Электроснабжение населенного пункта Капустичи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

2.2 Расчет нагрузки уличного освещения

2.3 Расчет средневзвешенного cos?

2.4 Определение полноты расчетной нагрузки на шинах ЗТП

3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

4. Выбор числа ТП и мощности трансформатора

5. Определение места положения ТП

6. Составление схемы сетей 10кВ и 0,38 кВ

7. Электрический расчет сетей 0,38 кВ

8. Электрический расчет сетей 10 кВ

9. Определение потерь энергии

10. Конструктивное выполнение линий и ТП

11. Расчет токов короткого замыкания

12. Выбор аппаратов подстанции

13. Защита отходящих линий 0,38 кВ

14. Защита от перенапряжений и заземление

Список литературы

Введение

Электроснабжение является одной из составных частей обеспечения народного хозяйства страны. Без электроснабжения в настоящее время не обходится ни дна промышленность, город и т.д. Одной из задач электроснабжения является обеспечение какого-либо объекта для нормальной работы и жизнедеятельности.

Под электроснабжением понимается обеспечение потребителей электрической энергии, которая является одним из основных и наиболее удобных видов энергии, используемой в мире.

Сегодня все объекты сельского хозяйства используют электроэнергию. Системы электроснабжения сельскохозяйственных потребителей имеют ряд особенностей, которые оказывают существенное влияние на построение схем электроснабжения и отличаются от схем электроснабжения промышленных предприятий.

Такими особенностями являются:

- необходимость питания электроэнергией большого количества сравнительно маломощных рассредоточенных потребителей;

- относительно небольшая доля электроприемников и потребителей с высокими требованиями к надежности электроснабжения;

- наличие сезонных потребителей и существенное изменение нагрузок в течение суток и года;

- малая плотность электрических нагрузок и значительная протяженность электрических сетей;

- большие потери напряжения и энергии в сетях;

От проблемы рационального электроснабжения сельского хозяйства в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии.

1. Исходные данные

Для выполнения данного курсового проекта (электроснабжение населенного пункта Капустичи) были предложены следующие исходные данные:

1. Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом

2. Тип потребительской подстанции ЗТП;

3. Сопротивление грунта с = 115 Ом*м;

4. Отклонение напряжения на шинах источника;

5. Мощность короткого замыкания на шинах ИП;

6. соотношение мощностей для различных населенных пунктов;

Дневная и вечерняя нагрузки для данных пунктов.

К курсовому проекту прилагается план населенного пункта Капустичи с расположением домов и коммунально-бытовых потребителей.

Исходные данные по коммунально-бытовым потребителям сведем в таблицу 1.

Таблица 1. Исходные данные по коммунально - бытовым потребителям.

Номер шифра нагрузки	Наименование объекта
501	Начальная школа на 80 учащихся
511	Мастерская при сельской школе
513	Детский ясли-сад на 50 мест
530	Бригадный дом
536	Фельдшерско-акушерский пункт
538	Столовая с электронагревательным оборудованием и электроплитой на 40 мест
550	Магазин, смешанный ассортимент на 2 места
561	Баня на 20 мест

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

Для расчета электрических нагрузок в сети 0,38 кВ вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане коммунально-бытовые нагрузки, объединяем жилые дома в группы от 3 до 8 домов, присваиваем номера группам.

Расчетная мощность соизмеримых потребителей определяется по формулам:

(1)

(2)

где - соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

- количество потребителей в группе;

- расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт, определяем в зависимости от существующего годового потребления электроэнергии на одноквартирный жилой дом, = 1100 кВт*ч по номограмме на седьмой год = 2,6 кВт;

, - соответственно коэффициенты участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей ,;

- коэффициент одновременности (Таблица 1.13[2])

Проведем расчет для групп из 6 (Д-6) домой, подставляя числовые значения в формулы (1) и (2), получаем:

= 2,34 кВт

= 7,8 кВт

Аналогичным образом рассчитываем нагрузки для других групп. Данные сводим в таблицу 2.

Таблица 2. Расчетные нагрузки жилых домов

Группа потребителей	кВт	Кол-во групп
Группа из 3 домов (Д-3)	2,6	1	0,64	1,5	5
Группа из 4 домов (Д-4)	2,6	1	0,59	1,8	6,1
Группа из 6 домов (Д-6)	2,6	4	0,5	2,34	7,8
Группа из 7 домов (Д-7)	2,6	2	0,47	2,66	8,5
Группа из 8 домов (Д-8)	2,6	3	0,45	2,8	9,4

Расчетную нагрузку общественных и коммунально - бытовых потребителей определим по нормам, приведенным в приложении 1[2] Результаты сведем в таблицу 3.

Таблица 3. Коммунально-бытовые потребители

№ шифра	Потребитель	кВт	кВт	кВт	кВт
501	Начальная школа на 80 мест	7	-	2	-	0,85	0,9
511	Мастерская при школе	7	5	2	-	0,85	0,9
513	Детский ясли-сад на 50 мест	9	5	6	3	0,85	0,9
530	Бригадный дом	2	-	5	-	0,85	0,9
536	Фельдшерско-акушерский пункт	4	-	4	-	0,85	0,9
538	Столовая на 40 мест	9	4	3	-	0,85	0,9
550	Магазин на 2 места	2	-	4	-	0,85	0,9
561	Баня на 20 мест	8	5	8	5	0,85	0,9

Определяем нагрузку всех жилых домов (дневную и вечернюю) по формулам (1) и (2):

- количество жилых домов в н.п. Капустичи n =61;

- коэффициент одновременности = 0,26;

- коэффициент участия нагрузки в дневном максимуме = 0,3;

- коэффициент участия нагрузки в вечернем максимуме = 1;

= 12,4 кВт

= 41,2 кВт

2.2Расчет нагрузки уличного освещения

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

(3)

где: - удельная мощность, зависящая от ширины улицы и вида покрытия, определяется по таблице 1.2;

- длинна улицы, м .

= 6,54 кВт

Определим суммарную расчетную активную нагрузку всего населенного пункта.

Делим потребителей по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группа по формуле

(4)

Первая группа: Жилые дома (61)

Расчетная нагрузка для дневного максимума по формуле (1)

= 12,4 кВт

Расчетная нагрузка для вечернего максимума по формуле (2)

= 41,2 кВт

Вторая группа: школа, мастерская, детсад, магазин

Коэффициент одновременности по таблице 1.13[2] для четырех производственных потребителей .

Третья группа: столовая, бригадный дом, фельдшерская, баня

Суммируя расчетные нагрузки всех трех групп по таблице 1.15[2], получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:

кВт

кВт

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму т.к. он больший.

С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП:

кВт

2.3 Расчет средневзвешенного

Средневзвешенный определим по формуле:

(5)

где: - мощность i-го потребителя, кВт

- коэффициент мощности i-го потребителя

Коэффициенты мощности отдельных потребителей определим по таблице 1.16[2] Его значение занесем в таблицу 4. Для жилых домов

.

= 0,86

= 0,92

2.4 Определение полной расчетной нагрузки на шинах ЗТП

Полная мощность определяется по формуле:

(6)

Полная дневная мощность:

кВ*А

Полная вечерняя мощность:

кВ*А

3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Согласно нормам технологического проектирования потери напряжения в электрических сетях 0,38 кВ не должны превышать 8%. Потери напряжения в сетях 10кВ не должны превышать 10%. Потери в трансформаторе «минус» 4% при 100% нагрузке и «минус» 1% при 25% нагрузке. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% отклонение напряжения не должно превышать 5% от номинального.

Допустимые потери в линиях 0,38 кВ и 10 кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимальной (25%) нагрузок. в нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Составим таблицу отклонений и потерь напряжений (Таблица 4)

Таблица 4. Отклонение и потери напряжения

Элементы системы	Нагрузка %
	100	25
Шины питающей подстанции	+4	-1
ВЛ 10 кВ	-5,5	-1,4
Трансформатор 10/0.38
Надбавки	+7,5	+7,5
потери	-4	-1
ВЛ 0,38 кВ
Потери во внутр, сетях	-2	0
Потери во внешних сетях	-5	-1,25
Отклонение у потребит.	-5	+2,85

Пользуясь методикой, изложенной в пункте 2.11[2] определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора.

Впишем жирным шрифтом все известные параметры:

- отклонение напряжения на источнике , = -1%;

- постоянную надбавку трансформатора = +7,5%

- потери напряжения в трансформаторе , = -1%;

- потери во внутренних сетях

- отклонения у потребителя = -5%

Определим суммарные потери напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ:

) = - 5 - (4 + 7,5 - 5 - 2) = - 10,5%

Распределим суммарные потери напряжения между линиями 10 и 0,38 кВ, не забывая о НТПС.

- 5%, - 5,5%, = - 1,4% (25% от )

Составим баланс отклонений и потерь напряжения у потребителя при 25% нагрузке:

+ + = - 1 - 1,4 + 7,5 - 1 - 0 - 1,25 = 2,85%

Т.к. < 5% вывод, что допустимые потери напряжения и оптимальные надбавки трансформатора определили верно.

Все расчеты сводим в таблицу 4.

4. Выбор числа ТП и мощности трансформаторов

Определим число трансформаторных подстанций для населенного пункта Капустичи. Так ка не является протяженным, равномерно распределенную нагрузку, то приближенное число ТП определим по формуле:

(7)

где: F - площадь населенного пункта;

- допустимая потеря напряжения;

F = 0,218, = 7% из (таблицы 5)

= 1,05

Принимаем одну трансформаторную подстанцию.

Мощность трансформатора на трансформаторной подстанции выбирается по экономическим интервалам нагрузок.

Толщина гололеда принимаем b =5мм. Характер нагрузки смешанный. Среднегодовая температура на территории РБ принимается равной .

По полной расчетной мощности кВ*А определяем мощность трансформатора

По расчетным данным выбираем трехфазный двух обмоточный понижающий трансформатор общего назначения ТМ-100. Основные технические данные трансформатора сведем в таблицу 5.

Таблица 5. Основные технические данные трансформатора ТМ-100

Параметр	Значение
Тип	ТМ-100
Номинальная мощность, кВА	100
Сочетание напряжений, кВ -ВН -НН	10 0,38
Схема и группа соединения обмоток	У/Zн - 0,
Потери, Вт - холостого хода (уровень А) - короткого замыкания	330 1970
Напряжение короткого замыкания, Uк%	4,5

5. Определение места положения ТП

На плане населенного пункта намечаем трассы ВЛ 380/220 В. Разбиваем их на участки длинной не более 100м, группируем однородные потребители и присваиваем им номера. По расчетам в данном н.п. у нас получилась одна ТП.

Для определения места расположения ТП на план населенного пункта наносим оси координат и определяем координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.

Расчетная нагрузка жилых домов приведена в таблице 2.

Нагрузки коммунально-бытовых потребителей приведены в таблице 3.

Результаты расчетов нагрузок и их координаты сводим в таблицу 6.

Таблица 6. Результаты расчета нагрузок отдельных потребителей и однородных групп и их координаты

Номер потребителя и нагрузки	Наименование потребителей	Расчетная мощность, кВт	Координаты нагрузок, м	коэффициенты мощности
		Pд	Pв	X	Y	cos?д	cos?в
2	Д-6	2,34	7,8	188	568	0,9	0,93
7	Д-6	2,34	7,8	216	436	0,9	0,93
10	Д-6	2,34	7,8	84	252	0,9	0,93
13	Д-6	2,34	7,8	36	192	0,9	0,93
9	Д-4	1,8	6,1	232	496	0,9	0,93
6	Д-7	2,66	8,5	128	380	0,9	0,93
20	Д-7	2,66	8,5	316	224	0,9	0,93
11	Д-3	1,5	5	36	296	0,9	0,93
14	Д-8	2,8	9,4	156	132	0,9	0,93
16	Д-8	2,8	9,4	36	76	0,9	0,93
19	Д-8	2,8	9,4	248	120	0,9	0,93
5	школа	7	2	92	360	0,85	0,9
4	мастерская	7	2	60	340	0,85	0,9
12	детсад	9	6	36	228	0,85	0,9
17	баня	8	8	196	52	0,85	0,9
18	бриг.дом	2	5	204	56	0,85	0,9
15	столовая	9	3	124	208	0,85	0,9
1	магазин	2	4	112	184	0,85	0,9
8	акушер. пункт	4	4	240	480	0,85	0,9
Итого	74,4	121,5

Так как нагрузки вечернего максимума больше, расчет координат будем производить по ним.

Определим центр нагрузок:

(8)

(9)

=

Скоординируем место расположения ТП с координатами центра нагрузок:

X = 152.4 м

Y = 244 м

Однако размещать ТП в данном месте не целесообразно, так как она будет находиться близко от школы и затруднять подходы ВЛ 0,38кВ. По этой причине сместим место ТП на плане на 24 метра в низ. Примем координаты X = 152.4 м, Y = 220 м.

6. Составление схемы сетей 10 кВ и 0,38 кВ

Используя таблицу 2 и методические указания по составлению расчетных схем 0,38 кВ и 10 кВ, составляем расчетные схемы.

На расчетной схеме указываем:

- Источник питания (ЗТП);

- Линий (Л1,Л2);

- Номера узлов;

- Расстояние между узлами (в метрах);

- Шифр потребителя;

Дневную и вечернюю расчетную мощность потребителя.

Рисунок 1. Расчетная схема ВЛ 0,38 кВ

Рисунок 2. Расчетная схема ВЛ 10 кВ

7. Электрический расчет сети 0,38 кВ

Определим нагрузки на участках низковольтной линии, пользуясь расчетной схемой сети. Для этого производим суммирование расчетных нагрузок отдельных потребителей и групп.

Нагрузку однородных потребителей определяем по формуле (1) и (2), а если нагрузка, смешанная по формуле (4)

Определяем средневзвешенный коэффициент по формуле (5)

Определим расчетный ток нагрузки на участках :

(10)

где: - наибольшая расчетная нагрузка на участке, кВ*А;

- номинальное напряжение сети, кВ;

Произведем расчет первого фидера ТП №1.

Участок 13-14

Активная нагрузка для:

- дневного максимума:

;

- вечернего максимума:

;

Коэффициент мощности на участке для:

- дневного максимума:

;

- вечернего максимума:

;

Полная нагрузка для:

- дневного максимума:

- вечернего максимума:

Расчетный ток нагрузки:

= 15,5 А

Участок 12-13

Активная нагрузка для:

- дневного максимума:

;

- вечернего максимума:

;

Коэффициент мощности на участке для:

- дневного максимума:

;

- вечернего максимума:

;

Полная нагрузка для:

- дневного максимума:

- вечернего максимума:

Расчетный ток нагрузки:

= 23,4 А

Участок 3-11

Активная нагрузка для:

- дневного максимума:

;

- вечернего максимума:

;

Коэффициент мощности на участке для:

- дневного максимума:

;

- вечернего максимума:

;

Полная нагрузка для:

- дневного максимума:

- вечернего максимума:

Расчетный ток нагрузки:

= 22,5 А;

Аналогично рассчитываем оставшиеся линии, и результаты заносим в таблицу 7.

Таблица 7. Расчетная нагрузка на участках линии 380/220 В

Номера расчетных участков	Расчетная нагрузка	Коэффициент мощности на участке	Надбавка кВт	ko	Расч. ток нагрузки на участ.
	Активная кВт	полная кВ*А
	Pд	Pв	Sд	Sв	cos?д	cos?в	ДPд	ДPв		I расч
13 -14	2,8	9,4	3,1	10,1	0,9	0,93	-	-	-	15,5
12 - 13	4,1	14,1	4,6	15,2	0,9	0,93	1,3	4,7	-	23,4
11 - 12	9,5	17,7	10,9	19,2	0,87	0,92	5,4	3,6	-	29,5
3 - 11	7,5	13,5	8,6	14,6	0,87	0,92	-	-	0,48	22,5
9 - 10	2,34	7,8	2,6	8,38	0,9	0,93	-	-	-	12,9
8 - 9	3,44	11,5	3,8	12,3	0,9	0,93	1,1	3,7	-	18,9
7 - 8	5,84	13,9	6,7	15,1	0,87	0,93	2,4	2,4	-	23,2
6 - 7	7,14	18,6	8,1	20	0,88	0,93	1,3	4,7	-	30,7
5 - 6	8,74	23,7	9,8	25,5	0,89	0,93	1,6	5,1	-	39,2
4 - 5	12,94	24,9	14,9	26,8	0,87	0,93	4,2	1,2	-	41,2
3 - 4	17,14	26,1	19,9	28,06	0,86	0,93	4,2	1,2	-	43,2
ТП-1	22,2	38,8	26,7	42,2	0,85	0,92	1,2	2,4	-	64,9
1 - 2	21	36,4	24,7	39,1	0,85	0,93	1,3	4,7	-	60,2
2 - 3	19,7	31,7	23,2	34,1	0,85	0,93	-	-	0,8	52,5
19 - 20	2,66	8,5	2,95	9,1	0,9	0,93	-	-	-	14
18 - 19	4,36	14	4,8	15,05	0,9	0,93	1,7	5,5	-	23,2
17 - 18	5,58	17	6,31	18,5	0,88	0,92	1,2	3	-	28,4
16 - 17	10,4	21,8	12,09	23,9	0,86	0,91	4,8	4,8	-	36,8
15 - 16	12,1	26,6	13,9	29,5	0,87	0,9	1,7	5,6	-	45,4
ТП-15	17,5	28,4	20,3	31,6	0,86	0,9	5,4	1,8	-	48,6

Уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок отходящих от ТП линий.

;

;

Так как расчетная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчет мощности ТП ведем по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП с учетом уличного освещения:

;

Определим значение коэффициента мощности ТП:

;

Определим полную расчетную мощность ТП:

Для прокладки трасс воздушных линий 0,38 кВ применяем самонесущие изолированные провода марки СИП-4. Производим выбор сечения проводов линии 0,38 кВ по нагреву.

По расчетному току нагрузки ориентировочно определяем табличное значение сечения проводника и соответствующую ему величину табличного тока .

Расчетный ток равен :

= 100,8 А;

Экономический показатель тока равен : ;

, = 70

Согласно ТКП-339-2011 по условиям механической прочности минимально допустимое сечение СИП на магистралях и линейных ответвлениях во 2 районе по гололеду должно быть 35.

Определим потери напряжения на участках линии по формуле:

(11)

где: полная мощность участка, кВ*А;

- длина участка, км;

, - активные и индуктивные сопротивления проводов, Ом/км

Для СИП - 4 сечением 70

0,44 Ом/км;

= 0,49 Ом/км;

Участок 13-14

=

Д = (1.87/380)*100% = 0.48 %

Аналогично проводим расчет на всех участках, и полученные значения заносим в таблицу 8.

Так как падение напряжения на участке ТП 15

Д = 4,6% < 5%,

делаем вывод, что сечение подобрано правильно.

Аналогично рассчитываем падение напряжения от начала участка и заносим полученные результаты в таблицу 8.

Таблица 8. Выбор провода по участкам 0,38 кВ, отходящих от ТП

Участок	Полная мощность, кВ*А	cos?	sin ?	Расчетный ток, А	Длинна участка, км	Окончательный расчет
						Допустимый ток нагрузки, А	Сечение провода СИП-4	Активное сопротивление, Ом/км	Индуктивное сопротивление, Ом/км	Потеря напряжения
										На участке %	От начала линии,%
13 -14	10,1	0,9	0,436	15,5	0,116	240	4Х70	0,44	0,49	0,48	4,6
12-13	15,2	0,9	0,436	23,4	0,04	240	4Х70	0,44	0,49	0,25	4,12
11-12	19,2	0,9	0,436	29,5	0,068	240	4Х70	0,44	0,49	0,54	3,87
3-11	14,6	0,9	0,436	22,5	0,036	240	4Х70	0,44	0,49	0,21	3,33
9-10	8,38	0,9	0,436	12,9	0,089	240	4Х70	0,44	0,49	0,3	4,98
8-9	12,3	0,9	0,436	18,9	0,016	240	4Х70	0,44	0,49	0,08	4,68
7-8	15,1	0,9	0,436	23,2	0,072	240	4Х70	0,44	0,49	0,45	4,6
6-7	20	0,9	0,436	30,7	0,1	240	4Х70	0,44	0,49	0,83	4,15
5-6	25,5	0,9	0,436	39,2	0,048	240	4Х70	0,44	0,49	0,5	4,32
4-5	25,8	0,9	0,436	41,2	0,04	240	4Х70	0,44	0,49	0,42	3,82
3-4	28,06	0,9	0,436	43,2	0,024	240	4Х70	0,44	0,49	0,28	3,4
ТП1	42,2	0,9	0,436	64,9	0,056	240	4Х70	0,44	0,49	0,98	0,98
1-2	39,1	0,9	0,436	60,2	0,052	240	4Х70	0,44	0,49	0,84	1,82
2-3	34,1	0,9	0,436	52,5	0,092	240	4Х70	0,44	0,49	1,3	3,14
19-20	9,1	0,9	0,436	14	0,124	240	4Х70	0,44	0,49	0,46	3,38
18-19	15,05	0,9	0,436	23,2	0,076	240	4Х70	0,44	0,49	0,47	2,92
17-18	18,5	0,9	0,436	28,4	0,016	240	4Х70	0,44	0,49	0,12	2,45
16-17	23,9	0,9	0,436	36,8	0,088	240	4Х70	0,44	0,49	0,87	2,33
15-16	29,5	0,9	0,436	45,4	0,064	240	4Х70	0,44	0,49	0,78	1,48
ТП15	31,6	0,9	0,436	48,6	0,052	240	4Х70	0,44	0,49	0,68	0,68

8. Электрический расчет сети 10кВ

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети, определяем максимальные нагрузки.

Нагрузку однородных потребителей определяем по формулам (1) и (2), а если нагрузка смешанная - по формуле (4)

Также определяем расчетный ток по формуле (10)

Определяем средневзвешенный коэффициент по формуле (5) Коэффициент мощности i-го потребителя определяем по номограмме (рисунок 1.5 [2]) в зависимости от соотношения Рп/Ро.

Значения cos?i для населенных пунктов сводим в таблицу 9.

Таблица 9. Значения коэффициентов мощности населенных пунктов

Номер населенного пункта	cos?д	cos?в	Рп/Ро
1	0,81	0,84	0,5
2	0,83	0,86	0,4
3	0,849	0,876	0,3
4	0,81	0,84	0,5
5	0,83	0,86	0,4
6	0,49	0,976	0,3
7	0,81	0,84	0,5
8	0,76	0,8	0,7
9	0,78	0,83	0,6
10	0,81	0,84	0,5

Расчетные нагрузки для линий 10кВ определяем путем суммирования нагрузок подстанций 10/0,4 кВ. Если нагрузки подстанций отличаются больше чем в 4 раза, суммирование проводим с учетом коэффициента одновременности.

Участок 11-12

;

= 7,1 А;

Участок 4-5

;

= 18,7 А;

Участок 7-8

;

= 24,9 А;

Аналогично рассчитываем для остальных участков , результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 10. Расчет электрических нагрузок на участках линии 10кВ

Номера расчетных участков	Расчетная нагрузка	Коэффициент мощности на участке	Надбавка кВт	ko	Расч. ток нагрузки на участ.
	активная кВт	полная кВ*А
	Pд	Pв	Sд	Sв	cos?д	cos?в	ДPд	ДPв		I расч
11 - 12	35,1	117	38,2	123,2	0,92	0,95	-	-	-	7,1
4 - 11	63,5	218	69	229,5	0,92	0,95	24,5	88	-	13,3
5 - 6	78	260	84,8	273,7	0,92	0,95	-	-	-	15,8
4 - 5	89,2	308	97	324	0,92	0,95	58	204	-	18,7
3 - 4	129,1	459	140,3	483	0,92	0,95	65,6	241	-	27,9
8 - 9	97,5	325	105,9	342	0,92	0,95	-	-	-	19,8
8 - 10	39	130	42	136,8	0,92	0,95	-	-	-	7,9
7 - 8	122,9	409,5	133,6	431	0,92	0,95	-	-	0,9	24,9
2 - 7	173,8	579,2	189	609,7	0,92	0,95	-	-	0,9	35,2
2 - 3	187,1	663	203,4	698	0,92	0,95	58	204	-	40,3
1 - 2	320,1	1120	348	1178	0,92	0,95	133	457	-	68,1
ИП 0 - 1	369	1292	401,1	1360	0,92	0,95	48,9	172	-	78,6

Для прокладки трасс воздушных линий 10 кВ применяем самонесущие изолированные провода марки СИП-3. Производим выбор сечения проводов линии 10 кВ по нагреву.

По расчетному току нагрузки и экономическому показателю тока ориентировочно определяем табличное значение сечения проводника и соответствующую ему величину табличного тока .

Расчетный ток ИП 0-1 равен .

Экономический показатель тока равен : ;

, = 70

= 240А

Сечение провода 3х70. Допустимый ток нагрузки проводов указан при температуре окружающей среды .

Согласно ТКП-339-2011 по условиям механической прочности минимально допустимое сечение СИП на магистралях и линейных ответвлениях во 2 районе по гололеду должно быть 50.

Результаты расчетов сводим в таблицу 11.

Таблица 11. Определение сечения проводов на участках линий 10 кВ отходящих от ИП

Участок	Полная мощность, кВ*А	cos?	sin?	Расчетный ток, А	Длинна участка, км	Окончательный расчет
						Допустимый ток нагрузки, А	Сечение провода СИП-3	Активное сопротивление, Ом/км	Индуктивное сопротивление, Ом/км	Потеря U
										На участке, %
11-12	123,2	0,92	0,81	7,1	4	240	3Х70	0,46	0,392	0,35
4 - 11	229,5	0,92	0,81	13,3	2	240	3Х70	0,46	0,392	0,33
5 - 6	273,7	0,92	0,81	15,8	10	240	3Х70	0,46	0,392	1,97
4 - 5	324	0,92	0,81	18,7	2,4	240	3Х70	0,46	0,392	0,56
3 - 4	483	0,92	0,81	27,9	1,4	240	3Х70	0,46	0,392	0,48
8 - 9	342	0,92	0,81	19,8	2,4	240	3Х70	0,46	0,392	0,59
8 - 10	136,8	0,92	0,81	7,9	5	240	3Х70	0,46	0,392	0,49
7- 8	431	0,92	0,81	24,9	3	240	3Х70	0,46	0,392	0,93
2 - 7	609,7	0,92	0,81	35,2	1	240	3Х70	0,46	0,392	0,43
2 - 3	698	0,92	0,81	40,3	1,8	240	3Х70	0,46	0,392	0,9
1 - 2	1179	0,92	0,81	68,1	6,8	240	3Х70	0,46	0,392	5,7
ИП01	1360	0,92	0,81	78,6	4,6	240	3Х70	0,46	0,392	4,5

Проводим проверку выбранных марок проводов и их сечений по потерям напряжения на участках линий по формуле (11) , активное и индуктивное сопротивление провода для СИП-3 сечением 70 мм 0,46 Ом/км; = 0,392 Ом/км;

Участок 11-12

=

Д = (35,5/10000)*100% = 0.35 %

Аналогично проводим расчет для остальных участков. Результаты расчётов сводим в таблицу 11.

Так как падение напряжения на участке

ИП 0-1 = 4,5% < 7%,

делаем вывод, что сечение подобрано правильно.

9. Определение потерь энергии

Определение потерь энергии в сетях 0,38 кВ.

(12)

Где - максимальный расчетный ток на участке, А;

- длинна участка, км;

- удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

- время максимальных потерь, ч

В зависимости от расчетной нагрузки на участках определяем число часов использования максимальной нагрузки (таблица 1.17 [2]) Полученные значения сводим в таблицу 13.

По графику зависимости времени потерь от времени использования максимальной нагрузки (рисунок 5.3 [2]) определяем время потерь для участков.

Годовое число использования максимума нагрузок для участка13-14 Тм=900ч. По графику определим значение времени потерь = 250 ч.

= 9,1 кВт*ч

Аналогично рассчитываем на остальных участках линии 0,38 кВ и результаты сводим в таблицу 12.

Таблица 12. Потери энергии в ВЛ 0,38кВ

Участок	Длинна участка, м	Активное сопротивление проводов, Ом/км	Максимальный расчетный ток, А	Расчетная мощность , кВт	Число часов использования на максимум, ч	Время максимальных потерь, ч	Потеря энергии на участке, кВт*ч
13 - 14	0,116	0,44	15,5	9,4	900	250	9,1
12 - 13	0,04	0,44	23,4	14,1	1200	480	13,8
11 - 12	0,068	0,44	29,5	17,7	1200	480	37,5
3 - 11	0,036	0,44	22,5	13,5	1200	480	11,5
9 - 10	0,089	0,44	12,9	7,8	900	250	4,8
8 - 9	0,016	0,44	18,9	11,5	1200	480	3,6
7 - 8	0,072	0,44	23,2	13,9	1200	480	24,5
6 - 7	0,1	0,44	30,7	18,6	1200	480	59,7
5 - 6	0,048	0,44	39,2	23,7	1600	800	77,8
4 - 5	0,04	0,44	41,2	24,9	1600	800	71,7
3 - 4	0,024	0,44	43,2	26,1	1600	800	47,3
ТП1	0,056	0,44	64,9	38,8	1600	800	249
1 - 2	0,052	0,44	60,2	36,4	1600	800	199
2 - 3	0,092	0,44	52,5	31,7	1600	800	267,7
19 - 20	0,124	0,44	14	8,5	900	250	8
18 - 19	0,076	0,44	23,2	14	1200	480	25,9
17 - 18	0,016	0,44	28,4	17	1200	480	8,1
16 - 17	0,088	0,44	36,8	21,8	1600	800	125,8
15 - 16	0,064	0,44	45,4	26,6	1600	800	139,3
ТП15	0,052	0,44	48,6	28,4	1600	800	129,7
Итого:	1513,8

Далее определим потери энергии в линии 10 кВ. Расчеты ведем аналогично расчетам для линии 0,38 кВ. Результаты расчетов сводим в таблицу 13.

Таблица 13. Потери энергии в ВЛ 10 кВ

Участок	Длинна участка, м	Активное сопротивление проводов, Ом/км	Максимальный расчетный ток, А	Расчетная мощность, кВт	Число часов использования на максимум, ч	Время максимальных потерь, ч	Потеря энергии на участке, кВт*ч
11 - 12	4	0,46	7,1	117	3200	2100	584
4 - 11	2	0,46	13,3	218	3200	2100	1025
5 - 6	10	0,46	15,8	260	3400	2300	7923
4 - 5	2,4	0,46	18,7	308	3400	2300	2663
3 - 4	1,4	0,46	27,9	459	3400	2300	3459
8 - 9	2,4	0,46	19,8	325	3400	2300	2986
8 - 10	5	0,46	7,9	130	3200	2100	904
7 - 8	3	0,46	24,9	409,5	3400	2300	5904
2 - 7	1	0,46	35,2	579,2	3400	2300	3933
2 - 3	1,8	0,46	40,3	663	3400	2300	9279
1 - 2	6,8	0,46	68,1	1120	3400	2300	100094
0 - 1	4,6	0,46	78,6	1292	3400	2300	90200
Итого:	228954

Определяем годовые потери электрической энергии в трансформаторе:

(13)

где : - потери к.з. в трансформаторе, кВт;

- потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

- максимальная полная нагрузка трансформатора, кВ*А;

- номинальная мощность трансформатора, кВ*А;

- время максимальных потерь, ч

= 3588 кВт*ч/год

Определим общие потери в ВЛ 10 кВ , ВЛ 0,38 кВ, и в трансформаторе:

= 1513,8+3588+228954 = 234055,8 кВт*ч

10. Конструктивное выполнение линий и ТП

электрический трансформатор подстанция нагрузка

Распределительные сети 10 кВ выполняем 3-х проводным проводом с изолированной нейтралью, проводом марки СИП-3. ВЛ 10 кВ выполняем на железобетонных опорах СВ - 110.

Трасса линии 10 кВ должна проходить вдоль железных дорог, проезжих дорог, полезащитных полос, по границам полей оросительных и осушительных каналов, иметь по возможности наименьшую длину и занимать минимальную площадь пахотных земель.

Опоры устанавливаемые в населенной местности, дополнительно не заземляются, при условии, что стойка опоры имеет соединение металла с грунтом площадью не менее 500 см куб. ( нижний заземляющий выпуск диаметром 10 мм и длинной не менее 1,6 м кв.) и на ней установлены изоляторы фарфорового исполнения ОНШ-10-500, по своим показателям они лучше стеклянных, в частности, выдерживают напряжение с частотой 50 Гц и импульсное напряжение, по нормативной механической прочности они более приспособлены для работы на открытом воздухе (Приложение 78 [2]).

Низковольтные линии для питания сельскохозяйственных потребителей 380/220 В выполняем 4-х проводным проводом с изолированной нейтралью, проводом марки СИП-4.

ВЛ 0,38 кВ выполняем на железобетонных опорах СВ-95 с расстоянием между опорами не более 50м.

Трассу ВЛ 0,38 кВ нужно прокладывать по одной стороне улицы. Можно не соблюдать это условие, в целях уменьшения количества опор и длинны ВЛ.

Устанавливаем следующие виды опор:

- промежуточные П;

- анкерные А;

- угловые анкерные УА;

- концевые К;

- ответвительные О.

Для подвески и соединения СИП используем специальную арматуру.

Для анкерного крепления:

- болтовой крюк;

- анкерный зажим;

- механический соединитель;

Для соединения проводов СИП используют:

- герметичные изоляторные гильзы

Промежуточная арматура при повороте линии СИП на 30-60 градусов:

- болтовой крюк;

- подвесная пластина;

- промежуточный зажим.

В качестве ТП применяют КТП с трехфазным двухобмоточным трансформатором типа ТМ-100 10/0,4

На КТП применяются следующие электрические аппараты:

- разъединитель с заземляющим потоком внутренней установки;

- ОПН (для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений);

- предохранители ПК-10;

- автоматические выключатели;

- тепловые реле (для защиты от перегрузок);

- токовые реле;

- промежуточное реле;

- счетчик учета электроэнергии;

- силовой трансформатор;

- измерительные трансформаторы тока;

- переключатель (рубильник).

Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором.

Питание подстанции осуществляется по воздушной линии 10 кВ, оборудованной максимальной токовой защитой с выдержкой времени 1,2с. На питающей линии установлены измерительные приборы: амперметры ЭЗО и счетчики активной энергии. Подстанция размещается на промежуточной одностоечной опоре. Защита отходящих линий от перегрузок и коротких замыканий выполняется автоматическими выключателями. Защита от перенапряжений выполняется ограничителями перенапряжений нелинейными. Разъединитель с заземляющим потоком устанавливается на концевой опоре 10 кВ.

11. Расчет токов короткого замыкания

Пользуясь схемами сетей 10 кВ и 0,38 кВ, составляем расчетную схему токов короткого замыкания для самого удаленного участка населенного пункта Капустичи ( 10 кВ участок ИП-6, 0,38 кВ участок ТП9-10).

Рисунок 3. Расчетная схема токов короткого замыкания

;

Д;

;

Д = 4,5%.

На основании расчетной схемы составляем схему замещения, на которой для каждого элемента указываем его сопротивление.

Расчет ведем в относительных единицах. Задаемся базисными значениями:

= 100 МВ*А; в точке К1 - = 10,5 кВ; в точках К2 и К3 равны и = 0,4 кВ.

Определим относительные базисные сопротивления.

Система:

(14)

о.е

Определим сопротивление ВЛ 10 кВ:

(15)

(16)

где: и удельное активное и индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

- длина линии, км;

- базисное напряжение, кВ.

о.е

о.е

Трансформатор:

(17)

где: - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВ*А.

о.е.

Определим сопротивление ВЛ 0,38 кВ:

о.е

о.е

Определим результирующее сопротивление до точки К1:

= = 2,4

= = 2,15 о.е

Полное результирующее сопротивление:

(18)

= 3,2 о.е

Определим результирующее сопротивление до точки К2.

о.е

= о.е

= 47,2 о.е

Определим сопротивления до точки К3.

2,4 + 162,5 = 164,9 о.е

= = 47,15 + 106,3 = 153,5 о.е

= 225,3 о.е

Рассчитаем результирующее сопротивление в точках К1, К2, К3:

о.е

= 2,51 + 45 = 47,51 о.е

= 47,51 + 162,5 = 210 о.е

Определим базисные токи в точках короткого замыкания:

(19)

= 5.5 кА;

= 144 кА;

= = 144 кА.

Определим токи и мощность короткого замыкания в точках к.з.

Для точки К1:

Трехфазный ток короткого замыкания:

(20)

= 1,7 кА;

Двухфазный ток короткого замыкания:

(21)

0,87 * 1,7 = 1,5 кА;

Ударный ток короткого замыкания:

(22)

где: - ударный коэффициент. При к.з. в сетях 10 кВ, в сетях 0,38 кВ = 1.

кА;

Мощность трехфазного короткого замыкания:

(23)

= 39,8 МВ*А

Для точки К2:

Трехфазный ток короткого замыкания:

= 3,1 кА;

Двухфазный ток короткого замыкания:

0,87 * 3,1 = 2,7 кА;

Ударный ток короткого замыкания:

кА;

Мощность трехфазного короткого замыкания:

= 2,1 МВ*А

Для точки К3:

Трехфазный ток короткого замыкания:

= 0,64 кА;

Двухфазный ток короткого замыкания:

0,87 * 0,64 = 0,56 кА;

Ударный ток короткого замыкания:

кА;

Мощность трехфазного короткого замыкания:

= 0,47 МВ*А.

Однофазный ток определяем в именованных единицах:

(24)

где: - полное сопротивление петли «фаза-ноль», Ом;

сопротивление трансформатора току однофазного к.з., Ом.

(25)

= 0,44 * 0,584 = 0,26 Ом;

0,29 * 0,584 = 0,17 Ом;

= 0,62 Ом;

кА;

Расчетные значения сведем в таблицу 14.

Таблица 14. Расчет токов короткого замыкания

Значение
К1	1,7	1,5	2,9	39,8	-
К2	3,1	2,7	4,4	2,1	-
К3	0,64	0,56	0,79	0,47	0,27

Окончательная проверка самонесущих изолированных проводов.

1) Проверим выбранное сечение провода по условиям нагрева при коротком замыкании:

(26)

где: F - сечение токоведущих жил, ;

- значение тока короткого замыкания в точке линии (для 10 кВ - К1, для линии 0,38 кВ - К3);

- время протекания тока короткого замыкания, с;

К - коэффициент, зависящий от термостойкости материала изоляции токоведущих жил (для проводов с изоляцией из термопластичного полиэтилена - 59 и из сшитого полиэтилена - 92).

Проверим выбранное сечение СИП -3 для линии 10 кВ:

= ;

Проверим выбранное сечение СИП -4 для линии 0,38 кВ:

= ;

2) Проверим провода на термическую стойкость:

(27)

где: - номинальный ток термической устойчивости, который провод может выдержать без повреждений в течении времени таблица 2.29 [2], А;

- номинальное время термической устойчивости, с;

- установившийся ток короткого замыкания, А;

t - время действия тока короткого замыкания, с;

Проверим выбранное сечение СИП -3 для линии 10 кВ:

;

Проверим выбранное сечение СИП -4 для линии 0,38 кВ:

;

3) Проверяем выбранные сечения по допустимому току в зависимости от необходимости защиты сетей, в которых эти провода установлены:

(28)

где: - допустимый ток, который провод может выдержать без повреждений, таблица 2.24[2] А;

- Коэффициент, зависящие от типа защиты ( при защите только от токов короткого замыкания К = 0,33, при комбинированной защите К = 1,25);

- ток вставки, А;

Проверим выбранное сечение СИП -3 для линии 10 кВ:

= 240А = 39,6 А;

Проверим выбранное сечение СИП -4 для линии 0,38 кВ:

= 187А = 100 А.

12. Выбор аппаратуры подстанции

Производим выбор аппаратуры ЗТП. Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму токов короткого замыкания.

Составим схему электрических соединений подстанции, на которой указываем все основные электрические аппараты.

Рисунок 5. Схема электрических соединений подстанции

В соответствии с КТП электрические аппараты выбирают по следующим параметрам:

1) Выбор разъединителя.

Разъединитель выбираем из таблицы приложения 53 [2].

Таблица 15. Выбор разъединителя РВЗ - 10/400

Параметры	Каталожная величина аппарата	Расчетная величина установки	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение	Uн.а.=10 кВ	Uн.уст.=10 кВ	10=10
Номинальный ток	Iн.а.=400 A	Iр.макс.=8,09A	400>8,09
Динамическая устойчивость	imax=41 кА		10>2,9
Термическая устойчивость			1024>4,1

Рабочий максимальный ток:

- номинальное напряжение аппарата, кВ;

- номинальное напряжение установки, кВ;

- номинальный ток разъединителя, А;

- максимальный рабочий ток, А;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ;

- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА;

- ток термической стойкости, кА;

- предельное время протекания тока, с;

- действующее значение установившегося тока к.з., кА;

- фиктивное время протекания тока к.з, с;

- выдержка времени защиты на питающей стороне линии 10 кВ, принимаем для МТЗ ;

- собственное время отключения выключателя, принимаем

Принимаем разъединитель марки РВЗ-10/400. Он может быть принят в качестве разъединителей QS1-QS2.

2) Выбор предохранителя.

Предохранители выбираем из таблицы Приложения 64 [2].

Таблица 16. Выбор высоковольтных предохранителей ПК-10

Параметры	Каталожная величина аппарата	Расчетная величина установки	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение	Uн.а.=10 кВ	Uн.уст.=10 кВ	10=10
Номинальный ток	Iн.а.=30 A	Iр.макс.=8,09 A	30>8,09
Номинальная мощность отключения	Sн.откл=300 МВ•А		300>39,8
Номинальный ток плавкой вставки	Iн.вст.=10 A	Iр.макс.=8,09 A	10>8,09

Принимаем предохранитель марки ПК-10/30

3) Выбор выключателя.

Таблица 17. Выбор выключателя ВНП-17/10

Параметры	Каталожная величина аппарата	Расчетная величина установки	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение	Uн.а.=10 кВ	Uн.уст.=10 кВ	10=10
Номинальный ток	Iн.а.=300 A	Iр.макс.=212, 9 A	300>212,9
Номинальная мощность отключения	Sн.откл=200 МВ•А		200>39,8
Номинальный ток отключения	Iн.отк.=8,6 кA	Iр.макс.=1,7 кA	8,6>1,7

Выбираем выключатель из следующих условий:

- по току

где - рабочий ток установки, А.

Принимаем выключатель марки ВНП-17/10.

4) Выбор автоматических выключателей.

Выбираем автоматический выключатель для защиты фидера №1 трансформаторной подстанции из следующих условий:

- по напряжению

,

где - номинальное напряжение сети, В.

- по току

где - максимальный рабочий ток цепи, защищаемой аппаратом, А.

- по номинальному току теплового расцепителя

где - номинальный ток теплового расцепителя автомата, А;

- коэффициент надежности, учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя, принимается в пределах от 1,1 до 1,3;

- по предельно отключающему току

Окончательно принимаем автоматический выключатель ВА51-31 (приложение 7.4[1]).

Аналогичный автоматический выключатель выбираем для остальных линий. Результаты выбора заносим в таблицу 18

Таблица 18. Данные по выбору автоматических выключателей

Параметр	ЗТП № 1
	Фидер №1	Фидер №2
Рабочий ток, А	60,3	60,3
Тип выключателя	ВА51-31	ВА51-31
Номинальный ток выключателя, А	100	100
Номинальный ток теплового расцепителя, А	80	80
Предельно отключающий ток, кА	8	8

5) Выбор вентильных разрядников.

- по номинальному напряжению

где - номинальное напряжение разрядника, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

Для сети 10 кВ:

;

для сети 0,38 кВ:

Принимаем вентильные разрядники марок РС-10 и РВН-0,5

13. Защита отходящих линий 0,38кВ

Основные аппараты защиты сетей 0,38кВ от коротких замыканий - плавкие предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0,38кВ работает с глухозаземлённой нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнять в трехфазном исполнении, предохранители или расцепители автоматических выключателей устанавливают в каждой фазе. При наличии максимального токового расцепителя автоматического выключателя в нулевом проводе он должен действовать на отключение всех трех фаз, и в этом случае допускается устанавливать два расцепителя для защиты от междуфазных коротких замыканий. В качестве устройств защиты от перегрузок используют те же аппараты, однако тепловой расцепитель автоматического выключателя действует более надежно и четко, чем предохранитель. На вводах в трансформаторы 0,38кВ и отходящих от КТПБ 10/0,38кВ линиях наибольшее применение получили автоматические выключатели типов: ВА 57-35; ВА 57Ф-35; ВА 51-35; ВА 51-39.

Автоматические выключатели типа ВА предназначены для защиты электрических цепей от перегрузок и токов короткого замыкания, а также для оперативного управления участками электрических цепей. они выпускаются различными заводами стран СНГ. Минский электротехнический завод имени В.И. Козлова выпускает автоматы на номинальный ток теплового расцепителя от 16 до 630 А типа ВА 57-35; ВА 57Ф-35; ВА 51-35; ВА 51-39. Эти выключатели комплектуются также электромагнитными расцепителями и при установке их на отходящих линиях могут иметь независимый расцепитель и электромагнитный привод для управления выключателем как с двери ячейки, так и из другого помещения. Компания «Интерэлектрокомплект» (Россия) производит автоматические выключатели серий ВА 47-29, ВА 47-100, ВА 88.

Для ТП 10/0,38кВ, оснащенных автоматическими выключателями типа ВА 47-29, ВА 47-100, ВА 88, имеющих независимый расцепитель, разработана и выпускается промышленностью полупроводниковая защита типа ЗТИ-0,4, обеспечивающая повышенную чувствительность действие при коротких замыканий. Защита представляет собой приставку к автомату, размещаемую под ним в низковольтном шкафу ТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

ЗТИ предназначено для защиты трехфазных четырехпроводных воздушных линий 0,38кВ с глухозаземленной нейтралью и повторными заземлениями нулевого провода от междуфазных и однофазных коротких замыканий, а также замыканий фаз на землю. Для подключения к линии ЗТИ имеет четыре токовых входа, через которые пропускают три фазных и нулевой провода линии.

Защита действует на независимый расцепитель автоматического выключателя. Защиты от междуфазных и фазных на нулевой провод коротких замыканий имеют обратнозависимые от тока характеристики время срабатывания и ступенчатую регулировку по току и времени срабатывания. Уставку защиты от замыканий на землю не регулируют.

14. Защита от перенапряжений и заземление

Защита от перенапряжений.

Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.

Трансформаторные подстанции 10/0,38 кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10 кВ. Но в настоящее время все большее применение находят ограничители перенапряжений (ОПН), которые представляют собой высокое нелинейное сопротивление.

На ВЛ в соответствии с ТКП 339 - 2011, в зависимости от грозовой активности устанавливается защитное заземление (в условиях РБ через 2 на третей опоре или через 120м), Сопротивление заземляющего устройства - не более 30 Ом и в целом не более 10 Ом. На линях с железобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.

Защита оборудования ТП со стороны ВН осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-10, со стороны НН - ОПН-0,5.

Заземление.

На ВЛ до 1 кВ с заземленной нейтралью должны быть заземлены крюки или штыри фазных проводов и нулевого провода не реже чем через 200 м. Эти заземлители могут рассматриваться как повторное заземление нулевого провода. Такое заземление обязательно делается на опорах с ответвлением к вводу в здание, где имеются большие хозяйственные ценности. Удельное сопротивление грунта с=115 Ом•м. Контур выполнен в виде четырехугольника, путем заложения в грунт вертикальных стальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм соединенных стальной полосой 40Ч4 мм. Глубина заложения стержней 0,8 м, полосы 0,9 м. При этом предыдущее заземление должно быть от концевой опоры с заземлением не более чем на 100 м. Используются стальные стержни длиной l=5м и диаметром d = 12мм.

Определяем сопротивление грунта для стержневых заземлителей:

(29)

где - коэффициент сезонности. Для РБ ;

- коэффициент, учитывающий состояние грунта при измерении. При средней увлажненности принимаем .

132,3 Ом*м;

Определяем сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали:

(30)

где - длина электрода, м;

- диаметр стержня, м;

- глубина заложения стержня, т.е. расстояние от поверхности земли до середины стержня, м.

(31)

где - глубина заглубления электрода, принимаем

28,6 Ом.

Определяем общее сопротивление всех повторных заземлителей:

(32)

где - количество всех повторных заземлителей, присоединенных к данной сети, шт.

Определяем сопротивление повторного заземлителя:

(33)

Cписок литературы

1. Электроснабжение сельского хозяйства: учебное пособие / Г.И. Янукович. - Минск : ИВЦ Минфин, 2014. -640с.

2. Янукович, Г. И. Электроснабжение сельского хозяйства. Курсовое и дипломное проектирование: учеб. Пособие для студентов высших учебных заведений по специальности «Энергетическое обеспечение сельскохозяйственного производства»: 2-е изд., доп. и исправ. / Г. И. Янукович. -- Минск: ИВЦ Минфина, 2013. -- 448 с.

3. Комплектная трансформаторная подстанция в бетонной оболочке : каталог / разработчик и изготовитель Минский электротехнический завод им. В. И. Козлова. -- Минск : 2012. -- 36 с.

4. ТКП 339-2011 (02230). Электроустановки на напряжение до 750 кВ. Линии электропередачи воздушные и токопроводы, устройства распределительные и трансформаторные подстанции, установки электросиловые и аккумуляторные, электроустановки жилых и общественных зданий. Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии. Нормы приемо-сдаточных испытаний: Утвержден и введен в действие постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 23 августа 2011 г. № 44 -- Минск : Разработан Научно-исследовательским и проектным республиканским унитарным предприятием «БЕЛТЭИ» (РУП «БЕЛТЭИ») совместно с Открытым акционерным обществом «БЕЛЭНЕРГОРЕМНАЛАДКА», Научно-исследовательским и проектно-изыскательским республиканским унитарным предприятием «БЕЛЭНЕРГОСИТЬПРОЕКТ», Открытым акционерным обществом «БЕЛСЕЛЬЭЛЕКТРОСЕТЬСТРОЙ», 2011. -- 594 с.

Размещено на Allbest.ru