Электроснабжение населенного пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

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

В основном задача перевода сельского хозяйства на централизованное электроснабжение решена. Все совхозы и колхозы пользуются электроэнергией; все жилые дома в сельских населенных пунктах имеют электрический ввод. Почти все населенные пункты охвачены воздушными линиями электропередачи.

Новое их строительство на селе все больше изменяется систематической реконструкцией. При реконструкции будут широко внедряться мероприятия по повышению надежности электроснабжения, которая еще далеко не достаточна (в том числе из-за большого количества трансформаций, отсутствия автоматических устройств регулирования напряжения), электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет и другие особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов.

Главная из них -- необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных объектов, расположенных на большой территории. В результате протяженность сетей (на единицу мощности потребителя) очень велика. Поэтому первостепенная задача электроснабжения заключается в доведении стоимости до минимальной.

1. Исходные данные

В населённом пункте находится 84 одноквартирных жилых дома. А также Столярный цех, Магазин, ФАП, Бригадный дом с залом на 100 мест, Спальный корпус школы-интернат на 80 мест, РПС, КРС откорм молодняка, Столовая на 35 мест.

Улицы в населённом пункте асфальтобетонные с шириной улицы 9-12 метров. Электронагрузки общественных, производственных и коммунально-бытовых помещений заносим в таблицу.

Таблица 1.1 Электронагрузки общественных, производственных и коммунально-бытовых помещений

№ п/п	Наименование объекта	Дневной максимум кВт	Вечерний максимум кВт	Коэффициент мощности
1	Столярный цех	15	10	1	---	0,7	0,95
2	Магазин	6	---	6	---	0,7	0,75
3	ФАП	4	---	4	---	0,9	0,95
4	Бригадный дом с залом на 100 мест	4	---	7	---	0,9	0,93
5	Спальный корпус школы-интернат на 80 мест	8	---	15	---	0,8	0,85
6	РСП	10	8	1	---	0,7	0,75
7	КРС откорм молодняка	4	3	7	5	0,7	0,75
8	Столовая на 35 мест	20	10	10	4	0,7	0,75
9	Количество домов 84 одноквартирные					0,9	0,93
	Уровень напряжения на шинах 10 кВ	=+
	Существует годовая потребность Pв=1100кВт\час

2. Расчёт электрических нагрузок в сети 0,38 кВ

Нагрузку на вводе определяем по номограмме исходя из существующего годового потребления эл энергии, на десятый расчётный год она равна 3,5 кВт на дом.

Расчётная нагрузка уличного освещения определяется по формуле (2.1):

Pр.ул.=Pуд.L=61650=9900=9,9кВт

Где =6 Вт/м - удельная нагрузка на 1 погонный метр улицы принято по таблице 15.4 Л1 для улицы асфальтобетонной шириной проезжей части 9…12 метров; L=1650м - общая протяжённость улицы.

Для освещения улиц применяем светильники СПЗР-250.

Расчетную нагрузку производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей определим по нормам, приведенным в приложении.

Результаты заносим в таблицу 2.1

трансформаторный нагрузка ток напряжение

Таблица 2.1 Электронагрузки общественных, производственных и коммунально-бытовых помещений.

№ п/п	Наименование объекта	Номер шифра	Дневной максимум кВт	Вечерний максимум кВт	Коэффициент мощности
1	Столярный цех	1	15	10	1	---	0,7	0,95
2	Магазин	2	6	---	6	---	0.7	0,75
3	ФАП	3	4	---	4	---	0,9	0,95
4	Бригадный дом с залом на 100 мест	4	4	---	7	---	0,9	0,93
5	Спальный корпус школы интернат на 80 мест	5	8	---	15	---	0,8	0,85
6	РСП	6	10	8	1	---	0,7	0,75
7	КРС откорм молодняка	7	4	3	7	5	0,7	0,75
8	Столовая на 35 мест	8	20	10	10	4	0,7	0,75
	Уровень напряжения на шинах 10 кВ=+
	Существует годовая потребность Pв=1700кВт\час
	Количество домов 84 одноквартирные

Находим суммарную расчётную активную нагрузку всего населённого пункта . Делим, все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчётную нагрузку каждой группы по формуле:

Первая группа: жилые дома (84 дома).

Расчетная активная нагрузка для дневного максимума находится по формуле:

=n=0,273,2840,3=21,7кВт

Расчетная активная нагрузка для вечернего максимума находится по формуле:

=n=0,273,284=72,5кВт

Вторая группа: Столярный цех,ФАП, РСП, КРС откорм молодняка.

==0,775(154104)=25,5 кВт

=k0•?Pв=0,775•(1+4+1+7)=10 кВт

Третья группа: Столовая на 35 мест, магазин, спальный корпус школы- интернат на 80 мест, бригадный дом с залом на 100 мест.

Рд3=k0•?Рд=0,85•(20+6+8+4)=32,3 кВт

Рв3=k0•?Рв=0,85•(10+6+15+7)=32,3 кВт

Суммируем расчётные нагрузки всех трёх групп, получаем:

Ртп.д=Рд2+Рд1+Рд3=25,5+21,7+32,3=79,5 кВт

Ртп.в=Рв2+Рв1+Рв3=10+72,5+32,3=114,8кВт

Расчетная мощность с учётом уличного освещения:

=Pтп в+=114,8+9,9=124,7кВт

3. Расчёт числа трансформаторных подстанций

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности. Коэффициент мощности отдельных потребителей определим по таблице. Значение его занесём в таблицу 4.1 для жилых домов ;

Тогда:

срд===

кВт

срв==

==0,8кВт

Полная расчётная нагрузка на шинах ТП для дневного максимума определим по формуле:

Spд=== кВ • А

Sрв==кВ• А

Число ТП для населённого пункта определяем по формуле:

Nтп=0,35=0,35=0,67

Площадь населённого пункта F=0.39 определена по плану. Допустимая потеря напряжения определена по таблице отклонений напряжения. В расчёте принимаем.

Так как , принимаем одну трансформаторную подстанцию

4. Расчет места расположения ТП

Результаты расчётов нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координаты.

Таблица 4.1 Нагрузки отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координаты

Номер потребителей и групп	Наименование потребителя	Расчетная мощность, кВт	Координаты нагрузок, м	Коэффициент мощности
				X	Y
1	4дома	1	3,4	160	630	0,90	0,93
2	7	10	10	160	610	0,75	0,80
3	4 дома	1	3,4	160	550	0,90	0,93
4	4 дома	1	3,4	160	470	0,90	0,93
5	4	20	10	160	410	0,85	0,90
6	4дома	1	3,4	160	390	0,90	0,93
7	1	11	4	160	310	0,85	0,90
8	4дома	1	3,4	160	290	0,90	0,93
9	4дома	1	3,4	160	210	0,90	0,93
10	3	4	4	160	490	0,8	0,85
11	4дома	1	3,4	160	130	0,90	0,93
12	6	4	1	160	110	0,85	0,90
13	4 дома	1	3,4	160	300	0,90	0,93
14	4 дома	1	3,4	250	300	0,90	0,93
15	2	8	8	310	300	0,85	0,90
16	4дома	1	3,4	330	300	0,90	0,93
17	4 дома	1	3,4	410	300	0,90	0,93
18	5	2	5	470	300	0,85	0,90
19	4дома	1	3,4	490	300	0,90	0,93
20	4 дома	1	3,4	570	300	0,90	0,93
21	8	10	10	630	300	0,85	0,90
22	4дома	1	3,4	650	300	0,90	0,93
23	4 дома	1	3,4	730	300	0,90	0,93
24	4 дома	1	3,4	810	300	0,90	0,93
25	4 дома	1	3,4	890	300	0,90	0,93
26	4 дома	2,1	3,4	970	300	0,90	0,93
27	4 дома	2,1	3,4	1050	300	0,90	0,93
28	4 дома	2,1	3,4	1130	300	0,90	0,93
29	4 дома	2,1	3,4	1210	300	0,90	0,93

Расчёт нагрузки для 4-х жилых домов:

Дневная:

Pд=koPpnkд=0.273,24=1кВт

Вечерняя:

Pв=koPpnkв=0.273,24=3,4кВт

Определим центр нагрузок . Так как нагрузки вечернего max большие, расчет координат подстанции ведем по вечернему max:

X==

351

Y==

= 302

Скоординируем место ТП, координаты центра нагрузок следующие:

Х=351 м; Y=302 м

Однако размещать ТП здесь не целесообразно так как она будет находиться слишком близко от жилых домов и затруднять подходы к ней ВЛ 0,38 кВ. Поэтому сместим место ТП на плане на 70 м вверх. Примем координаты ТП: Х=351 м; Y=302м.

Рисунок 1 Расчетная схема ВЛ 0,38 кВ: Д4 - число домов в группе

; 80 - длина участка, м.

5. Определение мощности ТП

Участок 12-13

Активная нагрузка для:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Полная нагрузка:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Участок 11-12

Активная нагрузка для:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Полная нагрузка:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Участок 10-11

Активная нагрузка для:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Полная нагрузка:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Участок 9-10

Активная нагрузка для:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Полная нагрузка:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Участок тп-9

Активная нагрузка для:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Полная нагрузка:

Дневного максимума

Вечернего максимума

Таблица 5.1 Данные расчета участков

Рассчитываемый участок	Расчетная активная нагрузка на участке, кВт	Коэффициент мощности участка	Расчетная полная нагрузка, кВА	Коэффициент одновременности	Надбавка, кВт
1-2	2,01	6,72	0,9	0,93	2,23	7,22	0,85	1,3	4,3
2-3	9	12,5	0,77	0,85	11,6	14,7	-	1,3	4,3
3-4	8,3	14,6	0,78	0,87	10,6	16,7	-	1,3	4,3
4-5	7,8	16,2	0,79	0,88	9,8	18,4	-	1,3	4,3
5-6	20,8	19,6	0,82	0,88	25,3	22,3	-	1,3	4,3
6-7	17,1	19,7	0,82	0,88	20,8	22,4	-	1,3	4,3
7-8	21	17,7	0,82	0,88	25,6	20,1	-	1,3	4,3
ТП-8	17,2	20,1	0,82	0,88	20,9	22,8	-	1,3	4,3
12-13	2,1	7	0,9	0,93	2,33	7,52	-	1,3	4,3
11-12	9	12,7	0,86	0,92	10,5	13,9	-	1,3	4,3
10-11	8,2	14,5	0,87	0,82	9,64	15,9	-	1,3	4,3
9-10	12,1	16,8	0,83	0,82	14,2	18,6	0,85	1,3	4,3
ТП-9	10,5	17,64	0,84	0,86	12,3	19,6	-	1,3	4,3
28-29	2,1	7	0,9	0,93	2,33	7,52	-	1,3	4,3
27-28	3,15	10,5	0,9	0,93	3,5	11,2	-	1,3	4,3
26-27	4,7	13,1	0,9	0,93	5,2	14	-	1,3	4,3
25-26	6,3	21	0,9	0,93	7	22,5	-	1,3	4,3
24-25	7,8	26,2	0,9	0,93	8,6	28,1	-	1,3	4,3
23-24	9,4	31,5	0,9	0,93	10,4	33,8	-	1,3	4,3
22-23	11	36,7	0,9	0,93	12,2	39,4	-	1,3	4,3
21-22	12,5	41,7	0,9	0,93	13,8	44,9	-	1,3	4,3
20-21	12,3	32	0,88	0,92	13,9	34,8	-	1,3	4,3
19-20	10,8	29,2	0,88	0,92	12,2	31,7	0,85	1,3	4,3
18-19	9,6	26,9	0,88	0,92	10,9	29,2	-	1,3	4,3
17-18	8,7	23,9	0,87	0,91	10	26,2	-	1,3	4,3
16-17	8,1	30,9	0,87	0,91	9,3	33,9	-	1,3	4,3
15-16	7,58	28,2	0,87	0,91	8,7	31	-	1,3	4,3
14-15	8,6	24,1	0,87	0,9	10	26,8	-	1,3	4,3
ТП-14	8	23,3	0,86	0,9	9,3	25,9	0,85	1,3	4,3

Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования отходящих от ТП линий (участки ТП-1, ТП-7, ТП-14, ТП-20) по таблице добавок.

Так как расчётная нагрузка в вечерний максимум высшее, то расчёт мощности ТП ведём по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП с учётом уличного освещения:

Значение коэффициента мощности определим по данной методике:

Полная мощность ТП:

По полной расчётной мощности Sтп выбираем мощность и тип трансформатора.

Трансформатор:

Тип ТМ

Номинальная мощность 100 , ВН-10; НН -0,4

Группа соединений

Потери холостого хода 0,61

Напряжение короткого замыкания 4,5%

Сопротивление трансформатора приведенные к напряжению 0,4

- прямой последовательности 0,045

- при однофазном коротком замыкании 0,478

6. Определение допустимых отклонений напряжения

Допустимое отклонение напряжения определяем с помощью таблицы отклонений напряжения. Допустимое отклонение напряжения с\х потребителей принимаем +5%, т.к трансформатор является понижающим, то постоянная надбавка U принимается +5%. Потери напряжения в трансформаторах составляют -4% при 100% нагрузке, и -1% при 25% нагрузке.

В исходных данных уровень напряжения в начале линии 10 кВ: U=-3, U=+2. Составляем таблицу отклонений напряжения.

Таблица 6.1 Отклонения напряжения

	100%	25%
Шины 10 кВ, 35/10 кВ	-3	+2
Линия 10 кВ	+6	+1,5
Трансформатор Постоянная надбавка Переменная надбавка Потери	+5 0 -4	+5 0 -1
Линия напряжение 0,38 кВ Потери во внутренних сетях Потери во внешних сетях	+1 +2	0 0
Потребитель	-5	4,75

Принимаем надбавку трансформатора следующую (0,0); тогда допустимые потери напряжения в линии 10 и 0,38 кВ составят:

Расчет потери напряжения в линиях при 100% нагрузке:

распределим потерю напряжения между линиями 10 и 0,38 кВ приблизительно поровну с некоторым преимуществом для линии 0,38 кВ.

Проверяем ближайшего потребителя населенного пункта на перенапряжение в период min нагрузок:

что не превышает нормы.

7. Электрический расчёт сети 0,38 кВ (по экономическим интервалам нагрузок)

Метод экономических интервалов разработан институтом «Сельэнергопроект». Он распространен на все вновь строящиеся ВЛ 10 и 0,38 кВ и все вновь строящиеся участки реконструируемых ВЛ 10 и 0,38. Сущность этого метода заключается в том, что исходя из минимума приведенных затрат для каждой площади сечения провода установлены интервалы экономически не целесообразной передаваемой полной мощности. Приэто учтены климатические условия района и конструктивные особенности линии.

В частности должны быть выбраны:

1) Район климатических условий;

2) Оптимальный радиус сетей 10 кВ;

3) Оптимальное число и мощность ТП в населенном пункте;

4) Оптимальное число отходящих линий 10 и 0,38 кВ и их конструкция.

Данный населенный пункт находится во II климатическом районе. Определяем эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста принимаем Кд=0,7.

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололеда d=5мм (второй район климатических условий) по значениям находим число и марки проводов для всех участков линии:

Линия 1

Участок 1-2 3хА-16+А-16

Участок 2-33хА-16+А-16

Участок 3-43хА-16+А-16

Участок 4-53хА-16+А-16

Участок 5-63хА-25+А-25

Участок 6-73хА-25+А-25

Участок 7-83хА-25+А-25

Участок ТП-83хА-25+А-25

Линия 2

Участок 12-133хА-16+А-16

Участок 11-123хА-16+А-16

Участок 10-113хА-16+А-16

Участок 9-103хА-16+А-16

Участок ТП-93хА-16+А-16

Линия 3

Участок 28-293хА-16+А-16

Участок 27-283хА-16+А-16

Участок 26-27 3хА-16+А-16

Участок 25-263хА-16+А-16

Участок 24-25 3хА-16+А-16

Участок 23-24 3хА-16+А-16

Участок 22-23 3хА-16+А-16

Участок 21-22 3хА-16+А-16

Участок 20-21 3хА-16+А-16

Участок 19-20 3хА-16+А-16

Участок 18-19 3хА-16+А-16

Участок 17-18 3хА-16+А-16

Участок 16-17 3хА-16+А-16

Участок 15-16 3хА-16+А-16

Участок 14-153хА-16+А-16

Участок ТП-14 3хА-16+А-16

По механической прочности провода 3хА-16+А-16 заменим проводами 3хА-25+А-25.

Для уменьшения потерь возьмем большее сечение проводов линий:

Линия 1 - 3хА-50+А-50;

Линия 2 - 3хА-25+А-25;

Линия 3 - 3хА-70+А-70

Результаты расчётов заносим в таблицу 8.1

8. Определение допустимой потери сети 0,38 кВ

Пользуясь номограммой определяем потери напряжения на участках по формуле (8.1):

,

где - удельное значение потерь % (кВА км);

- полная мощность на участке, кВА;

- длина участка, м.

Потери в ВЛ1 на участке ТП-1 (в конце линии)

Потери в ВЛ2 на участке ТП-13 (в конце линии)

Потери в ВЛ3 на участке ТП-29 (в конце линии)

Таблица 8.1

Участок	Мощность	Длина, м	Предварительный расчет	Окончательный расчет
	Активная	полная	экв.		Марка провода	Потери напр.%	Марка провода	Потери напр. %
						Учас то	От нача		Учас то	От нача
1-2	2,01	2,23	1,63	20	3хА-50+А-50	0,02	0,02	3хА-50+А-50	0,02	0,02
2-3	12,01	15,59	8,1	60	3хА-50+А-50	0,31	0,33	3хА-50+А-50	0,31	0,33
3-4	14,11	18,08	7,42	80	3хА-50+А-50	0,38	0,71	3хА-50+А-50	0,38	0,71
4-5	16,21	20,51	6,86	60	3хА-50+А-50	0,26	0,97	3хА-50+А-50	0,26	0,97
5-6	36,21	44,1	17,71	20	3хА-50+А-50	0,22	1,19	3хА-50+А-50	0,22	1,19
6-7	38,22	46,6	14,56	60	3хА-50+А-50	0,56	1,75	3хА-50+А-50	0,56	1,75
7-8	49,22	60,02	17,92	30	3хА-50+А-50	0,34	2,09	3хА-50+А-50	0,34	2,09
ТП-8	51,23	62,47	14,63	50	3хА-50+А-50	0,47	2,56	3хА-50+А-50	0,47	2,56
12-13	2,1	2,33	1,63	80	3хА-25+А-25	0,14	0,14	3хА-25+А-25	0,14	0,14
11-12	4,57	5,31	7,35	20	3хА-25+А-25	0,16	0,3	3хА-25+А-25	0,16	0,3
10-11	4,93	5,66	6,74	60	3хА-25+А-25	0,46	0,76	3хА-25+А-25	0,46	0,76
9-10	6,69	8,06	9,94	20	3хА-25+А-25	0,22	0,98	3хА-25+А-25	0,22	0,98
ТП-9	8,7	10,35	8,61	50	3хА-25+А-25	0,49	1,47	3хА-25+А-25	0,49	1,47
28-29	2,1	2,33	1,63	80	3хА-70+А-70	0,06	0,06	3хА-70+А-70	0,06	0,06
27-28	4,2	4,66	2,45	80	3хА-70+А-70	0,09	0,15	3хА-70+А-70	0,09	0,15
26-27	6,3	7	3,64	80	3хА-70+А-70	0,14	0,29	3хА-70+А-70	0,14	0,29
25-26	8,4	9,33	4,9	80	3хА-70+А-70	0,19	0,48	3хА-70+А-70	0,19	0,48
24-25	10,5	11,6	6,02	80	3хА-70+А-70	0,24	0,72	3хА-70+А-70	0,24	0,72
23-24	12,6	14	7,28	80	3хА-70+А-70	0,29	1,01	3хА-70+А-70	0,29	1,01
22-23	14,7	16,3	8,54	80	3хА-70+А-70	0,34	1,35	3хА-70+А-70	0,34	1,35
21-22	16,71	18,56	9,66	20	3хА-70+А-70	0,09	1,44	3хА-70+А-70	0,09	1,44
20-21	26,71	30,35	9,73	60	3хА-70+А-70	0,29	1,73	3хА-70+А-70	0,29	1,73
19-20	28,81	32,73	8,54	80	3хА-70+А-70	0,34	2,07	3хА-70+А-70	0,34	2,07
18-19	30,82	35,02	7,63	20	3хА-70+А-70	0,07	2,14	3хА-70+А-70	0,07	2,14
17-18	32,82	37,7	7	60	3хА-70+А-70	0,21	2,35	3хА-70+А-70	0,21	2,35
16-17	39,82	45,77	6,51	80	3хА-70+А-70	0,26	2,61	3хА-70+А-70	0,26	2,61
15-16	41,83	48,08	6,09	20	3хА-70+А-70	0,06	2,67	3хА-70+А-70	0,06	2,67
14-15	49,83	57,9	7	60	3хА-70+А-70	0,21	2,88	3хА-70+А-70	0,21	2,88
ТП-14	51,93	60,38	6,51	50	3хА-70+А-70	0,16	3,04	3хА-70+А-70	0,16	3,04

9. Конструктивное исполнение электрической сети

Силовой трансформатор присоединен к линии 10 кВ по тупиковой схеме через разъединитель типа РЛН-1-10, с заземляющими ножами и предохранитель типа ПК-10, а к шинам 0,4 кВ через рубильник.

Силовой трансформатор принят типа ТМ номинальной мощностью 100 и схемой соединения - с заземленной нейтралью и с переключателем витков на стороне высшего напряжения типа ПБВ с общей надбавкой по напряжению от 0 до 10.

Линии 0,4 кВ - 3 штуки. На отходящих линиях 0,4 кВ установлены автоматы типа ВА 52Г31, ВА 51Г 25, ВА 51-33. Управление уличным освещением предусмотрено автоматическое магнитным пускателем от фотореле.

КТП 10/0,4 кВ состоит из распределительного устройства 0,4 кВ шкафа высоковольтных предохранителей и силового трансформатора. Силовой трансформатор расположен сзади подстанции под шкафом высоковольтных предохранителей. Изоляторы силового трансформатора закрываются специальным кожухом который крепится к задней стенке шкафа. Ввод 10 кВ осуществляется через проходные изоляторы. Для крепления низковольтных изоляторов предусмотрен кронштейн. Разъединитель 10 кВ с приводом установлен на концевой опоре ВЛ 10 кВ. Вынос разъединителя на концевую опору обеспечивает создание видимого разрыва для проведения ремонтных работ.

На КТП предусмотрена механическая блокировка привода разъединителя и двери высоковольтного шкафа исключающая возможность открытию двери шкафа при выключенном разъединителе.

Монтаж КТП осуществляется на железобетонных стойках - стойках фундамента типа УСО-3А на высоте не менее 1,8 метра.

От проектируемой подстанции питаются потребители 3-й категории, эти потребители допускают временный перерыв в электроснабжении, необходимый для ремонта или замены аппаратуры. Электроснабжение потребителей 3-й категории можно осуществлять от тупиковой подстанции 10/0,4 кВ т.е. той которая принята в настоящем проекте.

10. Расчет токов КЗ

По методу относительных единиц, рассчитываем токи КЗ.

Чертим расчетную схему:

Составляем схему замещения:

Определим сопротивление элементов цепи до точки К1 шины 0,4 кВ.

Силового трансформатора:



Находим сопротивление в ВЛ1 провода 3хА-50+А-50

Находим результирующее сопротивление в проводах ВЛ1:

Находим сопротивление в ВЛ2 провода 3хА-25+А-25:

Находим результирующее сопротивление в проводах ВЛ2:

Находим сопротивление в ВЛ3 провода 3хА-70+А-70:

Находим результирующее сопротивление в проводах ВЛ3:

Таблица 10.1

Элементы схемы	Мощность трансф, кВА	Напряжение тока КЗ, кВ	Марка и сечение провода	УдельноесопрX/R, мОм	Сопротивление элемента цепи, мОм	Расчетная точка КЗ	Результат сопр 3-х фазного участка	Сила тока КЗ
			Длина участка, м		R	X	Z
Силовой трансформатор 10/0,4	100	0,4	-	-	0,0424	0,08	0,072	К1	0,072	15,413,3
ВЛ1	А-50	-	0,4	А-50 380	0,35 0,59	0,22	0,13	0,25	К2	0,812	0,71
ВЛ2	А-25	-	0,4	А-25 230	0,438 1,25	0,28	0,10	0,29	К3	0,862	0,63
ВЛ3	А-70	-	0,4	А-70 1010	0,29 0,44	0,44	0,29	0,52	К4	0,832	0,39

11. Выбор аппаратуры защиты

Для защиты отходящих линий принимаем к установке автоматические выключатели серии ВА.

Выбор автоматических выключателей:

Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
Наименование	Л-1	Л-2	Л-3		Единицы измерения	Л-1	Л-2	Л-3
Номинальное напряжение	0,4	0,4	0,4		кВ	0,4	0,4	0,4
Номинальный ток выключателя	100	100	100		А	32,9	28,3	37,4
Номинальный ток тепловогорасцепителя	40	31,5	40		А	36,19	31,13	41,14
Номинальный ток эл.магнитногорасцепителя	425	338	470		А	41,12	35,3	46,75
Предельно отключающий ток	6	6	6		кА	0,76	0,57	0,68

Для защиты линии Л-1 принимаем к установке автоматические выключатели

ВА51 Г 31,

Для защиты линии Л-2 принимаем к установке автоматические выключатели

ВА51 Г 31,

Для защиты линии Л-3 принимаем к установке автоматические выключатели

ВА51 Г 31,

Заключение

В данном курсовом проекте было произведено электроснабжение населённого пункта, в частности произведен:

- расчет электронагрузок;

- выбор ТП. К установке принята трансформаторная подстанция ТМ-100/10;

- выбор номинального сечения четырёх отходящих линий:

на линии 1 приняли 3хА-50+А-50;

на линии 2 приняли 3хА-25+А-25;

на линии 3 приняли 3хА-70+А-70;

Питающие линии сооружены на опорах на открытом воздухе, в частности, железобетонные (сложные). Произведен расчёт токов КЗ. Согласно выше приведенным расчётам для защиты отходящих линий приняты к установке автоматические выключатели серии … с комбинированными тепловыми расцепителями. В отношении надёжности данный населённый пункт относится ктретей категории. Для защиты линий приняли следующие автоматические выключатели:

для ВЛ-1 ВА51 Г 31

для ВЛ-2 ВА51 Г 31

для ВЛ-3 ВА51 Г 31

Составлена и рассчитана таблица отклонений напряжения. В графической части проекта нанесён план сети 0,38 кВ и расчётная схема.

Список используемой литературы

1. Акимцев Ю.И. Электроснабжениесх./ Ю.И.Акимцев,В.С.Беялиз - М.Колос, 1983.

2. Будзко И.А Электроснабжение сх/ И.АБудзко, В.Ю.Зуль-М.Колос, 1990.

3. Правила устройства эл.установок. - М.Атомиздат, 2004.

4. Правила технической эл.установок потребителей и правила ТБ при эксплуатации эл.установок потребителей. - М.Атомиздат, 2004.

5. Рунов Ю.А, Электроснабжение промышленных и с/х предприятий: курсовое и дипломное проектирование/ Ю.А.Рунов - М.Ураджай, 1998.

6. Каганов И.Л, Курсовое и дипломное проектирование/ И.Л. Каганов - М.Агропромиздат, 1998.

7. Янукович Г.И Расчет линий электропередачи с/х назначения: учебное пособие для студентов с/х ВУЗов/ Г.И. Янукович - Мн.БГАТУ, 2002.

8. Янукович Г.И Расчет линий электронагрузок в сетях с/х назначения: учебное пособие для студентов с/х ВУЗов/ Г.И.Янукович- Мн.БГАТУ, 2003.

Размещено на Allbest.ur