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
dU100
dU25
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
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
5
Дом культуры со зрительным на 150-200 мест
527
5
3
14
8
6
Фельдшерско-окушерский пункт
536
4
4--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
кВт --PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
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 продолжение
--PAGE_BREAK--
/>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, продолжение
--PAGE_BREAK--
• 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 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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: продолжение
--PAGE_BREAK--
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: продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
/>
/>
/>
/>
/>
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 r0и 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 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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%
• вечерний максимум:
∆UВ% =0.43+0.41+0.54+0.93+0.42+1.01=3.74%
Линия ТП1-3:
• дневной максимум:
∆UД% =0.169+0.292+0.399+0.291=1.15%
• вечерний максимум:
∆UВ% =0.16+0.51+0.84+0.66=2.17% продолжение
--PAGE_BREAK--
Линия ТП1-11:
• дневной максимум:
∆UД% =0.118+0.211+0.154+0.241+0.378+0.658=1.76%
• вечерний максимум:
∆UВ% =0.25+0.64+0.5+0.48+0.85+1.53=4.25%
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.+ SDР, (4.1)
где Рр– расчетное значение максимальной мощность, кВт;
Рнаиб.– наибольшее значение мощности, кВт;
SDР – 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+ DР7-8Д+DР7Д=160+52+115=327 кВт,
Р6-7в= Р 7в+ DР7-8в+DР7-9в=250+74.5+155=479.5 кВт,
6-10
Р6-10д= Р 10д=200 кВт,
Р6-10в= Р10в =75кВт, продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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:
DUИП-4=DUИП-1+DU1-2+DU2-3+DU3-4=2,614+0,922+0,656+0,359=4.56%
Линия Л2:
DUИП-8=DUИП-1+DU1-6+DU6-7 +DU 7-8=2,614+0,851+1,322+0,308=5.1%
Линия Л3:
DUИП-10=DUИП-1+DU1-6+DU6-10=2,614+0,851+0,273=3.74% продолжение
--PAGE_BREAK--
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 DUнаиб.= DUИП-5= 5.1%,
Проверяем условие DUдоп≥ DUнаиб, DUдоп– потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп =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 S-полная мощность на участке;
r– удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;
l – длина участка, км;
t— 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 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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.:
DW0-5= DWИП-1+ DW1-2 +DW2-3 +DW3-5 = 45025+5826+3320+292,97=54464 кВт/>ч
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 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.
/>
5.4 Определение общих потерь
Общие потери определяются по следующей формуле:
/>(5.3) продолжение
--PAGE_BREAK--
где DWтр– потери в трансформаторе, кВт.ч;
SDW – 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:
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
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
/>
/>
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
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;
rизм.– 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 r≥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
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.