Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи

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	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	2

2. 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.

№	Потребитель	Pд, 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	0,83

Полная 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
3	Трансформатор 10/0,38 кВ: надбавка потери напряжения	+7,5 -4.0	+7,5 -1.0
4	Линия 0,38 кВ потери во внутренних сетях потери во внешних сетях	-1,5 -6	0 0
5	Отклонение напряжения у потребителя	-5.0	5

Число 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 одновременн	Надбавка ∆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	0,4

Таблица 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 одновременн	Надбавка ∆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	0,4
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:

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 0
С, 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	1,01

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% < 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	1.01

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,
1-6	Р1-6д = 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
3-5	Р3-5д = Р5д =51.85 кВт, Р3-5в = Р5в =86.19 кВт
3-4	Р3-4д = Р4д = 120 кВт, Р3-4в = Р4в = 150 кВт
2-3	Р2-3д = Р3-4д +DР3-5д +DР3д =120+37+36.5=193.5 кВт, Р2-3в = Р3-4в +DР3-5в +DР3в =150+65+67=282 кВт
1-2	Р1-2д = Р2-3д +DР 2д =193.5+115=308.5 кВт, Р1-2в = Р 2-3в +DР2в =282+59.5=341.5 кВт,
ИП-1	РИП-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	0.73

Пользуясь 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 мощности

Определяем 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 сети	Pд ,	Pв ,	сosд	сosв	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 линии

В 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 линии

Потеря 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		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%

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 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		299,89

5.2 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 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
												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 потерь

Общие 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 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

АС35АC50 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
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:

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 – 10/30

где – номинальное напряжение предохранителя, кВ;

– номинальный ток предохранителя, А.

Выбор рубильника

Расчетные значения	Условие выбора	РПЦ – 32

3. 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<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.