Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

31

Размещено на http://www.allbest.ru/

Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта

Введение

трансформаторный подстанция высоковольтный

Электроэнергетика, являясь одной из базовых отраслей экономики, играет важную роль в политической, экономической и социальной сферах любого государства. Существующее состояние электроэнергетики Казахстана характеризуется:

-высокой концентрацией энергопроизводящих мощностей

- до 4000 МВт на одной электростанции; -расположением крупных электростанций преимущественно вблизи топливных месторождений;

-высокой долей комбинированного способа производства электроэнергии и теплоты для производственных и коммунальных нужд;

-недостаточной (около 12 %) долей гидростанций в балансе электрических мощностей Республики;

-развитой схемой линий электропередачи, где в качестве системообразующих связей выступают ВЛ напряжением 500 и 1150 кВ;

-системой релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивающей устойчивость Единой энергетической системы в аварийных и послеаварийных ситуациях;

-единой вертикально-организованной системой оперативного диспетчерского управления, осуществляемого Центральным диспетчерским управлением, региональными диспетчерскими центрами, диспетчерскими центрами потребителей электроэнергии.

В 1990 году при потребности Казахстана в 104,7 млрд кВтч электроэнергии собственное производство составило 87,4 млрд кВтч (при 17,9 млн кВт установленной мощности) и сальдовый дефицит достигал 17,3 млрд кВтч.В последующие годы были введены в работу новые генерирующие мощности с проектной выработкой около 8 млрд кВтч, в том числе два энергоблока по 525 МВт на Экибастузской ГРЭС-2 (один из них в декабре 1990 года), турбоагрегат ПО МВт на Карагандинской ТЭЦ-3, газотурбинная установка 100 МВт на АО “Актурбо” и гидроагрегат 117 МВт на Шульбинской ГЭС. Таким образом, потенциал производства электроэнергии на собственных электростанциях составляет около 95 млрд кВтч.В результате снижения платежеспособного спроса на электроэнергию ее производство в 1996 году снизилось до 59,3 млрд кВтч, в 1997 году - до 52,2 млрд кВтч, в 1998 году - до 49,215 млрд кВтч. Весьма показательна характеристика динамики изменения структуры потребления электроэнергии по отдельным отраслям экономики. Так, в целом по Республике потребление электроэнергии в промышленности снизилось с 69,87 млрд кВтч в 1990 году до 38 млрд кВтч в 1998 году, т.е. в 1,8 раза; в сельском хозяйстве - с 7,92 млрд до 1,64 млрд кВтч - в 5,3 раза, в строительстве - с 2,25 млрд до 0,30 млрд кВтч - в 7,3 раза, у населения - с 7,33 млрд до 6,0 млрд кВтч - на 18%.В связи с общим снижением электропотребления по Республике снизились и межгосударственные и межрегиональные потоки электроэнергии и мощности. Потенциал существующих межгосударственных электрических сетей Северного, Южного и Западного регионов по сумме показателей получения, обмена и передачи транзитных межгосударственных потоков электроэнергии оценивается величиной порядка 30 млрд кВтч в год. В 1997 году эти потоки снизились до 7,8 млрд кВтч. Это снижение произошло в основном как за счет уменьшения спроса, так и за счет выхода из параллельной работы с Российской Федерацией по транзиту Сибирь - Казахстан - Урал.

Территория Казахстана в энергетическом отношении делится на три региона: Северный и Центральный регион, в который входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Кустанайская и Павлодарская области, энергохозяйство которых объединено общей сетью и имеет развитую связь с Россией; Южный регион, в который входят Алматинская, Жамбылская, Кзыл-Ординская и Южно-Казахстанская области, объединен общей электрической сетью и имеет развитую связь с Кыргызстаном и Узбекистаном. В 1998 году Южная зона включена на параллельную работу с Северным регионом; Западный регион, в который входят Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области, энергохозяйство которых имеет электрическую связь с Россией. Мангистауская, Атырауская и Западно-Казахстанская области объединены общей электрической сетью, а энергохозяйство Актюбинской области работает изолированно. Основой электроэнергетики является угольная электроэнергетика, базирующаяся на дешевых экибастузских углях. В угольную промышленность и в энергетику в предыдущие периоды вложены крупные капитальные вложения и созданы значительные заделы для ее развития в перспективе. Угольные месторождения сосредоточены главным образом в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники электрической энергии. Эти регионы самообеспечены электроэнергией и потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние рынки электроэнергии.

Регион Южного Казахстана не располагает достаточными первичными энергетическими ресурсами, и его электроэнергетика базируется на привозных углях и импорте газа. Часть потребности в электроэнергии покрывается за счет импорта из республик Средней Азии.Регион Западного Казахстана при наличии собственных запасов углеводородного топлива часть потребности в электроэнергии покрывает за счет импорта ее из России. С разработкой имеющихся топливных ресурсов появляется возможность в короткий срок обеспечить собственные потребности и при необходимости создать экспортные ресурсы. В настоящее время электрические станции Казахстана обладают потенциалом, по мощности, способным полностью обеспечить собственную потребность, но в силу сложившейся схемы сетей и рыночной конъюнктуры Южный и Западный регионы импортируют электроэнергию и мощность. В существующей структуре генерирующих мощностей более 70 % составляют тепловые электростанции.Потребляемая мощность: Рmах - 9615 МВт; Pmin - 6200 МВт. Производственные мощности: установленная - 18 460 МВт; располагаемая - 13 510 МВт. Всего электрических станции - 59 шт., в т.ч.:станции с комбинированным производством - 6 783 МВт; конденсационные станции - 9 056 МВт;газотурбинные станции - 394 МВт; гидростанции - 2 227 МВт. Средневзвешенный по мощности износ с учетом срока наработки паровых турбин высокого давления составляет 58,5 %. В ряде групп он значительно выше. Электроэнергетика Казахстана, занимающая центральное географическое положение между энергосистемами Центральной Азии, Восточной и Западной части России, сформирована на основных принципах ЕЭС СССР на базе системы напряжений 110 - 220 - 500 - 1150 кВ. Центром формирования Единой энергосистемы Казахстана является ее Северный регион, в котором сосредоточена большая часть (72,7 %) источников электроэнергии и имеются развитые электрические сети 220 - 500 -1150 кВ, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС России.Электросетевое хозяйство Республики Казахстан состоит из линий электропередачи напряжением: 0,4 - 6 -10 - 35 - 110 - 220 - 500 и 1150 кВ включительно. Протяженность всех воздушных линий электропередачи напряжением: 0,4 -1150 кВ составляет: 454 706,5 км и понижающих подстанций напряжением 35 -1150 кВ в количестве 3069шт., общей мощностью: 61503 МВА, в том числе по напряжениям.В настоящее время имеются ряд проблемных вопросов рынка электроэнергии, для решения которых требуется дальнейшее развитие рыночных отношений в электроэнергетике.

На рынке электроэнергии имеют место следующие основные проблемные вопросы:

· отсутствуют рыночные механизмы поддержания баланса между фактическими и контрактными величинами производства и потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана в режиме “реального времени”;

· не разработаны меры по обеспечению оперативных резервов генерирующих мощностей в ЕЭС Казахстана, необходимых для ее устойчивого функционирования и надежного электроснабжения потребителей.

1. Определение суммарной расчетной нагрузки и нагрузки уличного освещения

расчет трансформаторная подстанция высоковольтная

Расчетной нагрузкой называют наибольшее значение активной (Р) и реактивной (Q) мощностей в течении получаса, которые могут возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в конце расчетного периода с вероятностью 0,95.

Электрические нагрузки общественных и коммунально-бытовых потребителей определены в таблице 5.2 пособие (2) и сведены в табл.1.1

Коэффициент мощности жилого дома определяем по (1), приложение 6.

Дома пронумерованы римскими цифрами:

Табл.1.1

потребитель	Кол-во ед.	Sдн, кВА	Sвеч, кВА	cosц дн.	Cosц веч.	Р дн. КВА	Р веч. КВА
Жилые дома (одноквартирные)	53	1	3,5	0,9	0,93	0,9	3,2
Коровник с мех. дойкой на 100 голов	3	13	13	0,75	0,85	9,75	11
Телятник на 340 голов	1	7	12	0,99	0,99	7	12
Холодильник на 50 тонн	1	10	10	0,75	0,8	7,5	8
Мастерская	1	30	10	0,70	0,75	5,6	7,5
Кормоцех	1	7	7	0,75	0,78	5,25	5,46
Комбинат бытового обслуживания ( на 6 раб.мест )	1	4	1	0,85	0,9	3,4	0,9
Магазин (на 2 раб.места)	1	2	4	0,85	0,9	1,7	3,6
ФАБ	1	4,7	4,4	0,85	0,9	4	4
На шинах U % ?U25	0
Отклонение U?U100	7,5
На шинах напряжением	10кв

I - одноквартирный дом

II - XIV - тринадцать четырехквартирных домов.

Нумерация остальных потребителей:

1 - ФАБ

2 - магазин

3 - комбинат бытового обслуживания

Расчетная мощность для одноквартирные домов:

Вечерний максимум:

S_{в мах n} = n * k₀ * S_в [1.1]

где n - количество домов; K_o - коэффициент одновременности

S_{в мах 8}=

Дневной максимум:

S_{д мах n}= n * k₀ * S_д [1.2]

где n - количество домов; K_у - коэффициент участия

S_{д мах 8}= 4 * 0,6 * 1 = 2,4 кВА

Аналогично ведем расчет для четырехквартирных домов:

Вечерний максимум:

По формуле [1.1]

S_{в мах 4}=2,17 * 4 * 0.58 = 5,03 кВА

Дневной максимум:

По формуле [1.2]

S_{д мах 4}= 0,65 * 4 * 0,58 = 1,5 кВА

Приближенная нагрузка по добавкам мощностей приведена в табл.1.2

Табл.1.2

№ потребит.	Sд, кВА	Sв, кВА	?Sд, кВА	?Sв, кВА	Xi*	Yi*	Наименование потребителя
I	1	3,5	0,6	2,1	13,7	6	Одноквартирные дома
II	2,4	8,4	1,5	5	3,5	45	четырехквартирный дом
III	2.4	8,4	1,5	5	3,5	55	То же
IV	2.4	8,4	1,5	5	3,5	65	-
V	2.4	8,4	1,5	5	3,5	75	-
VI	2.4	8,4	1,5	5	3,5	85	-
VII	2.4	8,4	1,5	5	3,5	95	-
VIII	2.4	8,4	1,5	5	3,5	105	-
IX	2.4	8,4	1,5	5	3,5	115	-
X	2.4	8,4	1,5	5	4,5	115	-
XI	2.4	8,4	1,5	5	5,5	115	-
XII	2.4	8,4	1,5	5	6,5	115	-
XIII	2.4	8,4	1,5	5	7,5	115	-
XIV	2.4	8,4	1,5	5	8,5	115	-
1	4,7	4,4	2,7	2,5	9,5	115	ФАБ
2	2	4	1,2	3	7	25	магазин
3	4	1	2,4	0,6	8	25	Комбинат бытового обслуживания
4	30	10	19	6	9	25	мастерская
5	10	10	6	6	10	25	холодильник
6	7	7	4,2	4,2	11	25	кормоцех
7	7	12	4,2	7,3	11	35	телятник
8	13	13	7,9	7,9	11	45	коровник

*Координаты потребителя на плане.

1.2 Расчет уличного освещения

Данные для расчета уличного освещения берем из (1) приложение 3.

[1.3]

где Р - мощность, ватт

L - длина улицы, м

2. Расчет электрической нагрузки ТП

Приближенный расчет нагрузки на шинах ТП выполняется по списку потребителей. К мощностям наибольшего потребителя суммируют добавки мощностей всех остальных потребителей.

[2.1]

C учетом уличного освещения:

[2.2]

Мощность ТП следует выбирать с учетом следующих требований:

- Категория потребителя и обеспечение резервного питания должны быть приняты во внимание

- Мощность трансформатора на однотрансформаторных подстанциях нужно выбирать при условии их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки с учетом систематических перегрузок, таким образом чтобы:

S_ЭД < S_РАСЧ ? S_ЭВ

Где S_ЭД,S_ЭВ нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности.

Т.к. все потребители относятся к III категории электроприемников (ПУЭ 1,2,17), то достаточно установки одной ТП.

По пособию (1) приложение 15 выбираем трансформатор по экономическим интервалом нагрузки. С учетом 8% динамики роста, исходя из вышеуказанных требований делаем выбор трансформаторной подстанции, параметры которой приведены в табл.2.3

Табл.2.1

Тип т-ра	Рн, кВА	Uном, кВ	Сумма и группа соединения обмоток	Потери в тр-ре	Uкз, %	Iхх	R,Z тр-ра приведенные к U=0.4 кВ, Ом
		ВН	НН		ХХ	КЗ			Прямой пос-ти	При 1-фазном КЗ
ТМ	160	10	0,4		550	3100	4,7	3,5	0,047	0,15

3. Выбор места установки ТП 10\0,4 кВ

Координаты места установки ТП определяются по формулам:

[3.1]

[3.2]

Где Si - мощность потребителя Xi, Yi - координаты на плане

Координаты места установки ТП:

Х = 7; Y = 70, см. рис. 3.1, стр. 9

Размещено на http://www.allbest.ru/

31

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.1

4. Расчет электрических цепей 0.38 кВ

Электрический расчет сетей 0.38 кВ ведется по минимуму приведенных затрат по экономическим интервалам. Экономическое сечение проводов определяют следующим образом: Расчетные схемы ВЛ 0,38 кВ:

4.1 Расчетные схемы ВЛ 0,38 кВ

ХХIХ _ В числителе номер потребителя

5,03 в знаменателе значение нагрузки

ВЛ 1

Находят расчетную максимальную нагрузку S_max на данном участке линии:

S_15-16= S₁₆=5.03

S_15-14= S_15-16+? S₁₅=5.03+3=8.03 кВА

S_14-13= S_15-14+? S₁₄=4,8+20=24,8 кВА

S_13-12= S_14-13+? S₁₃=24,8+3=27,8 кВА

S_12-11= S_13-12+? S₁₂=27,8+3=30,8 кВА

S_11-10= S_12-11+? S₁₁=30,8+3=33,8 кВА

S_10-9= S_11-10+? S₁₀=33,8+3=36,8 кВА

S_9-8= S_10-9+? S₉=36,8+3=39,8 кВА

S_8-7= S_9-8+? S₈=39,8+3=42,8 кВА

S_7-6= S_8,7+? S₇=42,8+3=45,8 кВА

S_6-5= S_7-6+? S₆=45,8+3=48,8 кВА

S_5-4= S_6-5+? S₅=48,8+3=51,8 кВА

S_4-3= S_5-4+? S₄=51,8+3=54,8 кВА

S_3-2= S_4-3+? S₃=54,8+3=57,8 кВА

S_2-ТП= S_3-2+? S₂=57,8+3=60,8 кВА

ВЛ 2, ВЛ 3 расчитываются аналогично:

ВЛ 2

ВЛ 3

4.2 Определяют эквивалентную нагрузку: (Л-1)

S_экв=S_max* R_g [4.1]

Для вновь сооружаемых сетей коэффициент учитывающий динамику роста нагрузок R_g=0,7

· По (3) приложение 32 предварительно определяем сечение проводов для каждого из участков.

· Определяем потерю напряжения при выбранных сечениях.

· Проверяем потерю напряжения, которая не должна превышать допустимую.

· Результаты сводятся в таблицу 4.1, стр. 12

Расчет ВЛ 0,38кВ на минимум приведенных затрат.

Табл.4.1

№ участка	Sрасч., кВА	Длина участка, м	Sэкв., кВА	Марка и сечение провода	?U, %
					На участке	От ТП

ВЛ 1

ТП - 2	60,8	90	42,56	А - 50	2,37	2,37
2 - 3	57,8	30	40,46	А - 50	0,76	3,13
3 - 4	54,8	30	38,36	А - 50	0,7	3,83
4 - 5	51,8	30	36,28	А - 50	0,68	4,51
5 - 6	48,8	30	34,16	А - 50	0,64	5,05
6 - 7	45,8	30	32,06	А - 50	0,6	5,75
7 - 8	42,8	30	29,96	А - 35	0,8	6,55
8 - 9	39,8	30	27,86	А - 35	0,75	7,3
9 - 10	36,8	30	25,76	А - 35	0,7	8
10 - 11	33,8	30	23,66	А - 35	0,64	8,6
11 - 12	30,8	30	21,56	А - 35	0,58	9,2
12 - 13	27,8	30	19,46	А - 35	0,53	9,7
13 - 14	24,8	30	17,36	А - 35	0,47	10,2
14 - 15	8,03	30	5,7	А - 35	0,15	10,3
15 - 16	5,03	30	3,5	А - 35	0,095	10,5

ВЛ 2

ТП - 2	53,66	30	37,6	А - 50	0,7	0,7
2 - 3	51,86	45	36,3	А - 50	1	1,7
3 - 4	48,86	45	34,2	А - 50	0,96	2,7
4 - 5	39,36	45	27,5	А - 35	1,1	3,7
5 - 6	33,47	30	23,4	А - 35	0,63	4,4
6 - 7	27,58	30	19,3	А - 35	0,52	4,9
7 - 8	21,69	30	15,2	А - 35	0,4	5,3
8 - 9	15,8	30	11,06	А - 35	0,3	5,6
4 - 11	15,8	30	11,06	А - 25	0,38	6
9 - 10	9,91	30	6,9	А - 35	0,19	6,1
11 - 12	9,91	30	6,9	А - 25	0,239	6,4

ВЛ 3

ТП - 2	53,28	60	37,3	А - 35	2	2
2 - 3	40,78	60	28,5	А - 35	1,5	3,5
3 - 4	27,58	30	19,3	А - 35	0,5	4
4 - 5	21,69	30	15,2	А - 35	0,4	4,4
3 - 8	21,69	30	15,2	А - 35	0,4	4,8
5 - 6	15,8	30	11,06	А - 35	0,3	5,1
8 - 9	15,8	30	11,06	А - 35	0,3	5,4
6 - 7	9,91	30	6,9	А - 35	0,187	5,6
9 - 10	9,91	30	6,9	А - 35	0,19	5,7

4.3 Расчет падения напряжения производим по формуле

[4.2]

где S - расчетная мощность, кВА

L - длина участков, км

U - номинальное напряжение, кВ

r,x - удельное активное и индуктивное сопротивление провода, Ом/км

, [4.3] результаты сводятся в таблицу 4.1, стр.12

5. Расчет токов короткого замыкания

На шинах 0,4 кВ расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры, расчета защиты заземляющих устройств. В конце линии 0.38 кВ ток короткого замыкания рассчитывают для выбора защиты.

По упрощенной схеме составляют схему замещения. (Л-4)

Определяем сопротивление элементов цепи до точки К1 шины 0.4 кВ силового трансформатора:

[5.1]

[5.2]

[5.3]

где Rтр - активное сопротивление трансформатора

Хтр - реактивное сопротивление трансформатора

Zтр - полное сопротивление трансформатора

Сопротивление контактов рубильника, катушек трансформаторов тока, шин аппаратуры в целом принимаем Z₀=15 мОм. Тогда ток короткого замыкания на участке шины до точки К1находим по формуле:

[5.4]

Определяем сопротивление участков ВЛ-1 0,38 кВ до точки К2 для провода А50, длина участка - 240 м, и для провода А35, длина - 300 м

[5.5]

[5.6]



[5.7]

[5.8]

[5.9]

Трехфазный ток короткого замыкания в точке К2

[5.10]

Однофазный ток короткого замыкания в точке К2

[5.11]



[5.12]

Ток рабочий

[5.13]

По аналогии производим расчет сопротивления линий, трехфазные и однофазные токи короткого замыкания в ВЛ 2, и в ВЛ 3.

6. Выбор защитной в/в и н/в аппаратуры

Табл.6.1. Выбор автоматов на линиях отходящих от ТП

линия	, Ом	Zп, Ом	I1, А	I3, А	I раб
№ 1	0,016	0,837	270	496	92	2,7
№ 2	0,016	0,632	270	600	81,55	2,7
№ 3	0,016	0,582	385	684	81	3,85
Линия	Параметры автоматов
	тип	Uн, В	Iн автом.,А	I н расц, А	Макс. Откл. Способность, КА	Тип реле в нулевом проводе
№ 1	ВА88-32	380/660	125	100	25	РТ-40/100
№ 2	ВА88-32	380/660	125	100	25	РТ-40/100
№ 3	ВА88-32	380/660	125	100	25

Из табл.6.1. видно, что автоматические выключатели на отходящих линиях

№ 1 и № 2 не удовлетворяют условию защитного отключения т.к.

< 3

Чтобы выполнить это условие, устанавливаем автоматы, имеющие кроме комбинированного еще и независимый расцепитель, который работает во взаимодействии с реле максимального тока, включенным в нулевой провод. Технические характеристики реле РТ-40/100 приведены в табл.6.2

табл.6.2

Тип реле	Пределы уставки на ток срабатывания, А	Ком. U, В	Ком. ток, А	Потреб. мощность, ВА	Комут. I, А, при соедин. катушек	Число конт. зам/разм
					послед	Паралел.
РТ40/100	25…..100	250	2	1,8	16	16	1/1

Для линий №1 и №2 уставку реле принимаем равную 70 А. тогда кратность для линий № 1 и № 2 ровняется 3.8, что удовлетворяет условию.

6.1 Согласование защит по селективности

Очень важно согласовать выбранный автоматический выключатель отходящей линии 0,38 кВ с предохранителем ПК -10. Необходимо чтобы при коротком замыкании в точке К рис.6.1.1 первым сработал Автоматический выключатель отходящей линии, а затем, спустя ступень выдержки времени - кварцевый предохранитель ПК -10

Рис.6.1

6.2 Выбираем разъединитель наружной установки

Условия выбора:

Uном? Uраб;

Iном? Iраб

По данным условиям подходит разъединитель РЛН-10/400У1

Технические характеристики разъединителя приведены в табл.6.1.3

Табл.6.3

Тип	Uном, кВ	Iном кА	Стойкость при сквозных Iкз	Масса	Тип привода
			Главных ножей	Заземляющих ножей
			Предельный сквозной ток кА	Ток термо стойкости кА	Предельный сквозной ток кА	Ток термо стойкости кА
РЛН-10/400У1	10	400	25	10/4	25	10/1	59,7	ПРН-10МУ1

6.3 Выбираем рубильник на низшей стороне

Условия выбора:

Uном? Uраб;

Iном? Iраб

По данным условиям подходит рубильник РПБ 31

Технические характеристики рубильника приведены в табл.6.1.4

табл.6.4

Тип	Uном, В	Iном А	Вид присоединения	Количество полюсов	Тип привода
РПБ 31	660	100	передний	3	Боковой рычаг

6.4 Выбираем трансформатор тока

Условия выбора:

Uн тт ? Uуст;

Iн тт ? Iраб

По данным условиям подходит трансформатор тока ТК - 20

Технические характеристики трансформатора тока приведены в табл.6.5

Табл.6.5

тип	Uном кВ	Iном первич обмот А	Вторичные нагрузки при которых обеспечивается класс точности 0.5
			Ом	В*А
ТК 20	0,66	250	0,2	5

К данному трансформатору тока принимаем счетчик САЗ - И675

Технические характеристики счетчика приведены в табл.6.6

Табл.6.6

Наименование прибора	Тип	Класс точности	Потребительская S обмотки В*А	размер
			I	U
Счетчик ват - часов для 4-х проводной сети	СА3-И675	1	2.5	3	340*188*128

6.5 Защита силового трансформатора

табл.6.7

Наименование	Формула	Расчет	Результат

Исходные данные.

Мощность тр-ра	Sном	-	160 кВА
I кз на шинах 10 кВ			1.8 кА
I кз на шинах 0,4 кВ			4,92 кА
I кз на шинах 0,4 кВ приведенных к 10 кВ			196 А
I ном на вводе 0.4 кВ			231 А
I ном на вводе 10 кВ			9,25 А

Выбор.

Тип предохран.	-	-	ПК - 10
I плавкой вставки	Iв=(2…3) I ном	2*9,25	25 А

Проверка.

I намагн. трансформатора	Iнам=11 Iн	11*9,25	101,65 А
Время перегорания вставки	tпер	tпер>0.35	2>0.35 сек
Кратность Iкз			21
Доп. время перегорания плавкой вставки			2.04 сек
Время перегорания предохранителя на шинах 10 кВ	tпер<tдоп	0,5<2.04	0,5<2.04 сек

7. Расчет заземления подстанции и нулевого провода

7.1 Определяем норму сопротивления заземляющего устройства подстанции, если ток замыкания на землю в сети 10 кВ, I_ЗЗ = 2 А

10 Ом ?R₃?=62.5 Ом

Согласно п.1.7.62 (ПУЭ), R₃? 4 Ом

Принимаем к расчету меньшее значение

R₃? 4 Ом

Значение повторного заземления

Rпов?30 Ом

Общее сопротивление заземляющего устройства

R₃уст?10 Ом

7.2 определяем сопротивление вертикального электрода, если заземление подстанции выполнено вертикальным стержнем длиной l=5м и диаметром 12мм, соединенных между собой таким же стержнем на глубине 0,8м, глубина заложения стержня от поверхности земли 0,7 м

Удельное сопротивление грунта:

Р_г=Кс*Кн*р=1,15*1*150=173 Ом*м

По (2) приложению 16,17 принимаем:

Ке=1.15; К₁=1

Rс=)=39 Ом

7.3 сопротивление повторного заземления не должно превышать, при

Rповт ? = 53 Ом

Для повторного заземления достаточно принять один стержень длиной 5м и диаметром 12мм, сопротивление которого 39.2 Ом < 53Ом. Для заданной сети 0.38кВ, минимальное количество повторных заземлений - 10 шт.

Определяем общее сопротивление повторных заземлений

Rз п =Ом

7.4 Сопротивление заземляющего устройства ПС не должно превышать 10Ом

Определяем количество вертикальных стержней:

n= шт.

Принимаем 4 стержня, с учетом экранирования

Rз э= Ом

Где ?=0,55 по (2) приложение 18, для а/L=1

а - расстояние между стержнями =5м

Располагаем стержни в контур на расстоянии 5 метров друг от друга.

Длина соединительного горизонтального электрода: 20 м

Определяем сопротивление полосы связи:

7.5 Общее сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений не должно превышать: 4 Ом

<4 Ом

7.6 Разработка мероприятий по охране труда

Общие требования безопасности. По технике безопасности работы при эксплуатации ВЛ подразделяются на три категории: выполняемые на отключенной линии вдали от других действующих линий; на отключенной линии вблизи других действующих линий, а также на линиях, находящихся под напряжением (в том числе при по фазном отключении линии и на отключенной цепи многоцепной линии, когда остальные фазы или цепи находятся под напряжением).

Безопасности производства работ при этом обеспечивается рядом организационных и технических мероприятий, а также допуском к работе только специально обученного персонала, прошедшего медицинское освидетельствование и имеющего в зависимости от знаний и стажа работы на электроустановках квалификационную группу по ТБ от I до V, которая дает право выполнять те или иные работы.

Организационные мероприятия определяют порядок производства работ и включают оформление работ нарядом или распоряжением, допуск к работе, надзор во время нее, оформление перерывов, переводов на другое рабочее место и окончание работ.

Наряд - это письменное распоряжение на работу, определяющее место, время начала и окончания работы, условия ее безопасного выполнения, состав бригады, а также лиц, ответственных за безопасность работы - ответственного руководителя (выдающего наряд или распоряжение), производителя работ и ответственного лица оперативного персонала. Ответственный руководитель определяет необходимость работы и отвечает за возможность ее безопасного выполнения, а также за численный состав и достаточность квалификации бригады, назначаемой для производства работ. Производитель работ отвечает за правильность подготовки рабочего места и допуск бригады к работе, за выполнение необходимых для производства работы мер безопасности, исправность защитных средств и инструментов, применение правильных и безопасных методов работы и надзор за бригадой. Ответственное лицо оперативного персонала обеспечивает отключение и заземление линии (цепи, фазы) на пунктах питания и отвечает за выполнение мер безопасности, гарантирующих невозможность подачи напряжения к месту работ, а также за правильность выдачи разрешения приступить к работе.

Производитель работ может приступить к работе по наряду лишь после получения разрешения, которое выдается ответственным лицом оперативного персонала, руководящим отключением. После получения разрешения и записи в наряде производитель работ проверяет отсутствие напряжения на линии (цепи, фазе) и накладывает заземления, после чего допускает бригаду к работе: указывает участок работы, места наложения заземлений, проводит инструктаж по безопасным методам работы, а также осуществляет надзор за безопасностью членов бригады во время работы.

Технические мероприятия обеспечивают снятие напряжения с линии и ограждения рабочего места и состоят из следующих операций, выполняемых последовательно:

1. Отключение линии и принятие мер, препятствующих подаче напряжения в следствии ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

2. Проверке отсутствия напряжения на токоведущих частях, на которое должно быть наложено заземление;

3. Наложение временных заземлений на отключенные токоведущие части со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, и на месте работ.

Линию отключают выключателями и линейными разъединителями на питающих пунктах с обеих сторон, а затем заземляют, для чего используют заземляющие ножи разъединителей или переносные заземления. Приводы линейных разъединителей запирают на замок, и вывешивают плакаты «Не включать - работа на линии».

На месте производства работ изолирующей штангой с указателем напряжения или обычной оперативной штангой проверяют отсутствие напряжения и накладывают заземления. Если треска при приближении оперативной штанги нет, напряжение снято. В сырую погоду применение приборов и штанг запрещено из-за возможности их перекрытия. В этом случае проверяют отсутствие напряжения по вспомогательным признакам. Проверка отсутствия напряжения набросом отрезка провода запрещена. (Л-6)

Заключение

В данном проекте произведены расчеты потребительских ТП и ВЛ 0,38/0,22кВ, питающих поселок на 15 четырех- и 15 восьмиквартирных домов, с населением 500 человек, прачечную (производительностью 0,5т/ч), столовую на 50 мест, общеобразовательную начальную школу на 190 мест.

В процессе работы выполнены расчеты:

1. Подсчет электрических нагрузок по населенному пункту;

2. Электрический расчет ВЛ 0,38/0,22кВ;

3. Расчет токов короткого замыкания;

4. Выбор оборудования для ТП 10/0,4 кВ.

5. Расчет заземляющих устройств ТП и отходящих линий.

Во время выполнения работы приобретены навыки пользования справочной литературой.

Курсовой проект «Электроснабжение с/х населенного пункта» является заключительным этапом изучения предмета «Электроснабжение сельского хозяйства».

расчет трансформаторная подстанция высоковольтная

Используемая литература

1. Курсовое и дипломное проектирование. И.Л. Каганов, 1990г.

2. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства И.А. Будзко, 1983г.

3. Правила установки электрооборудования (ПУЭ), 1980г.

4. Методические указания электроснабжения с/х. Москва, 1988г.

5. Применение электрической энергии в с/х производстве. Справочник. В.А. Листов, 1983г.

6. Воздушные линии электропередачи. Книга 8 «Электромонтажные работы» Ф.А. Магидин, 1984г.

Размещено на Allbest.ru