Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство сельского хозяйства

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Рязанская государственная сельскохозяйственная академия

имени профессора П.А. Костычева

Кафедра “Электроснабжение”

КУРСОВАЯ РАБОТА

“Электрификация в сфере сельского хозяйства”

Вариант № 365

Выполнил: студент

51 б группы

Соколов

Проверила: проф., д.т.н.

Васильева Т.Н.

Рязань 2010 г.

Содержание

Введение

1 Расчет электрических нагрузок сети напряжением 380 В

2 Выбор мощности, числа и месторасположения подстанций понижающих 110/10 кВ и потребительских 10/0,4 кВ

3 Расчет сечений проводов для населенного пункта и района

4 Расчет отклонений напряжения для линий и трансформаторов

5 Механический расчет опор 0,38 кВ

6 Расчет токов короткого замыкания

7 Расчет заземляющих устройств для потребительских трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ

8 Технико-экономические расчеты

Выводы

Список литературы

Введение

Электрификация - это производство, распределение и применение электроэнергии, основа устойчивого функционирования и развития всех отраслей промышленности и сельского хозяйства страны и комфортного быта населения.

Абсолютное большинство сельскохозяйственных потребителей получает электроэнергию от централизованного источника - государственных энергосистем. При этих условиях основа системы сельского электроснабжения - электрические сети. К ним относятся, те, по которым более 50% расчетной нагрузки передается и распределяется между производственными сельскохозяйственными потребителями, а также непроизводственными и бытовыми потребителями электроэнергии в сельской местности.

Систему сельского электроснабжения необходимо спроектировать таким образом, чтобы она имела наилучшие технико-экономические показатели, то есть, чтобы при минимальных затратах денежных средств, оборудования и материалов обеспечивались требуемые надежность и электроснабжения и качество электроэнергии. Задачу обеспечения электроэнергией потребителей при проектировании систем сельского электроснабжения надо решать комплексно с учетом развития в рассматриваемой зоне всех отраслей сельского хозяйства, в том числе и несельскохозяйственных. Проектирование сельских электрических сетей необходимо проводить в соответствии как с общими директивными и нормативными документами (ПУЭ, ПТБ, ПТЭЭ, и др.), так и со специально разработанными пособиями для условий сельского хозяйства.

Координаты строения на плане населенного пункта (х, у) в у.е.

01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12	13	14	15
4;4	3;4	5;5	6;4	7;4	8;4	9;5	12;5	13;4	15;4	14;4	16;5	17;4	18;4	5;7
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
6;6	7;6	12;6	13;6	14;6	10;3	12;4	11;2	14;2	13;1	5;8	10;6	9;8	8;9	7;10

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1 - План размещения объектов в поселке

электрификация напряжение трансформатор подстанция

1…12 (?) - одноквартирные дома;

13…17 (¦) - четырех квартирные дома;

18…20 (¦) - двенадцати квартирные дома;

Производственные помещения (^):

21 (155) - Птичник на 8000 кур;

22 (525) - Клуб со зрительским залом на 150…200 мест;

23 (370) - Теплая стоянка для тракторов;

24 (139) - Снинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток с электрообогревом;

25 (539) - Столовая на 75…100 мест;

26 (337) - Цех по переработке 50 т. солений и 130 т. капусты;

27 (500) - Начальная школа на 40 учащихся;

28 (339) - Кузница;

29 (376) - Гараж с профилакторием на 25 автомашин;

30 (386) - Котельная с 4 котлами для отопления и горячего водоснабжения

При построении плана местности населенного пункта были изменены координаты столовой №25 (13;1) на (8;6), т. к. ее расположение не удовлетво-ряет условию отдалению отдаления от производственных объектов на 250 м.

1 Расчет электрических нагрузок сети напряжением 380 В

Расчет мощности нагрузок через коэффициент одновременности

Для дневного максимума нагрузки

Для одноквартирных домов дневной максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности [1, табл.3.5, с.38]:

,(1.1)

где ко - коэффициент одновременности,

Р - нагрузка, кВт

Р1д=0,44•(0,3+0,5+0,7+0,9+1,1+1,3+1,5+2+1,1+1,3)+0,75•(3,5+4,5)=10,5, кВт

Полная мощность:

S1д = У (Рi / cos ),(1.2)

гдеcos - коэффициент мощности [1, табл.3.7, с. 39]

S1д = 0,44•(0,3+0,5+0,7+0,9+1,1+1,3+1,5+2+1,1+1,3)/0,9+

+0,73•(3,5+4,5)/0,92=11,6, кВА

Для четырех квартирных домов максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности ko4 = 0,53+(0,64-0,53)/2=0,585:

Р4д= 4•0,585•(0,605•(1,5+1,7+1,9+0,9)+2,1)) = 13,4, кВт;

S4д = 13,4/0,9 = 14,9, кВА

Для двенадцати квартирных домов максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности ko12 = 0,42-2•(0,42-0,34)/10=0,404:

Р12д = 12•0,404(2,6+0,73(4,1+5,1)) = 45, кВт;

S12д = 12•0,404•2,6/0,9 + 12•0,404•0,73•(4,1+5,1)/0,92 = 50, кВА

Для промышленных предприятий с учетом коэффициента одновременности ko пр = 0,65:

Рпр.д = 0,65(2+4+1+7+15+20+5+4+5+10) = 47,5, кВт;

Sпр.д = 0,65(2/0,75+4/0,85+1/0,75+7/0,85+15/0,8+20/0,7+

+5/0,7+4/0,85+5/0,7+10/0,85) = 61,8, кВА

Общая нагрузка дневного максимума для населенного пункта:

Робщ.д = 10,5 + 13,4 + 45 + 47,5 = 116,4, кВт;

Sобщ.д = 11,6 + 14,9 + 50 + 61,8 = 138,3, кВА

Для вечернего максимума нагрузки

Для расчета вечерний максимум нагрузки для уличного освещения, в соответствии с установленными нормами, необходимо приплюсовать к вечернему максимуму объекта 250 Вт.

Для одноквартирных домов вечерний максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности [1, табл.3.5, с.38] в соответствии с формулой (1.1):

Р1В=0,605•(1+1,5+2+2)+0,508•(2,5+3+3,5+4+5+2,5)+0,73(6+7,5))=24,2, кВт

Полная мощность:

S1В = (0,605•(1+1,5+2+2)+0,508•(2,5+3+3,5+4+5+2,5))/0,9+

+0,73(6+7,5)/0,92=15,9+10,7 = 26,6, кВА

Уличное освещение:

Росв = Sосв = 0,25•n, (1.3)

гдеn - количество потребителей

Р1.осв = S1.осв = 0,25•12 = 3, кВА

Для четырех квартирных домов вечерний максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности ko4 = 0,585:

Р4= 4•0,585•0,53•(3+3,5+4+4,5+5) = 24,8,кВт;

S4 = 24,8/0,9 = 27,6, кВА;

Р4.осв = S4.осв = 0,25•4•5 = 5, кВА

Для двенадцати квартирных домов вечерний максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности ko12 = 0,404:

Р12 = 12•0,404(6+0,73(7+8,5)) = 84, кВт;

S12 = 12•0,404•(6/0,9 + 0,73(7+8,5)/0,92 = 92, кВА;

Р12.осв = S12.осв = 0,25•12•3 = 9, кВА

Для промышленных предприятий вечерний максимум нагрузки с учетом коэффициента одновременности ko пр = 0,65:

Рпр.в = 0,65(2+3+5+7+15+6+2+3+1+10) =35,1, кВт;

Sпр.в = 0,65(2/0,75+3/0,85+5/0,75+7/0,85+15/0,8+6/0,7+

+2/0,7+3/0,85+1/0,7+10/0,85) = 44,2, кВА;

Росв.пр. = Sосв.пр = 0,25•10 = 2,5, кВА

Общая нагрузка вечернего максимума для населенного пункта:

Росв.пр.общ = Sосв.пр.общ = 3+5+9+2,5 = 19,5, кВА;

Робщ.в = 24,2+ 24,8 + 84 + 35,1 + 19,5 = 187,4, кВт;

Sобщ.в = 26,6 + 27,6 + 92 + 44,2 + 19,5 = 209,9, кВА

Расчет мощности нагрузок вероятностным методом

Максимум дневной нагрузки для квартир и производственных предприятий

D(P) = [(Pmax - P) / 2]2 ,(1.4)

D(Q) = [(Qmax - Q) / 2]2 ,(1.5)

,(1.6)

,(1.7)

,(1.8)

гдеD(P) и D(Q) - значение дисперсии активной и реактивной нагрузок;

Pmax и Qmax - значения максимумов активной и реактивной нагрузок;

P и Q - математическое ожидание

в - коэффициент (равный 2)

Для дневного максимума нагрузок

D(P1) = [(0,3 - 0,07) / 2]2 = 0,013,

D(Q1) = [(0,15 - 0,03) / 2]2 = 0,0036,

Подставим значения для остальных квартир и производственных потребителей в формулы (1.4) и (1.5), а данные расчета занесем в таблицу 1.1 и 1.2:

Таблица 1.1 - Значения D(Pi) при дневном максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,013	0,042	0,087	0,144	0,221	0,308	0,416	0,792	2,528	4,285
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,198	0,286	6,15	8,066	10,112	2,016	12,532	183,9	482,2	768,4
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
0,9	3,1	0,09	10,56	30,25	56,25	5,06	3,1	5,06	16

Таблица 1.2 - Значения D(Qi) при дневном максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,0036	0,01	0,018	0,029	0,04	0,051	0,068	0,102	0,281	0,497
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,116	0,141	2,69	3,098	21,623	1,44	4	45,2	85,4	128,6
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
0	0	0	0,81	30,25	42,25	1,56	0	0	6,25

DУ (P) = 1613,066,

DУ (Q) = 374,5276,

PУ = 4,94+14=18,94, кВт,

QУ = 2,52+9,7=12,22, кВАр,

Рд = 18,94 + 2•v1613,066 = 99,3, кВт,

Qд = 12,22 + 2•v374,5276 = 50,9, кВАр,

Sд = v(99,32 + 50,92) = 111,6, кВА.

Для вечернего максимума нагрузок

Таблица 1.3 - Значения D(Pi) при вечернем максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,152	0,378	0,706	1,124	1,626	2,25	2,976	4,951	7,426	11,903
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,624	1,03	24,602	34,106	44,89	57,76	72,25	992,25	1406	2134
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
0,9	1,96	1	10,6	30,25	6,25	0,81	1,96	0,16	16

Таблица 1.4 - Значения D(Qi) при вечернем максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,024	0,063	0,102	0,152	0,212	0,265	0,342	0,416	0,442	0,714
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,308	0,423	8,294	9,386	11,834	13,396	15,524	157,252	163,328	233,204
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
0	0	0	0,81	30,25	3,06	0	0	0	6,25

DУ (P) = 4870,894,

DУ (Q) = 656,051,

PУ =10,78 +11,4=22,18, кВт,

QУ = 4,7+5,7=10,4, кВАр,

Рв = 22,18 + 2•v4870,894 = 161,8, кВт

Qв = 10,4 + 2•v656,051 = 61,6,кВАр,

Sв = v(161,82 + 61,62) = 173,1, кВА.

Для дальнейших расчетов выбираем наибольшие значения, полученные по двум методам расчета, дневного и вечернего максимума нагрузки, которые составят:

Sд = 138,3, кВА

Sв = 209,9, кВА (190,4 кВА без учета уличного освещения)

Таблица 1.5 - Категории потребителей по надежности

Потребители	Категория по надежности
1…20 Жилые дома	3
21 Свикарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток	2
22 Детские ясли-сад на 25 мест	2
23 Овчарня на 800...1000 овцематок	2
24 Баня на 10 мест	3
25 Молочный блок на 3 т/сут. при коровнике	2
26 Кирпичный завод на 1...1,5 млн. штук кирпича в год	3
27 Овощехранилище на 300...600 т картофеля	2
28 Детские ясли-сад на 25 мест	2
29 Кузница	3
30 Прачечная производительностью 0,125 т в смену	3

2 Выбор мощности, числа и месторасположения подстанций понижающих 110/10 кВ и потребительских 10/0,4 кВ

При построении плана населенного пункта были изменены координаты птичника на 8000 кур № 21 и столовую № 25, т.к. их расположение не удовлетворяет условию отдаления от живого массива на 250 м, тогда координаты предприятий будут 21 (13;2) и 25 (8;6).

Центры нагрузок выбираем, учитывая, что общественные помещения, жилые дома целесообразно обеспечивать электроэнергией от одной подстанции, а производственные от другой. Центры нагрузки, т.е. место расположения подстанции выбирается по формулам:

,(1.9)

,(1.10)

гдеSi - нагрузка на вводе в здание и сооружение

xi , yi - координаты объекта.

Расчет выполняем для дневного и вечернего максимума нагрузок.

Выполним расчет центра нагрузок для дневного максимума

Таблица 1.4 - Значения Si при дневном максимуме нагрузок, кВА

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,3	0,6	0,8	1	1,2	1,4	1,6	2,1	3,7	4,7
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1,4	1,6	4,2	4,7	5,1	2,8	8,4	14,1	10,2	26,7
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
27,7	3,4	5,8	30,5	13,4	60,2	5	5	39	34,4

Общественные здания:

х =

0,3•4+0,6•3+0,8•5+1•6+1,2•7+1,4•8+1,6•9+2,1•12+3,7•13+4,7•15+1,4•14+

+1,6•16+4,2•17+4,7•18+5,1•5+2,8•6+8,4•7+14,1•12+10,2•13+26,7•14+3,4•12

+13,4•10+5•10)/(0,3+0,6+0,8+1+1,2+1,4+1,6+2,1+3,7+4,7+1,4+1,6+4,2+4,7+5,1+2,8+8,4+14,1+10,2+26,7+3,4+13,4+5)= 1393,5 / 118,4 = 11,8

у =

(0,3•4+0,6•4+0,8•5+1•4+1,2•4+1,4•4+1,6•5+2,1•5+3,7•4+4,7•4+1,4•4+1,6•5+

+4,2•4+4,7•4+5,1•7+2,8•6+8,4•6+14,1•6+10,2•6+26,7•6+3,4•4+13,4•8+5•10)/

/(0,3+0,6+0,8+1+1,2+,4+1,6+2,1+3,7+4,7+1,4+1,6+4,2+4,7+5,1+2,8+8,4+

+14,1+10,2+26,7+3,4+13,4+5)= 730,2 / 118,4 = 6,2

Выбираем трансформаторную подстанцию для бытовых потребителей с координатами расположения: ТП1 (11,8;6,2)

Производственные предприятия:

х = (27,7•13+5,8•11+30,5•14+60,2•5+5•9+39•8+34,4•7) /

(27,7+5,8+30,5+60,2+

+5+39+34,4) = 1749,7 / 202,6 = 8,6

у = (27,7•2+5,8•2+30,5•2+60,2•8+5•8+39•9+34,4•10) /

(27,7+5,8+30,5+60,2+

+5+39+34,4) = 1344,6 / 202,6 = 6,6

Выбираем трансформаторную подстанцию для производственных потребителей с координатами расположения: ТП2 (8,6; 6,6)

Выполним расчет центра нагрузок для вечернего максимума

Таблица 1.5 - Значения Si при вечернем максимуме нагрузок, кВА

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1,1	1,6	2,1	2,7	3,2	3,7	4,2	5,2	6,2	7,7
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
2,4	3	8,1	9,3	10,5	11,7	12,9	31,4	36	43,5
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
27,7	11,7	2	29	4	60,2	2	1	39	34,4

Общественные здания:

х =

(1,1•4+1,6•3+2,1•5+2,7•6+3,2•7+3,7•8+4,2•9+5,2•12+6,2•13+7,7•15+2,4•14+

+3•16+8,1•17+9,3•18+10,5•5+11,7•6+12,9•7+31,4•12+36•13+43,5•14+11,7•12+4•8+2•10)/(1,1+1,6+2,1+2,7+3,2+3,7+4,2+5,2+6,2+7,7+2,4+3+8,1+9,3+10,5+11,7+12,9+31,4+36+43,5+11,7+4+2)= 2630,1 / 223,5 = 11,8

у =

(1,1•4+1,6•4+2,1•5+2,7•4+3,2•4+3,7•4+4,2•5+5,2•5+6,2•4+7,7•4+2,4•4+3•5+8,1•4+9,3•4+10,5•7+11,7•6+12,9•6+31,4•6+36•6+43,5•6+11,7•4+4•6+2•6)/(1,1+1,6+2,1+2,7+3,2+3,7+4,2+5,2+6,2+7,7+2,4+3+8,1+9,3+10,5+11,7+12,9+31,4+36+43,5+11,7+4+2)= 1225,8 / 223,5 = 5,5

Выбираем трансформаторную подстанцию для бытовых потребителей с координатами расположения: ТП1 (11,8;5,5)

Производственные предприятия:

х = (27,7•13+2•11+29•14+60,2•5+1•9+39•8+34,4•7) /

(27,7+2+29+60,2+1+39+

+34,4) = 1650,9 / 193,3 = 8,5

у = (27,7•2+2•2+39•2+60,2•8+1•8+39•9+34,4•10) / (27,7+2+29+60,2+1+39+

+34,4) = 1322 / 193,3 = 6,8

Выбираем трансформаторную подстанцию для производственных потребителей с координатами расположения: ТП2 (8,5;6,8)

Итак, центры подстанций для дневного и вечернего максимума практически совпали, т.е. имеем ТП1(12;6) - потребительская подстанция, но в связи совпадения координат ТП1 и дома переносим ее и принимаем ТП1(12;5); ТП2(9;7) - подстанция производственных предприятий.

Выбираем тип подстанции, число и мощность трансформаторов

Для данного варианта целесообразно принять две тупиковые подстанции типа ЗТП для ТП2 и КТП для ТП1:

Для жилых домов и общественных организаций полная мощность:

S = ко•(S1+S4+S12+S22+ S25+S27)

для дневного максимума:

Sд = 0,508•(27,7+5,8+30,5+60,2+3,4+13,4+5) = 74, кВА

для вечернего максимума:

Sв = 0,508•(27,7+2+29+60,2+11,7+4+2) +23•0,25 = 75, кВА - с учетом уличного освещения 5,75 кВА

Выбираем наибольшее значение нагрузки S = Sв = 75 кВА

С учетом коэффициента роста на 5 лет: S = 75 •1,2 = 90, кВА.

Итак принимаем один трансформатор, так как нагрузка 3 категории и по табл.19.2 [1] имеем двух обмоточный трансформатор типа TМФ 10/0,4кВ 100 кВА Y/Yн - 0.

Выбираем ДЭС для обеспечения потребителя II категории надежности электроснабжения (№ 22, №25, №27): АД30С-Т400-РМ1У4

Для производственных предприятий полная мощность:

S = ко•(S21 + S23 + S24 +S26 + S28 + S29 + S30)

для дневного максимума:

Sд = 0,71•(27,7 + 5,8 + 30,5 + 60,2 + 5 + 39 + 34,4) = 144, кВА

для вечернего максимума:

SB = 0,71•(27,7 + 2 + 29 + 60,2 + 1 + 39 + 34,4) + 7•0,25 = 139, кВА - с учетом уличного освещения на вводе 1,75 кВА

Выбираем наибольшее значение нагрузки S = Sд = 144 кВА

С учетом коэффициента роста на 5 лет: S = 144•1,3 = 187, кВА

Для питания производственных потребителей принимаем два трансформатора, так как среди потребителей существует нагрузка 2-й категории и по табл.19.2 приложения [1] выбираем 2 двух обмоточных трансформатора типа ТМ 10/0,4кВ 250 кВА Y/Zн - 11.

Определяем координаты ВВ ТП в районе

В соответствии с вариантом задания 110/10 в количестве 2-х шт, так как в районе присутствует потребитель 1-й категории.

Разбиваем район на 4 сектора с питанием от 4-х РТП.

Данные сводим в таблицы 1.7, 1.8, 1.9, 1.10.

Таблица 1.7 - РТП-1

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
701	200	160	2	4	400	800	320	640
702	80	70	16	6	1280	480	1120	420
703	150	180	1	5	150	750	180	900
704	420	480	18	7	7560	2940	8640	3360
705	300	340	14	8	4200	2400	4760	2720
706	420	360	11	7	4620	2940	3960	2520
сумма	1570	1590			18210	10310	18980	10560

Дневной максимум х = 18210 / 1570 = 11,6; у = 10310 / 1570 = 6,6

Вечерний максимум х = 18980 / 1590 = 11,9; у = 10560 / 1590 = 6,6

Таблица 1.8 - РТП-2

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
707	300	230	3	2	900	600	690	460
708	300	230	8	7	2400	2100	1840	1610
709	200	160	8	5	1600	1000	1280	800
710	150	120	13	5	1950	750	1560	600
711	150	120	7	6	1050	900	840	720
712	150	180	5	7	750	1050	900	1260
713	250	320	5	1	1250	250	1600	320
сумма	1500	1360			9900	6650	8710	5770

Дневной максимум х = 9900 / 1500 = 6,6; у = 6650 / 1500 = 4,4

Вечерний максимум х = 8710 / 1360 = 6,4; у = 5770 / 1360 = 4,2

Таблица 1.9 - РТП-3

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
714	280	200	3	7	840	1960	600	1400
715	60	80	2	6	120	360	160	480
716	80	70	6	2	480	160	420	140
717	140	150	5	6	700	840	750	900
718	300	300	7	4	2100	1200	2100	1200
719	140	150	9	4	1260	560	1350	600
720	160	270	8	2	1280	320	2160	540
721	170	280	11	5	1870	850	3080	1400
722	170	210	11	6	1870	1020	2310	1260
сумма	1500	1710			10520	7270	12930	7920

Дневной максимум х = 10520 / 1500 = 7; у = 7270 / 1500 = 4,8

Вечерний максимум х = 12930 / 1710 = 7,6; у = 7920 / 1710 = 4,6

Таблица 1.10 - РТП-4

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
723	280	200	15	6	4200	1680	3000	1200
724	116,4	187,4	11	3	1280,4	349,2	2061,4	562,2
725*	200	230	12	7	2400	1400	2760	1610
726	160	270	13	8	2080	1280	3510	2160
727	300	300	12	4	3600	1200	3600	1200
728	60	80	16	9	960	540	1280	720
729*	80	160	17	9	1360	720	2720	1440
730	160	280	13	5	2080	800	3640	1400
сумма	1356,4	1707,4			17960,4	7969,2	22571,4	10292,2

Дневной максимум х = 17960,4 / 1356,4 = 13,2; у = 7969,2 / 1356,4 = 5,9

Вечерний максимум х = 22571,4 / 1707,4 = 13,2; у = 10292,2 / 1707,4 = 6

Принимаем следующие координаты районных трансформаторных подстанций: РТП 1 (12;7),РТП 2 (6;4),РТП 3 (7;5),РТП 4 (13;6).

2.5 Выбор трансформаторных подстанций для районов

РТП 1:

У Рд = 1570 кВт; У Рв = 1590 кВт

Sд = ко (У Рд / cosц) = 0,508(1570/0,8) = 997, кВА

Sв = ко (У Рв / cosц) = 0,508(1590/0,8) = 1010, кВА

S = Sв = 1010 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•1010 = 1313, кВА

Для РТП 1 выбираем 2 трансформатора ТМ 110/10, Sн=1600 кВА Y/Yн-0

РТП 2:

У Рд = 1500 кВт; У Рв = 1360 кВт

Sд = 0,486 (1500/0,8) = 911, кВА

Sв = 0,486 (1360/0,8) = 826, кВА

S = Sв = 911 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•911 = 1184, кВА

Для РТП 2 выбираем 2 трансформатора ТМ 110/10, Sн=1600 кВА Y/Yн-0

РТП 3:

У Рд = 1500 кВт; У Рв = 1710 кВт

Sд = 0,442(1500/0,8) = 829, кВА

Sв = 0,442(1710/0,8) = 945, кВА

S = Sв = 945 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•945 = 1228, кВА

Для РТП 3 выбираем 2 трансформатора ТМ 110/10, Sн=1600 кВА Y/Yн-0

РТП 4:

У Рд = 1356,4 кВт; У Рв = 1707,4 кВт

Sд = 0,464(1356,4/0,8) = 787, кВА

Sв = 0,464(1707,4/0,8) = 990, кВА

S = Sв = 990 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•990 = 1287, кВА

Для РТП 4 выбираем 2 трансформатора ТМ 110/10, Sн=1600 кВА Y/Yн-0

3 Расчет сечений проводов населенного пункта напряжением 0,4 кВ

Рисунок 2 - Схема присоединения потребителей к ТП

Расчет сечений проводов для ТП1 (бытовых потребителей)

Для линии Л1:

участок 0-7:

S0-7 = У Si

S0-7 = 2 + 4,2 + 4 + 12,9 + 11,7 + 2,1 + 10,5 = 47,4, кВА

Сечение провода выбираем по условию:

F = I / j,(3.1)

гдеF - сечение провода, мм2 [1, табл. 5.1, с. 77];

I - максимальный ток в проводнике, А;

j - экономическая плотность тока

I = S / (Uл•v3), (3.2)

гдеUл - линейное напряжение сети, В

I0-7 = 47400 / (380•v3) = 72, А

F0-7 = 72 / 1,3 = 55, мм2

Для линии Л2:

участок 0-5:

S0-5 = 5,2 + 31,4 + 36 + 43,5 + 3 = 119,1, кВА

I0-5 = 119100 / (380•v3) = 181, А

F0-5 = 181 / 1,3 = 139, мм2

Для линии Л3:

участок 1-7:

S1-7 = 11,7 + 6,2 + 2,4 + 7,7 + 8,1 + 9,3 = 45,4, кВА

I1-7 = 45400 / (380•v3) = 69, А

F1-7 = 69 / 1,3 = 53, мм2

участок 1-12:

S1-12 = 3,7 + 3,2 + 2,7 + 1,1 + 1,6 = 12,3, кВА

I1-12 = 12300 / (380•v3) = 18,7, А

F1-12 = 18,7 / 1,3 = 14, мм2

участок 0-1:

S0-1 = S1-7 + S1-12

S0-1 = 45,4 + 12,3 = 57,7, кВА

I0-1 = 57700 / (380•v3) = 87,7, А

F0-1 = 87,7 / 1,3 = 67, мм2

Расчет сечений проводов для ТП2 (производственные потребители)

Для линии Л1:

S0-3 = 27,7 + 5,8 + 30,5 = 64, кВА

I0-3 =64000 / (380•v3) = 97, А

F0-3 = 97 / 1,1 = 88, мм2

Для линии Л2:

S0-3 = 5 + 39 + 34,4 + 60,2 = 78,4, кВА

I0-3 = 78400 / (380•v3) = 119, А

F0-3 = 119 / 1,1 = 108, мм2

Для линии Л3:

S0-1 = 60,2 кВА

I0-1 = 60200 / (380•v3) = 91, А

F0-1 = 91 / 1,1 = 83, мм2

Проверка проводов по допустимым потерям напряжения

(3.2)

где - расчетная потеря напряжения, %;

- допустимая потеря напряжения, % (5 %);

,(3.3)

гдеr0 - удельное активное сопротивление линии электропередачи, Ом/км;

Таблица - Допустимые потери в проводах ВЛ электропередач

Бытовые потребители	Производственные
линии	Л 1	Л 2	Л 3	Л 1	Л 2	Л 3
участки	0-7	0-5	0-1	1-7	1-12	0-3	0-3	0-1
F(расч),мм2	55	139	67	53	14	88	108	83
F (ст), мм2	70	150	70	70	16	95	120	95
S, кВА	47,4	119,1	57,7	45,4	12,3	64	78,4	60,2
I, А	72	181	87,7	69	18,7	97	119	91
l, км	0,36	0,26	0,07	0,34	0,41	0,38	0,17	0,19
r0, Ом/км	0,412	0,236*	0,412	0,412	1,8	0,308	0,246	0,308
	6,3	5	1,5	5,7	5,3	11	3,8	3,6
r0, Ом/км	0,246	0,236	0,412	0,308	1,14	0,083	0,246	0,308
уточн	4,9	5	1,5	4,9	3,6	5	3,8	3,6
марка пров	А120	СИП-2А	А70	А95	А25	А350	А120	А95

* - самонесущие изолированные провода (СИП-2А)

х0 - удельное реактивное сопротивление линии (принимаем 0,35 для голых проводов и 0,1 для самонесущих изолированных проводов), Ом/км;

li - длина участка линии, км

Расчет сводим в таблицу 3.1

Выбираем провода для населенного пункта

Sобщ.нас.пункта = 209,9 кВА

I = 209900 / (10000•v3) = 12, А

F = 12/ 1,1 = 11, мм2

Fст = 16 мм2 [3].

Расчетные потери электроэнергии:

, %

10,3 % > 5 %, условие не выполняется, значит нам необходимо увеличить сечение провода для уменьшения потерь электроэнергии.

Выбираем алюминиевый провод А50 (r0 = 0,576) и выполняем проверку:

5 % = 5 % - условие выполняется.

Для электроснабжения района, находящегося в 33 км от ТП 110/10 кВ, выбираем алюминиевые провода А50 сечением 50 мм2.

4 Расчет отклонений напряжения для линий и трансформаторов

Рисунок 3 - Схема линии электропередач и ТП

УЧ 1-2:

Рассчитываем падение напряжения на РТП 2 моего района:

Sд = 787 кВА, Sв = 990 кВА

Расчет ведем по наибольшему, т.е. по Sв = 990 кВА.

Для ТП 110/10:

Sнт = 1600 кВА, Uн = 110 кВ, ДРм = 16500 Вт, ц = 0,45, Uк % = 6,5

I = Sв / Uн,(4.1)

I = 990 / 110 = 9, А

rт1 = ДРм / (3•I2),(4.2)

rт1 = 16500 / (3•92) = 68, Ом

Ua % = (rт1•Sнт•100) / U2н,(4.3)

Ua % = (68•1600000•100) / 1100002 = 0,11 %

,(4.4)

,(4.5)

,Ом

,(4.6)

%

Получим: ДU т 100% =2,9 %, ДU т 25% = 0,725 %

УЧ 2-3:

Провод от РТП 3 до нашего населенного пункта (выбирали в п. 3.4):

ДU т 100% = 4,4 %, ДU т 25% = 1,1 %, l = 33 км

ТП 1 для бытовых потребителей

УЧ 3-4:

Рассчитываем падение напряжения на ТП1 населенного пункта:

Расчет ведем по наибольшему, то есть по Sв = 75 кВА

Sнт = 100 000 ВА, Uн = 10 000 В, ДРм = 2270 Вт, ц = 0,45, Uк % = 4,7

I = 75000 / 10000 = 7,5, А

rт1 = 2270 / (3•7,52) = 13,5 Ом

Ua % = 13,5•100000•100 / 100002 = 1,35 %

%

, Ом

%

Получим: ДU т 100% = 3%, ДU т 25% = 0,75 %

УЧ 4:

Расчет ведем для: 1) самого удаленного и 2) самого мощного потребителя

Самым удаленным является одноквартирный дом № 2 отходящей линии Л 3 участка 1-12.

ДU т 100% = 3,6 %

где ДU т 100% - сумма отклонений напряжений на участках тбл.3.1.

ДU т 25% = 0,95 %

Самым мощным является двенадцати квартирный дом № 20 отходящей линии Л 2:

ДU т 100% = 4,4 %, ДU т 25% = 1,1 %

ТП 2 для производственных потребителей

УЧ 3-4:

Sд= 144 кВА

Sнт = 250000 ВА, Uн = 10 000 В, ДРм = 4200 Вт, ц = 0,45, Uк % = 4,7

I = 144000 / 10000 = 14,4 А

rт1 = 4200 / (3•14,42) = 6,7 Ом

Ua % = 6,7•100000•100 / 100002 = 0,7 %

%

, Ом

%

Получим: ДU т 100% = 2,2 %, ДU т 25% = 0,55 %

УЧ 4:

Самым удаленным является снинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток с электрообогревом № 24 отходящей линии Л 1:

ДU т 100% = 5 %, ДU т 25% = 1,25 %

Самым мощным является цех по переработке 50 т. солений и 130 т. капусты № 26 отходящей линии Л 3:

ДU т 100% = 3,6 %, ДU т 25% = 0,9 %

5 Механический расчет опор 0,4 кВ

Выполняем расчет для алюминиевого провода А350 [1].

Принимаем древесину-сосну длинной 6 м, средним диаметром 16 см, железобетонную приставку длинной 4 м.

Пусть длинна стойки для сосны lст = 6 м, длинна приставки lприст = 4 м, тогда:

lст + lприст - 1,5 = Н + hзал,(5.1)

гдеH - высота опоры над землей;

hзал - глубина заложения опоры в грунт;

H = lст + lприст - 3,(5.2)

H = 6 + 4 - 3 = 7 м

hзал = lст + lприст - 1,5 - Н

hзал = 6 + 4 - 1,5 - 7 = 1,5 м

Глубину заложения опоры составит hзал = 1,5 м.

Стрела провеса определяется по выражению [1, с. 164]:

,(5.3)

гдеl - пролет линии, м;

L - длина провода в пролете, м

Подставив значения получим:

, м

Габарит линии и стрела провеса в сумме составляют [1, с. 173]:

f + h = H - D - b,(5.4)

Расстояние между проводами определим как:

D = H - b - f - h,

При b = 0,3 м и h = 5 м (в непроезжей части не менее 3,5 м [2]), получим:

D = 7 - 0,3 - 1,2 - 5 = 0,5 м

Удельная нагрузка от давления ветра при гололеде [1, с. 162]:

,(5.5)

гдеg5 - удельная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом, МПа/м;

б - коэффициент неравномерности воздушного потока;

К1 - коэффициент, учитывающий влияние длинны прлета на ветровую нагрузку;

Сх - коэффициент лобового сопротивления;

vгол - скоростной напор ветра при гололеде, Па;

d - диаметр провода, м;

b - толщина стенки гололеда, м

F - сечение провода, мм2;

Подставляем значения получим:

, кПа/м

Расчетная горизонтальная сила приложенная к верхушке столба - 0,2 м:

Р1' = 1,4•3g5•F• l,(5.6)

Р1' = 1,4•3•60,6•350•10-6•40 = 3,5, Па

Расчетное значение давления ветра на опору, Р2:

Р2 = 1,2•Р0•dср•Н, (5.7)

гдеР0 - удельная нагрузка от давления ветра на опору, Па;

dср - средний диаметр опоры с учетом сбега, м;

Удельная нагрузка от давления ветра на опору, определяется, как:

Р0 = Сх•v2/1,6,(5.8)

Р0 = 0,7•162/1,6 = 112 Па/м2,

Р2 = 1,2•112•0,160•7 = 150,5 Па,

Вертикальная сила действующая на вершине опоры:

Р3 = 3•g3•l•F•1,1

гдеg3 - суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода и веса гололеда, МПа/м

g3 = g1 + g2, (5.9)

гдеg1 - удельная нагрузка от собственного веса провода, МПа/м;

g2 - удельная нагрузка от слоя льда, МПа/м

Удельная нагрузка от слоя льда определяется как [1]:

g2 = 0,0283•b•(d + b) / F,(5.10)

g2 = 0,0283•0,005•(0,0242 + 0,005) / (350•10-6) = 0,012, МПа/м,

g3 = 0,275 + 0,012 = 0,295, МПа/м

Р3 = 3•295•10-3•40•350•10-6•1,1 = 13,6 Па

Кроме того, на опору действует вертикальная сила Р4 ,которая равна сумме веса осносной стойки G1, надземной части приставки G2 и траверсы G3, т.е.:

Р4 = (G1+ G2 + G3)•1,1

Р4 = (633+ 448 + 344)•1,1 = 1568, H

Определяем напряжения в древесине в сечении по оси верхнего бандажа, соединяющего основную стойку с приставкой А-А, а также в месте заделки опоры в землю В-В:

Сечение А-А:

Изгибающий момент от давления ветра на провода и опору в сечении А-А:

,(5.11)

Подставляя значения получим:

, Н/м

Полный изгибающий момент в сечении А-А :

МА = 1,05• М1,(5.12)

где1,05 - коэффициент, учитывающий моменты от действия вертикальных сил веса проводов, слоя гололеда и собственного веса опоры

Подставляя значения получим:

МА = 1,05•214,5 = 225

Напряжение в сечении А-А:

,(5.13)

гдеWA - момент сопротивления в сечении, А-А

Момент сопротивления в сечении А-А определяется по выражению:

WA = 0,95•0,1d3А, (5.14)

где0,95 - коэффициент, учитывающий ослабление сечения стойки притеской ее к приставке;

dА - диаметр опоры в сечении А-А

Диаметр стойки опоры в сечении А-А определяется как:

dА = d0 + 0,008h1, (5.15)

гдеd0 - диаметр стойки в отрубе

dА = 0,160 + 0,008•4,3 = 0,2

Подставляя значения получим:

WA = 0,95•0,1•0,23 = 760,

уА = 225 / 760 = 0,3 МПа < удоп =19 МПа - условие выполняется.

Сечение В-В:

Изгибающий момент от давления ветра на провода и опору определяется как:

,(5.16)

М1 = 3,5•(7 - 0,3 - 0,5/2) + 0,5•150,5•7 = 549

МВ = 1,1• М1,(5.17)

МВ = 1,1•549 = 604

Напряжение в сечении В-В:

,(5.18)

WВ = 0,1d3В, (5.19)

WВ = 0,1•0,153 = 337,5

уВ = 604 / 337,5 = 1,8 МПа < удоп =19 МПа - условие выполняется.

Итак можно сделать вывод, что выбранная опора соответствует максимальному сечению провода для линий 0,38 кВ А350.

6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания выполняют для проверки аппаратуры на отключающую способность и динамическую стойкость, для проверки на термическую устойчивость шин и кабелей распределительных устройств. Для этих целей в соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие токи короткого замыкания.

Расчет токов кз методом относительных величин

За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА

Определяем сопротивление элементов схемы замещения [2]:

Участок 1-2:

Sн = 1,6 МВА, Uк = 6,5 %

,(6.1)

Рисунок 6.1 - Схема линии и схема замещения

, Ом

Участок 2-3:

х0 = 0,4 Ом/км, r0 = 0,576 Ом/км, U2б = 10•1,05 = 10,5 кВ, L = 33 км

,(6.2)

х2б = 0,35•33•= 10, Ом

,(6.3)

r2б = 0,576•33•= 17, Ом

Бытовые потребители:

Участок 3-4:

Sн = 0,1 МВА, Uк = 4,7 %, Д Рм = 2270 Вт

,(6.4)

, Ом

,(6.5)

, Ом

,(6.6)

, Ом

Участок 4-5:

Для всего участка имеем: х0=0,4 Ом/км, Uб =0,38•1,05=0,4 кВ (кроме Л2)

Для всех линий: х0 = 0,35 (0,1* для СИП) Ом/км, Uб = 0,38•1,05 = 0,4 кВ

Линия 1: L = 0,36 км, r0 = 0,246 Ом/км, => х = 79 Ом, r = 55 Ом,

Линия 2 СИП-2А*: L = 0,26 км, r0 = 0,236 Ом/км, => х = 16 Ом, r = 38 Ом,

Линия 3: L0-1 = 0,07 км, r0 = 0,412 Ом/км, => х0-1 = 15 Ом, r0-1 = 18 Ом

L1-5 = 0,34 км, r0 = 0,308 Ом/км, => х0-1 = 74 Ом, r0-1 = 65 Ом

L1-6 = 0,41 км, r0 = 1,14 Ом/км, => х0-1 = 90 Ом, r0-1 = 292 Ом

хУ = 179 Ом, rУ = 375,

Общее активное и реактивное сопротивление линии:

хобщ = 274 Ом, rобщ = 468 Ом, zобщ = 542 Ом

Производственные потребители:

Участок 3-4:

Sн = 0,25 МВА, Uк = 4,7 %, Д Рм = 4200 Вт

, Ом

rб = 4200•10-6•= 1,7, Ом

, Ом

Для всех линий: х0 = 0,35 (0,1* для СИП) Ом/км, Uб = 0,38•1,05 = 0,4 кВ

Линия 1: L = 0,38 км, r0 = 0,083 Ом/км, => х = 83 Ом, r = 20 Ом,

Линия 2: L = 0,17 км, r0 = 0,246 Ом/км, => х = 37 Ом, r = 26 Ом,

Линия 3: L = 0,19 км, r0 = 0,308 Ом/км, => х = 42 Ом, r = 37 Ом,

Общее активное и реактивное сопротивление линии:

хобщ = 162 Ом, rобщ = 83 Ом, zобщ = 182 Ом

Схема замещения примет вид:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 6.2 - Упрощенная схема замещения системы электроснабжения

Расчет токов короткого замыкания в точке К1:

,(6.7)

, кА

При коротком замыкании на шинах ТП 110/10 кВ kу = 1,5 - мгновенное значение ударного тока

,(6.8)

, кА

,(6.9)

, кА

Ток 2 фазного короткого замыкания:

,(6.10)

, кА

Расчет токов короткого замыкания в точке К2:

хрез.б.2-1 = хрез.б.1 + хрез.б.2, rрез.б.2-1 = rрез.б.1 + rрез.б.2, ,

, Ом

zрез.б.2-1 = zрез.б.1 + zрез.б.2, zрез.б.2-1 = 2 + 20 = 22 Ом

, кА

При коротком замыкании на шинах ТП 110/10 кВ kу = 1,2

•0,024 = 0,041, кА

0,041•= 0,042 кА

= 0,87•0,022 = 0,019, кА

Ток замыкания на землю:

,(6.11)

, А

Коммунально-бытовые потребители

Расчет тока короткого замыкания в точке К3:

47, Ом

zрез.б.3-1 = zрез.б.2-1 + zрез.б.3.1 = 22 + 47 = 69 Ом

, кА

•1•5,23 = 7,4, кА

=7,4• = 7,4, кА

= 0,87•5,23 = 4,55, кА

Расчет тока короткого замыкания в точке К4:

= 542, Ом

zрез.б.4-1 = zрез.б.3-1 + zрез.б.4.1 = 69 + 542 = 611 Ом

, кА

•1•0,59 = 0,84, кА

= 0,84• = 0,84, кА

= 0,87•0,59 = 0,51, кА

Производственные потребители

Расчет тока короткого замыкания в точке К3:

zрез.б.3-1 = zрез.б.2-1 + zрез.б.3.1 = 22 + 18,8 = 40,8 Ом

, кА

•1•9,84 = 12,5, кА

= 12,5• = 12,5, кА

= 0,87•8,84 = 7,69, кА

Расчет тока короткого замыкания в точке К4:

= 182, Ом

zрез.б.4-2 = zрез.б.3-2 + zрез.б.4.2 = 40,8 + 182 = 222,8 Ом

, кА

•1•1,62 = 2,29 , кА

= 2,29• = 2,29, кА

= 0,87•1,62 = 1,41, кА

Расчет токов короткого замыкания методом практических единиц

Все сопротивления приводим к базисному напряжению [2]:

Uб = 0,4 В

РТП района: Sн = 1600 кВА, Uк,% = 6,5 %, ДРм = 16,5 кВт

Определяем сопротивление отдельных элементов системы.

Активные и индуктивные сопротивления трансформаторов определяем по формулам:

,(6.12)

,(6.13)

гдехт.б и rт.б - индуктивное и активное базисные сопротивления трансформатора, Ом

, Ом

, Ом

,(6.14)

Ом

Активные и индуктивные сопротивления воздушных линий электропередач определяем по формулам:

Для линии от района до моего населенного пункта:

,(6.15)

,(6.16)

гдехл.б и rл.б - индуктивное и активное базисные сопротивления линии, Ом

, Ом

, Ом

,(6.17)

, Ом

КТП бытовых потребителей:

, Ом; Ом

Ом

КТП производственных потребителей:

, Ом; , Ом

Ом

Результирующие сопротивления составят:

Для бытовой потребителей:

zрез.быт = 6,5•10-6/2 + 1•10-3 + 75,2•10-6 = 1,08•10-3, Ом

Для производственных потребителей:

zрез.пр = 6,5•10-6/2 + 1•10-3 + 30,08•10-6 = 1,04•10-3, Ом

Ток однофазного короткого замыкания на шинах ТП:

,(6.18)

Для бытовой потребителей:

, кА

Для производственных потребителей:

, кА

Таблица 6.1 - Токи короткого замыкания, кА

Участки\Токи к.з.	К 3	К 3у	К 2	К	Кземлю
ТП 110/10	0,026	0,032	0,226
Линия 10	0,024	0,041	0,019		0,943 А
ТП 10/0,4 быт	5,23	7,4	4,55	214
ТП 10/04 произв	8,84	12,5	7,69	222
Линия 0,4 быт	0,59	0,84	0,51
Линия 0,4 произв	1,62	2,29	1,41

7 Расчет заземляющих устройств для потребительских трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ

Трансформаторная подстанция располагается в третьей климатической зоне. От подстанции отходит кабельная линия к торговому центру. Заземляющий контур в виде прямоугольного четырехугольника выполняем путем заложения в грунт вертикальных стальных стержней длиной 5 м и диаметром Ш 12 мм, соединенных между собой стальной полосой 40 Ч 4 мм. Глубина заложения стержней - 0,8 м, полосы - 0,9 м.

Определяем расчетное сопротивление грунта для стержневых заземлителей [2]:

; (7.1)

где срасч - расчетное сопротивление стержневых заземлителей, Ом;

kc - коэффициент сезонности;

k1 - коэффициент учитывающий состояние грунта при измерении;

сизм - удельное сопротивление грунта полученное при измерении; ОмМм;

, ОмМм(7.2)

Сопротивление вертикального заземлителя:

; (7.3)

где Rв - сопротивление вертикального заземлителя, Ом;

l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

h ср - средняя глубина заложения стержней, м

, Ом(2.46)

Сопротивление повторного заземления R п.з не должно превышать 30 Ом при с = 100 ОмМм и ниже

При с > 100 ОмМм допускается принимать

R'п.з = 30 с / 100; (7.4)

R'п.з = 30М138 / 100 = 41, Ом

Для повторного заземления принимаем один стержень длиной 5 м и диаметром 12 мм, сопротивление которого 31,2 Ом < 41 Ом.

Общее сопротивление всех пяти повторных заземлителей:

rп. з = R п. з / n; (7.5)

где n - число повторных заземлителей, шт,

rп. з = 31,2 / 5 = 6,24 Ом.

Определяем расчетное сопротивление нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлителей:

rиск = rп. з М rз / (rп. з - rз); (7.6)

где rз - сопротивление заземления, Ом

rиск = 4 М 6,24 / (6,24 - 4) = 11, Ом

В соответствие 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 последнее меньше 10 Ом.

rиск = 125 / Iз; (7.7)

Ток замыкания на землю для воздушной линии Iз = 0,943, А

rиск = 125 / 0,943 = 133, Ом

Принимаем для расчета наименьшее из этих значений rиск = 10 Ом.

Определяем теоретическое число стержней:

nт = Rв / rиск; (7.8)

nт = 31,2 / 10 = 3,12

Принимаем четыре стержня и располагаем их в грунте на расстоянии 5 м один от другого.

Длина полосы связи

;(7.9)

где а - расстояние между стержнями, м

lг = 5 М 4 = 20 м

Определим сопротивление полосы связи:

;(7.10)

где l - длина полосы связи, м;

d - ширина полосы, м;

h - глубина залегания, м.

ОмМм.

При n = 4 и а / l = 5 / 5 = 1, з в = 0,69 и з г = 0,45.

Тогда действительное число стержней [4]:

;(7.11)

где з г - коэффициент экранирования стержневых заземлителей;

з в - коэффициент экранирования полосы связи

.

Принимаем для монтажа nд = nт = 4 стержня и проводим поверочный расчет.

Действительное сопротивление искусственного заземления:

;(7.12)

Ом < 10 Ом.

Сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлителей нулевого провода:

rрасч = rисх М r п. з / (rисх + rп. з); (7.13)

rрасч = 9,6 М 6,24 / (9,6 + 6,24) = 3,78 Ом < 4 Ом.

Таким образом в результате проведенных расчетов было получено, что для заземления трансформаторной подстанции необходимо четыре стержня (штыря) заземлителя и пять стержней для повторного заземления опор.

8. Технико-экономические расчеты

Годовые издержки на потери электрической энергии в линии электропередачи, тыс.руб.:

,(8.1)

гдеR = r0• l - полное сопротивление линии, Ом

Sр - расчетная максимальная нагрузка участка линии, кВА;

Uн - номинальное напряжение сети, кВ;

r0 - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км;

ф - время потерь, ч/год;

Сл - удельные затраты на потери электроэнергии в линии, коп/(кВт·ч);

Удельные затраты на потери электроэнергии в линии, коп/(кВт·ч):

,(8.2)

гдеМ и N - коэффициенты для энергосистем, коп/(кВт•ч);

h - показатель режима нагрузки, ч/год

Показатель режима нагрузки определяется по выражению [1]:

,(8.3)

гдеф - удельное значение времени потерь, ч/год;

Км - коэффициент участия максимума потерь в максимуме энергосистемы

Линия 10 кВ: Uн = 10 кВ, Sр = 279,5 кВА, r0 = 1,8 Ом/км, l = 10 км,

ф = 1900 ч/год, М = 0,84 коп/(кВт•ч), N = 5000 коп/(кВт•ч), h = 2700 ч/год

, коп/(кВт·ч)

•1,8•10•1900•2,7•10-5 = 721, тыс.руб/год

Линия 0,38 кВ:

Uн = 0,38 кВ, М = 0,9 коп/(кВт•ч), N = 6800 коп/(кВт•ч)

Коммунально-бытовые потребители:

h = 1400 ч/год, ф = 900 ч/год, Сл = 5,76

Производственные потребители:

h = 2500 ч/год, ф = 1000 ч/год, Сл = 3,62

Таблица 8.1 - Экономические показатели воздушной линии 0,38 кВ

параметры	бытовые потребители	производственные потребители
линии	Л1	Л2	Л3	Л1	Л2	Л3
участки	0-7	0-5	0-1	1-7	1-12	0-3	0-3	0-1
Sр, кВА	47,4	119,1	57,7	45,4	12,3	64	78,4	60,2
l, км	0,36	0,26	0,07	0,34	0,41	0,38	0,17	0,19
r0, Ом/км	0,246	0,236	0,412	0,308	1,14	0,083	0,246	0,308
Иэ.i, тыс.р	65	282	31	70	23	29	58	48

Годовые издержки на потери электрической энергии в линиях электропередачь составят:

Иэ.общ = У Иэ.i = 65 + 282 + 124 + 29 + 58 + 48 = 606, тыс.руб

Годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторе, тыс.руб:

,(8.4)

гдеSн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Sр - расчетная максимальная нагрузка трансформатора, кВА;

Ск.з и Сх.х - стоимость потерь короткого замыкания и холостого хода, коп/(кВт·ч);

Рк.з и Рх.х - потери кз и хх трансформатора, кВт;

Тв - время включенного состояния трансформатора

т.руб

тыс.руб

, тыс.руб

Годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторах составят:

Иэ.т.общ = У Иэ.т.i = 2 + 0,22 + 0,21 = 2,43 тыс. руб

Суммарные годовые издержки на потери электроэнергии составят:

И = Иэ.общ + Иэ.т.общ = 606 + 2,43 = 608,43 тыс. руб.

Выводы

В данной курсовой работе были рассчитаны мощности населенного пункта через коэффициент одновременности и вероятностным методом, которые составили Sд = 138,3 кВА и Sв = 209,9 кВА. Были выбраны трансформаторы: для бытовых потребителей ТМ 100-10/0,4 Y/Yн-0, для производственных - ТМФ 250-10/0,4 Y/Zн-0.

Были определены координаты центров нагрузок для бытовых ТП1(12;5) и производственных потребителей ТП2(9;7).

Для района были рассчитаны мощности и выбраны трансформаторы:

РТП 1: Sд = 997 кВА, Sв = 1010 кВА, ТМН 1600-110/10

РТП 2: Sд = 911 кВА, Sв = 826 кВА, ТМН 1600-110/10

РТП 3: Sд = 829 кВА, Sв = 945 кВА, ТМН 1600-110/10

РТП 4: Sд = 787 кВА, Sв = 990 кВА, ТМН 1600-110/10

Были рассчитаны координаты центров нагрузок районных трансформаторных подстанций:

РТП 1 (12;7), РТП 2 (6;4), РТП 3 (7;5), РТП 4 (13;6).

Был произведен механический расчет опоры воздушной линии в условиях гололеда от тяжения провода и воздействия ветрового напора.

Выполнена проверка линии по допустимым потерям напряжения, которые не превышают 5%. Для коммунально-бытовых потребителей для самого удаленного №2 - ДU т 100% = 3,6 %, самого мощного №20 - ДU т 100% = 4,4 %. Для производственных потребителей для самого удаленного № 24 (снинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток с электрообогревом) - ДU т 100% = 5 %, самого мощного №26 (по переработке 50 т. солений и 130 т. капусты) - ДU т 100% = 3,6 %.

Произведен расчет токов короткого замыкания методом относительных величин и методом практических величин.

Выполнен расчет заземляющего устройства трансформаторной подстанции 10/0,38 кВ. Для заземления трансформаторной подстанции необходимо использовать четыре стержня (штыря) заземлителя и пять стержней для повторного заземления.

Выполнен расчет технико-экономических показателей, которые показали, что суммарные годовые издержки на потери электроэнергии составляют 608,43 тыс. руб.

Список литературы

1. Будзко И.А, Лещинская Т.Б., Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства - Москва: «Колос», 2000. - 536 с.

2. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование - Москва: Агропромиздат, 1980.

3. Правила устройства электроустановок. - Санкт-Петербург: Издательство ДЕАН, 2003.

Размещено на Allbest.ru