Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Министерство сельского хозяйства и продовольствия
Республики Беларусь
Белорусский Государственный Аграрный Технический Университет
Кафедра Электроснабжения с/х
Расчетно-пояснительная записка к КУРСОВОМУ ПРОЕКТУпо дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства»
на тему
«Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи» Выполнил: студент 4 курса АЭФ20эпт группы Сазановец А.В.
Руководитель: Кожарнович Г. И.
Минск 2009г. АннотацияКурсовой 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.
ВведениеЭлектрификация, 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 данныеТаблица 1.1 Исходные данные для расчета линии высокого напряжения.
Отклонение напряжения на шинах, %Sк.з. на шинах ИП, МВА
Соотношение мощностейdU100
dU25
Pп / Pо
+7 -2 900 0,5Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям.
№
п/п
Наименование Номер шифра Дневной максимум, кВт Вечерний максимум, кВтPд
Qд
Pв
Qв
1 Плотницкая 340 10 8 1 0 2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 356 5 4 5 4 3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 382 4 3 4 2 4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 518 15 10 8 0 5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 527 5 3 14 8 6 Фельдшерско-окушерский пункт 536 4 0 4 0 7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 553 4 0 4 2 8 Баня на 5 мест 559 3 2 3 22. Расчёт электрических нагрузок в сетях
2.1 Расчёт электрических нагрузок в сетях напряжением 380/220 В
Электрические нагрузки в сетях напряжением 380/220 В складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений производственных потребителей, а также нагрузки наружного освещения.
Подсчёт нагрузок по участкам линий проводят после выбора количества трансформаторных подстанций (ТП), места их установки и нанесения трассы линии на план объекта. Затем отходящие от ТП линии разбивают на участки длиной не более 100 м. Все однородные потребители, присоединённые к данному участку линии, объединяют в группы и определяют их суммарную нагрузку отдельно по дневному Рд и отдельно по вечернему Рв максимумам. При смешанной нагрузке создаются отдельные группы из потребителей жилых домов, производственных, общественных, коммунальных предприятий.
Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем все коммунально-бытовые потребители, присваиваем номера группам.
Нагрузку на вводе в жилой дом определим по номограмме ([1], рис. 3.1.) исходя из существующего годового потребления электроэнергии (согласно заданию 850 кВт·ч) на седьмой расчётный год. При годовом потреблении 1050 кВт·ч/дом расчётная нагрузка на вводе составляет Рр.i.=2,3кВт·ч/дом.
Для определения суммарной расчётной активной нагрузки всего населённого пункта делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчётную нагрузку каждой группы по формулам:
, (2.1)
, (2.2)
где Рд, Рв – соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;
n – количество потребителей в группе, шт.;
Pр – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт;
kд, kв – соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей (дома без электроплит) kд = 0,3, kв = 1 ([1], стр. 39);
kо – коэффициент одновременности, принимается в зависимости от количества потребителей в группе и нагрузки на вводе (для жилых домов) (таблица 5.1 [1]).
Первая группа: жилые дома (107 домов):
Рд.1. = 0.258·2.3·107·0.3 = 19.1 кВт,
Рв.1. = 0.258·2.3·107·1 = 63.5 кВт.
Вторая группа: административное здание, плотницкая, магазин,пожарное депо
кВт, (2.3)
кВт. (2.4)
Коэффициент одновремённости k0 = 0.775
Третья группа:дом культуры, хлебопекарня, баня, фельдшерско-акушерский пункт
Рд.3. = 0.775· (5+5+3+4) =13,18 кВт,
Рв.3. = 0.775· (3+4+2+0) =6,98 кВт.
Коэффициент одновремённости k0 = 0.775
Расчётная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:
Вт =11.8 кВт (2.5)
где Руд.ул. = 5.5 Вт/м – удельная нагрузка на один погонный метр улицы, для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий с шириной проезжей части 5…7 м;
ℓул. – общая длина улиц м;
Суммируя расчётные нагрузки всех трёх групп
Данное действие производится согласно формуле:
кВт, (2.6)
кВт. (2.7)
где РБ – большая из нагрузок, кВт;
∆РД.i, ∆РВ.i – соответственно надбавка соответствующая меньшей дневной и вечерней нагрузке, кВт.
Расчётная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, т.к. он больший. С учётом уличного освещения расчётная мощность ТП определяется по формуле:
РТП = РТП.В. + РР.УЛ. = 77+ 11.8 = 88,8 кВт. (2.8)
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле:
, (2.9)
где cosφi – коэффициент мощности i-го потребителя;
Рi – мощность i-го потребителя, кВт.
Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей.
№ ПотребительPд,
кВт
Qд,
кВт
Pв,
кВт
Qв,
кВт
cosjД cosjв 1 Плотницкая 10 8 1 0 0,78 1 2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 4 5 4 0,78 0,78 3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 3 4 2 0,8 0,89 4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 10 8 0 0,83 1 5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 3 14 8 0,86 0,87 6 Фельдшерско-окушерский пункт 4 0 4 0 1 1 7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 0 4 2 1 0,89 8 Баня на 5 мест 3 2 3 2 0,83 0,83Полная расчётная нагрузка на шинах ТП дневного максимума определяется по следующей формуле:
кВ·А. (2.10)
Полная расчётная нагрузка на шинах ТП вечернего максимума определяется по следующей формуле:
кВ·А.
Для определения числа ТП первоначально необходимо определить допустимые потери напряжения. Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы +5%, а при нагрузке 25% за пределы 0% от номинального.
Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0,38кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.
Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора результаты сводим в таблицу 2.2.
Таблица №2.2. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора
N
п/п
Элементы схемы Нагрузка 100% 25% 1 Шины питающей подстанции +7 -2 2 ВЛ – 10кВ -8 0,5 3Трансформатор 10/0,38 кВ:
надбавка
потери напряжения
+7,5
-4.0
+7,5
-1.0
4Линия 0,38 кВ
потери во внутренних сетях
потери во внешних сетях
-1,5
-6
0
0
5 Отклонение напряжения у потребителя -5.0 5Число ТП для населённого пункта определим по формуле:
шт, (2.11)
Принимаем NТП=2
где F = 0.37 км2 – площадь населённого пункта;
∆U%=6% – допустимая потеря напряжения, которая определена согласно табл. 2.2 (потери во внешних сетях).
Т.к. число ТП равно двум, то делим населённый пункт на две примерно равные зоны и дальнейший расчёт производим для каждой зоны отдельно. В каждой зоне сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им
номера 1, 2, 3 и т.д. На плане населённого пункта наметим трассы ВЛ 380/220В и разобьём их на участки не более 100 м.
На плане населённого пункта нанесём оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей для каждой из зон отдельно.
Определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов.
Расчётная нагрузка группы из 4 жилых домов:
• дневная
кВт;
• вечерняя
кВт.
Расчётная нагрузка группы из 5 жилых домов:
• дневная
кВт;
• вечерняя
кВт.
Расчётная нагрузка группы из 6 жилых домов:
• дневная
кВт;
• вечерняя
кВт.
Расчётная нагрузка группы из 7 жилых домов:
• дневная
кВт;
• вечерняя
кВт.
Полученные значения координат нагрузок, дневные и вечерние расчётные нагрузки, а также значения коэффициентов мощности (см. табл. 2.1) сведём в таблицу 2.3.
Таблица №2.3. Результат расчёта нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координат
Номер потре-бителей и групп Наименование потребителей Расчётная мощность, кВт Координаты нагрузок Коэффициент мощности Рд Рв х у cosφд cosφв 1-я зона 1 7 домов 2,27 7,57 358 205 0.9 0,93 3 4 дома 1,6 5,38 290 142 0.9 0,93 4 6 домов 2,1 6,9 210 185 0.9 0,93 5 4 дома 1,6 5,38 143 202 0.9 0,93 6 Баня на 5 мест 3 3 92 215 0.83 0.83 7 5 домов 1,83 6.1 410 125 0.9 0,93 8 Фельдшерско-окушерский пункт 4 4 460 125 1 1 9 5 домов 1,83 6.1 501 128 0.9 0,93 10 6 домов 2,1 6,9 560 132 0.9 0,93 11 4 дома 1,6 5,38 345 62 0.9 0,93 12 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 14 295 52 0.86 0,87 13 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 5 286 54 0,78 0,78 14 5 домов 1,83 6.1 220 62 0.9 0,93 15 6 домов 2,1 6,9 142 96 0.9 0,93 16 5 домов 1,83 6.1 52 102 0.9 0,93 Итого 2-я зона 17 7 домов 2,27 7,57 350 382 0.9 0,93 18 6 домов 2,1 6,9 350 450 0.9 0,93 19 4 дома 1,6 5,38 350 542 0.9 0,93 21 4 дома 1,6 5,38 302 294 0.9 0,93 22 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 4 273 295 1 0,89 23 7 домов 2,27 7,57 200 297 0.9 0,93 24 5 домов 1,83 6.1 120 298 0.9 0,93 25 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 4 412 300 0,8 0,89 26 6 домов 2,1 6,9 490 302 0.9 0,93 27 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 8 556 303 0.83 1 28 Плотницкая 10 1 590 304 0,78 1 29 5 домов 1,83 6.1 596 314 0.9 0,93 30 6 домов 2,1 6,9 600 392 0.9 0,93 Итого
Определим центр нагрузок для каждой зоны по формуле:
(2.12)
Аналогичным образом производим расчёт центра нагрузки для второй зоны и получаем, что Х2 = 393м и Y2 = 348м
3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора
Cоставим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину.
Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.
Рис. 1. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП1
Рис.2. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП2
ТП-1
Участок 9-10
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
• вечернего максимума
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 8-9
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 7-8.
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 2-7.
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 2-1.
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок ТП-2.
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 5-6
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 4-5.
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для: дневного максимума
,
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 3-4.
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок ТП-3
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 15-16
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
,
• вечернего максимума
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 14-15
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 13-14
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 12-13
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок 11-12
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Участок ТП-11
Активная нагрузка для:
• дневного максимума
кВт,
• вечернего максимума
кВт.
Коэффициент мощности на участке для:
• дневного максимума
• вечернего максимума
.
Полная нагрузка для:
• дневного максимума
кВ·А,
• вечернего максимума
кВ·А.
Аналогичным образом рассчитываем оставшийся участки для ТП-2, полученные результаты занесем в таблицу 3.1
Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП1
Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-o одновременнНадбавка ∆Pд кВт
Надбавка ∆Pв кВт
Наружное освещение
кВТ
9-10 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,4 8-9 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,3 7-8 5,8 12,15 0,957575 0,950364 6,056969 12,78458 - 1.8 2.4 0,3 2-7 6,9 15,8 0,943766 0,943557 7,311136 16,74514 - 1.1 3.65 0,4 2-1 2,27 6,1 0,9 0,93 2,522222 6,55914 - - - 0,4 ТП-2 8,2 19,4 0,932932 0,939781 8,789496 20,64311 - 1.3 3.6 0,43 5-6 3 3 0,83 0,83 3,614458 3,614458 - - - 0,43 4-5 3,95 7,18 0,854348 0,8942 4,62341 8,029519 - 0.95 1.8 0,5 3-4 5,2 11,28 0,870194 0,911744 5,975679 12,37189 - 1.25 4.1 0,5 ТП-3 6,15 14,38 0,877207 0,91764 7,010886 15,67064 - 0.95 3.1 0,3 15-16 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,4 14-15 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,5 13-14 3,583125 11,8875 0,9 0,93 3,98125 12,78226 0.75 - - 0,3 12-13 7,15 14,8875 0,830095 0,885588 8,613468 16,81086 - 2.15 3 0,2 11-12 10,15 23,3875 0,842402 0,878034 12,04888 26,63622 - 3 8.5 0,2 ТП-11 11,1 26,5375 0,850245 0,887752 13,05506 29,89291 - 0.95 3.15 0,4Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП2
Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-т одновременнНадбавка ∆Pд кВт
Надбавка ∆Pв кВт
Наружное освещение
кВТ
18-19 1,6 5,38 0,9 0,93 1,777778 5,784946 - - - 0,5 17-18 2,775 9,21 0,9 0,93 3,083333 9,903226 0.75 - - 0,5 ТП-17 3,78375 12,585 0,9 0,93 4,204167 13,53226 0.75 - - 0,4 23-24 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,3 22-23 3,075 10,2525 0,9 0,93 3,416667 11,02419 0.75 - - 0,41 21-22 5,8 12,6525 0,956537 0,918774 6,063539 13,77107 - 1.8 2.4 0,53 20-21 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - 0.95 3.15 0,2 ТП-20 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - - - 0,72 29-30 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,41 28-29 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,37 27-28 11,8 10,35 0,807318 0,936512 14,6163 11,05165 - 1.8 0.6 0,2 26-27 22,3 15,15 0,820013 0,96419 27,19469 15,71266 - 7.3 4.8 0,4 25-26 23,55 19,25 0,826897 0,953491 28,47996 20,18896 - 1.25 4.1 0,5 ТП-25 25,95 21,65 0,822992 0,942568 31,53129 22,96916 - 2.4 2.4 0,45.84
Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).
ТП1:
кВт,
кВт.
ТП2:
кВт,
кВт.
Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму.
Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:
кВт,
кВт
Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле:
Для ТП1:
.
Для ТП2:
Определим полные расчётные мощности ТП по формуле:
Для ТП1:
кВ·А.
Для ТП2:
кВ·А.
По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными:
Номинальная мощность SТР, кВ·А ………………………………… 63
Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Yн-0
Потери холостого хода ∆РХХ, Вт ………………………………….. 240
Потери короткого замыкания ∆РКЗ, Вт ………………………….. 1280
Напряжение короткого замыкания UКЗ, % от UН …………………. 4,5
Находим экономические нагрузки на участках по формуле:
,
где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;
КД = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).
Произведём расчёт для ТП1:
Дневной максимум: Вечерний максимум:
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А. кВ·А.
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А. кВ·А.
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5.
По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.
Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.
Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 кВ (внешние сети) 6%).
,
где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;
ℓУЧ – длина участка, км;
UН – номинальное линейное напряжение, кВ;
r0 – удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 0С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1);
х0 – индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм;
Для линии 1:
Для дневного максимума:
В;
В;
В;
В;
В;
В;
Для вечернего максимума:
В;
В;
В;
В;
В;
В;
Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле:
,
где UН – номинальное линейное напряжение, В.
Для линии 1:
Для дневного максимума:
Для вечернего максимума:
Проводим аналогичный расчёт для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведёт к изменению r0 и х0, а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 кВ (в крайних случаях) составляет 70 мм2, т.е. провод А70.
Таблица №2.5. Результат расчёта ВЛ 0,38 кВ
Номер участка Экономическая нагрузка Sэ.д., кВА Экономическая нагрузка Sэ.в., кВА Марка и сечение проводов Сопротивление проводов ∆Uд, В ∆Uв, В ∆Uд, % ∆Uв, % Актив-ное rо, Ом/км Реактив-ное хо, Ом/км ТП1 9-10 1,6333 5,1948 4А25+А25 1.14 0.319 0,54 1,65 0,136 0,43 8-9 2,2925 7,34 4А25+А25 1.14 0.319 0,48 1,55 0,127 0,41 7-8 4,2478 8,9496 4А25+А25 1.14 0.319 0,98 2,07 0,258 0,54 2-7 5,1175 11,726 4А25+А25 1.14 0.319 1,55 3,54 0,407 0,93 2-1 1,7656 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,62 1,63 0,163 0,42 ТП-2 6,1527 14,458 4А25+А25 1.14 0.319 1,64 3,85 0,430 1,01 5-6 2,5302 2,5302 4А25+А25 1.14 0.319 0,64 0,64 0,169 0,16 4-5 3,2367 5,6204 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 1,96 0,292 0,51 3-4 4,1825 8,6603 4А25+А25 1.14 0.319 1,52 3,20 0,399 0,84 ТП-3 4,907 10,965 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 2,52 0,291 0,66 15-16 1,4233 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 0,97 0,118 0,25 14-15 2,2925 7,338 4А25+А25 1.14 0.319 0,80 2,46 0,211 0,64 13-14 2,7865 8,9471 4А25+А25 1.14 0.319 0,59 1,90 0,154 0,50 12-13 6,0228 11,776 4А25+А25 1.14 0.319 0,92 1,84 0,241 0,48 11-12 8,4317 18,646 4А25+А25 1.14 0.319 1,44 3,23 0,378 0,85 ТП-11 9,1343 20,924 4А25+А25 1.14 0.319 2,50 5,83 0,658 1,53 ТП2 18-19 1,2444 4,0495 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 1,50 0,120 0,39 17-18 2,1583 6,9323 4А25+А25 1.14 0.319 0,79 2,57 0,209 0,67 ТП-17 2,9429 9,4726 4А25+А25 1.14 0.319 0,82 2,68 0,217 0,70 23-24 1,4233 4,5914 4А25+А25 1.14 0.319 0,36 1,17 0,095 0,31 22-23 2,3917 7,7169 4А25+А25 1.14 0.319 0,58 1,91 0,154 0,50 21-22 4,2445 9,6397 4А25+А25 1.14 0.319 1,13 2,55 0,298 0,67 20-21 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44 ТП-20 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44 29-30 1,6333 5,1935 4А25+А25 1.14 0.319 0,30 0,96 0,080 0,25 28-29 2,2925 7,3387 4А25+А25 1.14 0.319 0,42 1,36 0,112 0,36 27-28 10,231 7,7362 4А25+А25 1.14 0.319 1,04 0,82 0,276 0,21 26-27 19,036 10,998 4А25+А25 1.14 0.319 4,17 2,48 1,097 0,65 25-26 19,936 14,132 4А25+А25 1.14 0.319 5,66 4,13 1,492 1,08 ТП-25 22,071 16,078 4А25+А25 1.14 0.319 5,12 3,85 1,349 1,01Проведём проверку на соответствие потери напряжения в линиях.
ТП1
Линия ТП1-2:
• дневной максимум:
∆UД% =0.136+0.127+0.258+0.407+0.163+0.43=1.5% < 6%;
• вечерний максимум:
∆UВ% =0.43+0.41+0.54+0.93+0.42+1.01=3.74% < 3.5%.
Линия ТП1-3:
• дневной максимум:
∆UД% =0.169+0.292+0.399+0.291=1.15% < 6%;
• вечерний максимум:
∆UВ% =0.16+0.51+0.84+0.66=2.17% < 6%.
Линия ТП1-11:
• дневной максимум:
∆UД% =0.118+0.211+0.154+0.241+0.378+0.658=1.76% < 6%;
• вечерний максимум:
∆UВ% =0.25+0.64+0.5+0.48+0.85+1.53=4.25% < 6%.
Остальные потери рассчитываем по аналогии и сводим в таблицу № 3.2
Таблица № 3.2 потери напряжения в линии.
Участки ТП∆UД%
∆UВ%
ТП1 ТП-2 1.5 3.74 ТП-3 1.15 2.17 ТП-11 1.76 4.25 ТП2 ТП-17 0.55 1.78 ТП-20 0.92 2.38 ТП-25 1.35 1.01Потери в конце линий не превышает допустимых значений, о чём свидетельствует вышеприведенная проверка.
4. Электрический расчет сети 10кВЭлектрический 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 нагрузокРасчетные 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 7-8Р7-8д = Р8д =70 кВт,
Р7-8в = Р8в =100 кВт
7-9Р7-9д = Р 9д =160 кВт,
Р7-9в = Р 9в =200 кВт,
6-7Р6-7д = 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,
6-10Р6-10д = Р 10д =200 кВт,
Р6-10в = Р10в =75кВт,
1-6Р1-6д = Р 6-7д + DР6-10д +DР6д =327+155+15.1=497.1 кВт,
Р1-6в = Р6-7в+DР6-10в +DР6в =479.5+56+74.5=610 кВт
3-5Р3-5д = Р5д =51.85 кВт,
Р3-5в = Р5в =86.19 кВт
3-4Р3-4д = Р4д = 120 кВт,
Р3-4в = Р4в = 150 кВт
2-3Р2-3д = Р3-4д +DР3-5д +DР3д =120+37+36.5=193.5 кВт,
Р2-3в = Р3-4в +DР3-5в +DР3в =150+65+67=282 кВт
1-2Р1-2д = Р2-3д +DР 2д =193.5+115=308.5 кВт,
Р1-2в = Р 2-3в +DР2в =282+59.5=341.5 кВт,
ИП-1РИП-1д =Р1-6д + DР1-2д +DР1д =497.1+243+32.4 =772.5 кВт,
РИП-1в = Р1-6в + DР1-2в +DР1в =610+267+63=940 кВт
4.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:(4.2)
где Pi – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;
Таблица 4.2 Значения cosj для всех участков линии.
Номер НП Рд/Рв cosjд cosjв 1 0.53 0.88 0.93 2 1,88 0.73 0.73 3 0.56 0.88 0.93 4 0.8 0.83 0.91 5 0.6 0.81 0.84 6 2.3 0.73 0.73 7 0.6 0.88 0.93 8 0.7 0.83 0.91 9 0.8 0.83 0.91 10 2.67 0.73 0.73Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности:
Участок сети 7-8:
Участок сети 7-9
Участок сети 6-7
Участок сети 6-10
Участок сети 1-6
Участок сети 3-5
Участок сети 3-4
Участок сети 2-3
Участок сети 1-2
Участок сети ИП-1
4.3 Определение полных мощностей на участках сети.Определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:
(4.3)
где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;
cosj - коэффициент мощности.
4.4 Определение эквивалентной мощностиОпределяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле
Получаем:
Участок сети 7-8
Участок сети 7-9
Участок сети 6-7
Участок сети 6-10
Участок сети 1-6
Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей.
Участок сетиPд,
Pв,
сosд
сosв
Sд,
Sв,
Sэд,
Sэв,
кВт кВт КВА КВА КВА КВА 7-8 70 100 0,83 0,91 84,33735 109,8901 59,03614 76,92308 7-9 160 200 0,83 0,91 192,7711 219,7802 134,9398 153,8462 6-7 327 479,5 0,849737 0,919091 384,825 521,7112 269,3775 365,1978 6-10 200 75 0,73 0,73 273,9726 102,7397 191,7808 71,91781 1-6 497,1 610 0,801189 0,868532 620,4529 702,3346 434,317 491,6342 3-5 51,85 86,19 0,81 0,84 64,01235 102,6071 44,80864 71,825 3-4 120 150 0,83 0,91 144,5783 164,8352 101,2048 115,3846 2-3 193,5 282 0,836595 0,897022 231,2948 314,3736 161,9064 220,0615 1-2 308,5 341,5 0,790047 0,860111 390,4832 397,0418 273,3383 277,9292 ИП-1 772,5 940 0,801317 0,870798 964,0376 1079,469 674,8263 755,6286 4.5 Определение сечения проводов на участках линииВ целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений.
Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Район по гололеду – I.
Подбираем:
Участок 8-7:
Интервал экономических нагрузок до 400кВА. Выбираем провод
АС-25 (по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ–АС-35).
Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 4.4.
4.6 Определение потерь напряжения на участках линииПотеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:
(4.5)
(4.6)
где Sуч – расчетная мощность участка сети, кВА;
l – длина участка, км;
r0 х0 – активное и инлуктивное сопротивление проводов:
для провода АС-35: r0=0.973 a x0=0.352, для провода АС-50: r0=0.592 a x0=0.341; для провода АС-70: r0=0.42 a x0=0.327
Участок 7-8
Участок 7-9
Участок 6-7
Участок 6-10
Участок 1-6
Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.5.
Таблица 4.4 Результаты расчетов линии 10кВ (по большей нагрузке).
Участок Мощность Длина участка, км Марка Потери напряжения на участках,% Актив-ная, кВт Полная, кВА Эквива-лентная, кВА провода7-8
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-350,273
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 2,614Падение 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%
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 0.38кВПотери электрической энергии определяются по следующей формуле:
(5.1)
где S0-полная мощность на участке;
r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;
l – длина участка, км;
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 0,052 12,15 0,950364 12,78458 4А25+А25 1.14 1200 450 80,52 2-7 0,068 15,8 0,943557 16,74514 4А25+А25 1.14 1200 450 180,64 2-1 0,08 6,1 0,93 6,55914 4А25+А25 1.14 900 400 24,45 ТП-2 0,06 19,4 0,939781 20,64311 4А25+А25 1.14 1200 450 242,23 5-6 0,06 3 0,83 3,614458 4А25+А25 1.14 900 400 5,57 4-5 0,08 7,18 0,8942 8,029519 4А25+А25 1.14 900 400 36,65 3-4 0,084 11,28 0,911744 12,37189 4А25+А25 1.14 1200 450 121,81 ТП-3 0,052 14,38 0,91764 15,67064 4А25+А25 1.14 1200 450 120,98 15-16 0,072 6,1 0,93 6,55914 4А25+А25 1.14 900 400 22,01 14-15 0,08 9,75 0,93 10,48387 4А25+А25 1.14 900 400 62,48 13-14 0,048 11,8875 0,93 12,78226 4А25+А25 1.14 1200 450 74,30 12-13 0,036 14,8875 0,885588 16,81086 4А25+А25 1.14 1700 750 136,54 11-12 0,04 23,3875 0,878034 26,63622 4А25+А25 1.14 2200 1000 492,91 ТП-11 0,064 26,5375 0,887752 29,89291 4А25+А25 1.14 2200 1000 993,29 ТП2 18-19 0,084 5,38 0,93 5,784946 4А25+А25 1.14 900 400 8,88 17-18 0,084 9,21 0,93 9,903226 4А25+А25 1.14 900 400 26,02 ТП-17 0,064 12,585 0,93 13,53226 4А25+А25 1.14 1200 450 41,64 23-24 0,058 6,1 0,93 6,55914 4А25+А25 1.14 900 400 7,88 22-23 0,056 10,2525 0,93 11,02419 4А25+А25 1.14 1200 450 24,18 21-22 0,06 12,6525 0,918774 13,77107 4А25+А25 1.14 1200 450 40,42 20-21 0,032 15,8025 0,922123 17,13708 4А25+А25 1.14 1200 450 33,39 ТП-20 0,092 15,8025 0,922123 17,13708 4А25+А25 1.14 1200 450 95,99 29-30 0,056 6,9 0,93 7,419355 4А25+А25 1.14 900 400 9,73 28-29 0,056 9,75 0,93 10,48387 4А25+А25 1.14 900 400 19,44 27-28 0,032 10,35 0,936512 11,05165 4А25+А25 1.14 1700 750 23,14 26-27 0,068 15,15 0,96419 15,71266 4А25+А25 1.14 1700 750 99,40 25-26 0,088 19,25 0,953491 20,18896 4А25+А25 1.14 1700 750 212,38 ТП-25 0,072 21,65 0,942568 22,96916 4А25+А25 1.14 2200 1000 299,895.2 Определение потерь электрической энергии в линии 10кВ
Расчет ведем так же как и для линии 0.38кВ.
Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 Потери электрической энергии в линии 10кВ.
Номер участкаДлина участка
ℓуч, км
Расчётная мощность
Рр. кВт
Коэффициент
мощности cosφ
Максимальная полная
мощность Sуч, кВА
Марка и сечение проводов Активное сопротивление проводов ro, Ом/кмВремя использования
максимальной нагрузки Тmax, ч
Время потерь τ, чПотеря энергии на участке
∆Wв, кВт·ч
7-8 3,3 100 0,91 84,34 АС-35 0.773 2500 1500 462,0637604 7-9 1,7 200 0,91 192,77 АС-50 0.592 3200 1800 875,0247555 6-7 3 479,5 0,919091 384,83 АС-35 0.773 3400 2000 12623,82677 6-10 3,3 75 0,73 273,97 АС-35 0.592 2500 1500 309,316945 1-6 2,3 610 0,868532 620,45 АС-35 0.42 3400 2000 9530,052681 3-5 2,4 86,19 0,84 64,01 АС-35 0.773 2500 1500 292,9794666 3-4 3,2 150 0,91 144,58 АС-35 0.592 3200 1800 926,4967999 2-3 4 282 0,897022 231,29 АС-35 0.42 3400 2000 3320,712855 1-2 4,4 341,5 0,860111 390,48 АС-35 0.42 3400 2000 5826,454084 ИП-1 4,6 940 0,870798 964,04 АС-50 0.42 3400 2000 45025,41955
Определим потери электрической энергии до нашего расчетного пункта т.е.:
DW0-5= DWИП-1 + DW1-2 +DW2-3 +DW3-5 = 45025+5826+3320+292,97=54464 кВтч
5.3 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе
Потери энергии за год ∆W в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора (∆РОБ) и потери в стали (РХ.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (РК), тогда
(5.2)
где 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 потерьОбщие потери определяются по следующей формуле:
(5.3)
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 замыканияРасчет токов короткого замыкания производится для решения следующих основных задач:
- выбор и оценка схемы электрических соединений;
- выбор аппаратов и проверка проводников по условиям их работы при коротком замыкании;
- проектировании защитных заземлений;
- подбор характеристик разрядников для защиты от перенапряжений;
- проектирование и настройка релейных защит.
1.Составляем расчетную схему
К1 К2 К3
АС35 АC50 4А50 4А35 4А25
~
11км 4км 0.108км 0.084км 0.164км
ST = 63 кВ·А; ΔUК%=4.5%; ΔPХХ=0.33кВт;
∆PК=1.970кВт; ZТ(1)=0.779 Ом.
Расчет ведем в относительных единицах.
2.Задаемся базисными значениями
SБ=100 МВА; UБВ=1,05UН=10,5 кВ; UБН=0,4 кВ.
3.Составляем схему замещения
К1 К2 К3
ХС ZT
Рис. 8.2. Схема замещения.
4.Определяем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:
– системы:
Определяем сопротивление ВЛ-10кВ:
– трансформатора:
Так как его величина очень мала;
– ВЛ 0,4 кВ:
5.Определяем результирующее сопротивление до точки К1
К1
Z*К1
6.Определяем базисный ток в точке К1
7.Определяем токи и мощность к.з. в точке К1.
где КУ–ударный коэффициент, при к.з. на шинах 10 кВ КУ=1.2.
8.Определяем результирующее сопротивление до точки К2:
К2
Z*К2
9.Определяем базисный ток в точке К2:
10.Определяем токи и мощность к.з. в точке К2:
Ку=1при к.з. на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ.
11.Определяем результирующее сопротивление до точки К3:
К3
Z*К3
12.Определяем токи и мощность к.з. в точке К3:
Ку=1 для ВЛ – 0.38 кВ.
Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах:
где - фазное напряжение, кВ;
- полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании на корпус трансформатора, Ом;
- сопротивление петли «фаза – ноль», Ом.
Результаты расчетов сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 Результаты расчета токов к.з.
№
п/п
Место к.з.IК(3),
кА
IК(2),
кА
IК(1),
кА
iУК,
кА
SК(3),
МВА
1К1
0.5 0.44 - 0.85 9.09 2К2
1.88 1.64 - 2.66 1.3 3К3
0.57 0.5 0.279 0.8 0.39 8. Выбор аппаратов защитыПосле 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:
1. 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.
2. Выбор предохранителя
Расчетные значения Условие выбора ПК – 10/30где – номинальное напряжение предохранителя, кВ;
– номинальный ток предохранителя, А.
Выбор рубильника
Расчетные значения Условие выбора РПЦ – 323. Выбор автоматического выключателя
Расчетные значения Условие выбора А3726ФУЗгде 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 перенапряженийБольшая 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 ЗаземлениеСогласно 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 заземлителяПри 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<30 Ом.
Определяем число стержней
(10.6)
Принимаем 3 стержня и располагаем их через 5 м друг от друга.
Длина полосы связи:
l=3 шт ∙ 5м =15м
Сопротивление полосы связи
(10.7)
где d – ширина полосы прямоугольного сечения, м;
h – глубина заложения горизонтального заземлителя,
Определение действительное число стержней:
(10.8)
Принимаем 3 стержня.
(10.9)
В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом. В нашем случае rИСК=9.5 Ом ≤ 10 Ом.
Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода
(10.10)
Заземление выполнено правильно.
Если расчет выполнять без учета полосы связи, то действительное число стержней
(10.11)
и для выполнения заземления нужно было бы принять 5 стержня.
Литература
1) Янукович Г.И. Расчет электрических нагрузок в сетях сельскохозяйственного назначения. Мн.: БГАТУ, 2003
2) Будзко И.А., Зуль Н.М. «Электроснабжение сельского хозяйства» М.:Агропромиздат, 1990.
3) Янукович Г.И. Расчёт линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002
4) Поворотный В.Ф. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения. Мн.: БИМСХ, 1984.
5) Нормы проектирования сетей, 1994.
6) Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990.
7) ПУЭ
8) Янукович Г.И. Расчёт линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Мн.:БГАТУ,2002.
9) 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.