Электроснабжение потребителей сельского хозяйства

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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)

Таблица 2.2 — Значения S_i при дневном максимуме нагрузок, кВА

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

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 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 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

Дневной максимум х = 14 620 / 1550 = 9,4; у = 9720 / 1550 = 6,3

Вечерний максимум х = 15 770 / 1707,5 = 9,2; у = 10 525 / 1707,5 = 6,2

Таблица 2.5 — РТП-2

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

Вечерний максимум х = 10 300 / 1870 = 5,5; у = 9280 / 1870 = 5

Таблица 2.6 — РТП-3

Дневной максимум х = 14 240 / 1620 = 8,8; у = 7040 / 1620 = 4,3

Вечерний максимум х = 16 550 / 1860 = 8,9; у = 8560 / 1860 = 4,6

Таблица 2.7 — РТП-4

Дневной максимум х = 20 610 / 1460 = 14,1; у = 10 580 / 1460 = 7,2

Вечерний максимум х = 22 480 / 1590 = 14,1; у = 11 540 / 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: S₀₋₅ =? S_i

S₀₋₅ = 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

I₀₋₅ = 41 400 / (380•v3) = 63, А

F₀₋₅ = 63 / 1,3 = 48, мм²

Для линии Л2:

участок 0−5:

S₀₋₅ = 5,2 +31,4 + 32,3 + 39 + 3 = 110,9, кВА

I₀₋₅ = 110 900 / (380•v3) = 168, А

F₀₋₅ = 168 / 1,3 = 130, мм²

Для линии Л3:

участок 1−6:

S₁₋₆ = 6,2 + 2,4 + 7,7 + 8,1 + 9,3 = 33,7, кВА

I₁₋₆ = 33 700 / (380•v3) = 51, А

F₁₋₆ = 51 / 1,3 = 39, мм²

участок 1−11:

S₁₋₁₁ = 3,7 + 3,2 + 2,7 + 1,1 + 1,6 = 12,3, кВА

I₁₋₁₁ = 12 300 / (380•v3) = 19, А

F₁₋₁₁ = 19 / 1,3 = 15, мм²

участок 0−1:

S₀₋₁ = S₁₋₆ + S₁₋₁₂

S₀₋₁ = 33,7 + 12,3 = 46, кВА

I₀₋₁ = 46 000 / (380•v3) = 70, А

F₀₋₁ = 70 / 1,3 = 54, мм²

3.2 Расчет сечений проводов для ТП2 (производственные потребители)

Для линии Л1:

участок 0−1:

S₀₋₁ = 39+26,2+5+3+34,4 = 107,6 кВА

I₀₋₁ = 107 600 / (380•v3) = 163, А

F₀₋₁ = 163 / 1,1 = 149, мм²

участок 1−5:

S₁₋₅ = 39+26,2+5+3 = 73,2, кВА

I₁₋₅ = 73 200 / (380•v3) = 111, А

F₁₋₅ = 111 / 1,1 = 101, мм²

участок 1−6:

S₁₋₆ = 34,4 = 34,4, кВА

I₁₋₆ = 34 400 / (380•v3) = 52, А

F₁₋₆ = 52 / 1,1 = 48, мм²

Для линии Л2:

S = 29+15,8+9,4+29,2 = 83,4, кВА

I₀₋₃ = 83 400 / (380•v3) = 127, А

F₀₋₃ = 127 / 1,1 = 115, мм²

Для линии Л3:

S = 67,3, кВА

I₀₋₃ = 67 300 / (380•v3) = 102, А

F₀₋₃ = 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

3.4 Выбираем провода для населенного пункта

S_{общ.нас.пункта} = 302,5 кВА

I = 302 500 / (10 000•v3) = 17, А

F = 17/ 1,1 = 16, мм²

F_ст = 16 мм².

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 = 16 500 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 = 16 500 / (3•31²) = 0,6, Ом

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

U_{a %} = (0,6•1 600 000•100) / 35 000² = 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 = 72 000 ВА

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

I = 72 000 / 10 000 = 7,2 А

r_т1 = 2270 / (3•7,2²) = 14,6 Ом

U_{a %} = 14,6•100 000•100 / 10 000² = 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= 162 000 кВА

S_нт = 250 000 ВА, U_н = 10 000 В, ?Р_м = 4200 Вт,? = 0,45, U_{к %} = 4,7

I = 162 000 / 10 000 = 16,2 А

r_т1 = 4200 / (3•16,2²) = 5,3 Ом

U_{a %} = 5,3•100 000•100 / 10 000² = 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.

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:

L₀₋₆ = 0,375 км, r₀ = 0,308 Ом/км Руководствуясь формулами 6.2 и 6.3 получим:

х₀₋₆ = 94 Ом; r₀₋₆ = 67 Ом; z₀₋₆ = 115 Ом Линия 2 (СИП -2А): х₀ = 0,1 Ом/км

L₀₋₅ = 0,26 км, r₀ = 0,236 Ом/км, =>

х₀₋₅ = 16 Ом, r₀₋₅ = 38 Ом, z₀₋₅ = 41 Ом Линия 3:

L₁₋₆ = 0,35 км, r₀ = 0,412 Ом/км, L₁₋₁₁ = 0,42 км, r₀ = 1,8 Ом/км,

L₀₋₁ = 0,065 км, r₀ = 0,412 Ом/км х₁₋₆ = 87 Ом, r₁₋₆ = 90 Ом, х₁₋₁₂ = 105 Ом, r₁₋₁₂ = 472 Ом, х₀₋₁ = 16 Ом, r₀₋₁ = 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: L₀₋₁ = 0,11 км, r₀ = 0,194 Ом/км, => х₀₋₁ = 28 Ом, r₀₋₁ = 13 Ом

L₁₋₅ = 0,28 км, r₀ = 0,12 Ом/км, => х₀₋₁ = 70 Ом, r₀₋₁ = 21 Ом

L₁₋₆ = 0,27 км, r₀ = 0,576 Ом/км, => х₀₋₁ = 68 Ом, r₀₋₁ = 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 = 0,93 + 0,56 = 0,56 093 Ом, Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

(6.18)

= 412 А Л 2:, z = 0,28 Ом,

Z_рез = 0,93 + 0,28 = 0,28 093 Ом, = 822 А Л 3:, z = 0,64 Ом,

Z_рез = 0,93 + 0,64 = 0,64 093 Ом, = 360 А Производственные потребители:

Для всех линий:, Ом Л 1:, Ом, z = 0,49 Ом,

Z_рез = 0,93 + 0,49 = 0,49 093 Ом, = 470 А

Л 2:, z = 0,52 Ом,

Z_рез = 0,93 + 0,52 = 0,52 093 Ом, = 443 А Л 3:, z = 0,56 Ом,

Z_рез = 0,93 + 0,56 = 0,56 093 Ом, = 412 А Таблица 6.1 — Токи короткого замыкания, кА

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

(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

т.руб

тыс.руб

тыс. руб Годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторах составят:

И_э.т.общ =? И_э.т.i = 2 + 0,24 + 0,24 = 2,48 тыс. руб Суммарные годовые издержки на потери электроэнергии составят:

И = И_э.общ + И_э.т.общ = 656 + 2,48 = 658,48 тыс. руб.

Выводы

В данной курсовой работе были рассчитаны мощности населенного пункта через коэффициент одновременности и вероятностным методом, которые составили S_д = 241 кВА и S_в = 302,5 кВА. Были выбраны трансформаторы: для бытовых потребителей ТМ 100−10/0,38 Y/Y_н-0, для производственных — ТМФ 250−10/0,38 Y/Z_н-0.

Были определены координаты центров нагрузок для бытовых ТП1(11;6) и производственных потребителей ТП2(11;4).

Для района были рассчитаны мощности и выбраны трансформаторы:

РТП 1: S_д = 984 кВА, S_в = 1084 кВА, ТМН 1600−35/10

РТП 2: S_д = 940 кВА, S_в = 1085 кВА, ТМН 1600−35/10

РТП 3: S_д = 895 кВА, S_в = 1028 кВА, ТМН 1600−35/10

РТП 4: S_д = 887 кВА, S_в = 966 кВА, ТМН 1600−35/10

Был произведен механический расчет опоры воздушной линии в условиях гололеда от тяжения провода и воздействия ветрового напора.

Выполнена проверка линии по допустимым потерям напряжения, которые не превышают 5%. Для коммунально-бытовых потребителей для самого удаленного № 2 — ?U _{т 100%} = 2,3%, самого мощного № 20 — ?U _{т 100%} = 2,6%. Для производственных потребителей для самого удаленного № 30 (ветеринарно-фельдшерский пункт) — ?U _{т 100%} = 4,9%, самого мощного № 24 (кормоцех фермы КРС на 800…1000 голов) — ?U _{т 100%} = 3,3%.

Произведен расчет токов короткого замыкания методом относительных величин и методом практических величин.

Выполнен расчет заземляющего устройства трансформаторной подстанции 10/0,38 кВ. Для заземления трансформаторной подстанции необходимо использовать четыре стержня (штыря) заземлителя и пять стержней для повторного заземления.

Выполнен расчет технико-экономических показателей, которые показали, что суммарные годовые издержки на потери электроэнергии составляют 658,48 тыс. руб.

Список литературы

1.Будзко И. А, Лещинская Т. Б., Сукманов В. И. Электроснабжение сельского хозяйства — Москва: «Колос», 2000. — 536 с.

2.Каганов И. Л. Курсовое и дипломное проектирование — Москва: Агропромиздат, 1980.

3.Правила устройства электроустановок. — Санкт-Петербург: Издательство ДЕАН, 2003.