Расчет потерь напряжения в ВЛ-0,38 кВ

Рассчитываем потери напряжения на участках ВЛ и проверяем выбранное сечение по дополнительным потерям.

где,

S_мах - расчетная нагрузка на участке ВЛ (кВ · А)

 - длина участка ВЛ (км)

U_ном - номинальное напряжение сети (0,38 кВ)

r₀ - активное сопротивление провода (Ом · км) (прил.1, стр.446, [л-1])

 - индуктивное сопротивление провода (Ом · км) (прил.15, стр.455, [л-1])

сosφ и sinφ - определяем из отклонения дневного и вечернего максимумов нагрузки

Потери напряжения в процентах рассчитываем по формуле:

ΔU (%) = (ΔU · 100%) /380

КТП №1 - линия 1 cos φ = 0,75; sin φ = 0,66

(2-1) ΔU = (20*0,06) / 0,38 * (1,14*0,75+0,319*0,66) = 3,3 В = 0,86 %

(1-0)  ΔU (24,2*0,035) /0,38* (1,14*0,75+0,319*0,66) = 2,3В = 0,6%

Суммарные потери ΔU = 1,46 % < 4% (допустимо)

Линия 2 cos φ = 0,75; sin φ = 0,66

(5-4) = (25*0,06) /0,38 (1,14*0,75+0,319*0,66) = 4,2 В = 1,1%

(4-1) ΔU = (40,7*0,03) / 0,38 · (0,57*0,75+0,297*0,66) = 2 B =0,52%

(3-2) ΔU= (9*0,06) / 0,38 · (1,8*0,75+0,333*0,66) = 2, 2 B = 0,57%

(2-1) ΔU = (18,6*0,03) /0,38 (1,14*0,75+0,319*0,66) = 1,5В = 0,39%

(1-0)  ΔU = (52,5*0,03) /0,38 (0,57*0,75+0,297*0,66) = 2,58 В = 0,67%

Суммарные потери ΔU = 3,25% < 4% (допустимо)

Линия 3 cos φ = 0,8; sin φ = 0,6

ΔU = (22*0,035) /0,38 (1,14*0,8+0,319*0,6) = 2,5 В = 0,65 %

Суммарные потери ΔU = 0,65% < 4% (допустимо)

КТП №2 - линия 1 cos φ = 0,75; sin φ = 0,66

(1-0) ΔU = (90*0,035) / 0,38 · (0,57*0,75+0,297*0,66) = 5,1 B = 1,34%

Суммарные потери ΔU = 1,34% < 4% (допустимо)

Линия 2 cos φ = 0,75; sin φ = 0,66

ΔU = (40*0,06) / 0,38 · (0,57*0,75+0,297*0,66) = 4,8 B =1,15%

ΔU = (76,5*0,035) / 0,38 · (0,57*0,75+0,297*0,66) = 4,4 B =1,15%

Суммарные потери ΔU = 2,52% < 4% (допустимо)

КТП № 3-линия 1 cos φ = 0,84; sin φ = 0,54

(9-8) ΔU = (1,53*0,07) /0,38 (1,8*0,84+0,333*0,54) = 0,47 В = 0,12%

(8-7) ΔU = (12,2*0,035) /0,38 (1,14*0,84+0,319*0,54) = 1,26 В = 0,33%

(7-5) ΔU = (12,4*0,05) /0,38 (1,14*0,84+0,319*0,54) = 1,84 В = 0,48%

(6-5) ΔU = (2,7*0,06) /0,38 (1,8*0,84+0,333*0,54) = 0,72 В = 0,18%

(5-4) ΔU = (12,7*0,05) /0,38 (1,14*0,84+0,319*0,54) = 1,88 В = 0,49%

(4-3) ΔU = (13*0,125) /0,38 (1,14*0,84+0,319*0,54) = 4,8 В = 1,26%

(3-1) ΔU = (13,3*0,07) /0,38 (1,14*0,84+0,333*0,54) = 2,7 В = 0,7%

(2-1) ΔU = (3,78*0,03) /0,38 (1,8*0,84+0,333*0,54) =0,35 В = 0,09%

(1-0)  ΔU = (13,8*0,05) /0,38 (0,57*0,84+0,297*0,54) = 1,16 В = 0,3%

Суммарные потери ΔU = 3,95% < 4% (допустимо)

КТП №3 - линия 2 cos φ = 0,8; sin φ = 0,6

(3-2) ΔU = (1,5*0,065) / 0,38 · (1,8*0,8+0,333*0,6) = 0,42 B = 0,11%

(2-1) ΔU = (25,2*0,065) / 0,38 · (1,14*0,8+0,319*0,6) = 4,7 B = 1,24%

(1-0) ΔU = (25,4*0,065) / 0,38 · (1,14*0,8+0,319*0,6) = 4,8 B= 1,26%

Суммарные потери ΔU = 2,61% < 4% (допустимо)

КТП №4-линия 1 cos φ = 0,95; sin φ = 0,31

(10-9) ΔU = (1,53*0,07) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 0,51 В = 0,13%

(9-8) ΔU = (7,6*0,004) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 1,45 В = 0,38%

(8-6) ΔU = (8,2*0,03) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 1,17 В = 0,3%

(7-6) ΔU = (1,53*0,055) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 0,4 В = 0,1%

(6-4) ΔU = (9,1*0,045) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 1,95 В = 0,51%

(5-4) ΔU = (2,7*0,065) /0,38 (1,8*0,95+0,333*0,31) = 0,83 В = 0,21%

(4-3) ΔU = (11,2*0,1) /0,38 (1,14*0,95+0,319*0,31) = 3,84 В = 0,91%

(3-2) ΔU = (12,13*0,04) /0,38 (1,14*0,95+0,308*0,31) = 1,5 В = 0,39%

(2-1) ΔU = (13,03*0,065) /0,38 (0,83*0,95+0,308*0,31) = 1,97 В = 0,51%

ΔU = (13,93) /0,38 (0,83*0,95+0,308*0,31) = 1,94 В = 0,51%

Суммарные потери ΔU = 3,9% < 4% (допустимо)

Линия 2 cos φ = 0,89; sin φ = 0,45

(2-1) ΔU = (2,16*0,08) / 0,38 · (1,8*0,89+0,333*0,45) = 0,79 В = 0,2 %

(1-0) ΔU = (56,2*0,027) / 0,38 · (0,57*0,89+0,297*0,45) = 2,55 В * 0,67%

Суммарные потери ΔU = 0,87% < 4% (допустимо)

КТП №5 - линия 1 cos φ = 0,8; sin φ = 0,6

(8-7) ΔU = (1,53*0,062) / 0,38 · (1,8*0,8+0,333*0,6) = 0,4 B = 0,1%

(7-5) ΔU = (2,13*0,045) / 0,38 · (1,8*0,8+0,333*0,6) = 0,41 B = 0,1%

(6-5) ΔU = (3,78*0,035) / 0,38 · (1,8*0,8+0,333*0,6) = 0,57 B = 0,15 %

(5-2) ΔU = (4,98*0,02) / 0,38 · (1,8*0,8+0,333*0,6) = 0,42 B = 0,11%

(4-3) ΔU = (2,7*0,04) / 0,38 · (1,8*0,8+0,333*0,6) = 0,46 B 0,12%

(3-2) ΔU = (15,3*0,054) / 0,38 · (1,14*0,8+0,319*0,6) = 2,4 B = 0,63%

(2-1) ΔU = (15,9*0,05) / 0,38 · (1,14*0,8+0,319*0,6) = 2,3 B = 0,69%

(1-0) ΔU = (16,1*0,027) / 0,38 · (1,14*0,8+0,3119*0,6)) = 1,26 B 0,33 %

Суммарные потери ΔU = 2,14% < 4% (допустимо)

Линия 2 cos φ = 0,97; sin φ = 0,24

(4-3) ΔU = (1,53*0,11) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 0,8 B = 0,21%

(3-1) ΔU = (2,43*0,01) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 0,1 B = 0,03 %

(2-1) ΔU= (7*0,04) / 0,38 · (1,8*0,95+0,333*0,31) = 1,33 B= 0,35%

(1-0) ΔU = (8,5*0,055) /0,38 (1,8*0,95+0,333*0,31) = 2,2 В = 0,57%

Суммарные потери ΔU = 1,16% < 4% (допустимо)

Линия 3 cos φ = 0,89; sin φ = 0,45

(7-6) ΔU = (0,965*0,03) / 0,38 · (1,8*0,89+0,333*0,45) = 0,13 В = 0,034%

(6-5) ΔU = (3,6*0,055) / 0,38 · (1,14*0,89+0,319*0,45) = 0,6 В = 0,16%

(5-4) ΔU = (24,8*0,04) / 0,38 · (0,83*0,89+0,308*0,45) = 2,3 В = 0,6%

(4-2) ΔU = (28,9*0,05) / 0,38 · (0,83*0,89+0,308*0,45) = 3,3 В = 0,86%

(3-2) ΔU = (3,78*0,045) / 0,38 · (1,8*0,89+0,333*0,45) = 0,78 В = 0,2%

(2-1) ΔU = (31,3*0,032) / 0,38 · (0,57*0,89+0,297*0,45) = 1,68 В = 0,44%

(1-0) ΔU = (32,2*0,04) / 0,38 · (0,57*0,89+0,297*0,45) = 2,17 В = 0,57%

Суммарные потери

ΔU = 2,86% < 4% (допустимо)

2.4 Поверка сети на колебание напряжения, при пуске мощного асинхронного двигателя

На проектируемом производстве установлен АД мощностью 20 кВт (кормоцех). В момент пуска АД на его зажимах допускается колебание напряжение до 30%, при этом на зажимах любого работающего АД напряжение не должно снижаться более, чем на 20% от напряжения сети.

4AP180S4CY1, cosφ = 0,87КТП №2 Линия-1 (100 кВ · А)

η = 0,87, Ki = 7,5, Pном = 22 кВт, 1500об/мин

Определяем номинальный ток асинхронного двигателя.

1)      Iн = Рн/ (1.7*Uн* η* сos) =22000/ (1.7*380*0.89*0.87) = 43,2 А

Полное сопротивление асинхронного двигателя.

2)      Zэд =Uн / (1,7 * Ki * Iн) = 380/ (1,7 * 7,5 * 43,2) = 0,67 Ом

Определяем сопротивление трансформатора.

3)      Zтр-ра = Uк% *  / Sном * 100 = 4,5 *  / 100000 * 100 = 0,065 Ом

Определяем сопротивление проводов.

4)      Zo=

Z =  = 0,66 Ом/км

Определяем сопротивление линии.

5)      Zл = Zo * lл = 0,66 * 0,035 = 0,023 Ом

Определяем полное сопротивление.

6)      Zпол = Zтр-ра + Zл = 0,065 + 0,023 = 0,088 Ом

Проверяем запуск асинхронного двигателя.

7)      =  = 11,6% ≤ 30%

(Условие выполняется, AD успешно запустится)

2.5 Выбор типа и принципиальная схема подстанций ВЛ 10/0.4 кВ

Схема КТП мощностью 63…160 кВА она состоит из блока KHП, вентиль ных разрядников типа РС-10, предохранителей, помещенных в верхнем вводном отсеке КТП. К выводам 0.38 кВ трансформатора подключены шины 0/38 кВ, расположенные в нижнем шкафу. На в воде установлены рубильник, вентильные разрядники типа РВН-1У1 и трансформаторы тока для питания счетчика активной энергии и тепловых реле типа ТРН-10. Для включения, отключения и защиты линий от к. з. установлены автоматические выключатели. Магнитный пускатель служит для ручного управления уличным освещением выключателем или автоматического управления с помощью фотореле, а предохранители от к. з. Лампа служит для освещения в нутрии шкафа, а резисторы для обогрева счетчика и промежуточного реле.

Привод разъединителя и дверь шкафа вводного устройства имеют механические замки блокировки. В шкафу вводного устройства смонтированы предохранители типа ПК-10. На вводе установлены разрядники типа РС-10 и кронштейны со штырями для изоляторов линий 0.38 кВ.

Конструктивное исполнение ВЛ-0,4 кВ и КТП-10/0,4 кВ

В с/х ЛЭП выполняются в основном воздушными. Для сооружения линий применяются опоры: промежуточные, анкерные и угловые. Промежуточные опоры - самый распространенный вид опор. Их назначение поддерживать провода в пролете на определенной высоте. Этот вид опор почти не испытывает механических нагрузок, и поэтому они имеют самую простую конструкцию. Угловые опоры применяются для изменения направления линии. Эти опоры имеют более сложную конструкцию, т.к. они испытывают значительные механические нагрузки. Концевые (анкерные) опоры устанавливают в начале и в конце линии. ВЛ выполняют 5-проводной: 3 фазных провода, нулевой и фонарный. Нулевой провод должен быть заземлен на всем протяжении линии через 100-150 метров повторными заземлениями, а так же на вводах зданий, где есть рабочие заземления эл. установок. В местах крепления проводов ВЛ к опорам для надежной изоляции фаз устанавливают специальные изоляционные конструкции - изоляторы.

2.6 Расчет токов короткого замыкания

Токи к. з. рассчитываются для выбора аппаратуры и средств защиты и от поражения электрическим током обслуживающего персонала. При расчете токов к. з. в с/х, сопротивлением линии 10 кВ можно пренебречь и учитывать только сопротивление трансформатора и ВЛ-380/220 В.

Токи короткого замыкания рассчитываются по формуле:

Iкз = Uф/ (Zтр/3 + Zп),

где, Zтр - полное сопротивление трансформатора, при замыкании на корпус

Zп - полное сопротивление петли фаза-ноль до точки к. з.

Zп = r₀ ·

 - длина участка

Таким образом, рассчитывают все линии, выбирают min ток к. з. на ответвлении и по нему выбирают аппаратуру защиты. А чтобы определить min ток к. з. необходимо рассчитать участок с max сопротивлением петли фаза-ноль (Ю.И. Акимцев, стр.247)

КТП №1 - линия 1

Zп = 4,01*0,06+4,01*0,035 = 0,38 Ом

Iкз = 220/ (0,41/3 + 0,38) = 426 А

Линия 2

Zп = 4,01*0,06+2,01*0,03+4,86*0,06+4,01*0,03+2,01*0,03 = 0,77 Ом

Iкз = 220/ (0,41/3 + 0,77) = 244 А

Линия 3

Zп = 4,01*0,035 = 0,14 Ом

Iкз = 220/ (0,41/3 + 0,18) = 797 А

КТП № 2-линия 1

Zп = 2,01 · 0,035 = 0,07 Ом

Iкз = 220/ (0,26/3 + 0,07) = 1410 А

Линия 2

Zп = 2,01*0,06+2,01*0,03 = 0,18 Ом

Iкз = 220/ (0,26/3+0,18) = 827 А

КТП 3 - линия 1

Zп = 4,86*0,07+4,01*0,035+4,01*0,05+4,86*0,06+4,01*0,05+

,76*0,125+4,01*0,07+4,86*0,03+2,01*0,05 = 2 Ом

Iкз = 220/ (1,04/3 + 2) = 93,7А

Линия 2

Zп = 4,86*0,065+4,01*0,065+4,01*0,065 = 0,837 Ом

Iкз = 220/ (1,04/3 + 0,837) = 186 А

КТП №4 - линия 1

Zп=4,86*0,07+4,86*0,04+4,86*0,03+4,86*0,055+4,86*0,045+4,86*0,065+2,76*0,+4,01*0,04+2,76*0,065+2,76**0,06 = 2,26 Ом

Iкз = 220/ (0,411/3 + 2,26) = 91,7 А

Линия 2

Zп = 4,86*0,08+2,01*0,027 = 0,44 Ом

Iкз = 220/ (0,411/3 + 0,44) = 381 А

КТП 5-линия 1

Zп=4,86*0,062+4,86*0,045+4,86*0,035+4,86*0,02+4,86*0,04+4,01*0,054+4,01*0,05*0,027 = 1,5 Ом

Iкз = 220/ (0,65/3 + 1,5) = 128,6 А

КТП 5-линия 1

Zп=4,86*0,062+4,86*0,045+4,86*0,035+4,86*0,02+4,86*0,04+4,01*0,054+4,01*0,05+4,01*0,027 = 1,5 Ом, Iкз = 220/ (0,65/3+1,5) = 128,6 А

КТП 5-линия 2

Zп = 4,86*0,11+4,86*0,01+4,86*0,04+4,86*0,055 = 1,05 Ом

Iкз = 220/ (0,65/3+1,05) = 174А

КТП 5-линия 3

Zп=4,86*0,03+4,01*0,055+2,76*0,04+2,76*0,05+4,86+0,04+2,76*0,032+2,76*0,04=1,09 Ом

Iкз = 220/ (0,65/3+1,03) = 176А

2.7 Выбор аппаратуры на на КТП - 10/0,4 кВ

Согласно ПУЭ оборудование выбирают по номинальным параметрам, проверяют на термическую, динамическую устойчивости и селективность срабатывания.

а) Выбор разъединителей

Uном = 10 кВ

КТП №1 Iн тр = 63/ (1,73 · 10) = 3,64 А

КТП №2 Iн тр = 100/ (1,73 · 10) = 5,8 А

КТП №3 Iн тр = 25/ (1,73 · 10) = 1,44 А

КТП №4 Iн тр = 63/ (1,73 · 10) = 3,64 А

КТП №5Iн тр =40/ (1,73*10) = 2,3А

Для всех КТП выбираем разъединители типа РЛН-10/20

б) Для всех КТП в качестве аппарата защиты от атмосферных перенапряжений выбираем вентильный разрядник типа РВО-10

в) Выбор плавких предохранителей Uном = 10 кВ

КТП №1

I_{пл. вс.} = 3 · I_{н. тр-ра} = 3 · 3,64 = 10,9 А

КТП №2

I_{пл. вс.} = 3 · I_{н. тр-ра} = 3 · 5,8 = 17,4 А

КТП №3

I_{пл. вс.} = 3 · I_{н. тр-ра} = 3 · 1,44 = 4,32 А

КТП №4

I_{пл. вс.} = 3 · I_{н. тр-ра} = 3 · 3,64 = 10,9 А

г) Выбор автоматов

Uном = 0,38 кВ,

КТП №1 - линия 1

I_р 24,2/ (1,73 · 0,38) = 36,8 А

Выбираем автомат А3136

I_{н. а.} = 50 А  36,8 А

I_{н. р.} = 50 А  36,8*1,1 = 40,48 А

I_{э. р.} = 3 · 50  36,8*1,25 = 15046 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 426/50 = 8,52  1,4 (условие выполняется)

Линия 2

I_р = 52,5/ (1,73 · 0,38) = 79 А

Выбираем автомат АЕ-2056

I_{н. а.} = 100 А  79 А, I_{н. р.} = 100 А  79*1,1 = 86,9 А

I_{э. р.} = 3*100 А  79*1,25 = 30098,7 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 244/100 = 2,44  1,4 (условие выполняется)

КТП №1 - линия 3

I_р = 12/ (1,73 · 0,38) = 18,2 А

Выбираем автомат АЕ2036Р

I_{н. а.} = 25  18,2 А

I_{н. р.} = 25 А  18,2*1,1 = 20,02 А

I_{э. р.} = 3*25 А  18,2*1,25 = 7522,75 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 797/25 = 31,88  1,4 (условие выполняется)

КТП 2-линия 1

I_р = 90/ (1,73 · 0,38) = 137 А

Выбираем автомат А37146

I_{н. а.} = 160 А  137 А

I_{н. р.} = 160 А  137*1,1 = 150 А

I_{э. р.} = 5*160 А  137*1,25 = 800171,25 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 1410/160 = 8,8  1,4 (условие выполняется)

КТП №2 - линия 2

I_р = 76,5/ (1,73 · 0,38) = 116 А

Выбираем автомат А3714Б

I_{н. а.} = 160А  116 А, I_{н. р.} = 160 А  116*1,1 = 127,6 А

I_{э. р.} = 3*16116*1,25 = 480145 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 827/160 = 5,16  1,4 (условие выполняется)

КТП №3-линия1

I_р = 13,8/ (1,73 · 0,38) = 20,9 А

Выбираем автомат АЕ2036Р

I_{н. а.} = 25 А  20,9 А

I_{н. р.} = 25 А  20,9*1,1 = 22,99 А

I_{э. р.} = 3*2520,9*1,25 = 7526,1 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 93,7/ 25 = 3,7  1,4 (условие выполняется)

Линия 2

I_р = 25,4/ (1,73 · 0,38) = 38,6 А

Выбираем автомат А3163

I_{н. а.} = 50 А  38,6 А, I_{н. р.} = 50 А  38,6*1,1 = 42,5 А

I_{э. р.} = 3*50  38,6*1,25 = 15048,25 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 186/50 = 3,72  1,4 (условие выполняется)

КТП №4 - линия 1

I_р = 13,93/ (1,73 · 0,38) = 21,2 А

Выбираем автомат АЕ2036Р

I_{н. а.} = 25 А  21,2 А

I_{н. р.} = 25 А  21,2*1,1 = 23,32 А

I_{э. р.} = 3*25 А  21,2*1,25 = 7526,5 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 91,7/25 = 3,66  1,4 (условие выполняется)

Линия 2

I_р = 56,2/ (1,73 · 0,38) = 85,5 А

Выбираем автомат АЕ2056

I_{н. а.} = 100 А  85,5 А

I_{н. р.} = 100 А  85,5 · 1,1 = 94 А

I_{э. р.} = 3*10085,5*1,25=480 106,8А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 381/100 = 3,81  1,4 (условие выполняется)

КТП № 5 - линия 1

I_р = 16,1/ (1,73 · 0,38) = 24,5 А

Выбираем автомат А3163

I_{н. а.} = 50 А  24,5 А, I_{н. р.} = 50 А  24,5*1,1 = 26,9 А

I_{э. р.} = 3*3024,5*1,25 = 9030,6 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 128,6/30 = 4,28  1,4 (условие выполняется)

КТП № 5 - линия 2

I_р = 8,5/ (1,73 · 0,38) = 12,9 А

Выбираем автомат АЕ2036Р

I_{н. а.} = 25 А  12,9 А

I_{н. р.} = 16 А  12,9*1,1 = 14,2 А

I_{э. р.} = 3*1612,9*1,25 = 4816,1 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 174/16 = 10,8  1,4 (условие выполняется)

КТП № 5 - линия 3

I_р = 32,2/ (1,73 · 0,38) = 48,9 А

Выбираем автомат АЕ2046

I_{н. а.} = 63 А  48,9 А

I_{н. р.} = 63 А  48,9*1,1 = 53,8 А

I_{э. р.} = 3*6348,9*1,25 = 18961,1 А

I_{к. з.} / I_{н. р.} = 176/63 = 2,8  1,4 (условие выполняется)

2.8 Расчет заземляющего устройства КТП-10/0,4 кВ

вертикальный стальной стержень  = 5 м, d = 12 мм, стальная полоса связи 40×4 мм, глубина заложения 0,8 м, полосы 0,9 м, I₃ = 8 A (со стороны 10 кВ), КТП - 10/04 кВ; ВП - 0,38/0,22 кВ

Условный грунт - глина, ρ_изм = Ом*м

Определяем расчетное сопротивление грунта (глина) для стержневых заземлителей:

ρ_расч = к_с · к · ρ_изм = 1,25*1*100 = 125 Ом*м

Определяем сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали

 = 28,3 Ом

Сопротивление повторного заземления R_{п. з.} не должно превышать 30 Ом при ρ = 100 Ом · м и ниже

При ρ > 100 Ом · м допускают принимать:

R_{п. з.} = 30 · ρ_расч / 100 = 30 · 125/100 = 37,5 Ом

Для повторного заземления принимаем один стержень длиной 5 м и диаметром 12 мм, сопротивление которого 28,3 Ом < 37,5 Ом

Определяем общее сопротивление всех семи повторных заземлений

r_{п. з.} = R_{п. з.} / n = 28,3/3 = 9,4 Ом

(где, R_{п. з -} сопротивление одного повторного заземления)

Определяем расчетное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений

r_иск = r_з · r_{п. з.} / (r_{п. з. -} r_з) = (4*9,4) / (9,4 - 4) = 6,96 Ом

В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом и 125/Iз, если Iз < 10 Ом

r_иск = 125/8 = 15,6 Ом

Принимаем для расчета наименьшее из этих значений r_иск = 10 Ом

Определяем теоретическое число стержней:

n_Т = Rb / r_иск = 28,3/10 = 2,83

Принимаем 3 стержня и располагаем их в грунте на расстоянии 5 м друг от друга. Длина полосы связи равна:

l = a · n; l = 5 · 3 = 15 м.

Определяем сопротивление полосы связи:

R_г = 0,366 · ρ_расч / l · (lg · 2 · l^2/ (d · h) = (0,366 · 125) / 15 · (lg · 2 · 15^2/ (0,04 · 0,82) = 6,5 Ом

S_расч = 125 Ом · м

При n=3; a / l = 5/5 = 1; η_в = 0,7; η_г = 0,6

Тогда действительное число стержней равно:

n_д = R_b · η_г · [1/ (r_иск · η_г) - 1/R_г] / η_в

n_д = (28,3*0,6/0,7 [1/ (10 · 0,6) - 1/6,5]) = 0,5

Принимаем для монтажа 6 стержней и проводим проверочный расчет.

Определяем действительное сопротивление искусственного заземления

r_иск = R_b · R_г / (R_г · n · η_в + R_b · η_г)

r_иск = 28,3*6,5/ (6,5*1*0,7+28,3*0,6) = 8,6 Ом < 10 Ом

Определяем сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода

ρ_расч = r_иск · r_{п. з.} / (r_иск + r_{п. з.)}

ρ_расч = 8,6*6,96/ (8,6+6,96) = 3,8 Ом < 4 Ом

Если же расчет выполнить без учета полосы связи, то действительное число стержней будет равно: n_д = n_Т / η_в = 3/0,7 = 4,3 и для выполнения заземления нужно было бы принять 4 стержня

3. Расчет стоимости потерянной электроэнергии в трансформаторе и линии электропередач

Расчет технико-экономических показателей выполняется по формуле:

=

где: P_max = S_max · cos

cos = 0,75 (Коганов, стр.128)

R_л =R· L - сопротивление линии

 - время максимальных потерь

C_п = 44,9 · · 10 - стоимость потерь

ТП № 1

Линия - 1

P_max = 90*0,75 = 67,5 кВт

R_л = 0,57*0,035 = 0,02 Ом

=  1138 Вт · ч

Линия - 2

P_max = 76,5*0,75 = 57,3 кВт

R_л = 0,57*0,06+0,57*0,035 = 0,05 Ом

=  2052 кВт · ч

Сп общ = 44,9*3190*10^-2 = 1432 руб.

т. р. =2,65 · () ² · 1150 + 0,51 · 8760 = 8801 кВт · ч

С общ = 1432+3952 = 5384 руб.

Вывод

В результате произведенных расчетов были определены максимальные дневные и вечерние нагрузки с учетом уличного освещения. Максимальная дневная нагрузка получилась 303,8 кВ*А, вечерняя нагрузка 212,1 кВ*А.

Согласно расчетам принимаем 5Тп:

на поселок и 2 на производство.

ТП: ТП№ 1 - 63 Кв*А; ТП №2 - 100Кв*А

ТП № 3 - 25 Кв*А; ТП №4 - 63 Кв*А

ТП №5 - 40 Кв*А

Сечение и марку проводов принимаем по эквивалентной мощности, с учетом коэффициента динамики. Приняты провода со следующим сечение: 3А16; 3А25; 3А35; 3А50.

Допустимые потери напряжения в ВЛ - 10 кВ составили 10 %, в ВЛ-0,4кВ-3%. На каждом участке линий ТП также рассчитаны потери напряжения. самые маленькие потери составили 0,65%, а самые большие 3,95%.

Произведена проверка сети на колебания напряжения при пуске мощного асинхронного двигателя. В момент пуска электродвигателя номинальное напряжение на его зажимах не должно превышать 30% напряжения номинального. В данном случае номинальное напряжение на зажимах двигателя составило 11,6%, условие выполняется, следовательно, электродвигатель успешно запускается.

Описывается выбор типа принципиальной схемы подстанции 10/0,4 кв.

Для проверки надежности срабатывания релейной защиты, отключающих катушек автоматов и плавких предохранителей рассчитывается ток однофазных короткого замыкания. Согласно расчетам получили следующие значения токов:

Произведен выбор аппаратуры на КТП. со стороны 10 кВ установлен разъединитель РЛН, вентильный разрядник РВН. Выбраны предохранители серии ПК для всех ТП, автоматические выключатели серий: А3163, АЕ2056, АЕ2036Р, 3714Б, АЕ2046.

Произведен расчет заземляющего устройства ТП.

Рассчитана стоимость потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ и трансформаторах. Общая стоимость потерь составила ТП №1 - 3333,9 руб.

Список используемой литературы

1) И.А. Будзко, В.Ю. Гессен " Электроснабжение сельского хозяйства ";

) И.А. Будзко, В.Ю. Гессен " Практикум по электроснабжению сельского хозяйства ";

) И.Л. Каганов " Курсовое и дипломное проектирование ";

) И.Ф. Кудрявцев " Электрооборудование животноводческих предприятий и автоматизация производственных процессов в животноводстве ";

) Ю.И. Акимцев "Электроснабжение сельского хозяйства".