Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта
Электроснабжение
сельскохозяйственного населенного пункта
Введение
трансформаторный подстанция
высоковольтный
Электроэнергетика, являясь одной из базовых
отраслей экономики, играет важную роль в политической, экономической и
социальной сферах любого государства. Существующее состояние электроэнергетики
Казахстана характеризуется:
высокой концентрацией энергопроизводящих
мощностей
до 4000 МВт на одной электростанции;
-расположением крупных электростанций преимущественно вблизи топливных месторождений;
высокой долей комбинированного способа
производства электроэнергии и теплоты для производственных и коммунальных нужд;
недостаточной (около 12 %) долей гидростанций в
балансе электрических мощностей Республики;
развитой схемой линий электропередачи, где в
качестве системообразующих связей выступают ВЛ напряжением 500 и 1150 кВ;
системой релейной защиты и противоаварийной
автоматики, обеспечивающей устойчивость Единой энергетической системы в
аварийных и послеаварийных ситуациях;
единой вертикально-организованной системой
оперативного диспетчерского управления, осуществляемого Центральным
диспетчерским управлением, региональными диспетчерскими центрами,
диспетчерскими центрами потребителей электроэнергии.
В 1990 году при потребности Казахстана в 104,7
млрд кВтч электроэнергии собственное производство составило 87,4 млрд кВтч (при
17,9 млн кВт установленной мощности) и сальдовый дефицит достигал 17,3 млрд
кВтч.В последующие годы были введены в работу новые генерирующие мощности с
проектной выработкой около 8 млрд кВтч, в том числе два энергоблока по 525 МВт
на Экибастузской ГРЭС-2 (один из них в декабре 1990 года), турбоагрегат ПО МВт
на Карагандинской ТЭЦ-3, газотурбинная установка 100 МВт на АО “Актурбо” и
гидроагрегат 117 МВт на Шульбинской ГЭС. Таким образом, потенциал производства
электроэнергии на собственных электростанциях составляет около 95 млрд кВтч.В
результате снижения платежеспособного спроса на электроэнергию ее производство
в 1996 году снизилось до 59,3 млрд кВтч, в 1997 году - до 52,2 млрд кВтч, в
1998 году - до 49,215 млрд кВтч. Весьма показательна характеристика динамики
изменения структуры потребления электроэнергии по отдельным отраслям экономики.
Так, в целом по Республике потребление электроэнергии в промышленности снизилось
с 69,87 млрд кВтч в 1990 году до 38 млрд кВтч в 1998 году, т.е. в 1,8 раза; в
сельском хозяйстве - с 7,92 млрд до 1,64 млрд кВтч - в 5,3 раза, в
строительстве - с 2,25 млрд до 0,30 млрд кВтч - в 7,3 раза, у населения - с
7,33 млрд до 6,0 млрд кВтч - на 18%.В связи с общим снижением
электропотребления по Республике снизились и межгосударственные и
межрегиональные потоки электроэнергии и мощности. Потенциал существующих
межгосударственных электрических сетей Северного, Южного и Западного регионов
по сумме показателей получения, обмена и передачи транзитных межгосударственных
потоков электроэнергии оценивается величиной порядка 30 млрд кВтч в год. В 1997
году эти потоки снизились до 7,8 млрд кВтч. Это снижение произошло в основном
как за счет уменьшения спроса, так и за счет выхода из параллельной работы с
Российской Федерацией по транзиту Сибирь - Казахстан - Урал.
Территория Казахстана в энергетическом отношении
делится на три региона: Северный и Центральный регион, в который входят
Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Кустанайская и
Павлодарская области, энергохозяйство которых объединено общей сетью и имеет
развитую связь с Россией; Южный регион, в который входят Алматинская,
Жамбылская, Кзыл-Ординская и Южно-Казахстанская области, объединен общей
электрической сетью и имеет развитую связь с Кыргызстаном и Узбекистаном. В
1998 году Южная зона включена на параллельную работу с Северным регионом;
Западный регион, в который входят Актюбинская, Атырауская,
Западно-Казахстанская и Мангистауская области, энергохозяйство которых имеет
электрическую связь с Россией. Мангистауская, Атырауская и
Западно-Казахстанская области объединены общей электрической сетью, а
энергохозяйство Актюбинской области работает изолированно. Основой
электроэнергетики является угольная электроэнергетика, базирующаяся на дешевых
экибастузских углях. В угольную промышленность и в энергетику в предыдущие
периоды вложены крупные капитальные вложения и созданы значительные заделы для
ее развития в перспективе. Угольные месторождения сосредоточены главным образом
в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники
электрической энергии. Эти регионы самообеспечены электроэнергией и
потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние
рынки электроэнергии.
Регион Южного Казахстана не располагает
достаточными первичными энергетическими ресурсами, и его электроэнергетика
базируется на привозных углях и импорте газа. Часть потребности в
электроэнергии покрывается за счет импорта из республик Средней Азии.Регион
Западного Казахстана при наличии собственных запасов углеводородного топлива
часть потребности в электроэнергии покрывает за счет импорта ее из России. С
разработкой имеющихся топливных ресурсов появляется возможность в короткий срок
обеспечить собственные потребности и при необходимости создать экспортные
ресурсы. В настоящее время электрические станции Казахстана обладают
потенциалом, по мощности, способным полностью обеспечить собственную
потребность, но в силу сложившейся схемы сетей и рыночной конъюнктуры Южный и
Западный регионы импортируют электроэнергию и мощность. В существующей
структуре генерирующих мощностей более 70 % составляют тепловые
электростанции.Потребляемая мощность: Рmах - 9615 МВт; Pmin - 6200 МВт. Производственные
мощности: установленная - 18 460 МВт; располагаемая - 13 510 МВт. Всего
электрических станции - 59 шт., в т.ч.:станции с комбинированным производством
- 6 783 МВт; конденсационные станции - 9 056 МВт;газотурбинные станции - 394
МВт; гидростанции - 2 227 МВт. Средневзвешенный по мощности износ с учетом
срока наработки паровых турбин высокого давления составляет 58,5 %. В ряде
групп он значительно выше. Электроэнергетика Казахстана, занимающая центральное
географическое положение между энергосистемами Центральной Азии, Восточной и
Западной части России, сформирована на основных принципах ЕЭС СССР на базе
системы напряжений 110 - 220 - 500 - 1150 кВ. Центром формирования Единой
энергосистемы Казахстана является ее Северный регион, в котором сосредоточена
большая часть (72,7 %) источников электроэнергии и имеются развитые
электрические сети 220 - 500 -1150 кВ, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС
России.Электросетевое хозяйство Республики Казахстан состоит из линий
электропередачи напряжением: 0,4 - 6 -10 - 35 - 110 - 220 - 500 и 1150 кВ
включительно. Протяженность всех воздушных линий электропередачи напряжением:
0,4 -1150 кВ составляет: 454 706,5 км и понижающих подстанций напряжением 35
-1150 кВ в количестве 3069шт., общей мощностью: 61503 МВА, в том числе по
напряжениям.В настоящее время имеются ряд проблемных вопросов рынка
электроэнергии, для решения которых требуется дальнейшее развитие рыночных
отношений в электроэнергетике.
На рынке электроэнергии имеют место следующие
основные проблемные вопросы:
· отсутствуют рыночные механизмы
поддержания баланса между фактическими и контрактными величинами производства и
потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана в режиме “реального
времени”;
· не разработаны меры по обеспечению
оперативных резервов генерирующих мощностей в ЕЭС Казахстана, необходимых для
ее устойчивого функционирования и надежного электроснабжения потребителей.
1. Определение суммарной расчетной нагрузки и
нагрузки уличного освещения
расчет трансформаторная подстанция
высоковольтная
Расчетной нагрузкой называют наибольшее значение
активной (Р) и реактивной (Q)
мощностей в течении получаса, которые могут возникнуть на вводе к потребителю
или в питающей сети в конце расчетного периода с вероятностью 0,95.
Электрические нагрузки общественных и
коммунально-бытовых потребителей определены в таблице 5.2 пособие (2) и сведены
в табл.1.1
Коэффициент мощности жилого дома определяем по
(1), приложение 6.
Дома пронумерованы римскими цифрами:
Табл.1.1
|
потребитель
|
Кол-во
ед.
|
Sдн,
кВА
|
Sвеч,
кВА
|
cosц дн.
|
Cosц веч.
|
Р
дн. КВА
|
Р
веч. КВА
|
|
Жилые
дома (одноквартирные)
|
53
|
1
|
3,5
|
0,9
|
0,93
|
0,9
|
3,2
|
|
Коровник
с мех. дойкой на 100 голов
|
3
|
13
|
13
|
0,75
|
0,85
|
9,75
|
11
|
|
Телятник
на 340 голов
|
1
|
7
|
12
|
0,99
|
0,99
|
7
|
12
|
|
Холодильник
на 50 тонн
|
1
|
10
|
10
|
0,75
|
0,8
|
7,5
|
8
|
|
Мастерская
|
1
|
30
|
10
|
0,70
|
0,75
|
5,6
|
7,5
|
|
Кормоцех
|
1
|
7
|
7
|
0,75
|
0,78
|
5,25
|
5,46
|
|
Комбинат
бытового обслуживания ( на 6 раб.мест )
|
1
|
4
|
1
|
0,85
|
0,9
|
3,4
|
0,9
|
|
Магазин
(на 2 раб.места)
|
1
|
2
|
4
|
0,85
|
0,9
|
1,7
|
3,6
|
|
ФАБ
|
1
|
4,7
|
4,4
|
0,85
|
0,9
|
4
|
4
|
|
На
шинах U % ∆U25
|
0
|
|
|
|
|
|
|
|
Отклонение
U∆U100
|
7,5
|
|
|
|
|
|
|
|
На
шинах напряжением
|
10кв
|
|
|
|
|
|
|
I - одноквартирный
дом
II - XIV
- тринадцать четырехквартирных домов.
Нумерация остальных потребителей:
- ФАБ
- магазин
- комбинат бытового обслуживания
Расчетная мощность для одноквартирные домов:
Вечерний максимум:
Sв мах n
=
n *
k0
* Sв
[1.1]
где n
- количество домов; Ko
- коэффициент одновременности
Sв мах 8=
Дневной максимум:
Sд мах n=
n *
k0
* Sд [1.2]
где n
- количество домов; Kу
- коэффициент участия
Sд мах 8=
4 * 0,6 * 1 = 2,4 кВА
Аналогично ведем расчет для четырехквартирных
домов:
Вечерний максимум:
По формуле [1.1]
Sв мах 4=2,17
* 4 * 0.58 = 5,03 кВА
Дневной максимум:
По формуле [1.2]
Sд мах 4=
0,65 * 4 * 0,58 = 1,5 кВА
Приближенная нагрузка по добавкам мощностей
приведена в табл.1.2
Табл.1.2
|
№
потребит.
|
Sд,
кВА
|
Sв,
кВА
|
∆Sд,
кВА
|
∆Sв,
кВА
|
Xi*
|
Yi*
|
Наименование
потребителя
|
|
I
|
1
|
3,5
|
0,6
|
2,1
|
13,7
|
6
|
Одноквартирные
дома
|
|
II
|
2,4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
45
|
четырехквартирный
дом
|
|
III
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
55
|
То
же
|
|
IV
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
65
|
-
|
|
V
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
75
|
-
|
|
VI
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
85
|
-
|
|
VII
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
95
|
-
|
|
VIII
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
105
|
-
|
|
IX
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
3,5
|
115
|
-
|
|
X
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
4,5
|
115
|
-
|
|
XI
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
5,5
|
115
|
-
|
|
XII
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
6,5
|
115
|
-
|
|
XIII
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
7,5
|
115
|
-
|
|
XIV
|
2.4
|
8,4
|
1,5
|
5
|
8,5
|
115
|
-
|
|
1
|
4,7
|
4,4
|
2,7
|
2,5
|
9,5
|
115
|
ФАБ
|
|
2
|
2
|
4
|
1,2
|
3
|
7
|
25
|
магазин
|
|
3
|
4
|
1
|
2,4
|
0,6
|
8
|
25
|
Комбинат
бытового обслуживания
|
|
4
|
30
|
10
|
19
|
6
|
9
|
25
|
мастерская
|
|
5
|
10
|
10
|
6
|
6
|
10
|
25
|
холодильник
|
|
6
|
7
|
7
|
4,2
|
4,2
|
11
|
25
|
кормоцех
|
|
7
|
7
|
12
|
4,2
|
7,3
|
11
|
35
|
телятник
|
|
8
|
13
|
13
|
7,9
|
7,9
|
11
|
45
|
коровник
|
*Координаты потребителя на плане.
.2 Расчет уличного освещения
Данные для расчета уличного освещения берем из
(1) приложение 3.
[1.3]
где Р - мощность, ватт
L - длина
улицы, м
2. Расчет электрической нагрузки ТП
Приближенный расчет нагрузки на шинах ТП
выполняется по списку потребителей. К мощностям наибольшего потребителя
суммируют добавки мощностей всех остальных потребителей.
[2.1]
C учетом
уличного освещения:
[2.2]
Мощность ТП следует выбирать с
учетом следующих требований:
Категория потребителя и обеспечение
резервного питания должны быть приняты во внимание
Мощность трансформатора на
однотрансформаторных подстанциях нужно выбирать при условии их работы в
нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки с учетом систематических
перегрузок, таким образом чтобы:
SЭД < SРАСЧ ≤ SЭВ
Где SЭД,SЭВ нижняя и
верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной
мощности.
Т.к. все потребители относятся к III категории
электроприемников (ПУЭ 1,2,17), то достаточно установки одной ТП.
По пособию (1) приложение 15
выбираем трансформатор по экономическим интервалом нагрузки. С учетом 8%
динамики роста, исходя из вышеуказанных требований делаем выбор
трансформаторной подстанции, параметры которой приведены в табл.2.3
Табл.2.1
|
Тип
т-ра
|
Рн,
кВА
|
Uном, кВ
|
Сумма
и группа соединения обмоток
|
Потери
в тр-ре
|
Uкз, %
|
Iхх
|
R,Z
тр-ра приведенные к U=0.4
кВ, Ом
|
|
|
ВН
|
|
ХХ
|
КЗ
|
|
|
Прямой
пос-ти
|
При
1-фазном КЗ
|
|
ТМ
|
160
|
10
|
0,4
|
|
550
|
3100
|
4,7
|
3,5
|
0,047
|
0,15
|
3. Выбор места установки ТП 10\0,4 кВ
Координаты места установки ТП определяются по
формулам:
[3.1]
[3.2]
Где Si - мощность
потребителя Xi, Yi - координаты на плане
Координаты места установки ТП:
Х = 7; Y = 70, см.
рис. 3.1, стр. 9
Рис. 3.1
4. Расчет электрических цепей 0.38 кВ
Электрический расчет сетей 0.38 кВ ведется по
минимуму приведенных затрат по экономическим интервалам. Экономическое сечение
проводов определяют следующим образом: Расчетные схемы ВЛ 0,38 кВ:
.1 Расчетные схемы ВЛ 0,38 кВ
ХХIХ
_
В числителе номер потребителя
,03 в знаменателе значение нагрузки
ВЛ 1
Находят расчетную максимальную нагрузку Smax
на данном участке линии:
S15-16= S16=5.0315-14=
S15-16+∆ S15=5.03+3=8.03 кВА14-13=
S15-14+∆ S14=4,8+20=24,8 кВА13-12=
S14-13+∆ S13=24,8+3=27,8 кВА12-11=
S13-12+∆ S12=27,8+3=30,8 кВА11-10=
S12-11+∆ S11=30,8+3=33,8 кВА10-9=
S11-10+∆ S10=33,8+3=36,8 кВА9-8=
S10-9+∆ S9=36,8+3=39,8 кВА8-7=
S9-8+∆ S8=39,8+3=42,8 кВА7-6=
S8,7+∆ S7=42,8+3=45,8 кВА6-5=
S7-6+∆ S6=45,8+3=48,8 кВА5-4=
S6-5+∆ S5=48,8+3=51,8 кВА4-3=
S5-4+∆ S4=51,8+3=54,8 кВА3-2=
S4-3+∆ S3=54,8+3=57,8 кВА2-ТП=
S3-2+∆ S2=57,8+3=60,8 кВА
ВЛ 2, ВЛ 3 расчитываются аналогично:
ВЛ 2
ВЛ 3
.2 Определяют эквивалентную нагрузку: (Л-1)
Sэкв=Smax*
Rg [4.1]
Для вновь сооружаемых сетей коэффициент
учитывающий динамику роста нагрузок Rg=0,7
· По (3) приложение 32 предварительно определяем
сечение проводов для каждого из участков.
· Определяем потерю напряжения при
выбранных сечениях.
· Проверяем потерю напряжения, которая
не должна превышать допустимую.
· Результаты сводятся в таблицу 4.1,
стр. 12
Расчет ВЛ 0,38кВ на минимум приведенных затрат.
Табл.4.1
|
№
участка
|
Sрасч., кВА
|
Длина
участка, м
|
Sэкв., кВА
|
Марка
и сечение провода
|
∆U,
%
|
|
|
|
|
|
На
участке
|
От
ТП
|
ВЛ 1
|
ТП
- 2
|
60,8
|
90
|
42,56
|
А
- 50
|
2,37
|
2,37
|
|
2
- 3
|
57,8
|
30
|
40,46
|
А
- 50
|
0,76
|
3,13
|
|
3
- 4
|
54,8
|
30
|
38,36
|
А
- 50
|
0,7
|
3,83
|
|
4
- 5
|
51,8
|
30
|
36,28
|
А
- 50
|
0,68
|
4,51
|
|
5
- 6
|
48,8
|
30
|
34,16
|
А
- 50
|
0,64
|
5,05
|
|
6
- 7
|
45,8
|
30
|
32,06
|
А
- 50
|
0,6
|
5,75
|
|
7
- 8
|
42,8
|
30
|
29,96
|
А
- 35
|
0,8
|
6,55
|
|
8
- 9
|
39,8
|
30
|
27,86
|
А
- 35
|
0,75
|
7,3
|
|
9
- 10
|
36,8
|
30
|
25,76
|
А
- 35
|
0,7
|
8
|
|
10
- 11
|
33,8
|
30
|
23,66
|
А
- 35
|
0,64
|
8,6
|
|
11
- 12
|
30,8
|
30
|
21,56
|
А
- 35
|
0,58
|
9,2
|
|
12
- 13
|
27,8
|
30
|
19,46
|
А
- 35
|
0,53
|
9,7
|
|
13
- 14
|
24,8
|
30
|
17,36
|
А
- 35
|
0,47
|
10,2
|
|
14
- 15
|
8,03
|
30
|
5,7
|
А
- 35
|
0,15
|
10,3
|
|
15
- 16
|
5,03
|
30
|
3,5
|
А
- 35
|
0,095
|
10,5
|
ВЛ 2
|
ТП
- 2
|
53,66
|
30
|
37,6
|
А
- 50
|
0,7
|
0,7
|
|
2
- 3
|
51,86
|
45
|
36,3
|
А
- 50
|
1
|
1,7
|
|
3
- 4
|
48,86
|
45
|
34,2
|
А
- 50
|
0,96
|
2,7
|
|
4
- 5
|
39,36
|
45
|
27,5
|
А
- 35
|
1,1
|
3,7
|
|
5
- 6
|
33,47
|
30
|
23,4
|
А
- 35
|
0,63
|
4,4
|
|
6
- 7
|
27,58
|
30
|
19,3
|
А
- 35
|
0,52
|
4,9
|
|
7
- 8
|
21,69
|
30
|
15,2
|
А
- 35
|
0,4
|
5,3
|
|
8
- 9
|
15,8
|
30
|
11,06
|
А
- 35
|
0,3
|
5,6
|
|
4
- 11
|
15,8
|
30
|
11,06
|
А
- 25
|
0,38
|
6
|
|
9
- 10
|
9,91
|
30
|
6,9
|
А
- 35
|
0,19
|
6,1
|
|
11
- 12
|
9,91
|
30
|
6,9
|
А
- 25
|
0,239
|
6,4
|
ВЛ 3
|
ТП
- 253,286037,3А - 3522
|
|
|
|
|
|
|
|
2
- 3
|
40,78
|
60
|
28,5
|
А
- 35
|
1,5
|
3,5
|
|
3
- 4
|
27,58
|
30
|
19,3
|
А
- 35
|
0,5
|
4
|
|
4
- 5
|
21,69
|
30
|
15,2
|
А
- 35
|
0,4
|
4,4
|
|
3
- 8
|
21,69
|
30
|
15,2
|
А
- 35
|
0,4
|
4,8
|
|
5
- 6
|
15,8
|
30
|
11,06
|
А
- 35
|
0,3
|
5,1
|
|
8
- 9
|
15,8
|
30
|
11,06
|
А
- 35
|
0,3
|
5,4
|
|
6
- 7
|
9,91
|
30
|
6,9
|
А
- 35
|
0,187
|
5,6
|
|
9
- 10
|
9,91
|
30
|
6,9
|
А
- 35
|
0,19
|
5,7
|
.3 Расчет падения напряжения производим по
формуле
[4.2]
где S - расчетная
мощность, кВА
L - длина
участков, км
U -
номинальное напряжение, кВ
r,x - удельное
активное и индуктивное сопротивление провода, Ом/км
, [4.3] результаты сводятся
в таблицу 4.1, стр.12
5. Расчет токов короткого замыкания
На шинах 0,4 кВ расчет токов
короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры, расчета защиты заземляющих
устройств. В конце линии 0.38 кВ ток короткого замыкания рассчитывают для
выбора защиты.
По упрощенной схеме составляют схему
замещения. (Л-4)
Определяем сопротивление элементов
цепи до точки К1 шины 0.4 кВ силового трансформатора:
[5.1]
[5.2]
[5.3]
где Rтр -
активное сопротивление трансформатора
Хтр - реактивное сопротивление
трансформатора
Zтр - полное
сопротивление трансформатора
Сопротивление контактов рубильника,
катушек трансформаторов тока, шин аппаратуры в целом принимаем Z0=15 мОм.
Тогда ток короткого замыкания на участке шины до точки К1находим по формуле:
[5.4]
Определяем сопротивление участков
ВЛ-1 0,38 кВ до точки К2 для провода А50, длина участка - 240 м, и для провода
А35, длина - 300 м
[5.5]
[5.6]
[5.7]
[5.8]
[5.9]
Трехфазный ток короткого замыкания в
точке К2
[5.10]
Однофазный ток короткого замыкания в
точке К2
[5.11]
[5.12]
Ток рабочий
[5.13]
По аналогии производим расчет
сопротивления линий, трехфазные и однофазные токи короткого замыкания в ВЛ 2, и
в ВЛ 3.
6. Выбор защитной в/в и н/в
аппаратуры
Табл.6.1. Выбор автоматов на линиях
отходящих от ТП
|
линия
|
 ,
ОмZп, ОмI1,
АI3, АI
раб
|
|
|
|
|
|
|
№
1
|
0,016
|
0,837
|
270
|
496
|
92
|
2,7
|
|
№
2
|
0,016
|
0,632
|
270
|
600
|
81,55
|
2,7
|
|
№
3
|
0,016
|
0,582
|
385
|
684
|
81
|
3,85
|
|
Линия
|
Параметры
автоматов
|
|
тип
|
Uн, В
|
Iн автом.,А
|
I н расц, А
|
Макс.
Откл. Способность, КА
|
Тип
реле в нулевом проводе
|
|
№
1
|
ВА88-32
|
380/660
|
125
|
100
|
25
|
РТ-40/100
|
|
№
2
|
ВА88-32
|
380/660
|
125
|
100
|
25
|
РТ-40/100
|
|
№
3
|
ВА88-32
|
380/660
|
125
|
100
|
25
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Из табл.6.1. видно, что автоматические
выключатели на отходящих линиях
№ 1 и № 2 не удовлетворяют условию защитного
отключения т.к.
< 3
Чтобы выполнить это условие,
устанавливаем автоматы, имеющие кроме комбинированного еще и независимый
расцепитель, который работает во взаимодействии с реле максимального тока,
включенным в нулевой провод. Технические характеристики реле РТ-40/100
приведены в табл.6.2
табл.6.2
|
Тип
реле
|
Пределы
уставки на ток срабатывания, А
|
Ком.
U, В
|
Ком.
ток, А
|
Потреб.
мощность, ВА
|
Комут.
I, А, при соедин.
катушек
|
Число
конт. зам/разм
|
|
|
|
|
|
послед
|
Паралел.
|
|
|
РТ40/100
|
25…..100
|
250
|
2
|
1,8
|
16
|
16
|
1/1
|
Для линий №1 и №2 уставку реле принимаем равную
70 А. тогда кратность для линий № 1 и № 2 ровняется 3.8, что удовлетворяет
условию.
.1 Согласование защит по селективности
Очень важно согласовать выбранный автоматический
выключатель отходящей линии 0,38 кВ с предохранителем ПК -10. Необходимо чтобы
при коротком замыкании в точке К рис.6.1.1 первым сработал Автоматический
выключатель отходящей линии, а затем, спустя ступень выдержки времени -
кварцевый предохранитель ПК -10
Рис.6.1
6.2 Выбираем разъединитель наружной установки
Условия выбора:
Uном≥ Uраб;
Iном≥ Iраб
По данным условиям подходит разъединитель
РЛН-10/400У1
Технические характеристики разъединителя
приведены в табл.6.1.3
Табл.6.3
|
Тип
|
Uном, кВ
|
Iном кА
|
Стойкость
при сквозных Iкз
|
Масса
|
Тип
привода
|
|
|
|
Главных
ножей
|
Заземляющих
ножей
|
|
|
|
|
|
Предельный
сквозной ток кА
|
Ток
термо стойкости кА
|
Предельный
сквозной ток кА
|
Ток
термо стойкости кА
|
|
|
|
РЛН-10/400У1
|
10
|
400
|
25
|
10/4
|
25
|
10/1
|
59,7
|
ПРН-10МУ1
|
.3 Выбираем рубильник на низшей стороне
Условия выбора:
Uном≥ Uраб;
Iном≥ Iраб
По данным условиям подходит рубильник РПБ 31
Технические характеристики рубильника приведены
в табл.6.1.4
табл.6.4
|
Тип
|
Uном, В
|
Iном А
|
Вид
присоединения
|
Количество
полюсов
|
Тип
привода
|
|
РПБ
31
|
660
|
100
|
передний
|
3
|
Боковой
рычаг
|
.4 Выбираем трансформатор тока
Условия выбора:
Uн тт ≥ Uуст;
Iн тт ≥ Iраб
По данным условиям подходит трансформатор тока
ТК - 20
Технические характеристики трансформатора тока
приведены в табл.6.5
Табл.6.5
|
тип
|
Uном кВ
|
Iном первич обмот
А
|
Вторичные
нагрузки при которых обеспечивается класс точности 0.5
|
|
|
|
Ом
|
В*А
|
|
ТК
20
|
0,66
|
250
|
0,2
|
5
|
К данному трансформатору тока принимаем счетчик
САЗ - И675
Технические характеристики счетчика приведены в
табл.6.6
Табл.6.6
|
Наименование
прибора
|
Тип
|
Класс
точности
|
Потребительская
S обмотки В*А
|
размер
|
|
|
|
I
|
U
|
|
|
Счетчик
ват - часов для 4-х проводной сети
|
СА3-И675
|
1
|
2.5
|
3
|
340*188*128
|
6.5 Защита силового трансформатора
табл.6.7
|
Наименование
|
Формула
|
Расчет
|
Результат
|
Исходные данные.
|
Мощность
тр-ра
|
Sном
|
─
|
160
кВА
|
|
I кз на шинах 10
кВ
|
  1.8
кА
|
|
|
|
I кз на шинах 0,4
кВ
|
  4,92 кА
|
|
|
|
I кз на шинах 0,4
кВ приведенных к 10 кВ
|
  196 А
|
|
|
|
I ном на вводе 0.4
кВ
|
  231 А
|
|
|
|
I ном на вводе 10
кВ
|
  9,25 А
|
|
|
Выбор.
|
Тип
предохран.
|
─
|
─
|
ПК
- 10
|
|
I плавкой вставки
|
Iв=(2…3) I
ном
|
2*9,25
|
25
А
|
Проверка.
|
I намагн.
трансформатора
|
Iнам=11 Iн
|
11*9,25
|
101,65
А
|
|
Время
перегорания вставки
|
tпер
|
tпер>0.35
|
2>0.35
сек
|
|
Кратность
Iкз
|
  21
|
|
|
|
Доп.
время перегорания плавкой вставки
|
  2.04
сек
|
|
|
|
Время
перегорания предохранителя на шинах 10 кВ
|
tпер<tдоп
|
0,5<2.04
|
0,5<2.04
сек
|
7. Расчет заземления подстанции и нулевого
провода
7.1 Определяем норму сопротивления заземляющего
устройства подстанции, если ток замыкания на землю в сети 10 кВ, IЗЗ
= 2 А
10 Ом ≥R3≤
=62.5 Ом
Согласно п.1.7.62 (ПУЭ), R3≤ 4 Ом
Принимаем к расчету меньшее значение
R3≤ 4 Ом
Значение повторного заземления
Rпов≤30
Ом
Общее сопротивление заземляющего
устройства
R3уст≤10
Ом
.2 определяем
сопротивление вертикального электрода, если заземление подстанции выполнено
вертикальным стержнем длиной l=5м и диаметром 12мм, соединенных
между собой таким же стержнем на глубине 0,8м, глубина заложения стержня от
поверхности земли 0,7 м
Удельное сопротивление грунта:
Рг=Кс*Кн*р=1,15*1*150=173
Ом*м
По (2) приложению 16,17 принимаем:
Ке=1.15; К1=1
Rс=
)=39 Ом
.3 сопротивление
повторного заземления не должно превышать, при
Rповт ≤
= 53 Ом
Для повторного заземления достаточно
принять один стержень длиной 5м и диаметром 12мм, сопротивление которого 39.2
Ом < 53Ом. Для заданной сети 0.38кВ, минимальное количество повторных
заземлений - 10 шт.
Определяем общее сопротивление
повторных заземлений
Rз п =
Ом
.4 Сопротивление заземляющего
устройства ПС не должно превышать 10Ом
Определяем количество вертикальных
стержней:
n=
шт.
Принимаем 4 стержня, с учетом
экранирования
Rз э= 
Ом
Где ŋ=0,55 по (2) приложение
18, для а/L=1
а - расстояние между стержнями =5м
Располагаем стержни в контур на
расстоянии 5 метров друг от друга.
Длина соединительного
горизонтального электрода: 20 м
Определяем сопротивление полосы
связи:
.5 Общее сопротивление заземляющего
устройства с учетом повторных заземлений не должно превышать: 4 Ом
<4 Ом
.6 Разработка мероприятий по охране
труда
Общие требования безопасности. По
технике безопасности работы при эксплуатации ВЛ подразделяются на три
категории: выполняемые на отключенной линии вдали от других действующих линий;
на отключенной линии вблизи других действующих линий, а также на линиях,
находящихся под напряжением (в том числе при по фазном отключении линии и на
отключенной цепи многоцепной линии, когда остальные фазы или цепи находятся под
напряжением).
Безопасности производства работ при
этом обеспечивается рядом организационных и технических мероприятий, а также
допуском к работе только специально обученного персонала, прошедшего
медицинское освидетельствование и имеющего в зависимости от знаний и стажа
работы на электроустановках квалификационную группу по ТБ от I до V, которая
дает право выполнять те или иные работы.
Организационные мероприятия
определяют порядок производства работ и включают оформление работ нарядом или
распоряжением, допуск к работе, надзор во время нее, оформление перерывов,
переводов на другое рабочее место и окончание работ.
Наряд - это письменное распоряжение
на работу, определяющее место, время начала и окончания работы, условия ее
безопасного выполнения, состав бригады, а также лиц, ответственных за
безопасность работы - ответственного руководителя (выдающего наряд или распоряжение),
производителя работ и ответственного лица оперативного персонала. Ответственный
руководитель определяет необходимость работы и отвечает за возможность ее
безопасного выполнения, а также за численный состав и достаточность
квалификации бригады, назначаемой для производства работ. Производитель работ
отвечает за правильность подготовки рабочего места и допуск бригады к работе,
за выполнение необходимых для производства работы мер безопасности, исправность
защитных средств и инструментов, применение правильных и безопасных методов
работы и надзор за бригадой. Ответственное лицо оперативного персонала
обеспечивает отключение и заземление линии (цепи, фазы) на пунктах питания и
отвечает за выполнение мер безопасности, гарантирующих невозможность подачи
напряжения к месту работ, а также за правильность выдачи разрешения приступить
к работе.
Производитель работ может приступить
к работе по наряду лишь после получения разрешения, которое выдается
ответственным лицом оперативного персонала, руководящим отключением. После
получения разрешения и записи в наряде производитель работ проверяет отсутствие
напряжения на линии (цепи, фазе) и накладывает заземления, после чего допускает
бригаду к работе: указывает участок работы, места наложения заземлений, проводит
инструктаж по безопасным методам работы, а также осуществляет надзор за
безопасностью членов бригады во время работы.
Технические мероприятия обеспечивают
снятие напряжения с линии и ограждения рабочего места и состоят из следующих
операций, выполняемых последовательно:
1. Отключение линии и принятие мер,
препятствующих подаче напряжения в следствии ошибочного или самопроизвольного
включения коммутационной аппаратуры;
2. Проверке отсутствия напряжения на
токоведущих частях, на которое должно быть наложено заземление;
. Наложение временных заземлений на
отключенные токоведущие части со всех сторон, откуда может быть подано
напряжение, и на месте работ.
Линию отключают выключателями и линейными
разъединителями на питающих пунктах с обеих сторон, а затем заземляют, для чего
используют заземляющие ножи разъединителей или переносные заземления. Приводы
линейных разъединителей запирают на замок, и вывешивают плакаты «Не включать -
работа на линии».
На месте производства работ изолирующей штангой
с указателем напряжения или обычной оперативной штангой проверяют отсутствие
напряжения и накладывают заземления. Если треска при приближении оперативной
штанги нет, напряжение снято. В сырую погоду применение приборов и штанг
запрещено из-за возможности их перекрытия. В этом случае проверяют отсутствие
напряжения по вспомогательным признакам. Проверка отсутствия напряжения
набросом отрезка провода запрещена. (Л-6)
Заключение
В данном проекте произведены расчеты
потребительских ТП и ВЛ 0,38/0,22кВ, питающих поселок на 15 четырех- и 15
восьмиквартирных домов, с населением 500 человек, прачечную
(производительностью 0,5т/ч), столовую на 50 мест, общеобразовательную
начальную школу на 190 мест.
В процессе работы выполнены расчеты:
. Подсчет электрических нагрузок по населенному
пункту;
. Электрический расчет ВЛ 0,38/0,22кВ;
. Расчет токов короткого замыкания;
. Выбор оборудования для ТП 10/0,4 кВ.
. Расчет заземляющих устройств ТП и отходящих
линий.
Во время выполнения работы приобретены навыки
пользования справочной литературой.
Курсовой проект «Электроснабжение с/х
населенного пункта» является заключительным этапом изучения предмета
«Электроснабжение сельского хозяйства».
расчет трансформаторная подстанция
высоковольтная
Используемая литература
1. Курсовое и дипломное проектирование.
И.Л. Каганов, 1990г.
2. Практикум по
электроснабжению сельского хозяйства И.А. Будзко, 1983г.
. Правила установки
электрооборудования (ПУЭ), 1980г.
. Методические указания
электроснабжения с/х. Москва, 1988г.
. Применение электрической
энергии в с/х производстве. Справочник. В.А. Листов, 1983г.
. Воздушные линии
электропередачи. Книга 8 «Электромонтажные работы» Ф.А. Магидин, 1984г.