Введение
Электроэнергетика– это стратегическая отрасль, состояние которой отражается на уровне развитиягосударства в целом. В настоящее время электроэнергетика является наиболеестабильно работающим комплексом белоруской экономики.
В 2003 годуразработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, вкотором немаловажное место отведено вопросам дальнейшего развитияэлектроэнергетики.
В сельскомхозяйстве на технологические цели расходуется 27 млрд. кВт•ч электроэнергии. Надолю растениеводства и кормопроизводства приходится 20%, на долю животноводства– 60%, птицеводство – 14%. В ближайшие годы в связи с автоматизацией многихтехнологических процессов, модернизацией животноводческих комплексов, ожидаетсяувеличение потребления электроэнергии.
Потреблениеэлектроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 млрд. кВтч (на 23% вышеуровня 2000 года), в том числе и на нужды сельского хозяйства.
Главнойособенностью электроснабжения производственных предприятий и населенных пунктовв сельской местности является необходимости подводить электроэнергию на большиерасстояния к огромному числу маломощных объектов.
1. Выборчисла и места расположения трансформаторной подстанции
Количество ТПопределяем по формуле:
N=0,25 • √ Sp• l /ΔU%, (1.1)
где Sp- полная расчетнаянагрузка в поселке, кВт;
l – длина улиц поселка, км;
ΔU% – допустимая потерянапряжения в линии 0,38 кВ;
Дляопределения полной расчетной нагрузки в поселке определим дневные и ночныемаксимумы нагрузок для жилых домов методом коэффициента одновременности
Pд = Рд i•ко•кд•n, (1.2)
Рв =Рд i•ко•квn, (1.3)
где Pд i – мощность на вводе водин жилой дом, определяется по монограмме (рис. 4.1. с. 11Методические указания), зависит от потребления электроэнергии в год одним домоми с перспективой развития на семь лет, кВт;
Рд i= 2,5 кВт;
ко — коэффициент одновременности, зависит от количества жилых домов (табл. 4.3 с. 27/5/);
ко= 0,24;
кд– коэффициент участия нагрузки в дневном максимуме;
кд =0,3;
кв — коэффициент участия нагрузки в вечернем максимуме;
кв= 1;
n – количество жилых домовв поселке;
Рд =2,5•0,24•0,3•100 = 18 кВт;
Рв= 2,5•0,24•1•100 = 60 кВт;
Определяемдневной и вечерний максимум в поселке, используя табличный метод:
Рд =Рб+ΔРм1+ΔРм2+…, (1.4)
Рв= Рб+ΔРм1+ΔРм2+ … +Рул,(1.5)
где ΔРм — надбавки от меньших нагрузок (табл. 4.4с. 30 /5/)
Рул– мощность уличного освещения в поселке, кВт;
Рд= 45+9,2+8,5+1,8+4,8+5,4+19+9,2+11,2=114,1 кВт;
Определиммощность уличного освещения в поселке:
Рул= Руд’•l+Руд • n, (1.6)
где Рудיִ – удельная нагрузка наодин погонный метр длины улицы, Вт/м;
Рудיִ = 7 Вт/м;
l – длина улиц поселка, м;
l = 2040 м;
Руд– удельная нагрузка для освещения территории общественных, коммунально-бытовыхи производственных зданий, Вт/зд;
n – количествокоммунально-бытовых, общественных зданий;
n = 8;
Рул =7•2040+250•8=14280+2000=16280 Вт =16,28 кВт;
Определяемвечерний максимум в поселке:
Рв= 60+4,8+12,5+6+4,8+3+15,7+3+9,2+16,28=135,28 кВт;
Т.к. вечерниймаксимум больше дневного, то полную расчетную нагрузку определяем по вечернемумаксимуму:
Sp = Рв / cos φ, (1.7)
где cos φ – коэффициент мощности(табл. 4.5 с. 31 /5/);
cosφ = 0,83;
Sp= 135,28 / 0,83 = 162,99 кВА;
Допустимуюпотерю напряжения в линии определяем из таблицы отклонения напряжения.
Длясоставления таблицы составим схему электроснабжения потребителей.
Шины10 кВ ТП 10/0,4 кВ
/>/>/>/> ВЛ10 кВ ВЛ 0,35 кВ/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
потребители
Рисунок 1.1 Схемаэлектроснабжения потребителей
Таблица 1.1.Таблица отклонения напряженийНаименование элементов схемы Нагрузка 100% 25%
Шины 10 кВ
ВЛ 10 кВ
ТП 10/0,4 кВ:
– потери
– постоянная надбавка
– переменная надбавка
ВЛ 0,4 кВ
+5
-5
-5
+5
-5
+1
-1,25
-1,25
+5 Отклонение напряжения у потребителей -5 +3,5ΔU = +5–4+5+0+5;
ΔU10 кВ = -5%;
ΔU0,4 кВ = -5%;
Тогда:
N = 0,25 √ 162,99•2,04/ 5 = 2,03;
Принимаем N = 3.
Определяемместо установки ТП, она устанавливается в центре нагрузок.
Определяемкоординаты центра нагрузок:
х =∑ Рi• хi /∑ Рi; (1.8)
/>у =∑ Рi• уi /∑ Рi; (1.9)
Для конторы:
Pд=15 кВт;
Рв=8кВт;
Для школы:
Pд=14 кВт;
Рв=20кВт;
Для клуба:
Pд=3 кВт;
Рв=10кВт;
Для бани:
Pд=8 кВт;
Рв=8кВт;
Для столовой:
Pд=9 кВт;
Рв=5кВт;
Длямастерских:
Pд=45 кВт;
Рв=25кВт;
Для гаража:
Pд=30 кВт;
Рв=5кВт;
Для одногодома:
Pд 1 = Рд i•ко•кд•n=2,5•1•0,3•1=0,75 кВт;
Рв 1 =Рд i•ко•кв•n =2,5•1•1•1=2,5 кВт;
Для двухдомов:
Pд 2 = Рд i•ко•кд•n= 2,5•0,75•0,3•2=1,125кВт; Рв 2 = Рд i•ко•кв•n=2,5•0,75•1•2=3,75 кВт;
Для трехдомов:
Pд з = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,64•0,3•3=1,44 кВт;
Рв 3 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,64•1•3=4,8 кВт;
Для четырехдомов:
Pд 4 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,59•0,3•4=1,77 кВт;
Рв 4=Рд i•ко•кв•n =2,5•0,59•1•4=5,9 кВт;
Для пятидомов:
Pд 5 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,53•0,3•5=1,9875кВт;
Рв 5 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,53•1•5=6,625 кВт;
Для шестидомов:
Pд 6 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,46•0,3•6=2,07 кВт;
Рв 6=Рд i•ко•кв•n =2,5•0,46•1•6=6,9 кВт;
Для семидомов:
Pд 7 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,47•0,3•7=2,4675кВт;
Рв 7=Рд i•ко•кв•n =2,5•0,47•1•7=8,225 кВт;
Для десятидомов:
Pд 10 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,42•0,3•10=3,15кВт;
Рв 10 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,42•1•10=10,5 кВт;
Длячетырнадцати домов:
Pд 14 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,38•0,3•14=3,99кВт;
Рв 14=Рд i•ко•кв•n =2,5•0,38•1•14=13,3 кВт;
Определяемкоординаты х и у центра нагрузок для ТП 1:
х= Рв 10•2,5+Рв 2•2,75+ Рв 2•4,5+ Рв 2•5,25+ Рв 2•5,75+Рв 2•6,5+ Рв 1•7,5+ Рв 2•8,5+ +Рв 2 •8,75+ Рв 1 •9,5+ Рв 2 • 10,5+ Рв 4• 11,5+ Рв2 • 11,75+ Рв 1•12,5+ Рв 3 •13,5+ +Рв 1 •14,5+Рв 2 • 14,75+ Рв клуб•14,75+ Рв 3•15,5+ Рвкот. •17,25+Рв 3 •17,5+ Рв 2 × ×17,75+Рв 3 •19,5+ Рв школ.•20,25+ Рв 2 • 20,75+ Рвбаня•21,25+ Рв 6•21,5+ Рд стол.×21,5+ Рдконт •21,5 / Рв 10 + Рв 2+ Рв 2+ Рв2+ Рв 2+ Рв 2+ Рв 1+ Рв 2+ Рв2+ Рв 1+ Рв 2+ +Рв 4+ Рв 2+ Рв1+ Рв 3+ Рв 1+ Рв 2+ Рв клуб+Рв 3+ Рв кот.+ Рв 3+ Рв 2+ Рв3+ Рв школ.+ Рв 2+ Рв баня+ Рв 6+Рв стол.+ Рвконт.=10,5•2,5+3,75•2,75+3,75•4,5+3,75•5,25+ 3,75×5,75+3,75•6,5+2,5•7,5+3,75•8,5+3,75•8,75+2,5•9,5+3,75•10,5+5,9•11,5+3,7×11,75+2,5•12,5+4,8•13,5+2,5•14,5+3,75•14,75+10•14,75+4,8•15,5+15•17,25++4,8•17,5+3,75•17,75+4,8•19,5+20•20,25+3,75•20,75+8•21,25+6,9•21,5+9•21,5+
+15•21,5 /10,5+3,75+3,75+3,75+3,75+3,75+2,5+3,75+3,75+2,5+3,75+5,9+3,75+
+2,5+4,8+2,5+3,75+10+4,8+15+4,8+3,75+4,8+20+3,75+8+6,9+9+15=26,25+10,3125+16,875+19,6875+21,5625+24,375+18,75+31,875+32,8125+23,75+
+39,375+67,85+44,0625+31,25+64,8+36,25+55,3125+147,5+74,4+258,75+84+66,5625+93,6+405+77,8125+170+148,35+193,5+322,5/ 174,5=2681,375/174,5=15,366;
у=Рв 7•2,5+Рв 2 •4,5+Рв 2 •6,5+Рв 2 •8,5+Рв 2 •10,5+Рв7 •12,5+Рв 7 •12,5+Рв 7 •15,5+Рв 2 •17,5+Рв2 •19,5+Рв 7 •21,5 / Рв 7+Рв 2+Рв 2+Рв2+Рв 2+Рв 7+Рв 7+Рв 2+Рв2+Рв 7=8,225•2,5+3,75•4,5+3,75•6,5+3,75•8,5+3,75•10,5+8,225•12,5+8,225•15,5+3,75××17,5+3,75•19,5+8,225•21,5/ 8,225+3,75+3,75+3,75+3,75+8,225+8,225+3,75+
+3,75+8,225=20,5625+16,875+24,375+31,875+39,375+102,8125+127,4875+65,625+73,125+176,8375/ 55,4=678,95 / 55,4=12,255;
УстанавливаемТП-1.
Для ТП 2 и ТП3 аналогично производим расчет и устанавливаем ТП;
Для ТП 2:
х = 15,366;
у = 16,353;
Для ТП 3:
х = 7,5;
у = 12,255;
2. Определениенагрузок по участкам линии
Подсчетнагрузок производят после выбора места установки ТП и нанесения трассы линии наплан объекта. От ТП отходят не более трех линий. На основании плана населенногопункта составляем расчетную схему. Все отходящие от ТП линии разбиваются научастки длиной 60–100 м. В конце каждого участка группируем нагрузки. Всенагрузки потребителей суммируют по дневному и вечернему максимумам и наносят нарасчетную схему в виде дроби: в числителе – дневной максимум, в знаменателе – вечерний.Кроме этого на расчетной схеме указывают длину участков и их номера. Участкиномеруют от начала к концу линии.
Послесоставления расчетной схемы определяют путем суммирования расчетные мощностивсех участков линии, начиная с конечного участка. При одноименной нагрузкесуммирование производится с помощью коэффициента одновременности, приразноименной нагрузке суммирование производится табличным методом.
Определимдневные и вечерние максимумы нагрузок по участкам линии для ТП 1:
Участок 6–7:
Pд 6-7 =1,44 кВт;
Рв 6-7 =4,8кВт;
Sд 6-7 = Pд 6-7 / cos φд =1,44 / 0,9=1,6 кВА; (2.1)
Sв 6-7 = Рв 6-7 / cos φв=4,8 / 0,93= 5,16 кВА; (2.2)
Участок 5–6:
Pд 5-6 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,5•0,3•6=2,25 кВт;
Рв 5-6 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,5•1•6=7,5 кВт;
Sд 5-6 = Pд 5-6 / cos φд=2,25 / 0,9=2,025 кВА;
Sв 5-6 = Рв 5-6 / cos φв=7,5 / 0,93 кВА;
Участок 4–5:
Pд 4-5 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,46•0,3•8=2,76 кВт;
Рв 4-5 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,46•1•8=9,2 кВт;
Sд 4-5 = Pд 4-5 / cos φд =2,76 / 0,9=3,07 кВА;
Sв 4-5 = Рв 4-5 / cos φв=9,2 / 0,93=9,89 кВА;
Участок 3–4:
Pд 3-4 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,37•0,3•15=4,1625кВт;
Рв 3-4 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,37•1•15=13,875кВт;
Sд 3-4 = Pд 3-4 / cos φд =4,1625 / 0,9=4,625 кВА;
Sв 3-4 = Рв 3-4 / cos φв=13,875 / 0,93=14,92 кВА;
Участок 2–3:
Pд 2-3 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,337•0,3•21=5,308кВт;
Рв 2-3 =Рд i•ко•кв•n =2,5•0,337•1•21= 17,6925кВт;
Sд 2-3 = Pд 2-3 / cos φд =5,308 / 0,9=5,898 кВА;
Sв 2-3 = Рв 6-7 / cos φв=17,6925 / 0,93=19,024кВА;
Участок 1–2:
Pд 1-2 = Рб+ΔРм+ΔРм =5,308+1,8+1=8,108 кВт;
Pв 1-2 = Рб+ΔРм+ΔРм =17,6925+6+3,6=27,2925 кВт;
Sд 1-2 = Рб / cos φд +ΔРм / cos φд + ΔРм / cos φд =5,308 / 0,9+1,8 / 0,85+
+1 /0,9=9,118 кВА;
Sв 1-2 = Рб / cos φв +ΔРм / cos φв + ΔРм / cos φв =17,6925 / 0,93+6 / 0,9+
+3,6 /0,93=29,562 кВА;
cos φд1-2 = Pд 1-2 / Sд 1-2 =8,108 / 9,118=0,89; (2.3)
cos φв1-2 = Pв 1-2 / Sв 1-2 =27,2925 / 29,562=0,923;(2.4)
Участок ТП-1:
Pд ТП-1 = Рб+ΔРм=14+4,8=18,8кВт;
Pв ТП-1 = Рб+ΔРм=20+17,1=37,1 кВт;
Sд ТП-1 = Рб / cos φд +ΔРм / cos φд =14 / 0,85+ 4,8/0,889=16,47+5,4=21,87 кВА;
Sв ТП-1 = Рб / cos φв +ΔРм / cos φв=20 / 0,9+17,1 /0,923=22,22+18,53=40,75 кВА;
cos φд ТП-1 = Pд ТП-1 / Sд ТП-1=18,8 / 21,87=0,86;
cos φв ТП-1 = Pв ТП-1 / Sв ТП-1=37,1 / 40,75=0,91;
Аналогичнопроизводим расчет для остальных участков на линиях
Таблица 2.1Дневные и вечерние максимумы нагрузок по участкам линии
N уч-ка
l, км
Pд,кВт
Sд,кВА
cosφд
Pв, кВт
Sв, кВА
cosφв
1
2
3
4
5
6
7
8
ТП1 -1 0,055 18,8 21,87 0,86 37,1 40,75 0,91 1–2 0,06 8,108 9,118 0,89 27,2925 29,5662 0,923 2–3 0,06 5,308 5,898 0,9 17,6925 19,024 0,93 3–4 0,06 4,1625 4,625 0,9 13,875 14,92 0,93 4–5 0,07 2,76 3,07 0,9 9,2 9,89 0,93 5–6 0,06 2,25 2,025 0,9 7,5 8,0645 0,93 6–7 0,09 1,44 1,6 0,9 4,8 5,1613 0,93
ТП1 -8 0,035 38,15 44,43 0,86 40,15 44,15 0,91 8–9 0,03 32,75 38,2 0,86 37,15 40,88 0,91 9–11 0,05 23,4 27,25 0,86 32,2 35,39 0,91 11–12 0,055 18 20,98 0,86 25,3 27,75 0,91 12–13 0,06 3,6 4 0,9 12 12,9 0,93 13–14 0,07 2,25 2,5 0,9 7,5 8,0645 0,93 14–45 0,11 1,755 1,95 0,9 5,85 6,29 0,93 11–16 0,055 1,125 1,25 0,9 3,75 4,03 0,93
ТП1 -17 0,085 4,725 5,25 0,9 15,75 16,94 0,93 17–18 0,07 3,99 4,43 0,9 13,3 14,3 0,93 18–19 0,06 3,6 4 0,9 12 12,9 0,93 19–20 0,06 2,9 3,22 0,9 9,675 10,4 0,93 20–21 0,05 2 2,5 0,9 7,5 8,07 0,93 21–22 0,06 1,125 1,25 0,9 3,75 4,03 0,93
ТП2 -1 0,085 3,8025 4,225 0,9 12,675 13,629 0,93 1–2 0,06 3,15 3,5 0,9 10,5 11,29 0,93 2–3 0,07 2,4675 2,74 0,9 8,225 8,84 0,93 3–4 0,1 1,9875 2,21 0,9 6,625 7,12 0,93
ТП 2 -6 0,09 4,1625 4,625 0,9 13,875 14,92 0,93 5–6 0,075 1,755 1,95 0,9 5,85 6,29 0,93 6–7 0,055 1,9875 2,21 0,9 6,625 7,12 0,93 7–8 0,06 1,44 1,6 0,9 4,8 6,16 0,93
ТП 2 -9 0,06 3,6 4 0,9 12 12,9 0,93 9–10 0,07 2,76 3,07 0,9 9,2 9,89 0,93 10–11 0,07 2,25 2,5 0,9 7,5 8,07 0,93 11–12 0,08 1,755 1,95 0,9 5,85 6,29 0,93
ТП 3 -1 0,03 45 64,26 0,7 25 33,33 0,75
ТП 3 -2 0,035 13 18,57 0,7 5 6,67 0,75 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
3. Выборчисла, типа и мощности трансформатора
Для выборамощности трансформатора суммируем дневные и вечерние максимумы нагрузок вначале линий.
Выбормощности первого трансформатора:
/>17
4,725/15,75
/>/>1 18,8/37,1 ТП 1
/>38,15/40,15
Рисунок 3.1. Схемадля выбора типа и мощности ТП 1.
Рд =РдТП-1+ Рд ТП-17+ Рд ТП-8 = 18,8+4,725+38,15=61,675кВт; (3.1)
Рв =РвТП-1+ Рв ТП-17+ Рв ТП-8+Рул.; (3,2)
Рул =Руд’•l + Руд•n;
Рул =Руд’•l + Руд•n = 7•1305+250•6 = 9135+1500 =10530 Вт = 10,64 кВт;
Рв= 37,1+15,75+40,15+10,64 = 103,64 кВт;
Т.к. вечерниймаксимум больше дневного, мощность трансформатора выбираем по вечернемумаксимуму.
Ртр.= Рб+ΔРм1+ … + Рул.; (3.3)
Ртр.= 40,15+24,2+9,8+10,64 = 84,79 кВт;
Определяемполную мощность трансформатора:
Sтр. = Ртр. / cos φв; (3.4)
Sтр. = 84,79 / 0,83 = 102,16кВА;
Выбираемтрансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):
ТМ 100 / 10, Sн. = 100 кВА, Uн 1 = 10 кВ, Uн 2 = 0,4 кВ, Uк%= 4,5%;
9
/>3,6/12
/>3,8/12,675 4,16/13,875
/>/>11 6
ТП 2
Рисунок 3.2. Схемадля выбора типа и мощности ТП 2
Рд =РдТП-1+ Рд ТП-9+ Рд ТП-6 = 3,8+3,6+4,16 = 11,56 кВт;
Рв =РвТП-1+ Рв ТП-9+ Рв ТП-6+Рул.;
Рул =Руд’•l + Руд•n = 7•875+250•0 = 6125 =6,125 кВт;
Рв= 12,675+12+13,875+6,125 = 44,675 кВт;
Т.к. вечерниймаксимум больше дневного, мощность трансформатора выбираем по вечернемумаксимуму.
Ртр.= Рб+ΔРм1+ … + Рул.;
Ртр.= 13,875+7,9+7+6,125 = 34,9 кВт;
Определяемполную мощность трансформатора:
Sтр. = Ртр. / cos φв;
Sтр. = 34,9 / 0,83 = 42,05кВА;
Выбираемтрансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):
ТМ 40 / 10, Sн. = 40 кВА, Uн 1 = 10 кВ, Uн 2 = 0,4 кВ, Uк%= 4,5%;
/>1
45/25
/>/>13/5 2
ТП 3
Рисунок 3.3. Схемадля выбора типа и мощности ТП 3
Рд =РдТП-1+ Рд ТП-2 = 45+13 =48 кВт;
Рв =РвТП-1+ Рв ТП-2+Рул.;
Рул =Руд’•l + Руд•n = 7•65+250•2= 455+500 = 955Вт = 0,955 кВт;
Рв= 25+5+0,955= 30,955 кВт;
Т.к. дневноймаксимум больше вечернего, мощность трансформатора выбираем по дневному максимуму.
Ртр.= Рб+ΔРм.;
Ртр.= 45+7,9 = 52,9 кВт;
Определяемполную мощность трансформатора:
Sтр. = Ртр. / cos φв;
Sтр. = 52,9 / 0,8 = 66,125кВА;
Выбираемтрансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):
ТМ 63 / 10, Sн. = 63 кВА, Uн 1 = 10 кВ, Uн 2 = 0,4 кВ, Uк%= 4,5%.
4. ВыполнениеВЛ 0,38 кВ
Решение опроектировании и строительстве сельских электрических сетей принимают на основегенерального плана развития энергосистем. Проекты выполняют институтыСельэнергопроект и Энергосетьпроект.
Техническийпроект со сметой после его утверждения является основным документом дляфинансирования строительства, заказа оборудования и разработки рабочихчертежей.
В процессепроектирования проводят два исследования: перспективных нагрузокэлектрифицируемого района и трассы линии на местности.
Послеизыскания и нанесения всех данных на карту начинают расстановку опор. Сначалаопределяют места установки анкерных и угловых опор, затем промежуточных. Точкиразмещения опор переносят на местность, где устанавливают пикетные знаки подбудущие опоры.
Последовательностьосновных работ при строительстве воздушных линий такая.
Подготовительныеработы складываютсяиз производственного пикетажа, вырубки просек и расчисток трассы,переустройства различных инженерных сооружений на трассе, строительствавременных сооружений.
Транспортныеи такелажные работы состоят из погрузочно-разгрузочных работ и перевозок материалов иконструкций, изготовленных заранее.
Работы помонтажу опор предусматривает бурение котлованов, сборку опор из заранее заготовленныхдеталей, установку, выверку и закрепление опор.
Работы помонтажу проводов состоят из раскатки, соединения и подъема проводов на опоры,натяжки с визированием стрел провеса, закрепления проводов на изоляторах иустройства заземлений.
Пусконаладочныеработы и сдача линии в эксплуатацию завершают строительство.
Рассмотримподробнее каждый из перечисленных видов работ.
Местопрохождения трассы должно быть очищено. Просека должна быть прорублена на всюпроектную ширину. Ширина просеки должна быть равна расстоянию между крайнимипроводами линии плюс по 3 м в каждую сторону от крайних проводов.
Длятранспортного обслуживания строящейся воздушной линии могут применяться обычныемашины, однако, для перевозки конструкций невысокой механической прочности применяютсяспециальные платформы, оборудованные гидрокранами.
Барабаны спроводом или кабелем перевозят в вертикальном положении с обязательнымзакреплением растяжками и подклиниванием.
Длятакелажных работ используют краны обычных и специальных конструкций. Нормальныйвылет стрелы 10 м может быть увеличен до 16 м.
В качествеосновных такелажных средств применяют стальные тросы. Для захвата грузовиспользуют стропы.
Котлованы подопоры бурят специальными машинами. Вручную котлованы выкапывают только приустановке одиночных опор.
Опоры,устанавливаемые в котлованы, поднимают, как правило, при помощи кранов итрактора или в особых случаях при помощи трактора и падающей стрелы.
Послеустановки опор монтируют провода. Первым этапом является раскатка проводов.Раскатывать, как правило, нужно одновременно все три фазы и тросы, если ониесть. Поднимают провода на опоры при помощи трактора с телескопической вышки.При ее отсутствии провода поднимают монтажным тросом через блоки, закрепленныев траверсе и внизу опоры. После подъема проводов их натягивают, визируют икрепят к изоляторам.
5. Электрическийрасчет ВЛ 0,38 кВ
Определяем эквивалентнуюмощность участков для ТП 1:
Sэкв.ТП-1 = Sмакс. ТП-1•кд, (5.1)
где кд– коэффициент динамического роста нагрузки,
кд= 0,7; По таблице выбираем сечение провода:
3А50 + А50.
Определяемдействительную потерю напряжения на участке:
ΔUдейств. ТП-1 = SТП-1 / Uн • (rо• cos φ+ xо• sin φ)• l; (5.2)
ΔUдейств. ТП-1 = 40,75 /0,38•(0,576•0,91+0,355•0,415)•0,055 = =107,24•0,671•0,055 = 3,96 В;
ΔUдейств. ТП-1% =ΔUдейств. ТП-1 / Uн • 100% = 3,96 / 380 • 100%= 1,04%; (5.3)
Аналогичнорассчитываем сечения проводов для других участков линий, не выходя при этом запределы допустимой потери напряжения (5%). Результаты расчета заносим в таблицу5.1.
Таблица 5.1.Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ
N
уч-ка
Sмакс,
кВА
Sэкв,
кВА
l,
км Предварительный выбор сечения провода Предварительный расчет (ΔU%) Окончательный выбор сечения провода Окончательный расчет (ΔU%) на участке От начала линии на участке От начала линии
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 ТП 1–1 40,75 28,53 0,055 3А50+А50 1,04 1,04 3А50+А50 1,04 1,04 1–2 29,6 20,72 0,06 3А25+А25 1,47 2,51 3А50+А50 0,82 1,86
трансформаторподстанция двигатель мощность
6. Проверкасети на колебание напряжения при пуске асинхронного электродвигателя скороткозамкнутым ротором
Проверкупроизводим для наиболее удаленного мощного электродвигателя мастерских.
АИР180S2У3
Рн =22 кВт;
А25 cos φн = 0,89
ηн= 0,905
кi= 7,0
ТП
Согласно ПУЭ,потеря напряжения при пуске асинхронного электродвигателя с короткозамкнутымротором не должна превышать 30%
ΔU ≤ 30%;
Определимпотерю напряжения при пуске двигателя:
ΔU =(Ζ с / Ζс+ Ζ э.д.)•100, (6.1)
где Ζ с– полное сопротивление сети, Ом;
Ζ э.д — полное сопротивление электродвигателя, Ом;
Определяемполное сопротивление сети:
Ζ с= Ζ л+ Ζ тр, (6.2)
где Ζ л– полное сопротивление линии, Ом;
Ζ тр– полное сопротивление трансформатора, Ом;
Определяемполное сопротивление линии:
Ζ л= √ Rл2+Хл2; (6.3)
Rл = ro•l, (6.4)
где ro – удельное электрическоесопротивление провода (с. 458
табл. 1 /1/),Ом / км;
l – длина линии, км;
Rл = 1,140•0,03 = 0,0342Ом;
Хл= хo•l,(6.5)
где хo – индуктивноесопротивление линии (с. 459 табл. 4 /1/), Ом / км;
Хл= 0,377•0,03 = 0,01131 Ом;
Ζ л= √ 0,03422+0,011312 = √ 0,0011696+0,0001279= 0,0036 Ом;
Определяемполное сопротивление трансформатора:
Ζтр. = Uk% / 100• Uн 2 2 / Sн тр.; (6.6)
Ζтр. = 4,5 / 100•4002 / 63000 = 0,045•2,54 = 0,1143 Ом;
Определяемполное сопротивление сети:
Ζ с= 0,036+0,114 = 0,15 Ом;
Определяемполное сопротивление двигателя:
Ζ э.д.=Uн / √ 3•Iн• кi, (6.7)
где Uн – номинальное напряжениедвигателя, В;
Iн – номинальный токдвигателя, А;
кi – кратность пусковоготока;
Iн = Рн / √3•Uн• cos φн• ηн; (6.8)
Iн = 22 / √3•0,38•0,89•0,905 = 22 / 0,53 = 41,51 А;
Ζ э.д.=380 / √ 3•41,51•7 = 380 / 503,28 = 0,755 Ом;
Тогда потерянапряжения при пуске двигателя:
ΔU =(0,15 /0,134+0,755)•100 = 0,15 / 0,889 • 100 = 16,87%;
16,87%
7. Выбор защиты отходящихлиний и проверка ее на срабатывание при однофазных коротких замыканиях
Для защиты откоротких замыканийна ТП предусмотрены автоматические выключатели ВА-51Г.
Для выбораавтоматических выключателей составляем расчетную схему. Автоматический выключательвыбираем по следующим условиям:
Iт.р. ≥ 1,1 Iраб. макс.; (7.1)
Iэ.р. ≥ 1,25 Iраб. макс.; (7.2)
Определяемрабочий максимальный ток:
Iраб. макс = Sмакс. / √ 3 • Uн; (7.3)
Iраб. макс = 44,43 / √ 3 •0,38 = 67,5 А;
Iт.р. = 1,1•67,5 = 74,25 А;
Iэ.р = 1,25•67,5 = 84,375 А;
Выбираемавтоматический выключатель (табл. 5.3. с 34–35 /3/):
ВА51Г-31 соследующими данными: Iн.а.в.= 100 А, Iт.р = 100 А, Iэ.р. = 14 Iн;
Выбранныйавтоматический выключатель проверяем на срабатывание при однофазных короткихзамыканиях. Автоматический выключатель мгновенно срабатывает, если будетвыполняться следующее условие:
Iк… з.(1) ≥ 3• Iн т.р., (7.4)
где Iк… з.(1) – ток однофазногокороткого замыкания, А;
Определим токоднофазного короткого замыкания:
Iк… з.(1) = Uр / (Ζтр /3)+ Ζп, (7.5)
где Uр – фазное напряжениесети, В;
Uр = 220 В;
Ζтр – сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора (табл.13.3. с 247 /2/), Ом;
Ζп– полное сопротивление петли «фаза-ноль», Ом;
Ζп= Ζо• l, (7.6)
где Ζо – полное сопротивление одного километра линии «фаза-ноль», Ом;
l – длина участка, км;
Ζп=1,69•0,035+1,69•0,03+3,18•0,05+3,18•0,055+3,18•0,06+3,18•0,07+
+3,18•0,11+3,18•0,055= 0,05915+0,0507+0,159+0,1749+0,1908+0,2226+
+0,3498+0,1749= 1,382 Ом;
Iк… з.(1) = 220 / (0,78 / 3)+1,382= 220 / 0,26+1,382 = 220 / 1,642 = 133,98 А;
133,98 А
Длявыполнения условия в нулевой провод включаем реле РЭ 571 Т;
Для остальныхлиний ТП 1, ТП 2, ТП 3 производим аналогичный расчет и результаты заносим втаблицу 7.1.
Таблица 7.1.Выбор защиты отходящих линийN линии
Sмакс.,
А
Iр.макс
А
Iт.р.,
А
Iэ.р.,
А Тип АВ
Iн т.р.
А
Iн э.р.,
А
Iк… з.(1)
А
3 Iнт.р
А Вывод
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11 ТП1–8 44,43 67,5 74,25 84,375 ВА51 Г.-31 80
14Iн 133,98 240 РЭ571-Т ТП1–1 40,75 61,93 68,123 77,413 ВА51 Г.-31 80
14Iн 143,23 240 РЭ571-Т ТП1–17 16,94 25,75 28,325 32,19 ВА51 Г.-31 31,5
14Iн 148,22 94,5 усл-е вып-ся
8. Расчет повторныхзаземлений нулевого провода и заземления ТП
Заземляющееустройство выполняют в виде замкнутого контура, состоящего из вертикальныхстержней длиной 5 м, диаметром 12 мм на глубине 0,7 м. Верхниечасти стержней соединяют между собой полосовой сталью сечением 40×4 мм.Удельное сопротивление грунта ρ = 145 Ом•м.
Определяемсопротивление одного вертикального стержня:
Rв = (0,366•ρ / l)•(log 2•l / d + 0,5log 4•hср+l / 4•hср-l), (8.1)
где ρ – удельноесопротивление грунта, Ом•м;
l – длина стержня, м;
d – диаметр стержня, м;
hср – расстояние от серединызаземлителя до поверхности земли, м;
Rв = (0,366•145 / 5)•(log 2•5 / 0,012+ 0,5log 4•3,2+5 / 4•3,2–5) =10,6×
×(2,9•0,18)= 32,65 Ом;
Определимдопустимое сопротивление повторного заземления нулевого провода: при ρ ≤100 Ом•м, Rдоп. ≤ 30Ом; при ρ > 100 Ом•м,
Rдоп. = 30 • ρ / 100Ом; (8.2)
Rдоп. = 30 • 145 / 100 = 43,5Ом;
Определяемобщее сопротивление всех повторных заземлений нулевого провода:
rобщ. п.з. = Rв / n, (8.3)
где n – количество повторныхзаземлений на отходящих ВЛ, n = 18 шт.
rобщ. п.з. = 32,65/ 18= 1,8 Ом;
Определимтеоретическое количество заземлителей для ТП 2:
nт = Rв / Rдоп., (8.4)
где Rдоп. – допустимоесопротивление заземлителей ТП 2,
при ρ ≤100 Ом•м, Rдоп. ≤ 4Ом; при ρ > 100 Ом•м, Rдоп. = 4 • ρ / 100 Ом;
Rдоп. = 4•145 / 100 = 5,8 Ом;
nт = 32,65/ 5,8= 5,63, принимаем nт = 6 шт.;
Определяемдействительное количество стержней:
nд = nт / ηв, (8.5)
где ηв- коэффициент использования вертикальных заземлителей (коэффициентэкранирования);
ηв= 0,6;
nд = 6 / 0,6 = 10 шт.;
Определяемэквивалентное сопротивление всех заземлителей:
rэкв.в. = Rв / nд• ηв =32,65 / 10•0,6 = 32,65 / 7,2 = 4,54 Ом; (8.6)
Определяемсопротивление соединительной полосы:
Rп. = (0,366•ρ / l)•(log 2•l2 / b• tп), (8.7)
где l – длина соединительнойполосы, м;
l = nд•а = 10•5 = 50 м; (8.8)
а = l = 5 м;
b – толщина соединительнойполосы, м;
tп – глубина укладкисоединительной полосы, м;
Rп. = (0,366•145 / 50)•(log 5•502 /0,004•0,7) = 1,06•6,25 = 6,625 Ом;
Определяемэквивалентное сопротивление соединительной полосы:
rэкв.п. = Rп. / ηг., (8.9)
где ηг. – коэффициент использования соединительной полосы
(коэффициентэкранирования);
rэкв.п. = 6,625 / 0,4 = 16,56Ом;
Определяемсопротивление заземления ТП 2:
rобщ. = rэкв.в.• rэкв.п. / rэкв.в.+ rэкв.п; (8.10)
rобщ. = 4,54•16,56 /4,54+16,56 = 75,1827 / 21,1 = 3,56 Ом
Определяемобщее сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземленийнулевого провода:
Rобщ. = rобщ..• rобщ. п.з / rобщ..+ rобщ. п.з; (8.11)
Rобщ. = 3,56•1,8 / 6,56+1,8 =6,4 / 5,36 = 1,2 Ом
9. Защита от атмосферныхперенапряжений на ВЛ и ТП
Сельскиеэлектрические сети по своим показателям с каждым годом все больше приближаютсяк мощным сетям мощных потребителей электроэнергии. Однако для сельскихэлектрических сетей характерны меньшая мощность потребителей, значительноечисло потребителей второй и третьей категории по требованиям к надежностиэлектроснабжения. Большая протяженность сельских линий повышает вероятностьатмосферных перенапряжений в них. Все это заставляет внимательно подходить к ихзащите от грозовых перенапряжений.
Линиинапряжением до 35 кВ и на деревянных опорах 110 кВ не рекомендуется защищатьтрассовыми молниеотводами. Однако если в линиях на деревянных опорах естьжелезобетонные опоры или металлические опоры, рекомендуется защищать ихтрубчатыми разрядниками, а при токах к.з., недостаточных для их срабатывания, –воздушными искровыми промежутками.
Трансформаторныепункты 10 / 0,38 кВ молниеотводами не защищают. Для защиты трансформаторов отволн перенапряжения применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10 кВ.
Для тупиковыхТП на вводе устанавливают вентильные разрядники, на проходных ТП вентильныеразрядники устанавливают на шинах 10 кВ, кроме того, на вводе, со стороныпитания для защиты разомкнутых разъединителей устанавливают трубчатыеразрядники.
Для болееответственных проходных ТП мощностью от 630 кВА дополнительно устанавливают нарасстоянии 200…300 м трубчатые разрядники.
Трансформаторныеподстанции с высшим напряжением 35…110 кВ и низшим 10 кВ должны быть защищеныот прямых ударов молнии. Защита от прямых ударов молнии не требуется дляподстанций 20 и 35 кВ.
При мощноститрансформатора от 1600 кВА воздушные линии высшего напряжения должны бытьзащищены тросами на подходах длиной 1…6 км, если они выполнены надеревянных опорах. Вначале защищенного тросом подхода на линии устанавливаюттрубчатые разрядники. На питающей линии устанавливают также трубчатые у входалинии.
Изоляциюоборудования подстанции защищают вентильными разрядниками, которые присоединенык контуру заземления подстанции и установлены не далее 10 м оттрансформатора.
Защитуподстанций напряжением 35…110 кВ, мощностью до 40 МВА, присоединяемых кответвлениям длиной менее 1…3 км действующих линий, не защищенных тросомпо всей длине, выполняют по упрощенным схемам. Сопротивление трубчатыхразрядников не должно превышать 10 Ом. При длине захода свыше 500 мустанавливать трубчатые разрядники не требуется. Вентильные разрядникиустанавливают на подстанции не далее 10 м от трансформатора. Линейные разъединителиу места ответвления устанавливают на опорах, где размещены трубчатыеразрядники.
На линиях сжелезобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматур соединяют сзаземлением, сопротивление которого не должно превышать 50 Ом. Заземлениемобычно служит часть опоры, входящая в землю.
На линиях сдеревянными опорами необходимо также делать заземления у части опор иприсоединять к ним крюки и штыри изоляторов. Заземляющие устройства должныиметь сопротивление не более 30 Ом, а расстояние между ними не более 200 м.Кроме того, заземления должны быть выполнены на опорах с ответвлением впомещения, в которых может быть сосредоточенно большое число людей или которыепредставляют большую хозяйственную ценность. Заземления должны быть выполненына конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам.
10.Техника безопасности пристроительстве и монтаже ВЛ и ТП
К работам построительству ВЛ и ТП допускаются лица из электротехнического персонала, достигшиевосемнадцатилетнего возраста, имеющие соответствующую квалификационную группупо технике безопасности, прошедшие обучение и инструктаж по техникебезопасности после регистрации инструктажа в специальном журнале.
При работе навысоте используют монтажный пояс. Он должен быть исправен и испытан. Используютмонтерские когти, которые также должны быть исправны, испытаны, и совпадать поразмеру ноги монтажника. Для подъема на железобетонные опоры используются лазы.Монтерские когти, и лазы испытывают после ремонта грузом в 180 кг ипериодически, один раз в шесть месяцев, грузом в 135 кг в течение 15 мин. Также должны использоваться защитная каска и рукавицы.
Запрещаетсявыполнять работы на высоте во время грозы и сильного ветра (семь и более баллов).Запрещается подниматься на угловую опору со стороны внутреннего угла. Приразматывании провода поперек дорог или улиц в обе стороны от этого местаследует выставить сигнальщиков с флажками.
Особуюосторожность следует соблюдать при установке опор. Установкой опор долженруководить один человек. Его команды должны четко выполнять. При строительствеВЛ и ТП все устройства, приборы и установки должны быть исправными, испытаннымии безопасными дли работников.
11. Сметана строительство ВЛ
Таблица 11.1.Смета на строительство ВЛНаименование выполняемых работ Единицы измерения Количество Стоимость единицы измерения, руб. Общая стоимость, руб.
1
2
3
4
5
Установка опор:
промежуточная
угловая
концевая шт.
44
21
18
111
152
161
4884
3192
2898
Подвеска проводов
А 25
А 50 км
8,52
0,72
110
204
937,2
146,88
Устройство перекидок
2А 25
4А 25
4А 50 шт.
9
1
3
6,6
15,5
21,5
59,4
15,5
64,5 Установка повторных защитных заземлений шт. 47 15,5 728,5 Установка светильников уличного освещения СПО-300 шт. 37 9 333 Итого: руб. - - 13258,98
Итого с учетом *К руб. - - 39776940