Электроснабжение деревни Анисовка

42

ТЮМЕНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства

Кафедра энергообеспечения с/х

Курсовой проект

по дисциплине

Электроснабжение сельского хозяйства

Тема: Электроснабжение деревни Анисовка

Выполнил студент гр. Э-047 «б»___________ Шипицин Ю.А.

Тюмень 2006

• Содержание
• ЗАДАНИЕ
• Нагрузки 0,4 кВ
• Введение
• Расчет электрических нагрузок
• Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1
• Линия Л1
• Линия Л2
• Линия Л3
• Линия Л4
• Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2
• Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности
• Линия Л1
• Выбор потребительских трансформаторов
• Электрический расчет воздушных линий 10 кВ
• Выбор сечения проводов
• Участок линии 10 кВ № 0-1
• Участок линии 10 кВ № 1-2
• Участок линии 10 кВ № 1-3
• Расчет основные технические характеристики проводов
• Расчет потерь напряжения на участках
• Участок линии 10 кВ № 0-1
• Участок линии 10 кВ № 1-2
• Участок линии 10 кВ № 1-3
• Потери электрической энергии на участках
• Участок линии 10 кВ № 0-1
• Участок линии 10 кВ № 1-2
• Участок линии 10 кВ № 1-3
• Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ
• Участок Л1
• Участок 1-2
• Участок 3-4
• Участок 5-6
• Участок Л2
• Участок 1-2
• Участок 3-4
• Участок 5-6
• Участок Л3
• Участок 1-2
• Участок 3-4
• Участок 5-6
• Участок Л4
• Участок 1-2
• Участок 3-4
• Основные технические характеристики проводов
• Расчет потерь напряжения на участках
• Участок Л1
• Участок линии Л2
• Участок линии Л3
• Участок линии Л4
• Потери электрической энергии на участках
• Участок линии Л1
• Участок линии Л2
• Участок линии Л3
• Участок линии Л4
• Расчет ТП-2.
• Участок Л1
• Участок 1-2
• Участок 3-4
• Основные технические характеристики проводов
• Расчет потерь напряжения на участках
• Участок Л1
• Участок линии 1-2
• Участок линии 3-4
• Потери электрической энергии на участках
• Участок линии Л1
• Участок линии 1-2
• Участок линии 3-4
• Расчет токов короткого замыкания
• Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания
• Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ
• Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки 30
• Линия Л1
• Расчет заземляющего устройства
• Расчет молниезащиты
• Заключение
• Литература
• Введение
• Вместе с развитием электроэнергетики страны стала развиваться электрификация сельских районов. На первых порах она сводилась главным образом к обеспечению в селе электрического освещения, но постепенно электроэнергия во все возрастающих объемах стала внедряться и в технологические процессы сельскохозяйственного производства. Сельская электрификация обеспечивалась в основном строительством мелких колхозных и совхозных гидроэлектростанций и тепловых электростанций на местном топливе, а с 50-х годов в стране началось широкое строительство сельских электрических сетей, присоединенным к мощным государственным энергосистемам. Дальнейшее развитие электрификации сельскохозяйственных объектов неразрывно связано с повышением качества и надежности поставляемой электрической энергии. На сегодняшний день без большого преувеличения можно сказать, что без электроэнергии не обходится ни один технологический процесс. Электроэнергия так тесно вплелась в сегодняшнее производство, что первоочередной задачей при проектировании тех или иных технологических процессов является электрификация -- расчет и создание качественной, надежной и в тоже время простой и дешевой, удовлетворяющей поставленным требованиям системы энергоснабжения. Именно такую систему энергоснабжения деревни Анисовка я рассчитаю в данном курсовом проекте.

Расчет электрических нагрузок

Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1

Линия Л1:

При количестве потребителей 18 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л2:

При количестве потребителей 16 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л3:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Линия Л4:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Тогда нагрузки:

Рд= Ко У Рдi ; Рв= Ко У Рвi ; Qд= Ко УQдi ; Qв= Ко УQвi .

В случаях,когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер,то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ; Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ; Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

Итого по линии Л1, Л2,Л3 и Л4:

Рд=24+23+18+26=91 кВт; Рв=37+37+29+36=139 кВт;

Qд=7+8+6+11=32 кВар; Qв=10+11+6+9=36 кВар

Уличное освещение:

Длина линии Л1 составляет 172*8+262*2=1900 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М длины линии. Тогда полная мощность Sв=1900·0,003·1,2=6,84 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosц=6,84·0.9=6,156кВт (cosц=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=6,84-6,156=0,684 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №1

Линии	Потребители	Ко-во, шт	Ко	Активная нагрузка, кВт	Реактивная нагрузка, кВар
				На вводе	Расчетная	На вводе	Расчетная
				Рдi	Рвi	Рдi	Рвi	Qдi	Qвi	Qдi	Qвi
Л1	Жилой дом	17	0,34	3,5	6	20,2	34,7	1,15	1,5	6,6	8,7
	Детский сад	1	0,34	12	8	4,1	2,7	6	4	2	1,4
	Расчетная нагрузка Л1	-	-	-	-	24,3	37,4	-	-	6,6	10
Л2	Жилой дом	15	0,34	3,5	6	17,9	30,6	1,15	1,5	5,9	7,7
	Школа	1	0,34	14	20	4,8	6,8	7	10	2,4	3,4
	Расчетная нагрузка Л2	-	-	-	-	22,6	37,4	-	-	7,6	10,6
Л3	Жилой дом	10	0,42	3,5	6	14,7	25,2	1,15	1,5	4,8	6,3
	Баня	1	0,42	8	5	3,4	2,1	8	5	3,4	2,1
	Расчетная нагрузка Л3	-	-	-	-	18	28,6	-	-	5,6	5,6
Л4	Жилой дом	8	0,42	3,5	6	11,8	20,2	1,15	1,5	3,9	5
	Корпус интерната	1	0,42	8	14	3,4	5,9	5	7	2,1	2,9
	Клуб	1	0,42	5	14	2,1	5,9	3	8	1,3	3,4
	Столовая	1	0,42	20	10	8,4	4,2	10	4	4,2	1,7
	Расчетная нагрузка Л4	-	-	-	-	25,6	36,1	-	-	10,6	8,6
Итого по Л1, Л2 и Л3	-	-	-	-	90,8	139,5	-	-	30,4	34,8
Уличное освещение	-	1	-	-	-	6,2	-	-	-	0,7
Нагрузка ТП-1	-	-	-	-	90,8	145,7	-	-	30,4	35,5

Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП-1 Таблица №1

Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2

Расчет проводим аналогично расчету нагрузок ТП-1:

Рд= Ко У Рдi ; Рв= Ко У Рвi ; Qд= Ко УQдi ; Qв= Ко УQвi .

В случаях, когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер, то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ; Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ; Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

При количестве производственных потребителей 4 коэффициент одновременности Ко =0,8.

Итого по линии:

Рд= 71,2 кВт ; Рв= 29 кВт ; Qд= 52,8 кВар ; Qв= 25,4 кВар;

Наружное освещение зданий.

Длина периметра территории (237+239)*2=952 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М периметра.

Тогда полная мощность Sв=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosц=3,4·0.9=3,06 кВт (cosц=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=3,4-3,06=0,34 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №2

Определение нагрузок ТП-2 Таблица №2

Потребители	Ко-во, шт	Ко	Активная нагрузка, кВт	Реактивная нагрузка, кВар
			На вводе	Расчетная	На вводе	Расчетная
			Рдi	Рвi	Рдi	Рвi	Qдi	Qвi	Qдi	Qвi
Коровник	1	0,8	30	26	24	20,8	26	23	20,8	18,4
Молочный блок	1	0,8	25	25	20	20	12	12	9,6	9,6
Кормоприготовительное отделение	1	0,8	25	25	20	20	20	20	16	16
Ремонтная мастерская	1	0,8	9	4,5	7,2	3,6	8	4	6,4	3,2
Итого	--	--	--	--	71,2	29	--	--	52,8	25,4
Наружное освещение	--	1	--	--	--	3,06	--	--	--	0,34
Нагрузка ТП-2	--	--	--	--	71,2	32,06	--	--	52,8	25,74

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Sд=; Sв=;

Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);

cos= Рд\ Sд ; cos= Рв\ Sв ;

Линия Л1

Sд===25 кВА;

Sв===38 кВА;

Iд= Sд/(·Uном)= 25/(·0,38)=39 А;

Iв= Sв/(·Uном)= 38/(·0,38)=59 А;

cos= Рд/ Sд =24/25=0,96;

cos= Рв/ Sв =37/38=0,97.

аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.

Результаты расчетов сведем в таблицу №3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ таблица №3

Элементы сети	Мощность	Ток, А	Коэф. мощности
	Активная, кВт	Реактивная, кВар	Полная, кВА
	Рд	Рв	Од	Qв	Sд	Sв	Iд	Iв	cos	cos
Л1	24	37	7	10	25	38	39	59	0,96	0,97
Л2	23	37	8	11	24	39	37	60	0,96	0,95
Л3	18	29	6	6	19	30	29	46	0,95	0,97
Л4	26	36	11	9	28	37	43	57	0,93	0,97
ТП-1	100	146	30	36	104	150	161	232	0,96	0,97
ТП-2	71	32	53	26	89	41	138	63	0,80	0,78

Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ

Таблица №4

№ ТП	Sрасч., кВА	Тип	Sт.ном., кВА	Uвн.ном., кВ	Uнн.ном., кВ	ДРхх, кВт	ДРк.з., кВт	Uк.з., %
1	150	ТМФ	160	10	0,4	0,57	2,65	4,5
2	89	ТМ	100	10	0,4	0,37	2,27	4,5
У			260

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Рд= Ко У Рдi ; Рв= Ко У Рвi ; Qд= Ко УQдi ; Qв= Ко УQвi;

Sд=; Sв=; Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);

учтя, что Uном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ? Iр.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=7,2 А -- выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-2

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=6,9 А -- выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-3

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=3,9 А -- выполняется.

Расчет основные технические характеристики проводов

Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.

Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:

хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·м

Dср=1500 мм -- среднее геометрическое расстояние между проводами;

d=6,9 мм -- диаметр провода;

м?1 -- относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ?1)

Поэтому

хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.

Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.

Таблица №5

Провод	Dср, мм	ro, Ом/км	хо, Ом/км	Iр.max, А	Iдоп, А
АС25	1500	1,146	0,40	24,1	135

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ДUд=== 5,7%;

ДUв=== 5,7%.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ДUд=== 0,02%;

ДUв=== 0,03%.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ДUд=== 0,05%;

ДUв=== 0,02%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ДWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.

Годовое потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ДWл %= ДWл/ Wгод·100=744/105700=0,7%.

Суммарные потребительские потери во всех ТП 10:

ДWт=2067 кВт·ч/год.

Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:

ДWт %= ДWт/ Wгод·100=2067/105700·100=1,87%

Результаты расчетов сведем в таблицу №6.

Электрический расчет ВЛ 10кВ

Таблица №6

Участок	Сумма мощностей ТП заучастком	Количество трансформаторов за участком, шт.	Ко	Расчетная мощность учаска	Рабочий ток, А	Марка и сечение провода	Потери напряжения ДU, %	Потери энергии, ДWл , кВт·ч
№	Длина, М	Активных, кВт	Реактивных, кВар			Активная, кВт	Реактивная, кВар	Полная, кВА			Днем	Ночью
		У Рд	У Рв	УQд	УQв			Рд	Рв	Од	Qв	Sд	Sв	Iд	Iв		На участке	От ГПП до конца участка	На участке	От ГПП до конца участка
0-1	25000	171	178	83	62	2	0,85	145	151	71	53	161	160	9,3	9,2	АС25	5,7	5,7	5,7	5,7	47
1-2	150	100	146	30	36	1	1	100	146	30	36	104	155	6	9	АС25	0,02	5,72	0,03	5,73	62
1-3	450	71	32	53	26	1	1	71	32	53	26	89	41	5,1	2,4	АС25	0,05	5,75	0,02	5,72	635

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ? Iр.

Расчет ТП-1

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=59/1,3=45,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=59 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=27,4/1,3=21,1 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок Л2:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=60/1,3=46,2 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=60 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=32,4/1,3=24,9 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=32,4 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок Л3:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=46/1,3=35,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=60 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=18,1/1,3=13,9 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ? Iр=13,9 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=14,3/1,3=11 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ? Iр=14,3 А -- выполняется.

Участок Л4:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=57/1,3=43,8 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=43,8 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=24,8/1,3=19 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=24,8 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32/1,3=24,6 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=32 А -- выполняется.

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №7

Провод	Dср, мм	Ro, Ом/км	хо, Ом/км	Iдоп, А
АС16	1500	1,772	0,416	111
АС25	1500	1,146	0,40	135
АС50	1500	0,592	0,380	210

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ДUд===7%;

ДUв=== 10,7%.

Участок линии Л2:

ДUд=== 6,9%;

ДUв=== 10,8%.

Участок линии Л3:

ДUд=== 4,9%;

ДUв=== 7,4%.

Участок линии Л4:

ДUд=== 7,5%;

ДUв=== 9,4%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·592·0,592·0,6·1500·10-3=5564 кВт·ч/год.

Участок линии Л2:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·392·0,592·0,6·1500·10-3=2431 кВт·ч/год.

Участок линии Л3:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·462·0,592·0,55·1500·10-3=3100 кВт·ч/год.

Участок линии Л4:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·572·0,592·0,55·1500·10-3=4760 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ДWл=5564+2431+3100+4760=15855 кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии :

Wгод=Ррасч·Тmax=36*(1000+1000)/2=25200 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ДWл %= ДWл/ Wгод·100=15855/25200=0,6%.

Расчет ТП-2

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=700 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=138/1,3=106,2 мм2.

Применим провод АС120.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=390 А ? Iр=106,2 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=57,2/1,3=44 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=44 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=86,6/1,3=66,6 мм2.

Применим провод АС95.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=330 А ? Iр=66,6 А -- выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №8

Провод	Dср, мм	Ro, Ом/км	хо, Ом/км	Iдоп, А
АС50	1500	0,592	0,380	210
АС95	1500	0,299	0,357	330
АС120	1500	0,245	0,349	390

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ДUд===3,8%;

ДUв=== 1,8%.

Участок линии 1-2:

ДUд=== 1,8%;

ДUв=== 1,6%.

Участок линии 3-4:

ДUд=== 0,9%;

ДUв=== 0,8%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·1382·0,245·0,15·1500·10-3=3149 кВт·ч/год.

Участок линии 1-2:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·57,22·0,592·0,1·1500·10-3=872 кВт·ч/год.

Участок линии 3-4:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·86,62·0,299·0,05·1500·10-3=505 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ДWл=3149+872+505=4526кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=71*(1000+1000)/2=49700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ДWл %= ДWл/ Wгод·100=4526/49700=0,09%.

Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания необходимы для выбора оборудования, расчета и проверки защит, выбора устройств грозозащиты и заземления подстанции и т. п.

Составим исходную схему для расчета токов короткого замыкания:

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания:

Для приведения сопротивлений к базисным условиям воспользуемся системой именованных единиц, приведя все сопротивления к базисному напряжению Uб=0,4 кВ. Тогда сопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям:

Сопротивление системы:

Хсб ===1,33·10-3 Ом;

Сопротивление трансформатора:

Rт.б=ДРк.з/Sт.ном·/Sт.ном=2270/1·105·4002/1·105=14,2·10-3 Ом;

Хтб=uр %/100· /Sт.ном=4,27/100·4002/1·105=26,7·10-3 Ом;

Сопротивление линии:

rб=ro·L·(Uб/Uс.ном)2; хб=хo·L·(Uб/Uс.ном)2, тогда

Л1: rб=2,45·10-3 Ом; хб=3,49·10-3 Ом.

Л11-2: rб=5,98·10-3 Ом; хб=7,14·10-3 Ом.

Л11-3: rб=8,97·10-3 Ом; хб=10,7·10-3 Ом.

Л13-4: rб=29,6·10-3 Ом; хб=19·10-3 Ом.

Л13-5: rб=29,6·10-3 Ом; хб=19·10-3 Ом.

Участок 0-1: rб=45,8·10-3 Ом; хб=16·10-3 Ом.

Участок 1-2: rб=0,28·10-3 Ом; хб=0,1·10-3 Ом.

Участок 1-3: rб=0,8·10-3 Ом; хб=0,3·10-3 Ом.

Результирующие сопротивления до точек короткого замыкания:

К1: RУ=0 Ом; XУ=1,33·10-3 Ом.

К2: RУ=45,8·10-3+0,28·10-3=46,08·10-3 Ом; XУ=1,33·10-3+16·10-3+0,1·10-3= 17,

43·10-3 Ом.

К3: RУ=61,08·10-3 Ом; XУ=44,43·10-3 Ом.

К4: RУ=69,51·10-3 Ом; XУ=55,06·10-3 Ом.

К5: RУ=93,13·10-3 Ом; XУ=66,92·10-3 Ом.

К6: RУ=93,13·10-3 Ом; XУ=66,92·10-3 Ом.

Полные сопротивления:

ZУ=

К1: ZУ===1,33·10-3 Ом;

К2: ZУ===49·10-3 Ом;

К3: ZУ=75,2·10-3 Ом;

К4: ZУ=88,2·10-3 Ом;

К5: ZУ=114·10-3 Ом;

К6: ZУ=114·10-3 Ом;

Токи трехфазного короткого замыкания:

К1: ==6,95 кА;

К2: 4,7 кА; К3: 3,1 кА; К4: 2,6 кА;

К5: 2,02 кА; К6: 2,02 кА;

Токи двухфазного короткого замыкания:

К1: ==6,05 кА;

К2: =4,1 кА; К3: =2,7 кА; К4: =2,2 кА;

К5: =1,7 кА; К6: =1,7 кА;

Ударные токи:

iу=

Ударный коэффициент:

=1+

К1: =1+=1+=2; iу===16,67 кА;

К2: =1; iу=6,58 кА;

К3: =1,01; iу=4,4 кА;

К4: =1,02; iу=3,7 кА;

К5: =1,01; iу=2,4 кА;

К6: =1,01; iу=2,4 кА;

Мощность короткого замыкания:

К1: =Sс.к=120 МВА;

К2: ==81,3 МВА;

К3: =2,1 МВА;

К4: =1,8 МВА;

К5: =1,4 МВА;

К6: =1,4 МВА;

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ определяется с целью проверки защиты на чувствительность. Этот ток как правило однофазный и возникает он у потребителя из-за неисправности технологического оборудования:

,

где

-- минимальное фазное напряжение на шинах 0,4 кВ ТП-1, принятое с учетом оценки качества напряжения у потребителя Vш.0,4 =+4,9 %:

=220·(1+ Vш.0,4\100)=220·(1+4,9/100)=230,78 В.

-- полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус:

для трансформатора 10/0,4 кВ со схемой соединения обмотки «звезда-звезда с нулем» при Sт.ном=400 кВА, составляет =0,195 Ом.

-- полное сопротивление петли «фаза-нуль» от шин 0,4 кВ ТП-1 до конца линии 0,38 кВ:

=,

где

, , , -- активное и индуктивное сопротивление фазного и нулевого провода (сопротивлением вводных проводов не учитывается т. к. их длина менее 20 м);

L -- длина линии.

В моей системе самой удаленной точкой является точка 4 линии Л1, тогда

== =(0,01+0,03+0,05)·=0,04 Ом.

Тогда

=405 А.

Результаты расчетов сведем в таблицу №11.

Таблица №10 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Точка КЗ	Uс.ном, кВ	Сопротивление, ·10-3 Ом	Ку	Токи, кА	, МВА
		RУ	XУ	ZУ				iу
К1	10	0	1,33	1,33	2	6,95	6,05	16,67	--	120
К2	10	46,08	17,43	49	1	4,7	4,1	6,58	--	81,3
К3	0,4	61,08	44,43	75,2	1,01	3,1	2,7	4,4	--	2,1
К4	0,4	69,51	55,06	88,2	1,02	2,6	2,2	3,7	405	1,8
К5	0,4	93,13	66,92	114	1,01	2,02	1,7	2,4	--	1,4
К6	0,4	93,13	66,92	114	1,01	2,02	1,7	2,4	--	1,4

Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки

Линии 0,38 кВ питающие 3-х фазные потребителей, защищаются в основном автоматическими выключателями (ВА) со встроенными электромеханическими тепловыми расцепителями и электромагнитной токовой отсечкой.

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ? Кз·Iр. max, где

Кз -- коэффициент учитывающий точность изготовления ВА, принимаемый 1,1-1,05.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч КЗ=Iк min/nотс·Iном АВ ? Кч.КЗ доп.,

где

Iк min -- минимальный ток КЗ, в нашем случае Iк min=;

nотс -- коэф. отсечки;

Кч.КЗ доп. -- допустимая чувствительность защиты к токам КЗ.

Также при выборе АВ учтем его номинальное напряжение и стойкость к токам КЗ.

Расчетный максимальный ток через мощность определяется:

Iр. max=

Линия Л1

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ? Кз·Iр. max=1,1·138=151,8 А, принимаем ВА51-35М2-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,25 (ток>100 А)

Кч КЗ= Iк min/nотс·Iном АВ ? Кч.КЗ доп.=2200/3·160 =4,6?1,25 -- выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит линию от перегрузки и токов КЗ.

Потребители:

Коровник:

Расчетный максимальный ток:

Iр. max=== 58,4 А;

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ?1,1·58,4=64,24 А,

принимаем ВА51-35М1-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,4 (ток < 100 А)

Кч КЗ=2200/3·80 =9,1?Кч.КЗ доп.=7,9 -- выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит потребителя от перегрузки и токов КЗ и т. д.

Таблица №12

Потребитель	Iр. max	Тип АВ	Iном АВ
Жилой дом	9,4	ВА51-35М1	16
Школа на 150 мест	37,1	ВА51-35М1	50
Спальный корпус школы-интерната на 70 мест	24,5	ВА51-35М1	31,5
Детские ясли-сад на 100 мест	21,9	ВА51-35М1	25
Клуб со зрительным залом на 200 мест	22,7	ВА51-35М1	25
Столовая на 30 мест	34,1	ВА51-35М1	40
Баня на 20 мест	14,3	ВА51-35М1	16
Коровник на 400 коров	58,4	ВА51-35М1	80
Молочный блок при коровнике на 10 тн. Молока в сутки.	42,1	ВА51-35М1	50
Кормоприготовительное отделение при коровнике на 20 т/сут	48,7	ВА51-35М1	63
Центральная ремонтная мастерская на 15 тр-ров	18,3	ВА51-35М1	20

Расчет заземляющего устройства

Определим расчетное сопротивление одного вертикального электрода:

Rв=0,3·с·Ксез.в.=0,3·300·1,5=117 Ом

Находим предельное сопротивление совмещенного ЗУ:

Rзу1?==6,25 Ом;

Iз===20 А;

Принимаем Rзу2=4 Ом.Но так как с>100 Ом·м,то для расчета принимается

Rзу?4=4 =12 Ом

Определяется количество вертикальных электродов:

Расчетное:

N'в.р= Rв/ Rзу=117/12=9,75.

Принимаем N'в.р=10

С учетом экранирования:

Nв.р= N'в.р/?в=10/0,69=14,5.

Принимаем N'в.р=15

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1м,то длина по периметру закладки равна:

Lп=(А+2)·2+(В+2)·2=(15+2)·2+(12+2)·2=62 м.

Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта.По углам устанавливают по одному вертикальному электроду,а оставшиеся-между ними.Для равномерного распределения электродов окончательно принимается Nв=16,тогда

ав=В'/nв-1=14/4=3,5 м; аа=А'/ nа-1=17/4=4,25 м;

ав-расстояние между электродами по ширине объекта,м;

аа-расстояние между электродами по длине объекта,м;

nв-количество электродов по ширине объекта;

nа-количество электродов по длине объекта.

Расчет молниезащиты

Применим двойную тросовую молниезащиту. Высоту опор троса примем 22 м. Определим параметры молниезащиты. Найдем полную высоту молниеотвода:

h=hоп-2=22-2=20 м;

hо=0,85h=0,85·20=17 м;

ro=(1,35-25·10-4h)h=(1,35-25·10-4·20) ·20=26 м;

ro-радиус защиты на уровне земли.

Найдем высоту средней части молниеотвода:

hc= hо-(0,14+5·10-4·h)(L-h)=17-(0,14+5·10-4·20)·(25-20)=16,05 м;

rc=ro=26 м;

rc-ширина средней части зоны молниеотвода на уровне земли и на высоте защищаемого объекта.

rcх= rо(hc-hx)·1/hc=26·(16,05-10)·1/16,05=9,8 м;

rcх-длина зоны молниеотвода на уровне защищаемого сооружения.

rx=(1,35-25·10-4h)(h-1,2hx)=(1,35-25·10-4·20)·(20-1,2·10)=10,4 м.

Определяются максимальные габариты защищаемого сооружения:

А=а+2rcx=40+2·9,8=59,6 м.

Принимаем А=59 м.

В=L=2rx=25+2·10,4=45,8

Принимаем В=45 м.

А*В*Н=59*45*10

Заключение

Рассчитанная система электроснабжения деревни Анисовка полностью удовлетворяет поставленным требованием надежности, безопасности и качества электрической энергии с одной стороны и относительно небольшими затратами с другой, что особенно важно для сельскохозяйственных предприятий находящихся подчас в не самых выгодных условиях на экономической арене.

Достижение должной надежности электроснабжения обеспечивается установкой 2-х однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций. Система надежно защищена современными автоматическими выключателями марок ВА51-35М1, проверена на стойкость к токам короткого замыкания и надежность срабатывания при удаленном коротком замыкании.

Безопасность электроснабжения обеспечивается применением ТП закрытого типа, защитой внутренних проводок не только от коков КЗ, но и от перегрузки.

Литература

1. Методическое указание по расчету нагрузок в сетях 0,38 - 10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.: Сельэнергопроек, 1981г.

2. Методическое указание к курсовой работе по проектированию электрических осветительных установок. Челябинск 1999г.

3. П.М. Михайлов. Пособие по дипломному проектированию. Тюмень 2004г.

4. Будзко И.А., Гессен В.Ю. Электроснабжение сельского хозяйства. - Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Колос 1979г.

5. Правила Устройства Электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное, с изменениями. М.: Агропромиздат 2002г.