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 1.1Коммунально-бытовые и производственные потребители.
Шифрнагрузки
Наименование объекта
Дневноймаксимум
Вечерниймаксимум
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.--PAGE_BREAK--
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 cosj
Средневзвешенный cosjопределяется из следующего выражения:
/>(2.4)
Где Pi– мощность i-го потребителя, кВт;
cosji– коэффициент мощности i-го потребителя;
Коэффициент мощности потребителей определяется из треугольника мощностей:
/>(2.5)
где S – полная мощность потребителя, кВА;
P – активная мощность потребителя, кВт;
Q — реактивная мощность потребителя, кВАр;
Потребитель «Общеобразовательная школа с мастерскими на 190 учащихся».
Подставляя числовые значения, получаем:
/>
/>
Аналогичным образом рассчитываем значения cosjд, cosjвдля 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
cosjд
cosjв
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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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]):
cosjд= 0.9;
cosjв= 0.93;
Для нагрузки наружного освещения – лампы ДРЛ принимаем cosj= 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;
cosjср.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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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.+ SDР,
где Рр– расчетное значение максимальной мощности, кВт;
Рнаиб.– наибольшее значение мощности, кВт;
SDР – 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;
cosji— коэффициент мощности i – го потребителя.
Результаты дальнейших расчетов также приведем в таблице 7.1.
6.3 Определение полных мощностей на участках сети продолжение
--PAGE_BREAK--
Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:
/>
где Рр– расчетная мощность на участке, кВт;
cosj— 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
сosjд
сosjв
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
продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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.
/>
D/>=3,7%
DU26-0в=3,92 %
Проверяем соблюдаются ли условия:
DUдоп%³DU26-0,
где DUдоп– потеря напряжения в сети 0,38 кВ, DUдоп = 4 %.
Так как условие 4>3,7; 4>3,92; выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.
7. Электрический расчет сети 10кВ продолжение
--PAGE_BREAK--
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.+ SDР, (7.1)
где Рр– расчетное значение максимальной мощность, кВт;Рнаиб.– наибольшее значение мощности, кВт;SDР – 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;
cosji— коэффициент мощности i – го потребителя, определяется по номограмме 15,2 [3] в зависимости от соотношения Рп/Р. Значения cosjiсведены в таблицу 6.1.
Таблица 7.1 Значения cosjдля 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
cosj д
0,81
0,83
0,92
0,81
0,83
0,84
0,81
0,76
0,78
0,81
cosj 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;
cosj— 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
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
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;
r, x– 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 DUдоп/>/>,
Где DUдоп– потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп = 6 %. продолжение
--PAGE_BREAK--
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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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 r– удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;
l– длина участка, км;
Imax– максимальное значение тока на участке, А:
/>(8.2)
t— время максимальных потерь, ч.
Время максимальных потерь зависит от времени использования максимальной нагрузки Tдля 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 t= 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) продолжение
--PAGE_BREAK--
где DPм.н– потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, кВт;
Smax– максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;
t— время максимальных потерь трансформатора, ч;
DPх.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 DWтр– потери в трансформаторе, кВт.ч;
SDWтр– 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 j
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 j
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 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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:
/>
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
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.; продолжение
--PAGE_BREAK--
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)
ГдеSн.тр.– номинальная мощность трансформатора, кВА;
Uн– номинальное напряжение трансформатора, кА;
Получаем:
/>
фиктивное время отключения определяется следующим образом:
/>(11.2)
Гдеtзащ.– 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)
ГдеP– активная мощность фидера, P= 201000Вт;
Uн– номинальное напряжение, Uн= 380В;
cosj— коэффициент мощности на этом фидере, cosj= 0.0,89.
Получаем:
/>
Далее, используя полученные значения, производим выбор аппаратуры. Результаты выбора сводим в таблицы.
Таблица 11.1Выбор 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 11.2Выбор 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 11.3Выбор 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 11.4Выбор 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;
rизм.– удельное сопротивление грунта, Ом/м; продолжение
--PAGE_BREAK--
Получаем:
/>
2. Расчет сопротивления вертикального заземлителя из круглой стали.
Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали определяется по следующей формуле:
/>(12.2)
Гдеl– 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 r>= 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.