Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта с. Казанка

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГБОУ СПО

Зюкайский аграрный техникум

Курсовой проект

по МДК 02.01. «Ведение монтажа и автоматизация сельскохозяйственных предприятий»

на тему:

Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта с. Казанка

Выполнил: Вавилин Е.

Студент группы Э-491

Проверила: Носкова Н.Н.

Зюкайка 2015



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика объекта электроснабжения

1.2 Обоснование допустимой потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет электрической нагрузки

2.1.1 Составление расчётной схемы

2.1.2 Определение расчётных нагрузок на вводах потребителей

2.1.3 Определение расчётных нагрузок на участках

2.1.4 Выбор мощности потребительской подстанции

2.2 Определение числа и мест установки подстанции10-35/0,4 кВ

2.3 Электрический расчёт линии 0.38 кВ

2.4 Выбор типа принципиальной схемы подстанции

2.5 Расчет токов короткого замыкания

2.6 Выбор и проверка аппаратуры

2.6.1 Выбор разъединителя

2.6.2 Выбор рубильника

2.6.3 Выбор трансформатора тока

2.7 Выбор защитной аппаратуры

2.7.1 Выбор плавкой вставки для защиты трансформатора 10/0,4 кВ

2.7.2 Выбор защиты линии и проверка её срабатывания при к/з

2.7.3 Выбор средств грозозащиты подстанции и ВЛ

2.7.4 Расчет заземляющего устройства ТП 10/0,4кВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика объекта электроснабжения

Данный проектируемый объект электроснабжения находится Пермской области. Оханского района, с. Казанка находится в зоне III-го района по гололёду с толщиной стенки льда 10мм. Территорию Оханского района занимает грунт смешанную глину с известняком и щебнем, с удельным сопротивлением грунта 150 Ом*м. Данный проектируемый объект относится к III категории потребителей.

По надежности электроснабжения. Данный проектируемый объект электроснабжения состоит из ТП и двух отходящий линий 0,38кВ. общее кол-во домов на линиях составляет 46 домов. Принимаем расчетную нагрузку на вводе в одноквартирный дом в дневной максимум Р_д = 5кВт, а вечерний Р_в = 6кВт. Коэффициент мощности в дневной максимум для одноквартирного дома составляет cosц = 0,92, а вечерний максимум cosц = 0,92. В зону электроснабжения входят: дома. У домов дневной максимум составляет Р_д = 51,19 кВт, а коэффициент мощности составляет cosФ = 0,92. Вечерний максимум cosц = 0,92, а мощность Р_в = 55,65 кВт, а если еще освещение, тогда Р_в = 65,7 кВт.



2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет электрической нагрузки

2.1.1 Составление расчётной схемы

Нагрузка на всех потребителях равна, дневная 5 кВт, вечерняя 6 кВт.

2.1.2 Определение расчётных нагрузок на вводах потребителей

2.1.3 Определение расчётных нагрузок на участках, а так же определяем расчётную мощность на шинах 0,4кВ ТП, суммируя расчётные мощности всех линий

Дневной максимум

Участок	Мощность
	Активная, кВт	Полная, кВ*А	Эквивалентная, кВ*А
1-2	5,00	5,43	3,80
2-3	7,50	8,15	5,71
3-4	5,00	5,43	3,80
2-5	9,38	10,19	7,13
5-9	10,78	11,72	8,20
6-7	5,00	5,43	3,80
7-8	7,50	8,15	5,71
8-9	9,38	10,19	7,13
9-10	19,30	20,98	14,68
10-11	18,23	19,81	13,87
11-12	21,17	23,01	16,11
12-13	23,38	25,41	17,79
13-14	25,03	27,21	19,05
14-15	26,27	28,56	19,99
15-16	23,46	25,50	17,85
16-17	28,84	31,35	21,94
17-20	25,38	27,59	19,31
18-19	5,00	5,43	3,80
19-20	7,50	8,15	5,71
20-21	24,24	26,35	18,45
21-22	25,68	27,92	19,54
22 -23	30,51	33,17	23,22
23-24	30,38	33,03	23,12
24-КТП	26,54	28,85	20,19
КТП-25	16,12	17,53	12,27
25-26	7,50	8,15	5,71
26-27	5,00	5,43	3,80
25-28	14,00	15,22	10,65
28-29	13,67	14,85	10,40
29-30	13,22	14,37	10,06
30 -31	12,63	13,72	9,61
31 -32	11,84	12,87	9,01
33- 34	10,78	11,72	8,20
34-35	9,38	10,19	7,13
35-36	7,50	8,15	5,71
36-37	5,00	5,43	3,80

Вечерний максимум и освещение

Участок	Мощность
	Активная, кВт	Полная, кВ*А	Эквивалентная, кВ*А
1-2	6,00	6,52	4,57
2-3	9,00	9,78	6,85
3-4	6,00	6,52	4,57
2-5	11,25	12,23	8,56
5-9	12,94	14,06	9,84
6-7	6,00	6,52	4,57
7-8	9,00	9,78	6,85
8-9	11,25	12,23	8,56
9-10	23,16	25,17	17,62
10-11	21,87	23,77	16,64
11-12	25,40	27,61	19,33
12-13	28,05	30,49	21,34
13-14	30,04	32,65	22,86
14-15	31,53	34,27	23,99
15-16	28,15	30,59	21,42
16-17	34,61	37,62	26,33
17-20	30,46	33,11	23,17
18-19	6,00	6,52	4,57
19-20	9,00	9,78	6,85
20-21	29,09	31,62	22,14
21-22	30,82	33,50	23,45
22 -23	36,61	39,80	27,86
23-24	36,46	39,63	27,74
24-КТП	31,85	34,61	24,23
КТП-25	19,35	21,03	14,72
25-26	9,00	9,78	6,85
26-27	6,00	6,52	4,57
25-28	16,80	18,26	12,78
28-29	16,40	17,82	12,48
29-30	15,86	17,24	12,07
30 -31	15,15	16,47	11,53
31 -32	14,20	15,44	10,81
33- 34	12,94	14,06	9,84
34-35	11,25	12,23	8,56
35- 36	9,00	9,78	6,85
36-37	6,00	6,52	4,57

Нагрузка	P, кВт	S, кВ*А
Фидер 1	31,85	34,61
Фидер 2	19,35	21,03
Нагрузка на линии	51,19	55,65
Освещение	9,25
Общее	60,44	65,70



2.1.4 Выбор мощности потребительской подстанции

Номинальную мощность трансформатора выбирают по расчетной нагрузке. Расчетная нагрузка равна 65,7 кВ·А, находится в пределах экономического интервала нагрузки (55...83), поэтому выбираем трансформатор ТМ-63 10/0,4 с номинальной мощностью трансформатора S _н.т. = 63 кВ·А с техническими данными:

S_н = 63 кВ·А

U_к = 4,5 %

Р_кз = 1,28 кВт

U_1н/U_2н = 10/0,4 кВ

Р_хх = 0,24 кВт

2.2 Определение числа и мест установки подстанции10-35/0,4кВ

Площадку для строительства РТП в соответствии НТПС нужно выбирать на не заземленной местности, не затопляемой паводковыми водами, в центре нагрузок или вблизи от него, по возможности близко от населенного пункта, автодороги, железнодорожной станции. Площадка должна иметь по возможности инженерно-геологические условия, допускающие строительство без устройства дорогостоящих заземлений и фундаментов под оборудование и не вызывать большого объема планировочных работ.

Компоновка оборудования подстанции должна обеспечивать простой и удобные подходы и выходы ВЛ всех напряжений с минимальным числом пересечений и углов, удобнее подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования, возможность дальнейшего расширения подстанций, если это предусмотрено схемой перспективного развития.



Таблица 1

Расчётные данные для ВЛ напряжением 0,38кВ

Участок	Мощность	Длина участка	Предварительный расчет
			Марка провода	Потери напряжения
	Активная, кВт	полная кВ*А	эквивалентная кВ*А			по таб. 3.2	на участке,%	от начала линии, %
1-2	6,00	6,52	4,57	30	3хА-25+А-25	0,463	0,09	7,54
2-3	9,00	9,78	6,85	30	3хА-25+А-25	0,463	0,14	7,59
3-4	6,00	6,52	4,57	20	3хА-25+А-25	0,463	0,06	7,65
2-5	11,25	12,23	8,56	20	3хА-25+А-25	0,463	0,11	7,45
5-9	12,94	14,06	9,84	30	3хА-25+А-25	0,463	0,20	7,34
6-7	6,00	6,52	4,57	20	3хА-25+А-25	0,463	0,06	7,41
7-8	9,00	9,78	6,85	20	3хА-25+А-25	0,463	0,09	7,35
8-9	11,25	12,23	8,56	20	3хА-25+А-25	0,463	0,11	7,26
9-10	23,16	25,17	17,62	30	3хА-50+А-50	0,463	0,35	7,15
10-11	21,87	23,77	16,64	30	3хА-50+А-50	0,463	0,33	6,80
11-12	25,40	27,61	19,33	30	3хА-50+А-50	0,463	0,38	6,47
12-13	28,05	30,49	21,34	30	3хА-50+А-50	0,463	0,42	6,08
13-14	30,04	32,65	22,86	30	3хА-50+А-50	0,463	0,45	5,66
14-15	31,53	34,27	23,99	30	3хА-50+А-50	0,463	0,48	5,20
15-16	28,15	30,59	21,42	30	3хА-50+А-50	0,463	0,42	4,73
16-17	34,61	37,62	26,33	30	3хА-50+А-50	0,463	0,52	4,30
17-20	30,46	33,11	23,17	35	3хА-50+А-50	0,463	0,54	3,78
18-19	6,00	6,52	4,57	30	А-25+А-25	0,463	0,09	3,43
19-20	9,00	9,78	6,85	20	2хА-25+А-25	0,463	0,09	3,34
20-21	29,09	31,62	22,14	35	3хА-50+А-50	0,463	0,51	3,24
21-22	30,82	33,50	23,45	40	3хА-50+А-50	0,463	0,62	2,73
22 -23	36,61	39,80	27,86	40	3хА-50+А-50	0,463	0,74	2,11
23-24	36,46	39,63	27,74	40	3хА-50+А-50	0,463	0,73	1,38
24-КТП	31,85	34,61	24,23	40	3хА-50+А-50	0,463	0,64	0,64
КТП-25	19,35	21,03	14,72	20	3хА-25+А-25	0,838	0,35	0,35
25-26	9,00	9,78	6,85	40	3хА-25+А-25	0,838	0,33	0,68
26-27	6,00	6,52	4,57	30	3хА-25+А-25	0,838	0,16	0,84
25-28	16,80	18,26	12,78	30	3хА-25+А-25	0,838	0,46	0,81
28-29	16,40	17,82	12,48	30	3хА-25+А-25	0,838	0,45	1,26
29-30	15,86	17,24	12,07	30	3хА-25+А-25	0,838	0,43	1,69
30 -31	15,15	16,47	11,53	30	3хА-25+А-25	0,838	0,41	2,11
31 -32	14,20	15,44	10,81	30	3хА-25+А-25	0,838	0,39	2,50
33- 34	12,94	14,06	9,84	30	3хА-25+А-25	0,838	0,35	2,85
34-35	11,25	12,23	8,56	30	3хА-25+А-25	0,838	0,31	3,16
35- 36	9,00	9,78	6,85	30	3хА-25+А-25	0,838	0,25	3,40
36-37	6,00	6,52	4,57	30	3хА-25+А-25	0,838	0,16	3,57

Определяем потери напряжения в конце магистрали

ДU _ТП = 4,59%

Потери напряжения в конце магистрали составляют 4,59%, что не превышает допустимого значения (4,59< 5%)

Таблица 2

Таблица отклонения напряжений

Элемент сети	Обозначение потери и отклонения, U %	ТП нагрузка, %
		100	25
Шины 10 кВ	дU ш 10	+4	-1
ВЛ 10 кВ	ДU ВЛ 10	-6	-1,5
Трансформатор 10/0,4 кВ	Потери	ДU т	-4	-1
	Надбавка	дU т	+7,5	+7,5
Шины 0,4 кВ	дU ш 0,4	+1,5	+4
ВЛ 0.38 кВ	Всего	ДU ВЛ 0,38	-6,5	-1,6
	Наружная	ДU'ВЛ 0,38	-4,5	-1,1
	Внутренняя	ДU''ВЛ 0,38	-2	-0,5
Удаленный потребитель	дUуд, , П	-5	+2,4
ГОСТ 13109-97	дUном.	-5	+5

2.5 Расчет токов короткого замыкания методом именованных величин

Определяем сопротивления элементов сети. Сопротивление трансформатора напряжения 10/0,4 кВ

Rт = ?Рм*U^2ном/S^2ном.т.	Zт = Uк*U^2ном/(100*Sном.т.)	Xт = vZт^2-Rт^2
51,6 мОм	114,29 мОм	101,97 мОм

Составляем упрощенную расчетную схему сети напряжением 0,38 В, затем схему замещения.

Сопротивление контактов (автоматических выключателей, катушек трансформатора тока, шин и др.) принимаем 15 мОм

электроснабжение мощность ток подстанция



Находим сопротивление линии напряжением 0,38 кВ.

Xл1 = X0*l 24,85 мОм

Rл1 = R0*l 41,89 мОм

Xл2 = X0*l 12,6 мОм

Rл2 = R0*l 21,24 мОм

Результирующие сопротивления.

Zрез = v(?X)^2+(?R)^2 = 48,71 мОм

Трехфазный ток к.з. в точке К1.

Iк1 = Uном/(v3(Zс+Zт+Zл)) = 1,92 кА

Двухфазный ток к.з. в точке К1.

I^2к1 = 0,87*Ik1 = 1,67 кА

Однофазный ток к.з. в точке К1.

Iк = Uф/v(2(Rл1))^2+(2(Xл1))^2+1/3Zтр = 262,36 А

ВЛ-2

Zрез = v(?X)^2+(?R)^2 = 24,7 мОм

Трехфазный ток к.з. в точке К3.

Iк1 = Uном/(v3(Zс+Zт+Zл)) = 2,39 кА

Двухфазный ток к.з. в точке К3.

I^2к1 = 0,87*Ik1 = 1,67 кА

Однофазный ток к.з. в точке К2.

Iк = Uф/v(2(Rл2))^2+(2(Xл2))^2+1/3Zтр = 264,66 А

2.6 Выбор и проверка аппаратуры

2.6.1 Выбор разъединителя

Таблица 3

Выбор разъединителя

Каталожные данные.	Расчетные формулы.	Единицы измерения	Расчетные данные.
Номинальное напряжение	10		кВ	10
Сила номинального тока	400		А	5,78
Допустимый ударный ток	25		кА	5,02
Ток термической устойчивости за время t = 4 с.	10		кА	0,28

Iном = 100/1,73*10

Iу = 2,1*Iк1

Разъединитель РЛНДА-10/400 проходит по всем параметрам



2.6.2 Выбор рубильника

Таблица 4

Выбор рубильника

Каталожные данные.	Расчеты формулы	Единицы измерения	Расчетные данные
Номинальное напряжение	0,5		кВ	0,4
Сила номинального тока	250		А	91

Рубильник-разъединитель с центральной рукояткой типа Р-32 У3 по своим параметрам проходит.

2.6.3 Выбор трансформатора тока

Таблица 5

Выбор трансформатора тока

Каталожные данные	Расчетная формула	Единицы измерения	Расчетные данные
Номинальное напряжение	10		кВ	10
Сила первичного тока	200		А	3,64
Нагрузки вторичной обмотки			В•А	91

Трансформатор тока ТКЛН-10-0,5/Р по своим параметрам проходит



Таблица 6

Выбор счетчика

Каталожные данные	Расчетные формулы	Единицы измерения	Расчетные данные
Номинальное напряжение	0,66		кВ	0,4
Сила номинального первичного тока	150		А	91
Нагрузка вторичной обмотки	75		В?А	26,75

Счетчик типа СА 4У-И672 М имеет вторичную нагрузку 24 В•А (0,06 В•А на 1В).

Сопротивление вторичных проводов

2.7 Выбор защитной аппаратуры

2.7.1 Выбор плавкой вставки для защиты трансформатора 10/0,4кВ.

Сила номинального тока трансформатора на стороне 10 кВ.

Выбираем плавкую вставку.



По таблице 18.8 выбираем плавкую вставку 10 А. Сила расчетного тока к.з. на стороне 10 кВ трансформатора с учетом коэффициентом надежности.

Так как

то термическая устойчивость трансформатора будет обеспечена, выбираем предохранитель ПК-10/30.

2.7.2 Выбор защиты линии и проверка её срабатывания при однофазных к.з.

Линия 1

Максимальный рабочий ток.

Определяем ток срабатывания теплового расцепителя автомата.

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя.

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 51-29.

Следовательно условие выполнено.

Линия 2

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 51-29.

Следовательно, условие выполнено.

Линия 3

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 51-29.

Следовательно, условие выполнено.

2.7.3 Выбор средств грозозащиты подстанции и ВЛ

Ограничители перенапряжений серии ОПН-РВ-это высокотехнологичное, взрывобезопасное и высокоэффективное средство защиты от перенапряжений по цене вентильного разрядника серии РВО.

До сегодняшнего дня потребители стояли перед сложным выбором в стремлении защитить дорогостоящее оборудование от атмосферных перенапряжений. Основу конструкции ОПН-РВ/TEL составляют высоконельные варисторы с нестареющими характеристиками известного производителя EPCOS, заключенных в монолитный корпус из атмосферостойкого полимера. Одним из решений были вентильные разрядники серии РВО, нашедшие широкое применение еще в прошлом веке. Данные аппараты на сегодняшний день морально устарели и не рекомендованы к использованию в электрических сетях. Поиск решений реализовался в новом аппарате, в котором удалось собрать все достоинства и исключить недостатки существующих средств защиты. Простая конструкция и высококачественные компоненты позволили обеспечить ОПН-РВ/TEL высокую надежность с привлекательной стоимостью, которая соответствует цене традиционного вентильного разрядника серии РВО.

Таблица 6

Выбор средств грозозащиты подстанции и ВЛ

№ п/п	Наименование параметра	Значение
		ОПН-РВ-6	РВО-6	ОПН-РВ-10	РВО-10
1	Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ	7,6	7,5	12,6	12,7
2	Номинальный разрядный ток, кА	5	5	5	5
3	Пропускная способность, А, не менее	150	75	150	75
4	Ток взрывобезопасности, кА	10	нет	10	нет
5	Импульсное пробивное напряжение, кВ	нет	32	нет	48
6	Остающееся напряжение, кВ, при импульсе 5000 А,8/20 мкс, не более	25,8	27	43	45
7	Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	65	нет	65	нет
8	Длина пути утечки внешней изоляции, мм, не менее	205	180	310	260
9	Высота, мм	100	294	140	411
10	Масса, кг	0,45	3,1	0,75	4,2
11	Гарантийный срок эксплуатации	5 лет	3 года	5 лет	3 года
12	Срок службы	30 лет	20 лет	30 лет	20 лет

2.7.4 Расчет заземляющего устройства ТП 10/0.4кВ

Рассчитать заземляющее устройство трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ расположенной в третей климатической зоне. От подстанции отходят три воздушные линии 380/220 В, на которых в соответствии с ПУЭ намечено выполнить 24 повторных заземлений нулевого провода. Удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности, Р_изм = 100. Заземляющий контур в виде прямоугольного четырехугольника выполняют путем заложения в грунт вертикальных стальных пятиметровых стержней с диаметром 12 мм, соединенных между собой стальной полосой х м.

Глубина заложения стержней-? м, полосы-? м. Ток замыкания на землю на стороне 10 кВ, I₃ = 8A, R₃ = 4Oм.

Климатическая зона: кировская, К_с = 1,35; К₁ = 1,1; вертикальный электрод-5 м;

Определение расчетного сопротивления грунта для стержня заземлений.

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали.

Сопротивление повторного заземления R_п.з. не должно превышать 30 Ом при Р = 100 Ом·м и ниже

Общее сопротивление всех 24 повторных заземлений.

Определение расчетного сопротивления заземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений.

В соответствии с ПУЭ не должно быть более 10 Ом и 125/I₃

Применяем для расчета наименьшее из этих значений r_иск = 10 Ом.

Определяем теоретическое число стержней

Принимаем 4 стержня и располагаем их в группе на расстоянии 5 м друг от друга, длина полосы связи 20 м.

Определяем сопротивление полосы связи

Действительное число стержней.

п_д = п_т = 4 стержня

Действительное сопротивление искусственного заземления.

Сопротивление заземляющего устройства с учетом повторного заземления нулевого провода.



Действительное число стержней без учета полосы связи.

Вывод: для выполнения можно было бы принять 6 стержней.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте произведен расчет электроснабжения семстанции Верещагинского района, который является наиболее оптимальным вариантом схемы, параметров электросети и ее элементов, позволяющих обеспечить необходимую надежность электропитания и бесперебойной работы этого участка. В ходе выполнения курсового проекта был произведён расчет электрических нагрузок. Выбрал количество и мощность трансформаторов с учетом коэффициента их нагрузки а также был произведён расчет освещения этого участка. Выбрали оптимальный и надежный вариант сечения проводов и кабелей. Произвел расчет токов короткого замыкания. Произвели расчет оптимального количества и сопротивление заземляющих устройств. На основе произведенных расчетов можно сделать вывод, что выбран наиболее оптимальный и рациональный вариант электроснабжения семстанции Верещагинского района.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Харкута К.С., Яницкий С.В., Ляш, Э.В., Практикум по электроснабжению сельского хозяйства, Москва: 1992.

Каганов. И.Л, Курсовое и дипломное проектирование, Москва: 1990.

Носкова Н.Н. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроснабжения сельского хозяйства», п. Зюкайка: 2014.

Интернет-ресурсы

Размещено на Allbest.ru