таблица отклонений напряжений





Полученные значения потерь напряжения в сетях будут использованы в дальнейшем расчете курсового проекта.

Число ТП для населенного пункта определяется по формуле:






Площадь населенного пункта F=0,313 определена по плану.

Допустимая потеря напряжения определяется по таблице отклонений [6] . В расчете мы приняли 

Так как  принимаем одну ТП.




4. Определение места расположения ТП



Для определения места расположения ТП на план поселка наносим оси координат, определяем координаты нагрузок и их групп. Результаты сводим в таблицу 4.1. Далее определяем координаты центра нагрузки, т.е. место расположения ТП. Координаты центра нагрузки определяются по следующим формулам:



 (4.2)

	 (4.3)

	

где Xi и Yi – координаты центров нагрузок;

Pр – расчетная мощность потребителей или их групп.

	

	Таблица 4.1. Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп для Т П 1



Наименование потребителя

Расчетная мощность, кВт

Координаты нагрузок





Pд

Pв

X

Y

1

Общеобразователь-ная школа

14

20

172

572

2

Детские ясли сад

4

3

164

520

3

Д-4

2,6

6,6

120

620

4

Д-5

3,1

7,8

60

508

5

Д-6

3,5

8,9

272

540

6

Д-6

3,5

8,9

412

540

7

 Д-4

2,6

6,6

204

460

8

Д-4

2,6

6,6

328

460

9

Д-4

2,6

6,6

104

448


Таблица 4.2. Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп для Т П 2

N

Наименование потребителя

Расчетная мощность, кВт

Координаты нагрузок





Pд

Pв

X

Y

1

Административное здание совхоза

15

8

172

420

2

Клуб со зрительным залом 

6

18

280

408

3

амбулатория 

10

10

152

364

4

Продовольственный магазин

10

10

272

364

5

Баня на 20 мест

8

8

100

232

6

Баня на 5 мест

3

3

204

232

7

Д-4

2,6

6,6

412

380

8

Д-5

3,1

7,8

100

328

9

Д-6

3,5

8,9

 192

312

10

Д-4

2,6

6,6

328

 332

11

Д-4

2,6

6,6

328

252

12

Д-5

3,1

7,8

196

180

13

Д-5

3,1

7,8,

328

164

14

Д-5

3,1

7,8,

220

72

15

Д-5

3,1

7,8,

328

72



Используя данные таблицы 4.1 и 4,2, подставляя числовые значения в формулы (4.2) и (4.3) получаем:

Для ТП1










Для ТП 2



	

	

	

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.




5. Составление схемы сетей 0.38 кВ



Используя методические указания по составлению расчетной схемы 0.38кВ составляем расчетные схемы.

На расчетной схеме указываем:

Источник питания (ТП);

Линии (Л1,Л2, Л3);

Номера узлов;

Расстояние между узлами (в метрах);

Шифр потребителя;

Дневную и вечернюю расчетную мощность потребителя.





Рис.5.1 Схема сети 0,38 кВ ТП-1




6. Электрический расчет сети 0,38 кВ



Электрический расчет сети 0.38кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.



6.1 Определение расчетных нагрузок



Расчетные максимальные нагрузки участков сети определяются по сумме расчетных мощностей участков сети, по следующей формуле:



Pр = Pнаиб. + Р,



где Рр – расчетное значение максимальной мощности, кВт;

Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт;

Р – сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой низковольтной сети (рисунок 5.1) определяем максимальные нагрузки. Для ТП 2, фидер 1:



Участок сети

Расчет максимальной нагрузки

5-6

Р5-6д = Р6д =2,6кВт,

Р5-6в = Р6в =6,6 кВт,

4-5

Р4-5д = Р5-6д+кВт,

Р4-5= Р5-6в+== кВт,

3-4



1-2





1-3





1-тп2





Аналогично рассчитываем остальные линии и результаты сводим в таблицу 6.1



6.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности



Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:







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

cosi - коэффициент мощности i – го потребителя.

Результаты дальнейших расчетов также приведем в таблице 7.1.



6.3 Определение полных мощностей на участках сети



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







где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cos - коэффициент мощности.


Для ТП2 фидер 1 участок сети 5-6:



 кВА; кВА



Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.1.



6.4 Определение эквивалентной мощности



Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:







где Sр – расчетная мощность на участке, кВА;

Kд – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей Kд = 0.7

Для ТП2 фидер 1 участок сети 5-6:



кВт; кВт



Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.1.



Таблица 6.1 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

№ТП

Участок сети

Pд,кВт

Pв,кВт

сosд

сosв

Sд,кВА

Sв,кВА

Sэд,кВА

Sэв,кВА

фидер1

ТП1

10-12

3,5

8,9

0,9

0,93

3,8

9,5

2,66

6,65



9-10

5,1

12,9

0,9

0,93

5,6

13,8

3,92

9,66



1-9

7,2

18,4

0,89

0,93

8

19,7

5,6

13,79



6-7

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,38

2,38

5,86



6-8

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9



4-6

4,7

11,8

0,9

0,93

5,2

12,6

3,64

8,82



4-5

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9



3-4

6,3

15,8

0,9

0,93

7

16,9

4,9

11,83



2-3

8,8

18,8

0,93

0,91

9,4

20,6

6,58

14,42



1-2

19,4

32

0,9

0,9

21,5

35,5

15,05

 24,85



1-ТП

23,9

20,4

0,9

0,92

26,5

 22,1

18,55

 15,47

ТП2

Фидер2



13-ТП

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9



Фидер1



5-6

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9



4-5

4,2

10,6

0,9

0,93

4,6

11,3

3,22

7,91



3-4

5,8

14,6

0,9

0,93

6,4

15,6

4,48

10,9



1-2

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,3

2,38

5,81



1-3

7,7

19,4

0,9

0,93

8,5

20,8

5,95

14,56



1-ТП2

9,6

24,2

0,87

0,92

10,6

26,8

7,42

18,76



фидер2



7-тп2

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,3

2,38

5,81



фидер3



16-15

6

18

0,89

0,87

6,7

20,6

4,69

14,42



15-14

13,7

24,3

0,87

0,86

15,7

28,2

10,99

19,74



14-13

29,2

35,1

0,88

0,93

33,1

37,7

23,17

26,39



13-12

31,1

28,9

0,89

0,93

34,9

31

24,43

21,7



12-9

35,9

33,7

0,86

0,88

41,7

38,2

29,19

26,74



10-11

3,5

8,9

0,9

0,93

3,8

9,5

2,66

6,65



9-10

5,3

10,7

0,86

0,88

6,1

12,1

4,27

8,47



8-9

39,1

40,2

0,86

0,88

45,4

45,6

31,78

31,92



8-ТП2

41

44,8

0,88

0,9

46,5

49,7

32,55

34,79



6.5 Предварительное определение сечения проводов на участках линии



Выберем марку и сечение проводов. В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений. При этом учитываем, что минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2. Толщина слоя гололёда b=5 мм.

Для выбора сечения проводов используем справочные таблицы. Сечения подбираем таким образом чтобы эквивалентная мощность входила в пределы интервала экономических нагрузок.

Результаты сводим в таблицу 6.2.



Таблица 6.2	 Предварительное сечения проводов на участках линии

№ТП

Участок линии

Интервал экономических нагрузок

Марка провода

ТП1

Фидер1



10-12

5,6…26

4А50+А50



9-10

5,6…26

4А50+А50



1-9

5,6…26

4А50+А50



6-7

5,6…26

4А50+А50



6-8

5,6…26

4А50+А50



4-6

5,6…26

4А50+А50



4-5

5,6…26

4А50+А50



3-4

5,6…26

4А50+А50



2-3

5,6…26

4А50+А50



1-2

5,6…26

4А50+А50



1-ТП

5,6…26

4А50+А50



фидер2



13-ТП

5,6…26

4А25+А25

ТП2

Фидер1



5-6

5,6…26

4А70+А70



4-5

5,6…26

4А70+А70



3-4

5,6…26

4А70+А70



1-2

5,6…26

4А70+А70



1-3

5,6…26

4А70+А70



1-ТП2

5,6…26

4А70+А70



фидер2



7-тп2

5,6…26

4А50+А25



фидер3



16-15

5,6…26

4А70+А70



15-14

5,6…26

4А70+А70



14-13

5,6…26

4А70+А70



13-12

5,6…26

4А70+А70



12-9

5,6…26

4А70+А70



10-11

5,6…26

4А70+А70



9-10

5,6…26

4А70+А70



8-9

5,6…26

4А70+А70



8-тп2

5,6…26

4А70+А70



6.6 Определение потерь напряжения на участках линии.



Находим фактические потери напряжения на участках ВЛ:





,



где Sp - расчетная мощность участка сети, кВА;

lуч – длина участка, км;

Uн – номинальное напряжение на участке, кВ;

r0, x0 – соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по справочным таблицам для среднегеометрического расстояния между проводами 400 мм;

Потеря напряжения для ТП2 фидер 1 на участке 5-6 сети в процентах:



В;

В; 





Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.3.




Таблица 6.3 Потери линии 0,38 кВ

№

ТП

Участок

L

км

Рд

кВт

Рв

кВт

сosφд

сosφв

Sд

кВА

Sв

кВА

марка и сечение провода

∆Uд

В

∆Uв

В

∆Uд

%

∆Uв

%



10-12

0,1

3,5

8,9

0,9

0,93

3,8

9,5

4А50+А50

0,66

1,62

0,17

0,43



9-10

0,032

5,1

12,9

0,9

0,93

5,6

13,8

4А50+А50

0,31

0,75

0,08

0,2



1-9

0,08

7,2

18,4

0,89

0,93

8

19,7

4А50+А50

1,1

2,69

0,29

0,71



6-7

0,1

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,38

4А50+А50

0,59

1,42

0,15

0,37



6-8

0,04

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

4А50+А50

0,2

0,48

0,05

0,13



4-6

0,032

4,7

11,8

0,9

0,93

5,2

12,6

4А50+А50

0,28

0,69

0,07

0,18



4-5

0,1

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

4А50+А50

0,49

1,2

0,13

0,32



3-4

0,04

6,3

15,8

0,9

0,93

7

16,9

4А50+А50

0,48

1,15

0,13

0,3



2-3

0,016

8,8

18,8

0,93

0,91

9,4

20,6

4А50+А50

0,26

0,56

0,07

0,15



1-2

0,032

19,4

32

0,9

0,9

21,5

35,5

4А50+А50

1,18

1,94

0,31

0,51



1-ТП

0,064

23,9

20,4

0,9

0,92

26,5

22,1

4А50+А50

2,90

2,41

0,76

0,64



Фидер2



13-тп1

0,056

2,6

6,6

0,9

0,92

2,89

7,1

4А25+А25

0,5

1,23

0,13

0,32





2

Фидер1



5-6

0,14

2,6

6,6

0,9

0,93

7,1

2,02

4А70+А70

0,53

1,27

0,14

0,34



4-5

0,072

4,2

10,6

0,9

0,93

11,4

3,27

4А70+А70

0,44

1,05

0,11

0,28



3-4

0,1

5,8

14,6

0,9

0,93

15,7

4,51

4А70+А70

0,84

2,1

0,22

0,53



1-2

0,02

3,1

7,8

0,9

0,93

8,39

2,41

4А70+А70

0,09

0,22

0,02

0,06



1-3

0,072

7,7

19,4

0,9

0,93

20,8

5,99

4А70+А70

0,8

1,93

0,21

0,51



1-тп2

0,132

9,6

24,2

0,87

0,92

26

7,47

4А70+А70

1,83

4,4

0,48

1,16



Фидер2



7-тп2

0,06

3,1

7,8

0,9

0,93

3,44

8,39

4А25+А25

0,63

1,56

0,17

0,41



Фидер3



16-15

0,03

6

18

0,89

0,87

6,74

20,69

4А70+А70

0,26

0,81

0,07

0,21



15-14

0,1

13,7

24,3

0,87

0,86

15,75

28,26

4А70+А70

2,06

1,56

0,34

0,41



14-13

0,12

29,2

35,1

0,88

0,93

33,18

37,74

4А70+А70

5,21

2,98

1,03

0,78



13-12

0,096

31,1

28,9

0,89

0,93

35,62

31,08

4А70+А70

4,46

2,15

1,17

0,57



12-9

0,06

35,9

33,7

0,86

0,88

41,74

38,30

4А70+А70

3,29

2,19

0,47

0,58



10-11

0,064

3,5

8,9

0,9

0,93

3,89

9,57

4А70+А70

0,32

0,79

0,09

0,21



9-10

0,032

5,3

10,7

0,86

0,88

6,16

12,16

4А70+А70

0,26

0,51

0,07

0,13



8-9

0,024

39,1

40,2

0,86

0,88

45,47

45,68

4А70+А70

1,43

1,15

0,38

0,3



8-тп2

0,06

41

44,8

0,88

0,9

46,59

49,78

4А70+А70

3,66

2,77

0,46

0,73



Производим расчёт потерь напряжения в конце самого протяженного участка, Таким является участок 16-8 ТП2 фидера3.





 =3,7%

U26-0в =3,92 %



Проверяем соблюдаются ли условия: 




Uдоп%  U26-0,



где Uдоп – потеря напряжения в сети 0,38 кВ, Uдоп = 4 %.

Так как условие 43,7; 43,92 ; выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.




7. 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, изложенным в пункте 3.2 [1].





Рисунок 7.1. Схема сети 10кВ



7.1 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, (7.1)


где Рр – расчетное значение максимальной мощность, кВт; Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт; Р – сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети (рисунок 7.1) определяем максимальные нагрузки.



Участок сети

Расчет максимальной нагрузки



8-7

кВт,

 кВт,

7-6

 кВт,

 кВт,

6-3

кВт,

,

5-4

кВт,

 кВт,

10-9

кВт,

кВт,

9-4

 кВт,

 кВт,

4-3

 кВт,

кВт,

3-1

кВт,

 кВт,

2-1

кВт,

кВт,

1 – ИП

кВт,

кВт,


7.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности



Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:



 (7.2)



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

cosi - коэффициент мощности i – го потребителя, определяется по номограмме 15,2 [3] в зависимости от соотношения Рп/Р0. Значения cosi сведены в таблицу 6.1.



Таблица 7.1	 Значения cos для всех участков линии.

Номер Н.П.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Рп/Ро

0,5

0,4

0,3

0,5

0,4

0,3

0,5

0,7

0,6

0,5

cos д

0,81

0,83

0,92

0,81

0,83

0,84

0,81

0,76

0,78

0,81

cos в

0,84

0,86

0,92

0,84

0,86

0,88

0,84

0,8

0,82

0,84



7.3 Определение полных мощностей на участках сети



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



 (7.3)


где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cos - коэффициент мощности.

Участок сети 9-8:



кВА,





Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.



7.4 Определение эквивалентной мощности



Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:



 (7.4)



Где Sр – расчетная мощность на участке, кВА;

Kд – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей Kд = 0.7 [1].Получаем:

Участок сети 8-7:









Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.




Таблица 7.2 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

Участок

Рд

Рв





Sд

Sв

Sэд

Sэв

8-7

30

50

0,84

0,81

35,71

61,73

25

43,21

7-6

94

116,5

0,86

0,83

109,3

140,36

76,51

98,25

6-3

131,4

406,5

0,92

0,92

142,83

441,85

99,98

309,29

5-4

210

100

0,84

0,81

250

123,46

175

86,42

10-9

50

80

0,86

0,83

58,14

95,39

40,70

67,47

9-4

116,5

355

0,88

0,84

132,39

422,62

92,67

295,83

4-3

340

504

0,84

0,81

404,76

622,22

283,33

435,56

3-1

758,4

868

0,8

0,76

948

1142,11

663,6

799,47

2-1

70

80

0,82

0,78

85,37

102,56

59,76

71,79

ип-1

884,9

1017,5

0,84

0,81

1053,45

1256,17

737,42

879,32



7.5 Предварительное 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. Т.к. рассчитываемая линия – 10кВ, то повторяемость – 1 раз в 10 лет [3]. Район по гололеду – I [3]. Для выбора сечения проводов используем приложение 33 [3]. Подбираем:

Участок 9-8:

Интервал экономических нагрузок (Приложение 33 [3]): 80…225 кВА.

Выбираем провод АС35 (т.к. по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ – АС35). Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 7.3.



Таблица 7.3 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

Участок линии

Интервал экономических нагрузок

Марка провода

8-7

80…225

3АС35

7-6

80…225

3АС35

6-3

>815

3АС120

5-4

80…225

3АС35

10-9

80…225

3АС35

9-4

80…225

3АС35

4-3

80…225

3АС35

3-1

>815

3АС120

2-1

80…225

3АС35

ип-1

>815

3АС120



7.6 Определение потерь напряжения на участках линии



Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:



 (7.5)



где Sp – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

Uн – номинальное напряжение на участке, кВ;

r0, x0 – соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по таблице приложений 1 и 15 для среднегеометрического расстояния между проводами 1000мм;

Потеря напряжения на участке сети в процентах определяется по следующей формуле:



 (7.6)



Участок 8-7:














Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.4.

Падения напряжения проверяем до населенного пункта Забелишины. В нашем случае этим участком является ИП-6 . Падение напряжение для этого участка будет определяется следующим образом:







Получаем:





% 



Проверяем условие Uдоп  ,

Где Uдоп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), Uдоп = 6 %.

Так как условие 6 > 4,75 и 6>5,89выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.




Таблица 6.4

Номер участка

Длина участка ℓуч, км

Расчётная дневная нагрузка Рр.д., кВт

Расчётная вечерняя нагрузка Рр.в., кВт

cosφд

cosφв

Полная мощность Sуч.д., кВА

Полная мощность Sуч.в., кВА

Эквивалентная нагрузка Sэ.д., кВА

Эквивалентная нагрузка Sэ.в., кВА

Марка и сечение проводов

Сопротивление проводов

Потеря напряжения ∆Uуч.д., В

Потеря напряжения ∆Uуч.в., В

Потеря напряжения ∆U%уч.д.

Потеря напряжения ∆U%уч.в.























































Актив-ное rо, Ом/км

Реактив-ное хо, Ом/км















































































































8-7

5

30

50

0,84

0,81

35,71

61,73

25

43,21

3АС35

0,773

0,366

14,85

25,41

0,15

0,25

7-6

4

94

116,5

0,86

0,83

109,3

140,36

76,51

98,25

3АС35

0,773

0,366

36,56

46,54

0,37

0,47

6-3

6,6

131,4

406,5

0,92

0,92

142,83

441,85

99,98

309,29

3АС120

0,245

0,292

32,04

99,1

0,32

0,99

5-4

6,4

210

100

0,84

0,81

250

123,46

175

86,42

3АС35

0,773

0,366

133,06

65,04

1,33

0,65

10-9

2,6

50

80

0,86

0,83

58,14

95,39

40,70

67,47

3АС35

0,773

0,366

12,64

20,77

0,13

0,21

9-4

6,8

116,5

355

0,88

0,84

132,39

422,62

92,67

295,83

3АС35

0,773

0,366

75,6

238,99

0,76

2,39

4-3

6,4

340

504

0,84

0,81

404,76

622,22

283,33

435,56

3АС35

0,773

0,366

215,43

327,8

2,15

3,28

3-1

5,6

758,4

868

0,8

0,76

948

1142,11

663,6

799,47

3АС120

0,245

0,292

197,06

240,47

1,97

2,20

2-1

5

70

80

0,82

0,78

85,37

102,56

59,76

71,79

3АС95

0,299

0,332

35,25

41,70

0,36

0,42

ип-1

6,4

884,9

1017,5

0,84

0,81

1053,45

1256,17

737,42

879,32

3АС120

0,245

0,292

245,57

297,21

2,46

2,7




8. Определение потерь электрической энергии



8.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ



Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:



 (8.1)



Где r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l – длина участка, км;

Imax – максимальное значение тока на участке, А:



 (8.2)



 - время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь зависит от времени использования максимальной нагрузки T для сельскохозяйственных потребителей (определяется по таблице 3,8 [3]). Из задания: при годовом потреблении электрической энергии W =1350 кВт.ч – T = 1300 ч. По графику 5.5 [3] определяем  = 565 ч. ТП2 (Фидер 1) Участок 10-12:









Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицы 8.1 и 8,2.


8.2 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе



Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по следующей формуле:



 (8.3)



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.

Получаем:



	



8.3 Определение общих потерь.



Общие потери определяются по следующей формуле:



(8.4)



где Wтр – потери в трансформаторе, кВт.ч;

Wтр – потери в фидерах, кВт.ч;


Получаем:







Таблица 8.1 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 1.



N участка

Sр,кВА

lуч.,Км

Марка провода

cos 

Потери энергии W, кВт.ч













Фидер1

10-12

9,57

0,1

4А50+А50

0,93

20,64

9-10

13,87

0,032

4А50+А50

0,93

18,59

1-9

19,78

0,08

4А50+А50

0,93

94,51

6-7

8,38

0,1

4А50+А50

0,93

15,86

6-8

7,1

0,04

4А50+А50

0,93

4,54

4-6

12,69

0,032

4А50+А50

0,93

15,56

4-5

7,1

0,1

4А50+А50

0,93

11,36

3-4

16,99

0,04

4А50+А50

0,93

34,87

2-3

20,66

0,016

4А50+А50

0,91

15,39

1-2

35,56

0,032

4А50+А50

0,9

167,38

1-ТП1

22,17

0,064

4А50+А50

0,93

130,12

Итого

277,38

Фидер2

13-ТП1

7,1

0,056

4А25+А25

0,93

12,59

Итого



Таблица 8.2 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 2.

N участка

Sр,кВА

lуч.,Км

Марка провода

cos 

Потери энергии W, кВт.ч













Фидер1

5-6

7,1

0,14

4А70+70

0,93

11,38

4-5

11,4

0,072

4А70+70

0,93

20,21

3-4

15,7

0,1

4А70+70

0,93

53,24

1-2

8,39

0,02

4А70+70

0,93

2,27

1-3

20,86

0,072

4А70+70

0,93

67,67

1ТВ2

26,02

0,132

4А70+70

0,93

264,42

Фидер2

7-ТП2

8,39

0,06

4А25+25

0,93

18,84

Фидер3

16-15

20,69

0,03

4А70+70

0,87

27,74

15-14

28,26

0,1

4А70+70

0,86

236,29

14-13

37,74

0,12

4А70+70

0,93

505,7

13-12

31,08

0,096

4А70+70

0,93

274,37

12-9

38,3

0,06

4А70+70

0,88

260,41

10-11

9,57

0,064

4А70+70

0,93

9,45

9-10

12,16

0,032

4А70+70

0,88

10,22

8-9

45,68

0,024

4А70+70

0,88

148,17

8-ТП2

49,78

0,06

4А70+70

0,9

439,92

Итого





8.4 Определение потерь электрической энергии в линии 10кВ.



Расчет ведем так же как и для линии 0.38кВ. Расчет ведем по вечернему максимуму.

Подставляя в формулы (8.1) и (8.2) числовые значения, получаем:

Участок сети 8-7:









Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.3.

Определим потери электрической энергии до нашего потребителя, т.е.:



W0-6 = WИП-1 + W1-3+W3-6



Получаем:




W0-6в = 46664,49+33752,66+5953,84=86370,99КВт.ч .

W0-6д = 32818,41+23254,79+569,66=56642,86КВт.ч .



Номер участка

Длина участка ℓуч, км

Расчётная дневная нагрузка Рр.д., кВт

Расчётная вечерняя нагрузка Рр.в., кВт

cosφд

cosφв

Полная мощность Sуч.д., кВА

Полная мощность Sуч.в., кВА

Марка и сечение проводов

Активное сопротив-ление проводов ro, Ом/км

Время максимальных потерь tд, ч

Потеря энергии на участке ∆Wд, кВт·ч

Время максимальных потерь tв, ч

Потеря энергии на участке ∆Wв, кВт·ч

8-7

5

30

50

0,84

0,81

35,7

61,7

3АС35

0,773

1037

51,12

1037

152,72

7-6

4

94

116,5

0,86

0,83

109,3

140,3

3АС35

0,773

1430

528,24

1727

1052,03

6-3

6,6

131,4

406,5

0,92

0,92

142,8

441,8

3АС120

0,245

1727

569,66

1886

5953,84

5-4

6,4

210

100

0,84

0,81

250

123,4

3АС35

0,773

1727

5339,88

1430

1078,26

10-9

2,6

50

80

0,86

0,83

58,1

96,3

3АС35

0,773

1037

70,45

1430

267

9-4

6,8

116,5

355

0,88

0,84

132,3

422,6

3АС35

0,773

1727

1590,99

1886

17706,32

4-3

6,4

340

504

0,84

0,81

404,7

622,2

3АС35

0,773

1886

15286,23

1886

36123,70

3-1

5,6

758,4

868

0,8

0,76

948

1142,1

3АС120

0,245

1886

23254,79

1886

33752,66

2-1

5

70

80

0,82

0,78

85,3

102,5

3АС35

0,773

1430

402,77

1430

581,4

ИП-1

6,4

884,9

1017,5

0,84

0,81

1053,4

1256,1

3АC120

0,245

1886

32818,41

1886

46664,49




9. Конструктивное выполнение линий и ТП



Распределительные сети 10кВ выполняют 3-х проводными с изолированной нейтралью.

ВЛ 10кВ выполняют на железобетонных опорах.

Трасса линии 10кВ должна проходить вдоль железных дорого, проезжих дорог, полезащитных полос, по границам полей, оросительных и осушительных каналов, иметь по возможность наименьшую длину и занимать минимальную площадь пахотных земель.

Для ВЛ 10кВ, в данном проекте, принимаем фарфоровые изоляторы ШФ–10Г, так как по своим показателям они лучше стеклянных, в частности, выдерживаемое напряжение с частотой 50Гц, выдерживаемое импульсное напряжение, по нормативной механической прочности они более приспособлены для работы на открытом воздухе.

Для крепления изоляторов на промежуточных опорах, на металлических траверсах применяют штыри типа Ш–12 и ШУ–21, ШУ–22 для промежуточных, анкерных, угловых и концевых опор.

Устанавливаем следующие типы опор:

промежуточные: П10 – 35;

концевые: К20 – 1Б.

Низковольтные линии для питания сельскохозяйственных потребителей U = 220/380В выполняются пятипроводными с глухозаземленной нейтралью.

ВЛ 0.38кВ выполняются на железобетонных опорах с расстоянием между опорами не более 50м. Расстояние между проводами в пролете не менее 400мм.

Трассу ВЛ 0.38 кВ нужно прокладывать по одной стороне улицы. Можно не соблюдать это условие, в целях уменьшения количества опор, длины ВЛ, трудности монтажа.

Устанавливаем следующие типы опор:

промежуточные: П1;

концевые: К1;

ответви тельные: О1;

угловые промежуточные: УП1;

перекрестные промежуточные: ПК1.

В качестве ТП используется КТП, однотрансформаторная с трехфазным двухобмоточным трансформатором типа ТМ.

На КТП применяются следующих электрические аппараты:

разъединитель с заземляющим потоком (устанавливается на концевой опоре 10кВ);

вентильный разрядник (для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений);

предохранители;

Предохранители устанавливают во вводном устройстве ВН, обеспечивающего защиту трансформатора от многофазных коротких замыканий. Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором.




10. Расчет токов короткого замыкания



Составляем расчетную схему





Расчет ведем в относительных единицах

Задаемся базисными значениями



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



Составляем схему замещения







Определяем относительные базисные сопротивления

Система: 







Определяем сопротивление линии 10 кВ

индуктивное 






активное 







Трансформатор:



 т.к его величина очень мала





ВЛ – 0,4 кВ:





	



Определяем результирующее сопротивление до точки К1







Определяем базисный ток в точке К1






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





КУ=1,2 для ВЛ – 10 кВ. ([3] стр. 182)





8. Определяем результирующее сопротивление до точки К2







9. Определяем базисный ток в точке К1







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





КУ=1 для ВЛ – 10 кВ.([3] стр. 182)




11. Определяем результирующее сопротивление до точки К3







12. Определяем базисный ток в точке К1







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





КУ=1 для ВЛ – 10 кВ. ([3] стр. 182)





14. Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах



 где





полное сопротивление петли.

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












Результаты расчетов сводим в таблицу



Таблица 10.1 Результаты расчета токов к.з.

№ п/п

Место к.з.

IК(3),кА

IК(2),кА

IК(1),кА

iУК,кА

SК(3),кА

1

К1

0,83

0,72

--

1,22

15,09

2

К2

1,81

1,57

--

2,2

1,08

3

К3

0,68

0,59

0,141

0,96

0,47




11. Выбор аппаратуры подстанции



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 11.1), на которой оказываем все основные электрические аппараты. Расчет сводится к сравнению каталожных величин аппаратов с расчетными.





Рисунок 11.1




В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбирабт по следующим параметрам:

Разъединители выбирают по:

номинальному напряжению: Uн >= Uн.уст.;

конструкции и роду уставок;

номинальному току:	 Iн >= Iр.макс.;

условию динамической устойчивости:	 i(3)макс. >= i(3)у;

условию термической устойчивости: It.t >= I(3)к.tф.

Плавкие предохранители выбирают по:

номинальному напряжению: Uн >= Uн.уст.;

номинальному току плавкой вставки;

роду установки;

предельному отключающему току: Iоткл. >= I(3)к.

3. ОПН выбирают по:

номинальному напряжению: Uн >= Uн.уст.;

защитным характеристикам.

4. Автоматические выключатели выбирают по:

номинальному напряжению: Uн.авт. >= Uн.уст.;

номинальному току:	 Iн.авт. >= Iр.макс.;

проверке на динамическую устойчивость:	Iпред.авт. >= i(3)у;

Таким образом для выбора электрической аппаратуры на необходимо рассчитать следующие параметры:

максимальный рабочий ток определяется по следующей формуле:



 (11.1)



Где Sн.тр. – номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн – номинальное напряжение трансформатора, кА;

Получаем:







фиктивное время отключения определяется следующим образом:



(11.2)



Где tзащ. – выдержка времени защиты на питающей стороне линии 10кВ, принимаем для МТЗ tзащ. = 1.2c;

tв. – собственное время отключения выключателя, принимаем tв. = 0.2с.

Получаем:







рабочий ток определяется следующим образом:





(11.3)



Где P – активная мощность фидера, P = 201000Вт;

Uн – номинальное напряжение, Uн = 380В;

cos - коэффициент мощности на этом фидере, cos = 0.0,89.

Получаем:








Далее, используя полученные значения, производим выбор аппаратуры. Результаты выбора сводим в таблицы.



Таблица 11.1 Выбор разъединителя

Показатель

Каталожная величина

Расчетная величина

Условия выбора

Номинальное напряжение, кВ

10

10

10 >= 10

Номинальные ток, А

400

56,7

400 >= 56,7

Ток динамической устойчивости, кА

50

0,89

50>= 0,89

Принимаем к установке:

разъединитель РВЗ 10/400УЗ ;



Таблица 11.2 Выбор предохранителя

Показатель

Каталожная величина

Расчетная величина

Условия выбора

Номинальное напряжение, кВ

10

10

10 >= 10

Номинальные ток, А

80

56,7

80 >= 56,7

Принимаем к установке:

предохранитель типа ПКТ 105-12-80-20ТЗ.



Таблица 11.3 Выбор ОПН

Показатель

Каталожная величина

Расчетная величина

Условия выбора

Номинальное напряжение (ВН), кВ

110

10

110 >= 10



Принимаем к установке на КТП:

на стороне ВН –ОПН-110У11;



Таблица 11.4 Выбор автоматического выключателя

Показатель

Каталожная величина

Расчетная величина

Условия выбора

Номинальное напряжение, кВ

0.66

0.38

0.66 >= 0.38

Номинальные ток, А

160

56,7

160>= 56,7


Принимаем к установке для КТП:

- автоматический выключательА3710Б.

	


12. Защита от перенапряжений и заземление



12.1 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 [3].

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), Сопротивление заземления – не более 30 Ом.

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

	Защита оборудования ТП со стороны ВН осуществляется вентильными разрядниками РВП-10, со стороны НН – РВН-0.5.



12.2 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.



12.3 Расчет заземления ВЛ 0.38кВ и контура КТП.



Определение расчетного сопротивления грунта для стержневых электродов.

Расчетное сопротивление грунта для стержневых электродов определяется по следующей формуле:



 (12.1)



где Kc – коэффициент сезонности (таблица 27.2 [6]), принимаем Kc = 1.15;

K1 – коэффициент учитывающий состояние земли во время измерения (таблица 27.3 [6]), принимаем Kc = 1;

изм. – удельное сопротивление грунта, Ом/м;

Получаем:







2. Расчет сопротивления вертикального заземлителя из круглой стали.

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали определяется по следующей формуле:



 (12.2)




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:







3. Сопротивление повторного заземлителя

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



 (12.3)



Получаем:







Общее сопротивление всех повторных заземлителей







Определим сопротивление искусственного заземлителя








1. Определяем теоретическое число стержней







Принимаем 2 стержня и располагаем их через 5 м друг от друга.

2. Сопротивление полосы связи









3. Определяем действительное число стержней







Принимаем 2 стержня

4. Действительное сопротивление искусственного заземления







4. Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода






Заземление выполнено правильно.

4. Расчет общего сопротивления всех повторных заземлителей.

Общее сопротивление всех повторных заземлителей определяется следующим образом:








13. 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 устанавливать 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 от КТП 10/0.38кВ линиях наибольшее применение получили автоматические выключатели типов АП50 (на ЗТП 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 ЗТП 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 ЗТП 10/0.38кВ, оснащенных автоматическими выключателями типа А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана и выпускается промышленностью полупроводниковая защита типа ЗТИ-0.4. 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 пропускаю три фазных и нулевой провода линии.




Литература

	

	Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине "Электроснабжение сельского хозяйства", - Мн., 1985.

	Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0.38 … 10кВ сельскохозяйственного назначения, - Мн., 1984.

	Будзко И.А., Зуль Н.М. "Электроснабжение сельского хозяйства", - М.: Агропромиздат, 1984.

	Нормы технологического проектирования (НТП – 85).

	Каганов Т.П. "Курсовое и дипломное проектирование", - М: Колос, 1980.

	Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. "Электрическая часть электростанций и подстанций", - М.: Энергоатомиздат, 1989.

	Справочник по строительству электрических сетей 0.38 – 35кВ. - М.: Энергоиздат, 1982.

	Справочник по проектированию электрических сетей в сельской местности. - М.: Энергия, 1990.