Электроснабжение потребителей сельского хозяйства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Инициатором электрификации нашей страны был В. И. Ленин. Под его руководством в 1920 г. был принят первый в мировой практике Государственный план комплексного развития народного хозяйства на базе электрификации - план ГОЭЛРО, который сыграл огромную роль в жизни нашей страны, положив начало формированию научно обоснованных пятилетних планов развития народного хозяйства.

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

Развитие электрификации сельского хозяйства - непременное условие научно-технического прогресса и интенсификации сельскохозяйственного производства. Именно электрификации в современных условиях принадлежит ведущая роль в росте производительных сил общества.

Сельским энергетикам предстоит решать большой круг задач не только по правильному выбору направлений электрификации и автоматизации производственных процессов, но и по надежности и качеству монтажных работ, по эффективным методам эксплуатации электроустановок, по организации рационального потребления электрической энергии, по обеспечению безаварийной и безопасной работы установок, по всемерной экономии энергии путем предотвращения ее потерь, повышения коэффициента мощности, правильного подбора электрооборудования к рабочим машинам, по умению правильно спланировать работу установок в течение суток, составить график их включения в наиболее благоприятные для энергосистем часы. Весьма ответственная задача - обеспечить безопасность обслуживающего персонала и правила противопожарной безопасности.

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

Электрические характеристики бытовых и производственных потребителей

Таблица

№ строения	Рд		Qд		Рв		Qв
	Дневной максимум	Вечерний максимум
1	0,3	0,07	0,15	0,03	1	0,22	0,4	0,09
2	0,5	0,09	0,24	0,04	1,5	0,27	0,6	0,1
3	0,7	0,11	0,32	0,05	2	0,32	0,75	0,11
4	0,9	0,14	0,4	0,06	2,5	0,38	0,9	0,12
5	1,1	0,16	0,47	0,07	3	0,45	1,05	0,13
6	1,3	0,19	0,52	0,07	3,5	0,5	1,17	0,14
7	1,5	0,21	0,06	0,08	4	0,55	1,32	0,15
8	2	0,22	0,72	0,08	5	0,55	1,45	0,16
9*	3,5	0,32	1,15	0,09	6	0,55	1,5	0,17
10*	4,5	0,36	1,5	0,09	7,5	0,6	1,87	0,18
11	1,1	0,21	0,84	0,16	2	0,42	1,4	0,29
12	1,3	0,23	0,92	0,17	2,5	0,47	1,6	0,3
13	1,5	0,26	1	0,18	3	0,52	1,75	0,31
14	1,7	0,28	1,07	0,19	3,5	0,58	1,9	0,32
15	1,9	0,31	1,12	0,19	4	0,65	2,05	0,33
16	0,9	0,19	0,75	0,15	4,5	0,7	2,17	0,34
17	2,1	0,33	1,2	0,2	5	0,75	2,32	0,35
18	2,6	0,34	1,32	0,2	6	0,75	2,45	0,36
19*	4,1	0,44	1,75	0,21	7	0,75	2,5	0,37
20*	5,1	0,48	2,1	0,21	8,5	0,8	2,87	0,38
21 (139)	28	13	12	4	28	13	8	2
22 (118)	5	0,5	3	0,2	8	1	5	0,5
23 (117)	7	1	6	1	13	3	9	1,5
24 (132)	50	20	45	20	50	20	45	20
25 (565)	25	8	15	4	25	8	15	4
26 (386)	28	13	20	8	28	13	20	8
27 (376)	30	10	25	8	15	4	12	2
28 (368)	20	5	17	4	6	1	4	0,5
29 (339)	5	0,5	-	-	1	0,2	-	-
30 (199)	3	1	-	-	3	1	-	-

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

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

Рис.

1…12 (?) - одноквартирные дома; 13…17 (¦) - четырех квартирные дома;

18…20 (¦) - двенадцати квартирные дома;

21…30 (^) - производственные помещения:

21 (139)-Свинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток с эл.обогревом;

22 (118) - Телятник с родильным отделением на 100 телят;

23 (117) - Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 300…330 голов с механизированной уборкой навоза;

24 (132) - Кормоцех фермы КРС на 800…1000 голов;

25 (565) - Прачечная производительностью 1 т в смену;

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

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

28 (368) - Кирпичный завод на 1…1,5 млн. штук кирпича в год;

29 (339) -Кузница;

30 (199) - Ветеринарно-фельдшерский пункт;

При построении плана местности населенного пункта были изменены координаты телятника с родильным отделением на 100 телят №22 (12:4) на (12:1), т. к. ее расположение не удовлетворяет условию отдалению отдаления от производственных объектов на 250 м.

электроэнергия сеть напряжение провод

1. Расчет электрических нагрузок сети напряжением 380 В

1.1 Расчет мощности нагрузок через коэффициент одновременности

1.1.1 Для дневного максимума нагрузки

Таблица 1.1 - Дневной максимум активной нагрузки Рд, кВт

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
0,3	0,5	0,7	0,9	1,1	1,3	1,5	2	3,5*	4,5*	1,1	1,3	1,5	1,7	1,9
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
0,9	2,1	2,6	4,1*	5,1*	28 (0,75)	5 (0,75)	7 (0,75)	50 (0,75)	25 (0,85)	28 (0,85)	30 (0,8)	20 (0,85)	5 (0,8)	3 (0,85)

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

,(1.1)

где k_о - коэффициент одновременности,

Р - нагрузка, кВт

Р_1д=0,44•(0,3+0,5+0,7+0,9+1,1+1,3+1,5+2+1,1+1,3)+0,73•(3,5+4,5) = 11, кВт

Полная мощность:

S_1д = ? (Р_i / cos ),(1.2)

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

S_1д = 0,44•(0,3+0,5+0,7+0,9+1,1+1,3+1,5+2+1,1+1,3)/0,9+

+0,73•(3,5+4,5)/0,92 = 12, кВА

Для четырех квартирных домов максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности k_o4 = 0,53+(0,64-0,53)/2=0,585:

Р_4д= 4•0,585•(0,605•(1,5+1,7+1,9+0,9)+2,1)) = 13, кВт;

S_4д = 13,4/0,9 = 15, кВА

Для двенадцати квартирных домов максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности k_o12 = 0,42-2•(0,42-0,34)/10=0,404:

Р_12д = 12•0,404(2,6+0,73(4,1+5,1)) = 45, кВт;

S_12д = 12•0,404•2,6/0,9 + 12•0,404•0,73•(4,1+5,1)/0,92 = 50, кВА

Для промышленных предприятий с учетом коэффициента одновременности k_{o пр} = 0,65:

Р_пр.д = 0,65(28+5+7+50+25+28+30+20+5+3) = 131, кВт;

S_пр.д = 0,65(28/0,75+5/0,75+7/0,75+50/0,75+25/0,85+28/0,85+

+30/0,8+20/0,85+5/0,8+3/0,85) = 164, кВА

Общая нагрузка дневного максимума для населенного пункта:

Р_общ.д = 11 + 13 + 45 + 131 = 200, кВт;

S_общ.д = 12 + 15 + 50 + 164 = 241, кВА

1.1.2 Для вечернего максимума нагрузки

Таблица 1.2 - Вечерний максимум активной нагрузки Рв, кВт

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	1,5	2	2,5	3	3,5	4	5	6*	7,5*	2	2,5	3	3,5	4
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
4,5	5	6	7*	8,5*	28 (0,85)	8 (0,85)	13 (0,85)	50 (0,78)	25 (0,9)	28 (0,9)	15 (0,85)	6 (0,9)	1 (0,85)	3 (0,9)

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

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

Р_1В=0,605•(1+1,5+2+2)+0,508•(2,5+3+3,5+4+5+2,5)+0,73(6+7,5))=24, кВт

S_1В = (0,605•(1+1,5+2+2)+0,508•(2,5+3+3,5+4+5+2,5))/0,9+

+0,73(6+7,5)/0,92 = 27, кВА

Уличное освещение:

Р_осв = S_осв = 0,25•n, (1.3)

гдеn - количество потребителей

Р_1.осв = S_1.осв = 0,25•12 = 3, кВА

Для четырех квартирных домов вечерний максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности k_o4 = 0,585:

Р₄= 4•0,585•0,53•(3+3,5+4+4,5+5) = 25,кВт;

S₄ = 24,8/0,9 = 28, кВА;

Р_4.осв = S_4.осв = 0,25•4•5 = 5, кВА

Для двенадцати квартирных домов вечерний максимум активной мощности с учетом коэффициента одновременности k_o12 = 0,404:

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

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

Р_12.осв = S_12.осв = 0,25•12•3 = 9, кВА

Для промышленных предприятий вечерний максимум нагрузки с учетом коэффициента одновременности k_{o пр} = 0,65:

Р_пр.в = 0,65(28+8+13+50+25+28+15+6+1+3) = 115, кВт;

S_пр.в = 0,65(28/0,85+8/0,85+13/0,85+50/0,78+25/0,9+6/0,9+15/0,85+

+6/0,9+1/0,85+3/0,9) = 136, кВА;

Р_осв.пр. = S_осв.пр = 0,25•10 = 2,5, кВА

Общая нагрузка вечернего максимума для населенного пункта:

Р_{осв.пр.общ} = S_{осв.пр.общ} = 3 + 5 + 9 + 2,5 = 9,5, кВА;

Р_общ.в = 24 + 25+ 84 + 115 + 19,5 = 267,5, кВт;

S_общ.в = 27 + 28+ 92 + 136 + 19,5 = 302,5, кВА

1.2 Расчет мощности нагрузок вероятностным методом

Максимум дневной нагрузки для квартир и производственных предприятий

D(P) = [(P_max - P) / 2]² ,(1.4)

D(Q) = [(Q_max - Q) / 2]² ,(1.5)

,(1.6)

,(1.7)

,(1.8)

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

P_max и Q_max - значения максимумов активной и реактивной нагрузок;

P и Q - математическое ожидание

? - коэффициент (равный 2)

1.2.1 Для дневного максимума нагрузок

D(P₁) = [(0,3 - 0,07) / 2]² = 0,013,

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

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

Таблица 1.3 - Значения D(P_i) при дневном максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,013	0,042	0,087	0,144	0,221	0,308	0,416	0,792	2,528	4,285
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,198	0,286	6,15	8,066	10,112	2,016	12,532	183,9	482,2	768,4
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
56	5	9	225	72	56	100	56	5	1

Таблица 1.4 - Значения D(Q_i) при дневном максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,0036	0,01	0,018	0,029	0,04	0,051	0,068	0,102	0,281	0,497
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,116	0,141	2,69	3,098	21,623	1,44	4	45,2	85,4	128,6
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
16	2	6	156	30	36	72	42	-	-

D_? (P) = 1482,69 + 585 = 2067,69

D_? (Q) = 293,44 + 318 = 611,44

P_? = 4,94 + 72 = 76,94, кВт,

Q_? = 2,52 + 49,2 = 51,72, кВАр,

Р_д = 76,94 + 2•v2067,69 = 168, кВт,

Q_д = 51,72 + 2•v611,44 = 101, кВАр,

S_д = v(168² + 101²) = 196, кВА.

1.2.2 Для вечернего максимума нагрузок

Таблица 1.5 - Значения D(P_i) при вечернем максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,152	0,378	0,706	1,124	1,626	2,25	2,976	4,951	7,426	11,903
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,624	1,03	24,602	34,106	44,89	57,76	72,25	992,25	1406	2134
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
56	12	25	225	72	56	30	6	0,2	1

Таблица 1.6 - Значения D(Q_i) при вечернем максимуме нагрузок

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,024	0,063	0,102	0,152	0,212	0,265	0,342	0,416	0,442	0,714
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
0,308	0,423	8,294	9,386	11,834	13,396	15,524	157,252	163,328	233,204
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
9	5	14	156	30	36	25	3	-	-

D_? (P) = 1482,69 + 482,2 = 1964,85

D_? (Q) = 293,44 + 275 = 568,44

P_? = 4,94 + 64,2 = 69,14, кВт,

Q_? = 2,52 + 38,5 = 41,02, кВАр,

Р_д = 69,14 + 2•v1964,85 = 158, кВт,

Q_в = 41,02 + 2•v568,44 = 89, кВАр,

S_в = v(158² + 89²) = 181, кВА.

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

S_д = 241 кВА

S_в = 302,5 кВА

Таблица 1.7 - Категории потребителей по надежности

Потребители	Категория по надежности
1…20 Жилые дома	3
21 Свинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток с эл.обогревом	2
22 Телятник с родильным отделением на 100 телят	2
23 Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 300…330 голов с механизированной уборкой навоза	2
24 Кормоцех фермы КРС на 800…1000 голов	2
25 Прачечная производительностью 1 т в смену	3
26 Котельная с 4 котлами для отопления и горячего водоснабжения	2
27 Гараж с профилакторием на 25 автомашин	3
28 Кирпичный завод на 1…1,5 млн. штук кирпича в год	3
29 Кузница	3
30 Ветеринарно-фельдшерский пункт	3

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

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

,(2.1)

,(2.2)

гдеS_i - нагрузка на вводе в здание и сооружение

x_i , y_i - координаты объекта.

Расчет выполняем для дневного и вечернего максимума нагрузок.

2.1 Выполним расчет центра нагрузок для дневного максимума

Таблица 2.1 - Координаты строения на плане населенного пункта (х, у)

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

Таблица 2.2 - Значения S_i при дневном максимуме нагрузок, кВА

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0,3	0,6	0,8	1	1,2	1,4	1,6	2,1	3,7	4,7
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1,4	1,6	4,7	5,3	5,8	3,6	5,7	14,1	19,4	24
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
30,5	5,8	9,2	67,3	29,2	34,4	39	26,2	5	3

Общественные здания:

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

+1,6•16+4,7•17+5,3•18+5,8•5+3,6•6+5,7•7+14,1•12+19,4•13+24•14)/(0,3+

+0,6+0,8+1+1,2+1,4+1,6+2,1+3,7+4,7+1,4+1,6+4,7+5,3+5,8+3,6+5,7+14,1+19,4+24) = 1259,2 / 249,6 = 12,2

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

+1,6•5+4,7•4+5,3•4+5,8•7+3,6•6+5,7•6+14,1•6+19,4•6+24•6)/(0,3+

+0,6+0,8+1+1,2+1,4+1,6+2,1+3,7+4,7+1,4+1,6+4,7+5,3+5,8+3,6+5,7+14,1+19,4+24) = 569,1 / 103 = 5,5

Выбираем трансформаторную подстанцию для бытовых потребителей с координатами расположения: ТП1 (12,2; 5,5)

Производственные предприятия:

х= (30,5•10+5,8•12+9,2•11+67,3•14+29,2•13+34,4•5+39•10+26,2•9+5•8+3•7) / /(30,5+5,8+9,2+67,3+29,2+34,4+39+26,2+5+3) = 2656,4 / 249,6 = 10,6

у = (30,5•3+5,8•4+9,2•2+67,3•2+29,2•1+34,4•8+39•6+26,2•8+5•9+3•10) / /(30,5+5,8+9,2+67,3+29,2+34,4+39+26,2+5+3) = 1090,7 / 249,6 = 4,4

Выбираем трансформаторную подстанцию для производственных потребителей с координатами расположения: ТП2 (10,6; 4,4)

2.2 Выполним расчет центра нагрузок для вечернего максимума

Таблица 2.3 - Значения S_i при вечернем максимуме нагрузок, кВА

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1,1	1,6	2,1	2,7	3,2	3,7	4,2	5,2	6,2	7,7
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
2,4	3	8,1	9,3	10,5	11,7	12,9	31,4	32,3	39
21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
29	9,4	15,8	67,3	29,2	34,4	19,2	7,2	1	3

Общественные здания:

х=(1,1•4+1,6•3+2,1•5+2,7•6+3,2•7+3,7•8+4,2•9+5,2•12+6,2•13+7,7•15+2,4•14+3•16+8,1•17+9,3•18+10,5•5+11,7•6+12,9•7+31,4•12+32,3•13+39•14)/(1,1+

+1,6+2,1+2,7+3,2+3,7+4,2+5,2+6,2+7,7+2,4+3+8,1+9,3+10,5+11,7+12,9+

+31,4+32,3+39) = 2326,6 / 198,3 = 11,7

у=(1,1•4+1,6•4+2,1•5+2,7•4+3,2•4+3,7•4+4,2•5+5,2•5+6,2•4+7,7•4+2,4•4+3•5+8,1•4+9,3•4+10,5•7+11,7•6+12,9•6+31,4•6+32,3•6+39•6)/(1,1+1,6+2,1+2,7+

+3,2+3,7+4,2+5,2+6,2+7,7+2,4+3+8,1+9,3+10,5+11,7+12,9+31,4+32,3+

+39) = 1093,8 / 198,3 = 5,5

Выбираем трансформаторную подстанцию для бытовых потребителей с координатами расположения: ТП1 (11,7; 5,5)

Производственные предприятия:

х= (29•10+9,4•12+15,8•11+67,3•14+29,2•13+34,4•5+19,2•10+7,2•9+1•8+3•7) / (29+9,4+15,8+67,3+29,2+34,4+19,2+7,2+1+3) = 2356,2 / 215,5 = 10,9

у = (29•3+9,4•4+15,8•2+67,3•2+29,2•1+34,4•8+19,2•6+7,2•8+1•9+3•10) /

/ (29+9,4+15,8+67,3+29,2+34,4+19,2+7,2+1+3) = 807 / 215,5 = 3,7

Выбираем трансформаторную подстанцию для производственных потребителей с координатами расположения: ТП2 (10,9:3,7). Итак, центры подстанций для дневного и вечернего максимума практически совпали, т.е. имеем ТП1(12;6) - потребительская подстанция, но в связи совпадения координат ТП1 и дома переносим ее и принимаем ТП1(11;6); ТП2(11;4) - подстанция производственных предприятий.

2.3 Выбираем тип подстанции, число и мощность трансформаторов

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

Для жилых домов и общественных организаций полная мощность:

S = к_{о (20)} •,(2.3)

для дневного максимума:

Sд = 0,34•(0,3+0,6+0,8+1+1,2+1,4+1,6+2,1+3,7+4,7+1,4+1,6+4,7+5,3+

+5,8+3,6+5,7+14,1+19,4+24) = 0,34•103 = 35, кВА

для вечернего максимума:

Sв = 0,34•(1,1+1,6+2,1+2,7+3,2+3,7+4,2+5,2+6,2+7,7+2,4+3+8,1+9,3+10,5+

+11,7+12,9+31,4+32,3+39) + 20•0,25 = 0,34•198,3+5= 72, кВА - с учетом уличного освещения 5 кВА

Выбираем наибольшее значение нагрузки S = Sв = 72 кВА

С учетом коэффициента роста на 5 лет: S = 72•1,2 = 86, кВА.

Итак принимаем один трансформатор, так как нагрузка 3 категории и по табл.19.2 [1] имеем двух обмоточный трансформатор типа TМФ 10/0,4кВ 100 кВА Y/Z_н - 11.

Для производственных предприятий полная мощность:

S = к_{о (10)} • ,(2.4)

для дневного максимума:

Sд = 0,65•(30,5+5,8+9,2+67,3+29,2+34,4+39+26,2+5+3) = 0,65•249,6 = 162, кВА

для вечернего максимума:

S_B = 0,65•(29+9,4+15,8+67,3+29,2+34,4+19,2+7,2+1+3) + 10•0,25 =

= 0,65•215,5 + 2,5 = 142,6, кВА - с учетом уличного освещения на вводе 2,5 кВА

Выбираем наибольшее значение нагрузки S = Sд = 162 кВА

С учетом коэффициента роста на 5 лет: S = 162•1,3 = 211, кВА

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

Выбираем ДЭС для обеспечения потребителя II категории надежности электроснабжения: АД30С-Т400-РМ1У4

2.4 Определяем координаты ВВ ТП в районе

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

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

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

Таблица 2.4 - РТП-1

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
701	250	320	2	4	500	1000	640	1280
702	200	267,5	16	6	3200	1200	4280	1605
703	300	340	1	5	300	1500	340	1700
704	80	70	18	7	1440	560	1260	490
705	420	480	14	8	5880	3360	6720	3840
706	300	230	11	7	3300	2100	2530	1610
сумма	1550	1707,5			14620	9720	15770	10525

Дневной максимум х = 14620 / 1550 = 9,4; у = 9720 / 1550 = 6,3

Вечерний максимум х = 15770 / 1707,5 = 9,2; у = 10525 / 1707,5 = 6,2

Таблица 2.5 - РТП-2

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
707	80	160	3	2	240	160	480	320
708	280	300	8	7	2240	1960	2400	2100
709	300	230	8	5	2400	1500	1840	1150
710	150	180	4	1	600	150	720	180
711*	170	210	7	6	1190	1020	1470	1260
712	300	300	5	7	1500	2100	1500	2100
713*	170	210	5	1	850	170	1050	210
714	170	280	3	7	510	1190	840	1960
сумма	1620	1870			9530	8250	10300	9280

Дневной максимум х = 9530 / 1620 = 5,9; у = 8250 / 1620 = 5,1

Вечерний максимум х = 10300 / 1870 = 5,5; у = 9280 / 1870 = 5

Таблица 2.6 - РТП-3

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
715	80	70	2	6	160	480	140	420
716	280	300	6	2	1680	560	1800	600
717	170	280	5	6	850	1020	1400	1680
718	140	150	7	4	980	560	1050	600
719	140	150	9	4	1260	560	1350	600
720	200	160	8	2	1600	400	1280	320
721	200	160	11	5	2200	1000	1760	800
722	160	270	11	6	1760	960	2970	1620
723	250	320	15	6	3750	1500	4800	1920
сумма	1620	1860			14240	7040	16550	8560

Дневной максимум х = 14240 / 1620 = 8,8; у = 7040 / 1620 = 4,3

Вечерний максимум х = 16550 / 1860 = 8,9; у = 8560 / 1860 = 4,6

Таблица 2.7 - РТП-4

№	Рд	Рв	х	у	Рд• х	Рд• у	Рв• х	Рв• у
724	60	80	11	3	660	180	880	240
725	150	180	12	7	1800	1050	2160	1260
726	300	300	13	8	3900	2400	3900	2400
727	200	230	12	4	2400	800	2760	920
728	300	340	16	9	4800	2700	5440	3060
729	300	340	17	9	5100	2700	5780	3060
730	150	120	13	5	1950	750	1560	600
сумма	1460	1590			20610	10580	22480	11540

Дневной максимум х = 20610 / 1460 = 14,1; у = 10580 / 1460 = 7,2

Вечерний максимум х = 22480 / 1590 = 14,1; у = 11540 / 1590 = 7,3

Принимаем следующие координаты районных трансформаторных подстанций: РТП 1 (9;6), РТП 2 (6:5), РТП 3 (9;4), РТП 4 (14;7),

2.5 Выбор трансформаторных подстанций для районов

РТП 1:

? Рд = 1550 кВт; ? Рв = 1707,5 кВт

Sд = к_о (? Рд / cos?) = 0,508(1550/0,8) = 984, кВА

Sв = к_о (? Рв / cos?) = 0,508(1707,5/0,8) = 1084, кВА

S = Sв = 1084 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3• 1084 = 1409,2, кВА

Для РТП 1 выбираем 2 трансформатора ТМ 1600-35/10 Y/Y_н-0

РТП 2:

? Рд = 1620 кВт; ? Рв = 1870 кВт

Sд = 0,464(1620/0,8) = 940, кВА

Sв = 0,464(1870/0,8) = 1085, кВА

S = Sв = 1085 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•1085 = 1410,5, кВА

Для РТП 2 выбираем 2 трансформатора ТМ 1600-35/10 Y/Y_н-0

РТП 3:

? Рд = 1620 кВт; ? Рв = 1860 кВт

Sд = к_о (? Рд / cos?) = 0,442(1620/0,8) = 895, кВА

Sв = к_о (? Рв / cos?) = 0,442(1860/0,8) = 1028, кВА

S = Sв = 1028 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•1028 = 1336,4, кВА

Для РТП 3 выбираем 2 трансформатора ТМ 1600-35/10 Y/Y_н-0

РТП 4:

? Рд = 1460 кВт; ? Рв = 1590 кВт

Sд = к_о (? Рд / cos?) = 0,486(1460/0,8) = 887, кВА

Sв = к_о (? Рв / cos?) = 0,486(1590/0,8) = 966, кВА

S = Sв = 966 кВА

Выбираем трансформатор, с учетом роста нагрузок на 5 лет:

S = 1,3•966 = 1255,8, кВА

Для РТП 4 выбираем 2 трансформатора ТМ 1600-35/10 Y/Y_н-0

3. Расчет сечений проводов населенного пункта напряжением 0,4 кВ

Рисунок 2 - Схема присоединения потребителей к ТП

3.1 Расчет сечений проводов для ТП1 (бытовых потребителей)

Для линии Л1:

участок 0-5: S_0-5 = ? S_i

S_0-5 = 4,2 + 12,9 +11,7 + 2,1 + 10,5 = 41,4, кВА

Сечение провода выбираем по условию:

F = I / j,(3.1)

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

I - максимальный ток в проводнике, А;

j - экономическая плотность тока

I = S / (U_л•v3), (3.2)

гдеU_л - линейное напряжение сети, В

I_0-5 = 41400 / (380•v3) = 63, А

F_0-5 = 63 / 1,3 = 48, мм²

Для линии Л2:

участок 0-5:

S_0-5 = 5,2 +31,4 + 32,3 + 39 + 3 = 110,9, кВА

I_0-5 = 110900 / (380•v3) = 168, А

F_0-5 = 168 / 1,3 = 130, мм²

Для линии Л3:

участок 1-6:

S_1-6 = 6,2 + 2,4 + 7,7 + 8,1 + 9,3 = 33,7, кВА

I_1-6 = 33700 / (380•v3) = 51, А

F_1-6 = 51 / 1,3 = 39, мм²

участок 1-11:

S_1-11 = 3,7 + 3,2 + 2,7 + 1,1 + 1,6 = 12,3, кВА

I_1-11 = 12300 / (380•v3) = 19, А

F_1-11 = 19 / 1,3 = 15, мм²

участок 0-1:

S_0-1 = S_1-6 + S_1-12

S_0-1 = 33,7 + 12,3 = 46, кВА

I_0-1 = 46000 / (380•v3) = 70, А

F_0-1 = 70 / 1,3 = 54, мм²

3.2 Расчет сечений проводов для ТП2 (производственные потребители)

Для линии Л1:

участок 0-1:

S_0-1 = 39+26,2+5+3+34,4 = 107,6 кВА

I_0-1 = 107600 / (380•v3) = 163, А

F_0-1 = 163 / 1,1 = 149, мм²

участок 1-5:

S_1-5 = 39+26,2+5+3 = 73,2, кВА

I_1-5 = 73200 / (380•v3) = 111, А

F_1-5 = 111 / 1,1 = 101, мм²

участок 1-6:

S_1-6 = 34,4 = 34,4, кВА

I_1-6 = 34400 / (380•v3) = 52, А

F_1-6 = 52 / 1,1 = 48, мм²

Для линии Л2:

S = 29+15,8+9,4+29,2 = 83,4, кВА

I_0-3 = 83400 / (380•v3) = 127, А

F_0-3 = 127 / 1,1 = 115, мм²

Для линии Л3:

S = 67,3, кВА

I_0-3 = 67300 / (380•v3) = 102, А

F_0-3 = 102 / 1,1 = 93, мм²

3.3 Проверка проводов по допустимым потерям напряжения

где - расчетная потеря напряжения, %;

- допустимая потеря напряжения, % (5 %);

,(3.3)

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

х₀ - удельное реактивное сопротивление линии (0,1 у самонесущих изолированных проводов и 0,4 у голых проводов), Ом/км;

l_i - длина участка линии, км

Выполняем проверку проводов для линии Л1 бытовых потребителей:

%

Для уменьшения потерь электроэнергии увеличиваем сечение провода и производим перерасчет потерь, данные расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Допустимые потери в проводах ВЛ электропередач

параметры	бытовые потребители	производственные потребители
линии	Л1	Л2	Л3	Л1	Л2	Л3
участки	0-6	0-5	0-1	1-6	1-11	0-1	1-5	1-6	0-5	0-1
F(расч),мм2	48	130	54	39	15	149	101	48	115	93
F (ст), мм2	50	150	70	50	16	150	120	50	120	95
l, км	0,375	0,26	0,065	0,35	0,42	0,11	0,28	0,27	0,19	0,13
I, А	63	168	70	51	19	163	111	52	127	102
r0, Ом/км	0,576	0,236	0,412	0,576	1,8	0,194	0,246	0,576	0,246	0,308
	7,3	4,6	1,2	5,5	2,3	3,4	6,4	4,3	4,9	3
r0, Ом/км	0,308	0,236	0,412	0,412	1,8	0,194	0,12	0,576	0,246	0,308
уточн	4,9	4,6	1,2	4,6	2,3	3,4	4,9	4,3	4,9	3
марка пров	А95	СИП-2А	А70	А70	А16	А150	А240	А50	А120	А95

3.4 Выбираем провода для населенного пункта

S_{общ.нас.пункта} = 302,5 кВА

I = 302500 / (10000•v3) = 17, А

F = 17/ 1,1 = 16, мм²

F_ст = 16 мм² [3].

Расчетные потери электроэнергии:

, %

11,3 % > 5 %, условие не выполняется, значит нам необходимо увеличить сечение провода для уменьшения потерь электроэнергии.

Выбираем алюминиевый провод А70 (r₀ = 0,412) и выполняем проверку:

5 % = 5 % - условие выполняется.

Для электроснабжения района, находящегося в 30 км от ТП 35/10 кВ, выбираем алюминиевые провода А70 сечением 50 мм².

4. Расчет отклонений напряжения для линий и трансформаторов

Рисунок 3 - Схема линии электропередач и ТП

УЧ 1-2:

Рассчитываем падение напряжения на РТП 2 моего района:

S_д = 984 кВА, S_в = 1084 кВА

Расчет ведем по наибольшему, т.е. по S_в = 1084 кВА.

Для ТП 35/10:

S_нт = 1600 кВА, U_н = 35 кВ, ?Р_м = 16500 Вт, ? = 0,45, U_{к %} = 6,5

I = Sв / U_н,(4.1)

I = 1084 / 35 = 31, А

r_т1 = ?Р_м / (3•I²),(4.2)

r_т1 = 16500 / (3•31²) = 0,6, Ом

U_{a %} = (r_т1•S_нт•100) / U²_н,(4.3)

U_{a %} = (0,6•1600000•100) / 35000² = 0,1 %

,(4.4)

,(4.5)

,Ом

,(4.6)

 %

Получим: ?U _{т 100%} =3,1 %, ?U _{т 25%} = 0,775 %

УЧ 2-3:

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

?U _{т 100%} = 5 %, ?U _{т 25%} = 1,25 %, l = 30 км

ТП 1 для бытовых потребителей

УЧ 3-4:

Рассчитываем падение напряжения на ТП1 населенного пункта:

Расчет ведем по наибольшему, то есть по S_в = 72000 ВА

S_нт = 100 000 ВА, U_н = 10 000 В, ?Р_м = 2270 Вт, ? = 0,45, U_{к %} = 4,7

I = 72000 / 10000 = 7,2 А

r_т1 = 2270 / (3•7,2²) = 14,6 Ом

U_{a %} = 14,6•100000•100 / 10000² = 1,5 %

%

, Ом

%

Получим: ?U _{т 100%} = 3%, ?U _{т 25%} = 0,75 %

УЧ 4:

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

Самым удаленным является одноквартирный дом № 2 отходящей линии Л 3 участка 1-11.

?U _{т 100%} = 2,3 %

где ?U _{т 100%} - сумма отклонений напряжений на участках тбл.3.1.

?U _{т 25%} = 0,575 %

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

?U _{т 100%} = 2,6 %, ?U _{т 25%} = 0,65 %

ТП 2 для производственных потребителей

УЧ 3-4:

S_в= 162000 кВА

S_нт = 250000 ВА, U_н = 10 000 В, ?Р_м = 4200 Вт, ? = 0,45, U_{к %} = 4,7

I = 162000 / 10000 = 16,2 А

r_т1 = 4200 / (3•16,2²) = 5,3 Ом

U_{a %} = 5,3•100000•100 / 10000² = 0,5 %

%

, Ом

%

Получим: ?U _{т 100%} = 2,3 %, ?U _{т 25%} = 0,575 %

УЧ 4:

Самым удаленным является ветеринарно-фельдшерский пункт № 30 отходящей линии Л 1:

?U _{т 100%} = 4,9 %, ?U _{т 25%} = 1,225 %

Самым мощным является кормоцех фермы КРС на 800…1000 голов № 24 отходящей линии Л 3:

?U _{т 100%} = 3 %, ?U _{т 25%} = 0,75 %

5. Механический расчет опор 0,4 кВ

Выполняем расчет для алюминиевого провода А240 [1].

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

Пусть длинна стойки для сосны l_ст = 6 м, длинна приставки l_прист = 4 м, тогда:

l_ст + l_прист - 1,5 = Н + h_зал,(5.1)

гдеH - высота опоры над землей;

h_зал - глубина заложения опоры в грунт;

H = l_ст + l_прист - 3,(5.2)

H = 6 + 4 - 3 = 7 м

h_зал = l_ст + l_прист - 1,5 - Н

h_зал = 6 + 4 - 1,5 - 7 = 1,5 м

Глубину заложения опоры составит h_зал = 1,5 м.

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

,(5.3)

гдеl - пролет линии, м;

L - длина провода в пролете, м

Подставив значения получим:

, м

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

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

Расстояние между проводами определим как:

D = H - b - f - h,

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

D = 7 - 0,3 - 1,2 - 5 = 0,5 м

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

,(5.5)

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

? - коэффициент неравномерности воздушного потока;

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

С_х - коэффициент лобового сопротивления;

v_гол - скоростной напор ветра при гололеде, Па;

d - диаметр провода, м;

b - толщина стенки гололеда, м

F - сечение провода, мм²;

Подставляем значения получим:

, кПа/м

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

Р₁' = 1,4•3g₅•F• l,(5.6)

Р₁' = 1,4•3•177•350•10^-6•40 = 10, Па

Расчетное значение давления ветра на опору, Р₂:

Р₂ = 1,2•Р₀•d_ср•Н, (5.7)

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

d_ср - средний диаметр опоры с учетом сбега, м;

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

Р₀ = С_х•v²/1,6,(5.8)

Р₀ = 0,7•16²/1,6 = 112 Па/м²,

Р₂ = 1,2•112•0,160•7 = 150,5 Па,

Вертикальная сила действующая на вершине опоры:

Р₃ = 3•g₃•l•F•1,1

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

g₃ = g₁ + g₂, (5.9)

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

g₂ - удельная нагрузка от слоя льда, МПа/м

Удельная нагрузка от слоя льда определяется как [1]:

g₂ = 0,0283•b•(d + b) / F,(5.10)

g₂ = 0,0283•0,005•(0,02 + 0,005) / (240•10-⁶) = 0,015, МПа/м,

g₃ = 0,275 + 0,015 = 0,29, МПа/м

Р₃ = 3•0,29•40•240•10^-6•1,1 = 9,2, Па

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

Р₄ = (G₁+ G₂ + G₃)•1,1

Р₄ = (633+ 448 + 344)•1,1 = 1568, H

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

Сечение А-А:

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

,(5.11)

Подставляя значения получим:

, Н/м

Полный изгибающий момент в сечении А-А :

М_А = 1,05• М₁,(5.12)

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

Подставляя значения получим:

М_А = 1,05•244 = 256

Напряжение в сечении А-А:

,(5.13)

гдеW_A - момент сопротивления в сечении, А-А

Момент сопротивления в сечении А-А определяется по выражению:

W_A = 0,95•0,1d³_А, (5.14)

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

d_А - диаметр опоры в сечении А-А

Диаметр стойки опоры в сечении А-А определяется как:

d_А = d₀ + 0,008h₁, (5.15)

гдеd₀ - диаметр стойки в отрубе

d_А = 0,160 + 0,008•4,3 = 0,2

Подставляя значения получим:

W_A = 0,95•0,1•0,2³ = 760,

?_А = 256 / 760 = 0,34 МПа < ?_доп =19 МПа - условие выполняется.

Сечение В-В:

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

,(5.16)

М₁ = 10•(7 - 0,3 - 0,5/2) + 0,5•150,5•7 = 591

М_В = 1,1• М₁,(5.17)

М_В = 1,1•591 = 620

Напряжение в сечении В-В:

,(5.18)

W_В = 0,1d³_В, (5.19)

W_В = 0,1•0,15³ = 337,5

?_В = 620 / 337,5 = 1,84 МПа < ?_доп =19 МПа - условие выполняется.

Итак можно сделать вывод, что выбранная опора соответствует максимальному сечению провода для линий 0,38 кВ А240.

6. Расчет токов короткого замыкания

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

6.1 Расчет токов кз методом относительных величин

За базисную мощность принимаем S_б = 100 МВА

Определяем сопротивление элементов схемы замещения [2]:

Участок 1-2:

S_н = 1,6 МВА, U_к = 6,5 %

,(6.1)

Рисунок 6.1 - Схема линии и схема замещения

, Ом

Участок 2-3:

х₀ = 0,4 Ом/км, r₀ = 0,412 Ом/км, U_2б = 10•1,05 = 10,5 кВ, L = 30 км

,(6.2)

х_2б = 0,4•30•= 11, Ом

,(6.3)

r_2б = 0,412•30•= 11, Ом

Бытовые потребители:

Участок 3-4:

S_н = 0,1 МВА, U_к = 4,7 %, ? Р_м = 2270 Вт

,(6.4)

, Ом

,(6.5)

, Ом

,(6.6)

, Ом

Участок 4-5:

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

Линия 1:

L_0-6 = 0,375 км, r₀ = 0,308 Ом/км

Руководствуясь формулами 6.2 и 6.3 получим:

х_0-6 = 94 Ом; r_0-6 = 67 Ом; z_0-6 = 115 Ом

Линия 2 (СИП -2А): х₀ = 0,1 Ом/км

L_0-5 = 0,26 км, r₀ = 0,236 Ом/км, =>

х_0-5 = 16 Ом, r_0-5 = 38 Ом, z_0-5 = 41 Ом

Линия 3:

L_1-6 = 0,35 км, r₀ = 0,412 Ом/км, L_1-11 = 0,42 км, r₀ = 1,8 Ом/км,

L_0-1 = 0,065 км, r₀ = 0,412 Ом/км

х_1-6 = 87 Ом, r_1-6 = 90 Ом, х_1-12 = 105 Ом, r_1-12 = 472 Ом,

х_0-1 = 16 Ом, r_0-1 = 17 Ом, х_? = 208 Ом, r_? = 579 Ом, z_? = 615 Ом,

Общее активное и реактивное сопротивление линии:

х_общ = 316 Ом, r_общ = 684 Ом, z_общ = 753 Ом

Производственные потребители:

Участок 3-4:

S_н = 0,25 МВА, U_к = 4,7 %, ? Р_м = 4200 Вт

, Ом

r_б = 4200•10-⁶•= 1,7, Ом

, Ом

Для всех линий: х₀ = 0,4 Ом/км, U_б = 0,38•1,05 = 0,4 кВ

Линия 1: L_0-1 = 0,11 км, r₀ = 0,194 Ом/км, => х_0-1 = 28 Ом, r_0-1 = 13 Ом

L_1-5 = 0,28 км, r₀ = 0,12 Ом/км, => х_0-1 = 70 Ом, r_0-1 = 21 Ом

L_1-6 = 0,27 км, r₀ = 0,576 Ом/км, => х_0-1 = 68 Ом, r_0-1 = 97 Ом

х_? = 166 Ом, r_? = 131, Ом, z_? = 211 Ом

Линия 2: L = 0,19 км, r₀ = 0,246 Ом/км, => х = 48 Ом, r = 29 Ом, z = 56 Ом

Линия 3: L = 0,13 км, r₀ = 0,308 Ом/км, => х = 33 Ом, r = 25 Ом, z = 41 Ом

Общее активное и реактивное сопротивление линии:

х_общ = 247 Ом, r_общ = 185 Ом, z_общ = 309 Ом

Схема замещения примет вид:

Рисунок 6.2 - Упрощенная схема замещения системы электроснабжения

Расчет токов короткого замыкания в точке К₁:

,(6.7)

, кА

При коротком замыкании на шинах ТП 35/10 кВ k_у = 1,5 - мгновенное значение ударного тока

,(6.8)

, кА

,(6.9)

, кА

Ток 2 фазного короткого замыкания:

,(6.10)

, кА

Расчет токов короткого замыкания в точке К₂:

х_{рез.б.2-1} = х_рез.б.1 + х_рез.б.2, r_{рез.б.2-1} = r_рез.б.1 + r_рез.б.2, ,

, Ом

z_{рез.б.2-1} = z_рез.б.1 + z_рез.б.2, z_{рез.б.2-1} = 2 + 16 = 18 Ом

, кА

При коротком замыкании на шинах ТП 35/10 кВ k_у = 1,2

•0,029 = 0,049, кА

0,049•= 0,051 кА

= 0,87•0,029 = 0,025, кА

Ток замыкания на землю:

,(6.11)

, А

Коммунально-бытовые потребители

Расчет тока короткого замыкания в точке К₃:

47, Ом

z_{рез.б.3-1} = z_{рез.б.2-1} + z_{рез.б.3.1} = 18 + 47 = 65 Ом

, кА

•1•5,55 = 7,85, кА

=7,85• = 7,85, кА

= 0,87•5,55 = 4,83, кА

Расчет тока короткого замыкания в точке К₄:

= 115 Ом

z_{рез.б.4-1(Л1)} = z_{рез.б.3-1} + z_{рез.б.4.1} = 65 + 115 = 180 Ом

, кА

•1•2 = 2,83, кА

= 2,83• = 2,83, кА

= 0,87•2 = 1,74, кА

= 41 Ом

z_{рез.б.4-1(Л2)} = z_{рез.б.3-1} + z_{рез.б.4.1} = 65 + 41 = 106 Ом

•1•3,4 = 4,8, кА

= 4,8• = 4,8, кА

= 0,87•3,4 = 2,96, кА

= 615Ом

z_{рез.б.4-1(Л3)} = z_{рез.б.3-1} + z_{рез.б.4.1} = 65 + 615 = 680 Ом

•1•0,53 = 0,75, кА

= 0,75• = 0,75, кА

= 0,87•0,53 = 0,46, кА

Производственные потребители

Расчет тока короткого замыкания в точке К₃:

z_{рез.б.3-1} = z_{рез.б.2-1} + z_{рез.б.3.1} = 18 + 18,8 = 36,8 Ом

, кА

= 9,81• = 9,81, кА

•1•9,81 = 13,87, кА

= 0,87•9,81 = 8,53, кА

Расчет тока короткого замыкания в точке К₄:

= 211, Ом

z_{рез.б.4-2} = z_{рез.б.3-2} + z_{рез.б.4.2} = 36,8 + 211 = 247,8 Ом

, кА

•1•1,46 = 2,06 , кА

= 2,06• = 2,06, кА

 = 0,87•1,46 = 1,27 , кА

= 56, Ом

z_{рез.б.4-2} = z_{рез.б.3-2} + z_{рез.б.4.2} = 36,8 + 56 = 92,8 Ом

, кА

•1•3,89 = 5,5 , кА

= 5,5• = 5,5, кА

= 0,87•3,89 = 3,38 , кА

= 41, Ом

z_{рез.б.4-2} = z_{рез.б.3-2} + z_{рез.б.4.2} = 36,8 + 41 = 77,8 Ом

, кА

•1•4,64 = 6,56 , кА

= 6,56• = 6,56, кА

= 0,87•4,64 = 4 , кА

6.2 Расчет токов короткого замыкания методом практических единиц

Все сопротивления приводим к базисному напряжению [2]:

U_б = 0,4 В

РТП района: S_н = 1600 кВА, U_к,% = 6,5 %, ?Р_м = 16,5 кВт

Определяем сопротивление отдельных элементов системы.

Активные и индуктивные сопротивления трансформаторов определяем по формулам:

,(6.12)

,(6.13)

гдех_т.б и r_т.б - индуктивное и активное базисные сопротивления трансформатора, Ом

, Ом

, Ом

,(6.14)

, Ом

Активные и индуктивные сопротивления воздушных линий электропередач определяем по формулам:

Для линии от района до моего населенного пункта:

,(6.15)

,(6.16)

гдех_л.б и r_л.б - индуктивное и активное базисные сопротивления линии, Ом

, Ом

, Ом

,(6.17)

, Ом

КТП бытовых потребителей:

, Ом; Ом

Ом

КТП производственных потребителей:

, Ом; , Ом

Ом

Результирующие сопротивления составят:

Для бытовой потребителей:

z_{рез.быт} = 6,5•10^-6/2 + 0,85•10^-3 + 75,2•10^-6 = 0,93•10^-3, Ом

Для производственных потребителей:

z_рез.пр = 6,5•10^-6/2 + 0,85•10^-3 + 30,08•10^-6 = 0,88•10^-3, Ом

Для линий населенного пункта:

Бытовые потребители:

Для линий Л 1 и Л 3: , Ом

Л 2 (СИП-2А):

Л 1: , Ом, z = 0,56 Ом,

Z_рез = 0,00093 + 0,56 = 0,56093 Ом,

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

,(6.18)

= 412 А

Л 2: , z = 0,28 Ом,

Z_рез = 0,00093 + 0,28 = 0,28093 Ом, = 822 А

Л 3: , z = 0,64 Ом,

Z_рез = 0,00093 + 0,64 = 0,64093 Ом, = 360 А

Производственные потребители:

Для всех линий: , Ом

Л 1: , Ом, z = 0,49 Ом,

Z_рез = 0,00093 + 0,49 = 0,49093 Ом, = 470 А

Л 2: , z = 0,52 Ом,

Z_рез = 0,00093 + 0,52 = 0,52093 Ом, = 443 А

Л 3: , z = 0,56 Ом,

Z_рез = 0,00093 + 0,56 = 0,56093 Ом, = 412 А

Таблица 6.1 - Токи короткого замыкания, кА

Участки\Токи к.з.					Кземлю
ТП 35/10	0,026	0,032	0,226
Линия 10	0,024	0,041	0,019		0,857 А
ТП 10/0,4 быт	5,23	7,4	4,55
ТП 10/04 произв	8,84	12,5	7,69
Линия 0,4 быт: Л1 Л2 Л3	2 3,4 0,53	2,83 4,8 0,75	1,74 2,96 0,46	0,412 0,822 0,36
Линия 0,4 произв: Л1 Л2 Л3	1,46 3,89 4,64	2,06 5,5 6,56	1,27 3,38 4	0,47 0,443 0,412

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

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

Определяем расчетное сопротивление грунта для стержневых заземлителей [2]:

; (7.1)

где ?_расч - расчетное сопротивление стержневых заземлителей, Ом;

k_c - коэффициент сезонности;

k₁ - коэффициент учитывающий состояние грунта при измерении;

?_изм - удельное сопротивление грунта полученное при измерении; Ом?м;

, Ом?м(7.2)

Сопротивление вертикального заземлителя:

; (7.3)

где R_в - сопротивление вертикального заземлителя, Ом;

l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

h _ср - средняя глубина заложения стержней, м

 , Ом(2.46)

Сопротивление повторного заземления R _п.з не должно превышать 30 Ом при ? = 100 Ом?м и ниже

При ? > 100 Ом?м допускается принимать

R'_п.з = 30 ? / 100; (7.4)

R'_п.з = 30?138 / 100 = 41, Ом

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

Общее сопротивление всех пяти повторных заземлителей:

r_{п. з} = R _{п. з} / n; (7.5)

где n - число повторных заземлителей, шт,

r_{п. з} = 31,2 / 5 = 6,24 Ом.

Определяем расчетное сопротивление нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлителей:

r_иск = r_{п. з} ? r_з / (r_{п. з} - r_з); (7.6)

где r_з - сопротивление заземления, Ом

r_иск = 4 ? 6,24 / (6,24 - 4) = 11, Ом

В соответствие с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом и 125 / I_з, если последнее меньше 10 Ом.

r_иск = 125 / I_з; (7.7)

Ток замыкания на землю для воздушной линии I_з = 0,857, А

r_иск = 125 / 0,857 = 146, Ом

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

Определяем теоретическое число стержней:

n_т = R_в / r_иск; (7.8)

n_т = 31,2 / 10 = 3,12

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

Длина полосы связи

;(7.9)

где а - расстояние между стержнями, м

l_г = 5 ? 4 = 20 м

Определим сопротивление полосы связи:

;(7.10)

где l - длина полосы связи, м;

d - ширина полосы, м;

h - глубина залегания, м.

Ом?м.

При n = 4 и а / l = 5 / 5 = 1, ? _в = 0,69 и ? _г = 0,45.

Тогда действительное число стержней [4]:

;(7.11)

где ? _г - коэффициент экранирования стержневых заземлителей;

? _в - коэффициент экранирования полосы связи

.

Принимаем для монтажа n_д = n_т = 4 стержня и проводим поверочный расчет.

Действительное сопротивление искусственного заземления:

;(7.12)

Ом < 10 Ом.

Сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлителей нулевого провода:

r_расч = r_исх ? r _{п. з} / (r_исх + r_{п. з}); (7.13)

r_расч = 9,6 ? 6,24 / (9,6 + 6,24) = 3,78 Ом < 4 Ом.

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

8. Технико-экономические расчеты

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

,(8.1)

гдеR = r₀• l - полное сопротивление линии, Ом

S_р - расчетная максимальная нагрузка участка линии, кВА;

U_н - номинальное напряжение сети, кВ;

r₀ - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км;

? - время потерь, ч/год;

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

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

,(8.3)

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

h - показатель режима нагрузки, ч/год

Показатель режима нагрузки определяется по выражению [1]:

,(8.4)

где? - удельное значение времени потерь, ч/год;

К_м - коэффициент участия максимума потерь в максимуме энергосистемы

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

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

, коп/(кВт·ч)

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

Линия 0,38 кВ:

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

Коммунально-бытовые потребители:

h = 1400 ч/год, ? = 900 ч/год, С_л = 5,76

Производственные потребители:

h = 2500 ч/год, ? = 1000 ч/год, С_л = 3,62

Годовые издержки на потери электрической энергии в линиях электропередачь составят:

И_э.общ = ? И_э.i = 56 + 239 + 110 + 131 + 79 + 41 = 656, тыс.руб

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

Таблица 8.1 - Экономические показатели воздушной линии 0,38 кВ

параметры	бытовые потребители	производственные потребители
линии	Л1	Л2	Л3	Л1	Л2	Л3
участки	0-6	0-5	0-1	1-6	1-11	0-1	1-5	1-6	0-5	0-1
Sр, кВА	41,4	110,9	46	33,7	12,3	107,6	73,2	34,4	83,4	67,3
l, км	0,375	0,26	0,065	0,35	0,42	0,11	0,28	0,27	0,19	0,13
r0, Ом/км	0,308	0,236	0,412	0,412	1,8	0,194	0,12	0,576	0,246	0,308
Иэ.i, тыс.р	56	239	21	52	37	52	36	43	79	41
?Иэ.i, тыс.р	56	239	110	131	79	41

,(8.4)

гдеS_н - номинальная мощность трансформатора, кВА;

S_р - расчетная максимальная нагрузка трансформатора, кВА;

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

Р_к.з и Р_х.х - потери кз и хх трансформатора, кВт;

Т_в - время включенного состояния трансформатора