Электроснабжение населенного пункта

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Департамент научно-технической политики и образования

Федеральное государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Азово-Черноморский инженерный институт

ФГБОУ ВПО "Донской государственный аграрный университет"

Факультет: Энергетический

Кафедра: ТОЭ и ЭСХ

Дисциплина: Электроснабжение

Курсовая работа

Электроснабжение населенного пункта

Выполнил: Пасечников И.И

Группа: ЭЛ-41

Проверил: Ключка Е.П.

Зерноград

Аннотация

Введение

. Исходные данные

. Определение расчетной мощности на вводах потребителей

.1 Расчет нагрузок для производственных потребителей

.2 Определение расчетной нагрузки на вводах в жилой дом

.3 Расчет уличного освещения

. Выбор необходимого количества трансформаторных пунктов и мест их установки

.1 Выбор необходимого количества трансформаторных пунктов

.2 Определение места установки трансформаторных пунктов

. Построение схемы и расчет нагрузок по участкам сети 0,38 кВ

.1 Построение схемы

. Выбор мощности силовых трансформаторов

. Расчет нагрузок по участкам сети 10 кВ

.1 Определение расчетных нагрузок ТП 10/0,4 кВ

.2 Расчет нагрузок по участкам сети 10кВ

. Расчет сечений проводов сетей 0,38 и 10 кВ

. Оценка качества напряжения у потребителей

. Проверка сети на колебание напряжения при запуске самого мощного двигателя

. Расчет потерь в элементах электрической сети

. Расчет токов короткого замыкания

. Выбор и проверка аппаратуры трансформаторных пунктов 10/0,4 кВ

.1 Выбор аппаратуры для стороны 10 кВ

.2 Выбор аппаратуры со стороны 0,4 кВ

.3 Проверка аппаратуры на селективность

Вывод

Литература

Аннотация

В данной курсовом проекте содержится расчёт объекта электроснабжения, который состоит из пояснительной записки из 57 листов машинописного текста и графической части, состоящей из двух листов формата А1. На первом изображен план объекта с нанесением линий 0,38 кВ, схема расчетов токов короткого замыкания, а также экспликация объектов а на втором листе изображено конструктивное исполнение элементов трансформаторного пункта и линий электропередачи схема электрическая принципиальная КТП 10/0,4 кВ.

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения, - один из важных факторов технического прогресса.

На базе электрификации начала развиваться промышленность, электроэнергия начала проникать в сельское хозяйство и транспорт. Весь опыт развития электрификации показал, что качественное электроснабжение можно добиться только путем объединения электростанций между собой в мощные энергосистемы.

Развитие районных электростанций и объединение их в энергосистемы создают благоприятные условия для электроснабжения всех отраслей народного хозяйства, в том числе и сельского хозяйства.

Электроснабжение производственных предприятий в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленных городов. Главная из них - это необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по всей территории страны. В результате этого стоимость сельскохозяйственного электроснабжения составляет до 75% общей стоимости электрификации, включая затраты на приобретение рабочих машин. Кроме того, в задачи сельскохозяйственного электроснабжения входит обеспечение качества, надежности и экономичности электроснабжения.

Необходимо учитывать и то, что электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, что приводит к необходимости реконструкции и расширения линий.

Поэтому необходимо применять эффективные и экономически целесообразные меры по обеспечению оптимальной надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

1. Исходные данные

Таблица 1.1 - Исходные данные сети 0,38 кВ

№ вар	Производственные потребители
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
27	189	102	102	200	166	556	103	540	512	550	113	190	372	350

Таблица 1.2 - Исходные данные производственных потребителей сети 0,38

№ п/п	Наименование потребителя	Шифр по РУМ11	Pуст, кВт	Pэд, кВт	Днев.макс.		Веч.макс.
					Pмд, кВт	Qмд, кВар	Pмв, кВт	Qмв, кВар
1	ИГК-30Б	189	30	30	30	25
2	Коровник без механизации процессов, с электроводонагревателем, коровы 100	102	10		10		10
3	Коровник без механизации процессов, с электроводонагревателем, коровы 100	102	10		10		10
4	Пункт искусственного осеменения	200	4		2
5	Инкубаторий(4 инкубатора)	166	50		30		30
6	Комбинат бытового обслуживания на 6 рабочих мест	556	5		3	2	1
7	Коровник без механизации процессов, с электроводонагревателем, коровы 200	103	18		18		18
8	Столовая с электронагревательным оборудованием на 35 мест	540	40		20	10	10	4
9	Детские ясли-сад на 25 мест	512	7		4		3
10	Магазин на 2 раб. места смешанный ассортимент	550	5		2		4
11	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов	113	3		1		3
12	ИРТ-165	190	160	150	150	130
13	Материально-технический склад	372	5		3	2	1
14	Крупорушка	350	20		12	10	1

Таблица 1.3 - Исходные данные бытовых потребителей сети 0,38 кВ

№ вар	Бытовые потребители							ЭД/P	Хар-ка улиц для освещ.	Длина l, км	Высота h, м
	I	II	III	IV	W, кВтч	V	W, кВтч
	n,шт	n,шт	n,шт	n,шт		n,шт
27	15	15	25	20	1100	22	1000	189/30	асф 5-7	2,8	9

- Дома старой застройки с газификацией - 15;- Дома новой застройки с газификацией - 15;- Дома новой застройки без газификации -25;- 20 газифицированных домов с известным электропотреблением 1100 кВт*ч/дом в год;- 22 не газифицированных домов с известным электропотреблением 1000кВт*ч/дом в год.

Шифр потребителя, где установлен наибольший электродвигатель мощностью 160 кВт - 190.

Характеристика улиц для освещения.

Ширина улица 5-7 метров с асфальтовым покрытием.

Высота подвеса светильников 9 метров.

Длина улицы 2,8 км.

Карта расположения объектов потребления представлена на рис. 1.1.

Рисунок 1.1 - Карта расположения потребителей 0,38 кВ

Таблица 1.4 - Исходные данные для ВЛ 10 кВ

№ вар	№ ТП	Sн, кВА	Imax, А	Pmax, Вт	W, тыс.кВт	Кз	cosφ	Хар-ка	Длина участка
									L1	L2	L3	L4	L5
3	1	40				0,9		ком-быт	2,5	3,1	4	2	1,5
	2		300				0,7
	3			120				смеш
	4				175			произв

Рисунок 1.2 - Карта расположения потребителей 10 кВ

2. Определение расчетной мощности на вводах потребителей

.1 Расчет нагрузок для производственных потребителей

Расчет нагрузок на вводе сельскохозяйственных потребителей определяется в следующей последовательности:

по данным табл. 1.1 /РУМ11/ определяем значение активной и реактивной мощности при дневном и ночном максимуме нагрузки;

с учетом данных полученных из табл. 1.1 /РУМ11/ определяется полная расчетная мощность для дневного и вечернего максимума по формулам:

 (2.1.1)

 (2.1.2)

где Рмд, Рмв и Qмд, Qмв - значение дневных и вечерних максимумов активных и реактивных нагрузок.

Таблица 2.1 - Расчет полной мощности производственных потребителей

№ п/п	Шифр по РУМ11	Pуст, кВт	Pэд, кВт	Днев.макс.			Веч.макс.
				Pмд, кВт	Qмд, кВар	Sрд, кВар	Pмв, кВт	Qмв, кВар	Sрв, кВар
1	189	30	30	30	25	39,02	0	0	0
2	102	10	0	10	0	10	10	0	10
3	102	10	0	10	0	10	10	0	10
4	200	4	0	2	0	2	0	0	0
5	166	50	0	30	0	30	30	0	30
6	556	5	3	2	3,65	1	0	1
7	103	18	0	18	0	18	18	0	18
8	540	40	0	20	10	22,3	10	4	10,3
9	512	7	0	4	0	4	3	0	3
10	550	5	0	2	0	2	4	0	4
11	113	3	0	1	0	1	3	0	3
12	190	160	150	150	130	198,49	0	0	0
13	372	5	0	3	2	3,6	1	0	1
14	350	20	0	12	10	15,62	1	0	1

Пример расчета: по табл. 1.1. /2/ определяем значение Руст=30 кВт, Рмд=30кВт, Qмд=25 кВАр, Рмв=0 кВт, Qмв=0 кВАр для объекта электроснабжения под шифром 192.

2.2 Определение расчетной нагрузки на вводах в жилой дом

Сельским жилым домом считается одноквартирный или квартира во многоквартирном доме, имеющая отдельный счетчик электроэнергии.

При наличие сведений об уровне годового потребления, расчетную нагрузку на вводе определяют по монограмме рис 2.1. /2/. В качестве расчетного периода рекомендуется брать 7 лет, с учетом срока разработки проекта (1 год) и его реализации (1 год) на 5й расчетный год. Если к концу расчетного периода намечена газификация жилого дома, то полученное значение из монограммы следует уменьшить на 20%.

Полную расчетную мощность в дневной и вечерний максимумы нагрузок определим из выражений:

 (2.2.1)

 (2.2.2)

где: Ко - коэффициент одновременности для данного количества домов/2/

Куд, Кув - коэффициент участия для дневного и вечернего максимума соответственно /2/;

Рр - значение активной нагрузки /2/;jд, cosjд - коэффициенты мощности соответственно в дневной и вечерний максимумы нагрузок /2/;- количество квартир.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет полной мощности коммунально-бытовых потребителей.

№ пп	n	Куд	Кув	Ко	cosφд	cosφв	Sд, кВА	Sв, кВА	Рр, кВт
I	15	0,35	1	0,4	0,9	0,93	3,50	8,47	1,5
II	20	0,35	1	0,4	0,9	0,93	4,20	10,16	1,8
III	25	0,35	1	0,36	0,92	0,96	7,53	20,05	2,2
IV	14	0,35	1	0,37	0,9	0,93	7,48	19,57	2,6
V	22	0,35	1	0,36	0,92	0,96	8,29	22,06	2,75

Пример расчета:

Для I группы домов определяем по /2/ значение: Куд=0,35; Кув=1; Ко=0,4; Cosjд=0,9; Cosjв=0,93; Рр=1,5 кВт. Количество домов заданно в исходных данных к курсовому проекту n=15 домов.

Полную мощность определяем из выражений:

2.3 Расчет уличного освещения

По заданным параметрам таким как: ширина улицы (5-7 м.); характеристики покрытия улицы (асфальт) и высоты подвеса светильника (9 м) определяем по /2/ удельную мощность для освещения одного погонного метра, которая равна .

Полную мощность требуемую на освещения улицы определим из выражения:

 (2.3.1)

где: L - длина улицы равная 3 км.

Для расчета нагрузки приходящейся на наружное освещение примем, что мощность необходимая для освещения одного потребителя равна 0,25 кВт и рассчитаем воспользовавшись выражением:

 (2.3.2)

где: n - количество производственных потребителей.

Общая нагрузка освещения будет равна:

 (2.3.3)

 

3. Выбор необходимого количества трансформаторных пунктов и мест их установки

.1 Выбор необходимого количества трансформаторных пунктов

Выбор оптимального количества трансформаторных пунктов, т.е. наилучшей системы распределения электрической энергии, является многокритериальной оптимизационной задачей с неопределенными значениями различных факторов. В наиболее общем виде при решении этой задачи необходимо учесть:

·   перспектива роста нагрузок;

·   выбранная система должна обеспечить минимум затрат;

·   технические ограничения: отклонение напряжения у потребителя, чувствительность защиты, удобства монтажа ВЛ и ТП.

Для оценки количества трансформаторных пунктов можно воспользоваться формулой:

, шт. (3.1.1)

где: SР - расчетная мощность, кВА;- площадь населенного пункта, км2;

DU - допустимая потеря напряжения в сети 0,38кВ, %

Для нахождения допустимой потери напряжения (DU) примем: режим регулирования на шинах 10кВ - +5%; регулируемая надбавка на силовом трансформаторе - 0%; потери в трансформаторе - -4%; не регулируемая надбавка на силовом трансформаторе - +5%.

Суммарная потеря напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ составит:

 (3.1.2)

из этого выражения следует, что

Известно, что 60% потерь приходиться на линию 10кВ и 40% потерь приходиться на ВЛ 0,38кВ, следовательно:

 (3.1.3)

Принимаем

Допустимая потеря напряжения (DU) может оцениваться по таблице отклонения напряжения.

Таблица. 3.1. Отклонения напряжения.

№ п/п	Элемент электрической сети		Отклонение напряжения
			100%	25%
1	Шины 10 кВ		5	0
2	Линия 10 кВ		-5,5	-1,38
3	Силовой трансф.	Регул. надбавка	0	0
		Потеря	-4	-1
		Нерегул. надбавка	5	5
4	Линия 0,38кВ		-4.2	-0.6
5	Потребитель		-5	5

Суммарную нагрузку, приходящуюся на ТП, определим по надбавкам и сведем в таблице 3.2.

Таблица 3.2. - Полные мощности и надбавки производственных и коммунально-бытовых потребителей

	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Sд	39,0	10	10	2	30	3,6	18	22	4	2	1	198,5	3,6	15,6
dSд	25,8	6	6	0,2	19	2,1	11,2	13,8	2,4	0,2	0,6	148	2,1	9,2
Sв	0	10	10	0	30	1	18	10,8	3	4	3	0	1	1
dSв	0	6	6	0	19	0,6	11,2	6,7	1,8	2,4	1,8	0	0,6	0,6

	I	II	III	IV	V
Sд	3,5	4,20	7,53	7,48	8,29
dSд	1,75	2,5	4,3	4,3	5
Sв	8,47	10,16	20,05	19,57	22,06
dSв	1	2,5	4,3	4,3	5

Так как максимальной является нагрузка потребителя №12, то максимальная дневная нагрузка потребителей определится по формуле:

 (3.1.4)

При определении максимальной вечерней нагрузки необходимо учесть нагрузку, приходящуюся на уличное и наружное освещение.

 (3.1.5)

Так как  то расчет количества трансформаторных пунктов будем вести по

Площадь населенного пункта определим из выражения:

где: а - длина населенного пункта равная - ширина населенного пункта равная

Необходимое количество трансформаторов равно:

Принимаем количество трансформаторных пунктов .

3.2 Определение места установки трансформаторных пунктов

Таблица 3.3 - Расчет координат для установки ТП5

№ потр	Sp, кВА	Хi, см	Уi, см	Si·Xi	Si·Yi
5	30	1	14	30	420
4	2	1	11	2	22
2	10	3	9	30	90
1	39,0	6	9	234,31	351,46
3	10	6	11	60	110
6	3,6	6	14	21,6	50,4
ИТОГО	94,65			377,91	1043,9

Таблица 3.4 - Расчет координат для установки ТП6

№ потр	Sp, кВА	Хi, см	Уi, см	Si·Xi	Si·Yi
7	18	9	14	162	252
8	22	9	11	198	242
9	4	9	9	36	36
V	22,06	13	14	286,74	308,8
III	20,05	13	9	260,68	180,47
IV	19,57	13	11	254,41	215,27
ИТОГО	105,68			1197,8	1234,5

Таблица 3.5 - Расчет координат для установки ТП7

№ потрSp, кВАХi, смУi, смSi·XiSi·Yi
10	4	3	6	12	24
11	3	6	6	18	18
13	3,6	6	1	21,6	3,6
14	15,6	8	3	124,8	46,8
II	10,16	13	6	132,1	60,968
I	8,47	9	6	76,21	50,806
ИТОГО	44,829			384,71	204,17

Таблица 3.5 - Расчет координат для установки ТП7

№ потрSp, кВАХi, смУi, смSi·XiSi·Yi
10	4	3	6	12	24
11	3	6	6	18	18
13	3,6	6	1	21,6	3,6
14	15,6	8	3	124,8	46,8
II	10,16	13	6	132,1	60,968
I	8,47	9	6	76,21	50,806
ИТОГО	44,829			384,71	204,17

Таблица 3.6 - Расчет координат для установки ТП8

№ потр	Sp, кВА	Хi, см	Уi, см	Si·Xi	Si·Yi
12	198,5	3	3	595,5	595,5
Итого	198,5			595,5	595,5

Дальнейший расчет мест установки трансформатора выполняется по формулам:

 (3.2.1)

 (3.2.2)

координаты установки трансформатора ТП5

координаты установки трансформатора ТП6

координаты установки трансформатора ТП7

координаты установки трансформатора ТП8

4. Построение схемы и расчет нагрузок по участкам сети 0,38 кВ

4.1 Построение схемы

При трассировке цепи необходимо руководствоваться несколькими практическими замечаниями предложенными в /1/:

·   примерный радиус "зоны обслуживания" ТП 10/0,4 кВ, как правило, менее 500 метров;

·   длина отходящей линии 0,38кВ с учетом отпаек должна составлять менее 1500 метров;

·   мощность трансформаторов на ТП по возможности, должна быть одинаковой с целью взаимозаменяемости и обеспечение складского резерва.

Трассировка сети 0,38кВ приведена на рис. 5.1. 1 см=50000 км.

Рисунок 4.1. - Трассировка сети 0,38кВ

4.2 Суммирование нагрузок по участкам сети

Суммирование нагрузок по участкам сети производится по надбавкам /2/. Также на шинах трансформатора необходимо учесть уличное освещение. Для удобства суммирование нагрузок по участкам сети трансформаторов ТП5-ТП8 сведем в табл. 4.1, 4.4 соответственно.

Таблица 4.1 - Суммирование нагрузок по участкам сети

№ТП и линии	Участок	L,км	Sрд, кВА	Sрв, кВА
ТП5 Л1	0 1	0,05	10,2	10
	1 2	0,0995	10	10
	1 3	0,099	2	0
ТП5 Л2	0 1	0,05	45,05	10
	1 2	0,03	10	0
	1 3	0,148	39,05	10
ТП5 Л3	0 1	0,15	32,1	30,6
	1 2	0,096	30	30
	1 3	0,145	3,6	1
Шины ТП5			87,351	50,6

Шины ТП5:

Таблица 4.2- Суммирование нагрузок по участкам сети

№ТП и линии	Участок	L,км	Sрд, кВА	Sрв, кВА
ТП6 Л1	0 1	0,104	23	23
	1 2	0,045	18	18
	1 3	0,085	8,29	8,29
ТП6 Л2	0 1	0,036	33	22,4
	1 2	0,0625	22	10,8
	1 3	0,095	7,48	19,57
	1 4	0,1	11,53	10,22
	4 5	0,06	4	3
	4 6	0,0825	7,53	20,05
Шины ТП6			56	45,4

Шины ТП6:

Таблица 4.3- Суммирование нагрузок по участкам сети

№ТП и линии	Участок	L,км	Sрд, кВА	Sрв, кВА
ТП7 Л1	0 1	0,05	17,7	1,6
	1 2	0,0105	15,6	1	0,18	3,6	1
ТП7 Л2	0 1	0,0425	6,75	15,36
	1 2	0,073	3,5	8,47
	1 3	0,273	4,20	10,16
	1 4	0,087	2,60	5,80
	4 5	0,035	1	3
	4 6	0,19	2,00	4,00
Шины			24,45	16,96

Таблица 4.4- Суммирование нагрузок по участкам сети

№ТП и линии	Участок	L,км	Sрд, кВА	Sрв, кВА
ТП8 Л1	0 1	0,0125	198,5	0

5. Выбор мощности силовых трансформаторов

Сельские трансформаторные пункты выполняют, как правило, однотрансформаторные.

Расчетная нагрузка подстанции - наибольшая из полных мощностей дневного или вечернего максимума нагрузок на шинах ТП. Она определяется путем суммирования мощностей всех потребителей приходящихся на трансформатор.

Выбор установленной мощности трансформаторных подстанций производится по условиям их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки, исходя из условия:

Sэк.min=SP/n= Sэк.max (5.1)

где - SP - расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n - количество трансформаторов проектируемой подстанции;

Sэк.min, Sэк.max - соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала, принятой номинальной мощности Sэк.min, Sэк.max, определяются по табл. 3.1 /1/.

Принятые номинальные мощности трансформаторов прверяются по условиям их работы в нормальном режиме - по допустимым систематическим нагрузкам и в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам.

Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются, исходя из условия:

 (5.2)

где: КС - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора, определяется по формуле:

Кс=Кст-a×(Uв-Uвт)

где: Кст - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора выбирается по табл. 3.2 /1/;

a - расчетный температурный градиент *10-2,(табл.3.2. /1/)В - среднесуточная температура воздуха расчетного сезона нагрузки

подстанции, (табл.3.1. /1/)ВТ-значение среднесуточной температуры расчетного сезона, (табл.3.3. /1/)

Результаты выбора мощности силовых трансформаторов сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. - Выбор мощности силовых трансформаторов

№ ТП	Кол-во ТП n, шт	Sр, кВА	Sн, кВА	Sэк.min, кВА	Sэк.max кВА	Кст	α	Uв	Uвт	Кс	Sр/(Sн·n)
ТП5	1	87,3	100	87	140	1,66	0,0087	-4,6	-10	1,61	0,87
ТП6	1	56,	63,	61	95	1,58	0,01	-4,6	-10	1,5	0,88
ТП7	1	24,4	25,	0	28	1,58	0,01	-4,6	-10	1,52	0,978
ТП8	1	198,5	160	146	240	1,63	0,0087	-4,6	-10	1,58	1,24

Пример расчета для ТП 5:

 - Условие выполняется

6. Расчет нагрузок по участкам сети 10 кВ

6.1 Определение расчетных нагрузок ТП 10/0,4 кВ

При наличии данных об установленной мощности и характере нагрузки ТП1, расчетная полная нагрузка может быть определена как:

 (6.1.1)

 (6.1.2)

где: Sн - установленная мощность трансформатора;

Кз - коэффициент загрузки трансформатора, Кз=0,75;

Куд, Кув - Коэффициенты участия дневной и вечерний соответственно /2/.

Куд=0,8, Кув=0,83;

Определение расчетной нагрузки для ТП2.

По значению максимального тока нагрузки максимальную, полную дневную и вечернюю нагрузку следует вычислять по формулам:

д=Ö3×U×Imax×Кн×Куд, кВА (6.1.3)д=Ö3×U×Imax×Кн×Кув, кВА (6.1.4)

где: U - фазное напряжение со стороны 0,4кВ и равное 0,23кВ;- максимальное значение тока нагрузки, А

Куд= 1; Кув=1.

Тогда:

д=Ö3×U×Imax×Кн×Куд=√3*0,23*300*1,4*1= 167,3 кВА;в=Ö3×U×Imax×Кн×Кув=√3*0,23*300*1,4*1= 167,3 кВА.

Определение расчетной нагрузки для ТП3.

Даны максимальная активная мощность и характер нагрузки. На основе этих данных рассчитаем Sд и Sв при помощи формул:

, кВА (6.1.5)

, кВА (6.1.6)

где: Рmax - максимальная активная мощность, кВт;

Кн - коэффициент роста нагрузок равный 1,3;jД, cosjВ, - соответственно дневной и вечерний коэффициенты мощности равные 0,9;0,92;

Куд, Кув - коэффициенты участия равные соответственно 0,35 и 1.

 

Определение расчетной нагрузки для ТП 4.

Для ТП 4 задано годовое электропотребление и характер нагрузки. Следовательно, используя эти данные можно найти полную дневную и вечернюю нагрузку ТП по формулам:

, кВА (6.1.7)

, кВА (6.1.8)

где: W - годовое потребление ТП, кВт час;

Т - время использования максимума нагрузки которое можно определить по табл. 4.6 /2/, зная характер нагрузки и равное для данного случая 2700 час;

Кн - коэффициент роста нагрузок равный 1,3;

cosjД, cosjВ, - соответственно дневной и вечерний коэффициенты мощности равные 0,7;0,75;

Куд, Кув - коэффициенты участия равные соответственно 1 и 0,6;

Используя выше описанные формулы рассчитаем дневную и вечернюю нагрузку ТП 4:

6.2 Расчет нагрузок по участкам сети 10кВ

Расчетная схема представлена на рисунке 2.2

Суммирование нагрузок по участкам сети 10 кВ проводится аналогично суммированию нагрузок сети 0,38 кВ.

Таблица 6.1. - Полные мощности потребителей 10 кВ

	I	II	III	IV
Sд, кВА	96,00	223,09	42,97	162,96
dSд	71,5	171	30,8	124
Sв, кВА	99,6	223,09	120,11	91,26
dSв	74,5	171	90	67,6
cosφ	0,83	0,75	0,85	0,92
sinφ	0,56	0,66	0,53	0,39

Таблица 6.2. - Расчет нагрузок по участкам сети 10кВ

Участок	Длина, км	cosφ	Sд, кВА	Sв, кВА
0 1	2,5	0,8	593,8	610,27
1 2	3,1	0,82	575	590,67
2 3	4	0,76	211,32	298,57
2 4	2	0,84	402	225,31
4 5	1,5	0,82	312	87,3

7. Расчет сечений проводов сетей 0,38 и 10 кВ

Задачей расчета электрических сетей является определение марки и сечения проводов или жил кабельной линии. Сельские электрические сети напряжением 0,38-10кВ. из-за большой протяженности выполняются воздушными.

При проектировании сельских электрических сетей 0,38-10кВ в качестве метода расчета будем использовать метод расчета по условию минимума приведенных затрат с поверкой на ограничение.

По найденным значения эквивалентной мощности Sэкв=0,7×Sр выбираем экономически целесообразное сечение /3/ и провереяем подение напряжения на участке по формуле:

где: Sр - расчетная мощность участка, кВА;- длина участка, км- удельное активное сопротивление участка провода;- удельное реактивное сопротивление участка провода;н - номинальное напряжение сети;

Результаты расчета сведем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Расчет проводов

№ линии	№ уч-ка	Sp, кВА	Sэкв, кВА	L, км	cos φ	sin φ	Марка	r0	x0	dU% уч.	dU% от шин
ТП5 Л1	0 1	10,20	7,14	0,05	0,75	0,66	A-35	0,83	0,40	0,31	0,31
	1 2	10,00	7,00	0,10	0,92	0,39	A-35	0,83	0,40	0,63	0,95
	1 3	2,00	1,40	0,10	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,12	0,43
ТП5 Л2	0 1	45,05	31,54	0,05	0,75	0,66	A-50	0,59	0,40	1,11	1,11
	1 2	10,00	7,00	0,03	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,18	1,11
	1 3	39,05	27,34	0,15	0,75	0,66	А-50	0,59	0,40	2,83	3,94
ТП5 Л3	0 1	32,10	22,47	0,15	0,75	0,66	A-50	0,59	0,40	2,36	2,36
	1 2	30,00	21,00	0,10	0,70	0,71	А-50	0,59	0,40	1,39	3,75
	1 3	3,60	2,52	0,15	0,92	0,39	А-35	0,83	0,40	2,69
ТП6 Л1	0 1	23,00	16,10	0,10	0,85	0,53	A-35	0,83	0,40	1,52	1,52
	1 2	18,00	12,60	0,05	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,50	2,02
	1 3	8,29	5,80	0,09	0,85	0,53	А-35	0,83	0,40	0,45	1,96
ТП6 Л2	0 1	33,00	23,10	0,04	0,85	0,53	А-50	0,59	0,40	0,59	0,59
	1 2	22,00	15,40	0,06	0,85	0,53	А-35	0,83	0,40	0,87	1,46
	1 3	7,48	5,24	0,10	0,85	0,53	А-35	0,83	0,40	0,45	1,04
	1 4	11,53	8,07	0,10	0,85	0,53	А-35	0,83	0,40	0,73	1,32
	4 5	4,00	2,80	0,06	0,85	0,53	А-35	0,83	0,40	0,15	0,74
	4 6	7,53	5,27	0,08	0,85	0,53	А-35	0,83	0,40	0,39	0,98
ТП7 Л1	0 1	17,70	12,39	0,05	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,54	0,54
	1 2	15,60	10,92	0,01	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,10	0,64
	1 3	3,60	2,52	0,18	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,40	0,94
ТП7 Л2	0 1	15,36	10,75	0,04	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,40	0,40
	1 2	3,50	2,45	0,07	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,16	0,40
	1 3	4,20	2,94	0,27	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,70	0,94
	1 4	5,80	4,06	0,09	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,31	0,55
	4 5	1,00	0,70	0,04	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,02	0,26
	4 6	4,00	2,80	0,19	0,75	0,66	А-35	0,83	0,40	0,47	0,71
ТП8 Л1	0 1	198,50	138,95	0,01	0,75	0,66	А-70	0,42	0,40	1,00	1,01
Линия 10 кВ
	0 1	610,27	427,19	2,50	0,80	0,60	А-70	0,42	0,40	0,88	0,88
	1 2	590,67	413,47	3,10	0,82	0,57	А-70	0,42	0,40	1,05	1,94
	2 3	298,57	209,00	4,00	0,76	0,65	А-70	0,42	0,40	0,69	1,58
	2 4	402,00	281,40	2,00	0,84	0,54	А-70	0,42	0,40	0,46	1,35
	4 5	312,00	218,40	1,50	0,82	0,57	А-70	0,42	0,40	0,27	1,16

Пример расчета ТП5 Л1:

 

8. Оценка качества напряжения у потребителей

Напряжение электрической сети постоянно изменяется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивления электрической цепи. Поэтому один из основных показателей качества электрической энергии - отклонение напряжения у потребителя не всегда соответствует нормированному значению, приведенному в табл. 8.1.

Допустимые значения отклонения напряжения таблице 8.1.

Показатель качества электрической энергии	Допустимое нормальное значение	Допустимое максимальное значение
Отклонение напряжения в сети 0,38кВ	± 5	±10
Отклонение напряжения в сети 10кВ	-	±10

Таблица 8.2 - Исходные данные.

№ ТП	Sp, кВА	Sн, кВА	∆PK, кВт	∆U%	Потери, %
ТП5	87,351	100	2,27	4,7	3,78
ТП6	56	63,00	1,47	4,7	2,11
ТП7	24,45	25,00	0,69	4,5	0,94
ТП8	198,5	160	2,65	4,5	1,00
ВЛ10 кВ участок 0-1					0,88

Проверку уровней напряжений следует производить при 100 и 25% нагрузке.

В трансформаторе происходит потеря напряжения, которую необходимо определить и для удобства расчетов свести в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Расчет потерь в трансформаторе.

№ ТП	Ua%	Up%	cosφ	sinφ	∆Uтр
ТП5	2,27	3,92	0,70	0,71	4,03
ТП6	2,63	3,90	0,75	0,66	4,04
ТП7	2,82	3,51	0,75	0,66	4,34
ТП8	1,34	4,30	0,70	0,71

Пример расчета:

Активная и реактивная составляющие потерь напряжения определим по формулам:

Затем, определив составляющие можно определить потери напряжения в трансформаторе по формуле:

Согласно нормам описанным выше напряжение у потребителя не должно откланяться на ±5% длительно и ±10% кратковременно. Если же отклонение напряжения выходит за предусмотренные рамки, то необходимо использовать регулируемую надбавку.

Сведем расчеты в таблицу 8.4.

Таблица 8.4 - Отклонения напряжения у потребителя.

Элементы электрической сети		Отклонения напряжения, потери, надбавки
		ТП5		ТП6		ТП7		ТП8
		100%	25%	100%	25%	100%	25%	100%	25%
Шины 10 кВ		5	0	5	0	5	0	5	0
ВЛ 10 кВ		-0,88	-0,21	-0,88	-0,22	-0,88	-0,22	-0,88	-0,22
Силовой трансформатор	Регулир. надбавка	0	0	0	0	0	0	0	0
	Потери	-4,03	-1,0	-4,04	-1,01	-4,34	-1,08	-4,97	-1,2
	Нерегул надбавка	5	5	5	5	5	5	5	5
ВЛ 0,38 кВ		-3,78	-0,94	-2,11	-0,52	-0,94	-0,23	-1,00	-0,24
Потребитель		1,31	2,82	3,974	3,24	3,84	3,45	3,16	3,2

Вывод: Из полученной таблицы видно, что отклонение напряжения у потребителя не превышает ±5%, следовательно, напряжение на вводе объекта потребления является качественным.

электроэнергия трансформаторный сеть напряжение

Рисунок 8.1 - Диаграмма отклонений напряжения ТП5

Рисунок 8.2 - Диаграмма отклонений напряжения ТП6

Рисунок 8.3 - Диаграмма отклонений напряжения ТП7

Рисунок 8.4 - Диаграмма отклонений напряжения ТП8

9. Проверка сети на колебание напряжения при запуске самого мощного двигателя

При запуске асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором, пусковые токи превышают номинальные в 5-7 раз. Это приводит к падению напряжения на зажимах электродвигателя, которое не должно превышать 20%.

Произведем приближенный расчет по возможности запуска асинхронного электродвигателя от известной сети. Для расчета необходимо и паспортные данные электродвигателя.

Паспортные данные электродвигателя:

·   тип электродвигателя 4А180S2У3;

·   номинальная мощность Рн=160 кВт;

·   Номинальное напряжение Uн=380 В;

·   КПД 0,91; cosj =0, 89;

·   кратность пускового тока к номинальному К=6;

исходные данные сети

Определим сопротивление линии 10кВ:

Определим сопротивление линии 0,38кВ:

Сопротивление трансформатора будет равно:

SH = 160 кВА Uк% = 4,5%

Суммарное сопротивление сети:

Zc=Z0.38+Zтр+Z10 = 0,012 + 0,007 + 0,000406= 0,019 Ом.

Номинальный ток двигателя:

Определим сопротивление короткого замыкания двигателя:

 Ом.

Колебание напряжения сети при запуске двигателя:

Вывод: так как полученное значение падения напряжения во время пуска двигателя меньше нормативного, то следовательно что двигатель успешно запустится (13,8 % < 30%).

10. Расчет потерь в элементах электрической сети

Потери электроэнергии при передаче ее к потребителям составляют ощутимую величину в пределах до 10-15% от переданной по сетям энергии. В сетях различных напряжений они распределяются следующим образом:

-        Распределительные сети напряжением до 10 кВ - 60%

-        Сети напряжением до 35 кВ - 10%

-        Трансформаторные подстанции - 20%

-        Сети напряжением 110кВ и выше - 10%

Таким образом, учитывая тот факт, что сети напряжением до 35 кВ, как правило, сельские, можно сделать вывод, что для систем сельского электроснабжения уменьшение потерь электроэнергии является особо актуальной задачей.

При передаче электроэнергии от электростанции до потребителя часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей, утечку через естественные проводимости изоляции относительно земли и т.п. Это - технические потери электроэнергии. В основных элементах электрической сети: трансформаторах и линиях электропередачи потери электроэнергии разделяют на две составляющие: переменные (нагрузочные) потери и постоянные (потери холостого хода). В линиях электропередачи постоянные потери обычно малы по сравнению с переменными и их учитывают только при особо точных расчетах или в сетях высоких напряжений. В силовых трансформаторах составляющая потерь холостого хода обычно существенна и она учитывается всегда.

1 отчетная величина потерь электроэнергии - разность между поступившей в систему энергией и реализованной, вычисленной по сумме оплаченных счетов потребителей;

2 расчетная или техническая величина потерь электроэнергии - обусловленная расходом на нагрев, создание электромагнитных полей и т.п. и определяемая по известным параметрам режима работы и характеристикам элементов электрической сети;

Каждое из этих понятий имеет определенный экономический смысл, однако, наиболее ощутимая составляющая - это технические потери, возникающие при нагреве проводников. Количество теряемой при этом на участке сети энергии можно оценить по закону Джоуля - Ленца:

 (10.1)

где: Р - максимальная активная мощность на участке сети; S - расчетная мощность нагрузки на участке сети; R - сопротивление проводов на участке сети; cosφ - коэффициент мощности; U - номинальное напряжение на участке (0,38кВ); t - время потерь.

Время потерь определяется из выражения при время потерь может быть вычислена по формуле:

 (10.2)

где Т - время использования максимума нагрузки принятое по таблице 4.6 /2/.

При меньших значениях времени использования максимума нагрузки (Т) время потерь рекомендуется определять по следующей формуле:

 (10.3)

Потери энергии в трансформаторах определяются по формуле:

 (10.4)

где: DРкз, DРхх - потери короткого замыкания и холостого хода трансформатора.

Исходные данные и результаты расчета потерь в трансформаторе и на участках сети для удобства сведем в таблицу 10.1, 10.2 соответственно.

Таблица 10.1 - Расчет потерь в трансформаторе

№ ТП	Sp, кВА	Sн, кВА	ΔPхх, кВт	∆PKЗ, кВт	T, час	τ, час	∆W, кВт·ч
ТП5	87,3512	100	0,33	2,27	2800	1348	5225,6
ТП6	56	63,00	0,24	1,47	2800	1348	3668,0
ТП7	24,45	25,00	0,13	0,6	2800	1348	1912,4
ТП8	198,5	160	0,51	2,65	2800	1348	9965,7
Всего потерь в трансформаторах							20771,8

Пример расчета для ТП5:

Таблица 10.2 - Результаты расчета потерь на участках сети 0,38кВ

№ линии	№ уч-ка	Sp, кВА	L, км	Марка	r0	Т, час	τ, час	∆W, тыс. кВт·ч
ТП5 Л1	0 1	10,20	0,05	A-35	0,83	2000	919,59	27,496
	1 2	10,00	0,10	A-35	0,83	1100	479,66	27,433
	1 3	2,00	0,10	А-35	0,83	2000	919,59	2,0931
ТП5 Л2	0 1	45,05	0,05	A-50	0,59	1600	706,55	293,95
	1 2	10,00	0,03	А-35	0,83	1200	521,54	8,9932
	1 3	39,05	0,15	А-50	0,59	2000	919,59	848,03
ТП5 Л3	0 1	32,10	0,15	A-50	0,59	480	259,16	163,66
	1 2	30,00	0,10	А-50	0,59	920	408,71	144,28
	1 3	3,60	0,15	А-35	0,83	920	408,71	4,4146
Итого потерь по участкам								1520,4
С учетом потерь в трансформаторе								6746
ТП6 Л1	0 1	23,00	0,10	А-35	0,83	2000	919,59	290,8
	1 2	18,00	0,05	А-35	0,83	1100	479,66	40,198
	1 3	8,29	0,09	А-35	0,83	2000	919,59	30,877
ТП6 Л2	0 1	33,00	0,04	А-35	0,59	1600	706,55	113,56
	1 2	22,00	0,06	А-35	0,83	1200	521,54	90,682
	1 3	7,48	0,10	А-35	0,83	2000	919,59	28,112
	1 4	11,53	0,10	А-35	0,83	1600	706,55	53,99
	4 5	4,00	0,06	А-35	0,83	1200	521,54	2,8778
	4 6	0,08	А-35	0,83	1600	706,55	19,011
Итого потерь по участкам								670,11
С учетом потерь в трансформаторе								4338,2
ТП7 Л1	0 1	17,70	0,05	А-35	0,66	2000	919,59	65,983
	1 2	15,60	0,01	А-35	0,66	1100	479,66	5,6143
	1 3	3,60	0,18	А-35	0,66	2000	919,59	9,8264
ТП7 Л2	0 1	15,36	0,04	А-35	0,66	1600	706,55	32,457
	1 2	3,50	0,07	А-35	0,66	1200	521,54	2,1363
	1 3	4,20	0,27	А-35	0,66	2000	919,59	20,285
	1 4	5,80	0,09	А-35	0,66	1600	706,55	9,4719
	4 5	1,00	0,04	А-70	0,66	1200	521,54	0,0836
	4 6	4,00	0,19	0,00	0,66	1600	706,55	9,8387
Итого потерь по участкам								155,7
С учетом потерь в трансформаторе								2068,1
ТП8 Л1	0 1	198,50	0,01	А-70	0,42	2000	919,59	1317,4
Итого потерь по участкам								1317,4
С учетом потерь в трансформаторе								11283
Итого потерь по участкам								3663,5
С учетом потерь в трансформаторе								24435

Пример расчета для ТП5 Л1 участок 0 1:

11. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (к.з.) называется всякое не предусмотренное нормальным условием работы соединение 2х и более точек электрической цепи (непосредственно или через переходное сопротивление). В трехфазных сетях переменного тока при расчетах учитывают трехфазное и однофазное к.з., трансформаторов, линий электропередачи и других элементов сельской электрической сети.

Расчеты токов короткого замыкания необходимы для выбора и проверки электрооборудования, проектирования релейных защит и заземляющих устройств ТП. Для расчета токов короткого замыкания, для каждого ТП, необходимо составить расчетную схему. Одновременно с составлением расчетной схемы определяются точки сети, в которых следует вычислять значения токов короткого замыкания. При составлении расчетных схем, как правило, применяется упрощенный метод, когда в схеме замещения учитываются лишь активные и индуктивные сопротивления.

На схемах рис. 12.1 показаны все точки, в которых при проектировании необходимо рассчитать токи короткого замыкания следующих выводов:

1 в точках К1.1; К 1.2 - (на шинах 10кВ проектируемых ТП) ток трехфазного к.з. для выбора и проверки разъединителя, предохранителя и другого оборудования на стороне 10кВ ТП 10/0,4кВ

2 в точках К2.1…К2.3 (на выходных зажимах автоматических выключателей отходящих линий 0,38кВ проектируемых ТП10/0,4кВ) - ток однофазного к.з. для проверки на чувствительность предохранителей 10кВ проектируемого ТП к однофазным к.з. на шинах 0,4кВ: - токи трехфазных к.з. для выбора и проверки рубильника, трансформатора тока, автоматических выключателей и другого оборудования РУ 0,4кВ.

3 в точках КЗ. 1...К3.3 (в самых удаленных точках каждой из отходящих линий 0,38кВ) - токи однофазного или двухфазного к.з. для проверки на чувствительность выключателей /или других защитных аппаратов/ отходящих линий 0,38кВ к этому виду к.з.

Расчетная схема приведена на рисунке 12.1

Рисунок 11.1 - Расчетная схема токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания можно вести двумя методами: методом относительных единиц и методом именованных единиц.

Расчет будем производить методом именованных единиц.

Рассчитаем активное сопротивление линии ВЛ 10 кВ по формуле:

 (11.1)

Рассчитаем индуктивное сопротивление линии ВЛ 10 кВ по формуле:

 (11.2)

Активное и индуктивное сопротивления трансформатора:

 (11.3)

 (11.4)

 (11.5)

 (11.6)

Расчет активного и реактивного сопротивлений линии:

 (11.7)

 (11.8)

 (11.9)

 (11.10)

Рассчитаем сопротивление линии 1 ТП5 ВЛ 0,38 кВ по формуле:

Рассчитаем токи к.з. в точках К1.1, К1.2 и К1.3

 (11.11)

где: UБ1 - базовое напряжение (10 кВ)

Рассчитаем токи КЗ в точке К2.1:

Рассчитаем токи к.з. в точке К3.1

Таблица 11.1 - Расчет токов однофазного короткого замыкания

№ ТП	Rт1, Ом	Xт1, Ом	Rт0, Ом	Xт0, Ом	Rлин1, Ом	Xлин1, Ом	Rлин0, Ом	Xлин0, Ом	Iкз(1), кА
ТП5 Л1	0,036	0,066	0,36	0,46	0,395	0,248	0,601	0,58	0,394
ТП5 Л2	0,036	0,066	0,36	0,46	0,067	0,096	0,384	0,481	0,816
ТП5 Л3	0,036	0,066	0,36	0,46	0,149	0,142	0,438	0,511	0,640
ТП6 Л1	0,1	0,104	0,59	0,73	0,221	0,182	0,699	0,777	0,430
ТП6 Л2	0,1	0,104	0,59	0,73	0,252	0,206	0,719	0,792	0,404
ТП7 Л1	0,1	0,104	0,59	0,73	0,102	0,146	0,620	0,753	0,521
ТП7 Л2	0,1	0,104	0,59	0,73	0,296	0,218	0,749	0,800	0,380
ТП8 Л1	0,1	0,104	0,59	0,73	0,080	0,124	0,605	0,738	0,555

12. Выбор и проверка аппаратуры трансформаторных пунктов 10/0,4 кВ

На ТП необходимо выбрать:

Со стороны 10 кВ: разъединитель, предохранитель, разрядник;

Со стороны 0,4 кВ: рубильники, трансформаторы тока, автоматические выключатели отходящих линий.

12.1 Выбор аппаратуры для стороны 10 кВ

Разъединители

Условия выбора разъединителей:

Uн  Uс

Iн  Iр;(12.1.1)

где Uн - номинальное напряжение разъединителя;

Uс - номинальное напряжение сети;

Iн, Iр - номинальный и расчётный ток.

При выборе разъединителя необходимо проверить его на:

- динамическую прочность,

- термическую стойкость

Для выбора разъединителей необходимо рассчитать рабочие токи линий по формуле:

, А,(12.1.2)

где SН - номинальная мощность ТП, кВА;

UН - номинальное напряжение линии UН =10 кВ.

Определим рабочие токи для ТП5, ТП6, ТП7, ТП8:

Для всех ТП выбираем разъединители для наружной установки РЛНДА-10/200.

Проверяем разъединитель на динамическую устойчивость.

Значение расчётного ударного тока определяется по формуле:уд - ударный коэффициент, kуд =1.

Проверка на динамическую устойчивость Iн.дин ≥ iуд:

 (12.1.3)

,уд1= iуд2= kуд×Ö2×I(3)К1.1 (12.1.4)

где kуд=1;

уд1= iуд2= 1×Ö2×183=259 А

кА ≥ 259А

Проверка на термическую стойкость:

I2нт ×tнт >= I2× tп (12.1.5)

где: Iнт - номинальный ток термической стойкости (5кА);нт - предельное время действия тока короткого замыкания (10сек.);=139,2 А - расчетное значение тока трехфазного короткого замыкания;п - время короткого замыкания (1 сек.).

×10 › 0,259

› 0,259

Так как все условия выполняются, то разъединитель РЛНДА-10/200 подходит.

Все условия выполняются, следовательно, разъединители подходят.

Плавкие предохранители 10 кВ выбираются по следующим условиям:

н.пр IР (12.1.6)

где Uн.пр - номинальное напряжение предохранителя, В;н.пр - номинальный ток предохранителя, А;Р - рабочий ток ТП, А;о пр - предельный отключаемый ток, А;в - номинальные токи вставок, А;нв - номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А.

Результаты выбора предохранителей сведём в таблицу 12.1

Таблица 12.1- Выбор предохранителей 10 кВ

№ТП	Марка	Uн, В	Uс, В	Iнпр, А	Iр, А	Iо.пр, А	Iв, А
ТП5	ПК1-10У3	10	10	8	6,48	20	7,5
ТП6	ПК1-10У3	10	10	8	5,71	20	7,5
ТП7	ПК1-10У3	10	10	8	4,13	20	5	ПК1-10У3	10	10	8	5,77	20	7,5

Выбор разрядников

Разрядники аппараты, служащие для защиты от перенапряжения, разрушающе воздействующих на изоляцию электроустановок. Разрядники выбирают по номинальному напряжению Uн, и конструктивному исполнению.

Для ТП5, ТП6, ТП7, ТП8 выбираем вентильные разрядники РТВ-10:

Uн =10 кВ; Iн =2 кА; Iверх =10 кА.

12.2 Выбор аппаратуры со стороны 0,4 кВ

Выбор рубильников

Определим рабочие токи линий

, А,(12.2.1)

где Sрл - расчётная мощность линии, кВА;

Uн - номинальное напряжение линии (0,4 кВ).

Рубильники проверяют по следующим условиям:

Uн ≥Uс; Iн ≥Iр;

где Uн - номинальное напряжение рубильника, В;

Iн - номинальный ток рубильника, А;

Uс - номинальное напряжение сети, В;

Iр - максимальный рабочий ток линии, А.

Результаты выбора рубильников сведём в таблицу 12.2

Таблица 12.2 - Результаты выбора рубильников

№ТП	Марка	Uн, В	Uс, В	Iн, А	Iр, А
ТП5	Р-4 У-1	660	400	200	162,1
ТП6	Р-4 У-2	660	400	150	142,7
ТП7	Р-4 У-3	660	400	150	103,1
ТП8	Р-4 У-4	660	400	150	144,3

Выбор трансформаторов тока.

Класс точности трансформаторов тока - 0,5.

Для всех ТП выбираем трансформатор тока типа ТК-20, у которого: Uн=660В, Iн=5…1000А, класс точности 0,5.

Для ТП5 Iн =200/5 А;

Для ТП6 Iн =150/5 А;

Для ТП7 Iн =150/5 А;

Для ТП8 Iн =150/5 А;

Автоматические выключатели.

Автоматические выключатели - предназначены для защиты электрических установок до 1кВ от КЗ и перегрузок. С учетом рекомендаций /5/ выбор автоматов производится по следующим условиям:

Uн.а > Uc

1Iн.а > Iл max;

2Iн.т.р > 1,1 (Iл.mах+0,4 Iпуск);

3Iн.эм > 1,2(Iл.mах+∑ Iпуск);

-Iпред.о > I(3)кз;

Где Iл.mах -максимальный рабочий ток защищаемой линии, Ан.а -номинальное напряжение автоматического выключателя, В-номинальное напряжение сети, Вн.а -номинальный ток автомата, Ан.т.р -ток срабатывания теплового расцепителя автомата, Апуск -пусковой ток наибольшего электродвигателя, Ан.эм -ток срабатывания электромагнитного расцепителя автомата, Апред.о -предельный отключаемый ток автомата, А

Проверка автоматических выключателей осуществляется при помощи коэффициента чувствительности.

Максимальный ток линии рассчитывается по формуле:

где: Sртп - расчетная мощность линии ТП, кВА;Н - номинальное напряжение линии (0,38кВ).

Для линии Л1 трансформатора ТП5 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 51-32-22, с IR=80 A, IСП=13 кА, IНА= 160 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,02 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л2 трансформатора ТП5 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 51-32-22, с IR=100 A, IСП=12,5 кА, IНА= 160 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,02 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л3 трансформатора ТП5 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по

условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 21-29-3, с IR=63 A, IСП=6 кА, IНА= 63 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,01 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л1 трансформатора ТП6 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 21-29-3, с IR=63, A, IСП=6 кА, IНА= 63 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,01 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л2 трансформатора ТП6 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 21-29-3, с IR=63A, IСП=6 кА, IНА= 63 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,01 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л3 трансформатора ТП6 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 51-32-22, с IR=100 A, IСП=12,5 кА, IНА= 160 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,02 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л1 трансформатора ТП7 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 51-32-22, с IR=100 A, IСП=12,5 кА, IНА= 160 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,01 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л2 трансформатора ТП7 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 21-29-3, с IR=25 A, IСП=6 кА, IНА= 63 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,01 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л3 трансформатора ТП7 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 21-29-3, с IR=31,5 A, IСП=6 кА, IНА= 63 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,01 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

Для линии Л1 трансформатора ТП8 рабочий ток, при  равен:

Определим ток уставки расцепителя перегрузки по условию:

где: Iр - рабочий ток;

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 51-35-34, с IR=160 A, IСП=12,5 кА, IНА= 160 A,

Кратность тока равна. По рисунку 9.21 /10/ определим время срабатывания t=0,02 с, что не превышает допустимую ПУЭ норму.

.3 Проверка аппаратуры на селективность

Необходимо согласовать время отключения автоматического выключателя отходящей линии с предохранителем на стороне 10кВ.

Принимаем ток однофазного КЗ , в точке К3.10

По рис. п.9.44 /10/ время отключения автоматического выключателя ВА 51-35-34, с IR=160 A, IСП=12,5 кА, IНА= 160 A,  составляет t=0,02 сек.

По рис. п.4.19 /10/ время отключения предохранителя ПК1-10У3, с параметрами Uпр=10кВ, Iв= 7,5 А, составляет t=0,2 сек.

Следовательно, условие селективности выполняется.

Рисунок 12.1 - Карта селективности выбранных устройств защиты ТП8 Л1

Вывод

При проектировании сельскохозяйственного электроснабжения населенного пункта, были определены мощности на вводах потребителей, выбраны два трансформаторных пункта, а также выбраны места их установки.

Определены сечения проводов в линиях 0,38 кВ и 10 кВ, произведена трассировка сетей 0,38 кВ. После необходимых проверок и расчетов, был произведён расчет аппаратуры управления и защиты. А также были оценены потери напряжения у потребителя и падение напряжения в сети при запуске мощного электродвигателя.

Литература

1. Юндин М.А., Королев А.М. "Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства".

2. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. - М.: Сельэнергопроект, 1981, №11. - 109 с.

3. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. - М.: Сельэнергопроект, 1972, №10. - 40 с.

4. Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 1990. - 383 с.

5. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. - М: Агропромиздат, 1990. - 496 с.

6. Кравчик А.З. Асинхронные электродвигатели серии 4А. Справочник. - М: Энергоатомиздат, 1982. - 504 с.

7. Будзко И.А., Лещинская Т.Б. Электроснабжение сельского хозяйства. - М: Колос, 2000. - 536 .

8. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./под общей ред. А.А. Фёдорова. Т. 2. Электрооборудование. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 592 с.; ил.

9. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Агропромиздат, 1990. - 351 с.

10.Юндин М.А. Токовые защиты электрооборудования / Учебное пособие. - Зерноград: РИО ФГОУ ВПО АЧГАА, 2004. - 212 с.