|
Жилой
сектор
|
|
Параметры
элемента сети
|
Обозначение
|
Нагрузка
|
|
|
100%
|
25%
|
|
Отклонения
напряжения на шинах 10кВ РТП 35/10кВ
|
ΔUШ
|
+5
|
+0
|
|
Потери
напряжения в линии 10 кВ
|
ΔU10
|
-5,6
|
-1,4
|
|
Трансформатор
10/0,4 кВ
|
|
|
|
|
постоянная
надбавка
|
|
+5
|
+5
|
|
переменная
надбавка
|
|
0
|
0
|
|
потери
|
ΔUТ
|
-4
|
-1
|
|
Линия
напряжением 0,38 кВ
|
|
|
|
|
Потери
в наружной сети
|
ΔU0,38
|
-1,6
|
0
|
|
Потери
во внутренней сети
|
ΔUВН
|
-2
|
0
|
|
Отклонения
напряжения у
Потребителя
(п.о)
|
ΔUП
|
-5
|
+2,6
|
Определяем потерю напряжения в линии 10 кВ при
100% нагрузке по формуле
∆U10100
=
∆U10^
*
L10 [1]
Для жилого сектора: ∆U10100
=
0,7 *8 = 5,6 %
Определяем потерю напряжения в линии 10 кВ при
25% нагрузке по формуле
∆U1025
=
∆U10100
*25/100
[2]
Для жилого сектора: ∆U1025
=
5,6 *25/100 = 1,4%
Расчеты для производственного сектора
выполняются аналогично и заносятся в таблицу 1.
3. Электрический
расчет сети 0,38 Кв и определение сечения
провода Вл 10
Расчет проведем методом интервалов экономических
нагрузок. Подсчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ производятся путем
суммирования расчетных нагрузок на вводах потребителей. Максимальную расчетную
мощность (кВт) на участках сети 0;38 кВ определяются с учетом коэффициента
одновременности К0 [1] и табличным методом, так как они отличаются
более чем в четыре раза.
Полученные значения расчетных мощностей наносим
на расчетную схему сети 0,38 кВ.
Исходные данные для расчета являются:
Расчетная нагрузка жилого дома
Рд
= 10 кВт
Количество жилых домов на фидере Ф1 ТП1
п
=10 а так же:
- школа на 80 учащихся
Ршк
= 15 кВт
столовая на 35 мест
Рст
= 15 кВт
Коэффициент дневного максимума для жилых домов Кд
= 0,4
Коэффициент одновременности для суммирования
жилых домов К0 = 0,6
Коэффициент одновременности для суммирования
общественных зданий:
для одного здания К0 = 0,85
- для трех здании К0 = 0,75
Длина проектируемого фидера Ф1 Lф1
=
470 м
Косинус:
для жилого дома cos φд
=
0,92
для школы cos φшк
=
0,87
для спального корпуса школы-интернат cos φшк
=
0,87
для столовой cos φшк
=
0,86
Активное сопротивление 1 км линии 0,38 кВ
0,42
Ом/км
Реактивное сопротивление 1 км линии 0,38 кВ
0,35
Ом/км
Определяем расчетную нагрузку для жилых домов на
участке 8-14 и на аналогичном участке 7 -13а фидера Ф1:
кВ·А [2]
- в точке 8 фидера Ф1 определяем
табличным методом:
кВ·А, [1]
где S8-16 - добавка
активной мощности в сетях 0,38 кВ.
в точке 7 фидера Ф1 аналогично
формулы:
кВ·А [1]
- полная мощность фидера Ф1:
кВ·А [1]
Определяем эквивалентную мощность на
фидере Ф1:
кВ·А, [2]
где Кдр - коэффициент,
учитывающий динамику роста нагрузок.
Из таблицы экономических нагрузок
для ВЛ 0,38 кВ для района по гололедности [2] выбираем сечение провода 70 мм2.
Согласно требованиям ПУЭ-7
магистральные линии выбираются проводом АС 70 (по условиям механической
прочности).
Проверяем сечение проводов по
допустимой потере напряжения:
В [2]
[1]
%, [ 2]
что больше табличного ∆Uдоп, но меньше
7,5 %, разрешенными нормами ПУЭ.
Отсюда следует, что выбранное
сечение проводов соответствует нормам.
Полученные значения сечения проводов
вносим в таблицу 2.
Таблица 2
|
Расчетный
участок
|
Расчетная
мощность участка, Sрасч, кВ·А
|
Длина
участ ка, L, км
|
Коэффициент,
учитывающий динамику роста нагрузок, Кдр
|
Эквивалентная
мощность, Sэкв, кВ·А
|
Основн
ые марки и площади сечения проводов
|
Потери
напряжения при основных проводах
|
|
|
|
|
|
|
В
|
%
|
|
ТП1
|
|
Ф1
|
70,3
|
0,470
|
0,7
|
49,2
|
3АС70+
АС70
|
26,6
|
7
|
|
Ф2
|
43
|
0,505
|
0,7
|
30,1
|
3АС70+
АС70
|
10,4
|
2,7
|
|
Ф3
|
36
|
0,580
|
0,7
|
25,2
|
3АС70+
АС70
|
11,6
|
3
|
|
Ф1
|
85,3
|
0,125
|
0,7
|
59,7
|
3АС70+
АС70
|
14
|
3,7
|
|
Ф2
|
132,3
|
0,120
|
0,7
|
92,6
|
3АС70+
АС70
|
21,2
|
5,6
|
|
Линия
ТП0- ТП2
|
239,4
|
9
|
0,7
|
167,5
|
3АС35
|
187
|
1,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчет сечений проводов ВЛ 10 кВ выполним
методом экономических интервалов.
Исходными данными для расчета являются
экономическая мощность трансформаторных подстанций (таблица 3).
Длина проектируемой линии ВЛ 10 кВ до ТП1 равно
8 км, а до ТП2 - 9 км.
Коэффициент одновременности К0 = 0,85
Косинус cos φ
= 0,88.
Определяем расчетную мощность линии:
кВ·А [ 2]
Определяем эквивалентную мощность:
кВ·А [ 2]
Из таблицы экономических интервалов
для линий напряжением 10 кВ, для района гололедности 2 и расчетного периода 7
лет выбираем сечение провода 35 мм2. Согласно требованиям ПУЭ-7 магистральная
линия 10 кВ выполняются проводом АС 35 (по условию механической прочности).
Проверяем сечение проводов по
допустимой потере напряжения.
В [2]
%, [2]
что меньше ∆Uдоп, = 5 %
[2]
Для фидеров Ф2 и Ф3 ТП1 и Ф1 и Ф2
ТП2 расчеты производим аналогично. Результаты заносим в таблицу 2.
. Расчет токов короткого замыкания
для выбора и проверки защитной аппаратуры
Расчет токов короткого замыкания
(к.з.) проводим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановки
(разъединитель, высоковольтный предохранитель, автоматические выключатели) на
электродинамическую и термическую стойкость. Выбор средств и схем молниезащиты
и заземляющих устройств.
При расчете силы токов к.з.
используем метод относительных единиц. Для расчетов силы тока к.з.
предварительно составляем схему замещения, в которую входят все элементы
электроустановки.
Исходными данными для расчета
являются:
мощность к.з. на шине 35 кВ РТП
35/10 SК = 250 МВ·А
удельное активное сопротивление
удельное активное сопротивление 1 км провода АС35 в линии 10 кВ - 0,77 Ом/км
удельное реактивное сопротивление
удельное активное сопротивление 1 км провода АС35 в линии 10 кВ - 0,4 Ом/км
среднее значение напряжения в линии
10 кВ - 10,5 кВ
среднее значение напряжения в линии
0,38 кВ - 0,4 кВ
ударный коэффициент в сетях
напряжением 10 кВ и 0,38 кВ - 1,0
Составляем схему замещения:
Рисунок 1. Cхемa
замещения сети.
Принимаем базисное значение мощности Sб
= 100 МВ·А и определяем сопротивления элементов схемы замещения:
системы
[2]
трансформатора Т1
[2]
[2]
[2]
- линии 10 кВ:
[2]
[2]
Ом [ 2] (5.7)
для трансформатора ТМ-250:/10
вычисляем по формулам
= 26 Ом
= 5,9 Ом
= 25,3 Ом
Наносим полученные значения
сопротивлений на схему замещения.
Определяем результирующие
сопротивления до точек к.з.:
[2]
[2]
до точки К2:
Силы базисных токов на 10 кВ и 0,38
кВ определяются:
[2]
[2]
Находим силу тока трехфазного к.з.:
в точке К1
[2]
в точке К2
[2]
Определяем мгновенное значение
ударного тока к.з. в точке К1
[2]
Расчет силы тока однофазного к.з. в
конце линии 0,38 кВ.
Исходными данными являются:
сопротивление нулевой последовательности
фазы трансформатора Z(1)/3 = 0,104
Ом
полное сопротивление петли,
фаза-нулевой провод четырехпроводной воздушной линии 0,38 кВ с проводами
3АС70+АС70 - 1,28 Ом/км
длина Ф3 (самая длинная)L0,38 - 0,580 км
Определяем силу тока однофазного
к.з. в фидере Ф3 по формуле:
[2]
[2]
Полученные значения заносим в
таблицу
Таблица 3
|
Точки
короткого замыкания
|
Результирующее
сопротивление до точки к.з., Z, Ом
|
Сила
тока трехфазного к.з., I(3), кА
|
Сила
тока однофазного к.з,. I(1), А
|
Ударная
сила тока к.з., iу(3),кА
|
|
К1
|
8,32
|
0,66
|
|
1,12
|
|
К2
|
33,32
|
4,34
|
(Ф3)
137,2
|
|
|
К3
|
82,2
|
0,07
|
|
0,1
|
|
К4
|
36,4
|
3,97
|
|
|
|
ТМ250/10
Ф3
|
0,64
|
|
497,7
|
|
|
ТМ160/10
Ф2
|
0,12
|
|
547,3
|
|
. Расчет и выбор защиты от к.з., перенапряжений
и от поражения электрическим током
Расчет заземляющих устройств ТМ-250/10. Данные
для расчета:
удельное сопротивление грунта - 100 Ом· м
длина вертикальных стальных стержней - 5 м
диаметр стержней - 20 мм
размеры горизонтальных стальных полос -40 х 4 мм
глубина заложения стержней - 0,8 м
полосы связи - 0,9 м
Находим расчетное сопротивление грунта:
[2]
Где. КС=1,35 и К2=1,0
Вычисляем сопротивление круглого вертикального
заземлителя из стали:
, [1]
что не превышает норму 30 Ом,
где Нср = 0,8 + 5/2 = 3,3 м
Сопротивление заземляющего устройства должно
быть меньше 10 Ом или 125/Iз,
согласно ПУЭ-7
, [2]
[1]
Для расчета берем наименьшее
значение - 
9 Ом.
[2]
Выбираем 4 стержня.
Расстояние между стержнями берем 10
м, тогда 
40 м.
Находим сопротивление полосы связи:
, [1]
[1]
Определяем сопротивление
вертикальных стержней для заземления, если коэффициенты экранирования равны 
и 
, при n = 4 и а/l = 2:
[1]
полосы связи:
[1]
Определим сопротивление заземляющего
устройства подстанции:
< 10 Ом, [1]
что соответствует ПУЭ-7.
Находим сопротивление повторного
заземления:
одинарного
всех повторных заземлителей
< 4 Ом, [1]
Вычисляем общее сопротивление
заземляющего устройства нейтрали трансформатора с учетом сопротивлений
повторных заземлителей:
<4 Ом, [1]
что соответствует ПУЭ-7.
. Выбор электрической аппаратуры
Выбор автоматических выключателей
Выбор автоматических выключателей
производится по току срабатывания теплового расцепителя Iтр, который
равен номинальному току Iн фидера
трансформатора с учетом коэффициента надежности Кн = 1,1:
Трансформатор ТМ-250/10
для фидера Ф1
, [2]
тогда
[2]
для фидеров Ф2, Ф3 и трансформатора
ТМ-160/10 Ф1, Ф2 находим аналогично.
Для автоматического выключателя
трансформатора ТМ-160/10 находим силы тока теплового Iтр и
электромагнитного Iэр расцепителя
с двигателями на фидере Ф1 - АИР112М4У3, на Ф2 - 4АС132М4У3:
Фидер Ф1
Характеристика двигателя
АИР112М4У36:
номинальная мощность Р - 5,5 кВт
косинус 
= 0,86
КПД = 0,855
кратность пускового тока КI - 7,0
Находим:
номинальный ток двигателя:
[2]
пусковой ток
[2]
силу максимального рабочего тока
[2]
ток срабатывания теплового
расцепителя
[2]
ток срабатывания электромагнитного
расцепителя
, [2]
по селективности выбираем Iтр=200 А
Если сила однофазного короткого
замыкания 
=497,7 А, то
чувствительность защиты
, [2]
это меньше нормы Кч=3,
указанной в ПУЭ-7, поэтому в нулевом проводе устанавливаем реле РЭ-571т
ток срабатывания реле
[2]
чувствительность при однофазном к.з.
> 1,5 [2]
Поэтому выбираем реле с Iэр=91 А, что
обеспечит защиту от однофазного короткого замыкания.
Для фидера Ф2 расчеты аналогичны.
Выбираем автоматы защиты:
ТМ-250/10 - Ф1: ВА51Г-33/160/125 с
реле РЭ-571т в нулевом проводе
Ф2: ВА51Г-31-1/100/80 с реле РЭ-571т
в нулевом проводе
Ф3: ВА51Г-31-1/100/63 с реле РЭ-571т
в нулевом проводе
ТМ-160/10 - Ф1: ВА51Г-35/250/200 с
реле РЭ-571т в нулевом проводе
Ф2: ВА51Г-39/630/400 с реле РЭ-571т
в нулевом проводе
Выбор плавких вставок
предохранителей
Находим силу номинального тока
трансформатора ТМ-250/10 на стороне 10 кВ:
[2]
Обеспечиваем отстройку от бросков
силы намагничивающего тока трансформатора
[2]
Выбираем предохранители
ПВ(ПСН)-10/100 с плавкой вставкой на номинальный ток 40 А.
с учетом коэффициента надежности
находим силу расчетного тока к.з.на стороне 10 кВ
, [2]
где Кн- коэффициент
надежности, I (3)К2 - сила тока
трехфазного короткого замыкания трансформатора на стороне 0,4 кВ. По
ампер-секундной характеристике плавких вставок находим время перегорания tв=0,08 с.
находим допустимое время протекания
тока к.з. по трансформатору
[2]
Так как tв=0,08с < tд=0,8с,
значит термическая устойчивость трансформатора обеспечена.
Для трансформатора ТМ-160/10 расчеты
аналогичны.
Выбираем предохранители ПК-10Н/30 с плавкой
вставкой на номинальный ток 20 А.
Выбор разъединителей
При выборе разъединителей должны выполняться
условия, заносим их в таблицу 4:
Таблица 4
|
Условия
выбора
|
Расчетные
данные
|
Каталожные
данные РЛНДА- 10/200
|
|
Для
ТМ-250/10
|
Для
ТМ-160/10
|
|
|
 10 кВ10
кВ10 кВ
|
|
|
|
|
 21,6 А13,8
А200 А
|
|
|
|
|
 1,12 кА0,1
кА20 кА
|
|
|
|
|
 0,68
кА0,073 кА8 кА
|
|
|
|
|
 0,03 кА2·с0,001
кА2·с 360 кА2·с
|
|
|
|
Для трансформатора ТМ-250/10
Находим необходимые данные:
[1]
[1]
[1]
[1]
Расчеты для трансформатора ТМ-160/10
аналогичны. Результаты заносим в таблицу 4.
7. Разработка мероприятий по охране труда, по
пожарной и электробезопасности
Охрана труда - это система законодательных
актов, социальных, экономических, профилактических мероприятий и средств
обеспечения защиты и сохранения здоровья человека и его работоспособности.
Для работы на трансформаторе допускается
специальный оперативный или оперативно-ремонтный персонал по наряду-допуску и
иметь группу допуска по электробезопасности не ниже III.
Перед работой на электроустановке нужно
выключить нагрузку, разомкнуть разъединитель (создать видимый разрыв),
установить переносное заземление, проверить на отсутствие напряжения на
токоведущих частях.
По пожарной безопасности на территории
трансформатора нужно обеспечить отсутствие посторонних предметов, уборку травы.
Все токоведущие части должны быть надежно закреплены, дугогасящие камеры
исправны. Оперативно-ремонтная бригада должна быть обеспечена порошковыми
огнетушителями.
Персонал по мере необходимости должен работать с
применением средств защиты от поражения электрическим током (диэлектрических
инструментов, каски, перчаток, бот, коврика). От прикосновения к токоведущим
частям при работе под напряжением назначается наблюдатель.
Заключение
В ходе выполнения курсовой работы:
- закрепил теоретические знания и выработал
навыки конкретных технических решений по комплексным задачам электроснабжения
сельскохозяйственных объектов;
закрепил умения по расчётам, проектировке схем;
умею работать со справочной литературой,
нормативной и правовой документацией при проектировании;
выявил и развил в себе творческие способности в
процессе курсового проектирования.
Закрепил и углубил знания по:
основным требованиям ГОСТов, ПУЭ, ПТЭ,
нормативных руководящих материалов по проектированию систем для производства и
распределения электроэнергии, обеспечению надежного и экономичного
электроснабжения сельских потребителей;
методам расчета электрических сетей и
электрооборудования с учетом технических требований и экономического
обоснования;
методам и средствам обеспечения надежности
электроснабжения и качества электроэнергии, рационального использования
электроэнергии и снижение её потерь;
устройство высоковольтного и низковольтного
оборудования;
методам расчета токов короткого замыкания.
электрификация сельский ток
трансформатор
Литература
1. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное
проектирование. - М.: Агропромиздат, 2010.
. Методические указания.
Электроснабжение сельского хозяйства. - Сергиев Пасад, 2004.
. Будзко И.А., Лещинская Т.Б.,
Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Колос, 2000.
. Будзко И.А., Левин М.С.
Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. 2-е
изд. - М.: Агропромиздат, 2009.
. Справочник инженера-электрика
сельскохозяйственного производства.- М.: Информагротех, 2011.