Электроснабжение населенного пункта Горны

Министерство сельского хозяйства и продовольствия Республики Беларусь Белорусский Аграрный Технический Университет Кафедра Электроснабжения с/х

Курсовой проект

по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства»

на тему

" Электроснабжение населенного пункта Горны"

Выполнил

студент 4-го курса АЭФ

17э группы

Сачек А.В.

Руководитель

Кожарнович Г. И.

Минск — 2009

Аннотация

Курсовая работа представлена расчетно-пояснительной запиской на страницах машинописного текста, содержащей 22 таблицы, 5 рисунков и 5 схем и графической частью, включающей 2 листа формата А1.

В работе выполнены расчеты для определения расчетных электрических нагрузок, выбор числа и мощности трансформаторов, были составлены расчетные схемы сетей 10 и 0.38кВ, были произведены электрические расчеты этих сетей, определение допустимых потерь напряжения в этих сетях, а также потерь электрической энергии в этих сетях. Далее, было описано конструктивное исполнение линий и ТП, защита от перенапряжений и заземление, произведен расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов подстанции.

Графическая часть работы выполняется на двух листах формата А1 и включает в себя план электрических сетей 0.38, расчетную схему линии 0.38кВ, а также конструктивная часть распределительных пунктов .

Содержание Задание на курсовой проект Аннотация Содержание Введение

1. Исходные данные

2. Расчет электрических нагрузок

3. Выбор числа и мощности трансформаторов

4. Определение числа ТП и места их расположения

5. Составление схем сетей 10 и 0.38 кВ

6. Электрический расчет сети 0.38кВ

7. Электрический расчет сети 10кВ

8. Определение потерь электрической энергии

9. Конструктивное выполнение линий и ТП

10. Расчет токов короткого замыкания

11. Выбор аппаратуры подстанции

12. Защита от перенапряжений и заземление

13. Защита отходящих линий 0.38кВ Литература

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электрической энергии во всех отраслях народного хозяйства — один из важнейших факторов технического прогресса.

На базе электрификации стала развиваться промышленность, электроэнергия стала «проникать» в сельское хозяйство и транспорт.

Сегодня все объекты сельского хозяйства используют электроэнергию, все жилые дома в сельских населенных пунктах имеют электрический ввод. Воздушными ЛЭП охвачены все населенные пункты. Однако, это не значит, что работы по электрификации сельского хозяйства закончились — электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, появляется необходимость в реконструкции, расширении линий электропередачи. Достаточно большие перспективы открываются перед электрификацией сельского хозяйства в будущем. Намечается повысить энерговооруженность сельского хозяйства, увеличить объем потребления электроэнергии в сельскохозяйственном производстве, а также отпуск ее на коммунально-бытовые нужды сельского населения.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленных предприятий и городов. Основные особенности — необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по все территории, низкое качество электроэнергии, требования повышенной надежности и т. д. Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационально решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.

1. Исходные данные Населенный пункт Волынцы;

Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом 1950 кВт· ч;

Тип потребительской подстанции — КТП;

Сопротивление грунта с=195 Ом· м Коммунально-бытовые и производственные потребители в таблице 1.1 (из таблицы 2.1[2])

Таблица 1.1 Коммунально-бытовые и производственные потребители.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем всех коммунально-бытовых потребителей, присваиваем номера группам.

Расчетная мощность соизмеримых потребителей определяется по формулам:

где P_д, P_в, — соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n — количество потребителей в группе, шт.;

P_р — расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт, определяем в зависимости от существующего годового потребления электроэнергии на одноквартирный жилой дом, W_сущ = 1950 кВт^.ч по номограмме 3.1 на седьмой год, P_р = 3,4 кВт;

K_д, К_в — соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей K_д = 0,3, К_в = 1 [1];

К_о — коэффициент одновременности (таблица 3.5 [2]).

Группа1

Проведем расчет для группы из 5 (Д-5) домов, подставляя числовые значения в формулы (2.1) и (2.2), получаем:

Аналогичным образом рассчитываем нагрузки для других групп. Данные сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Расчетные нагрузки коммунально-бытовых потребителей

Расчетная нагрузка всего н.п. Рр

Делим, все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группы:

Группа1

Жилые дома (79).

Группа2

Общеобразовательная школа на 190 учащихся, Клуб со зрительным залом на 300−400 мест, Сельская амбулатория на 3 врачебные должности, Баня на 5 мест.

Группа3

Детские ясли сад, Баня на 20 мест, Магазин на 4 места продовольственный.

2.2 Расчет нагрузки наружного освещения

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

(2.3)

где P_{ул. осв.} — нагрузка уличного освещения, Вт; Р_уд.ул. — удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5.7 м Р_уд.ул. = 5,5 Вт/м; l_ул. — общая длина улиц, м, из плана поселка l_ул. = 1712 м; Р_уд.пл. — удельная нагрузка освещения площадей, Вт/м; F_пл. — общая площадь площадей, м.

В данном случае площадь отсутствует. Подставляя числовые значения, получаем:

2.3 Расчет средневзвешенного cos

Средневзвешенный cos определяется из следующего выражения:

(2.4)

Где P_i — мощность i-го потребителя, кВт;

cos_i — коэффициент мощности i-го потребителя;

Коэффициент мощности потребителей определяется из треугольника мощностей:

(2.5)

где S — полная мощность потребителя, кВА;

P — активная мощность потребителя, кВт;

Q — реактивная мощность потребителя, кВАр;

Потребитель «Общеобразовательная школа с мастерскими на 190 учащихся» .

Подставляя числовые значения, получаем:

Аналогичным образом рассчитываем значения cos_д, cos_в для других производственных потребителей. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Расчет коэффициентов мощности производственных потребителей

Для жилых домов без электроплит принимаем (таблица 13,1 [5]):

cos_д = 0.9;

cos_в = 0.93;

Для нагрузки наружного освещения — лампы ДРЛ принимаем cos = 0.9; Подставляя числовые значения, получаем:

2.4 Определение суммарной нагрузки

Суммируя расчетные нагрузки всех 3-ех групп по таблице 5.3[] получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший.

С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП:

2.5 Определение полной мощности

Полная мощность определяется по следующей формуле:

(2.6)

где — расчетная нагрузка, кВт;

cos_ср.вз. — средневзвешенный коэффициент мощности.

Подставляя числовые значения в формулу (2.6) определяем полную дневную и вечернюю мощность:

3. Выбор числа трансформаторных подстанций. Определение допустимых потерь напряжения в сетях 0,38кВ

Для дальнейшего расчета составляем таблицу отклонений напряжения и определяем по ней допустимые потери напряжения в сетях. Согласно нормам технологического проектирования электрических сетей, потери в электрических сетях 0,38 кВ не должна превышать 8%, из них во внутренних сетях — 2%, во внешних — 6%. Потери напряжения в линии 10 кВ не должны превышать 10%. Надбавку трансформатора принимаем +7.5%, потери в трансформаторе -4% (при 100% нагрузке) и -1% (при 25%). Напряжение у потребителя не должно повышаться или снижаться более чем на 5% от номинального.

Таблица 3.1. Таблица отклонений напряжений

Полученные значения потерь напряжения в сетях будут использованы в дальнейшем расчете курсового проекта.

Число ТП для населенного пункта определяется по формуле:

Площадь населенного пункта F=0,313 определена по плану.

Допустимая потеря напряжения определяется по таблице отклонений. В расчете мы приняли

Так как принимаем одну ТП.

4. Определение места расположения ТП

Для определения места расположения ТП на план поселка наносим оси координат, определяем координаты нагрузок и их групп. Результаты сводим в таблицу 4.1. Далее определяем координаты центра нагрузки, т. е. место расположения ТП. Координаты центра нагрузки определяются по следующим формулам:

(4.2)

(4.3)

где Xi и Yi — координаты центров нагрузок;

Pр — расчетная мощность потребителей или их групп.

Таблица 4.1. Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп для Т П 1

Таблица 4.2. Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп для Т П 2

Используя данные таблицы 4.1 и 4,2, подставляя числовые значения в формулы (4.2) и (4.3) получаем:

Для ТП1

Для ТП 2

Расположение ТП корректируем по месту с учетом требований заказчика, возможности подхода линии высокого напряжения и выхода линий низкого напряжения. Это место должно быть свободным от застроек.

5. Составление схемы сетей 0.38 кВ

Используя методические указания по составлению расчетной схемы 0.38кВ составляем расчетные схемы.

На расчетной схеме указываем:

Источник питания (ТП);

Линии (Л1,Л2, Л3);

Номера узлов;

Расстояние между узлами (в метрах);

Шифр потребителя;

Дневную и вечернюю расчетную мощность потребителя.

Рис. 5.1 Схема сети 0,38 кВ ТП-1

6. Электрический расчет сети 0,38 кВ

Электрический расчет сети 0.38кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.

6.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки участков сети определяются по сумме расчетных мощностей участков сети, по следующей формуле:

P_р = P_наиб. + Р,

где Р_р — расчетное значение максимальной мощности, кВт;

Р_наиб. — наибольшее значение мощности, кВт;

Р — сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой низковольтной сети (рисунок 5.1) определяем максимальные нагрузки. Для ТП 2, фидер 1:

Аналогично рассчитываем остальные линии и результаты сводим в таблицу 6.1

6.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

где P_i — расчетная мощность i — го потребителя, кВт;

cos_i — коэффициент мощности i — го потребителя.

Результаты дальнейших расчетов также приведем в таблице 7.1.

6.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

где Р_р — расчетная мощность на участке, кВт;

cos — коэффициент мощности.

Для ТП2 фидер 1 участок сети 5−6:

кВА; кВА Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.1.

6.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

где S_р — расчетная мощность на участке, кВА;

K_д — коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей K_д = 0.7

Для ТП2 фидер 1 участок сети 5−6:

кВт; кВт Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

6.5 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

Выберем марку и сечение проводов. В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 — 4 сечений. При этом учитываем, что минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм². Толщина слоя гололёда b=5 мм.

Для выбора сечения проводов используем справочные таблицы. Сечения подбираем таким образом чтобы эквивалентная мощность входила в пределы интервала экономических нагрузок.

Результаты сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 Предварительное сечения проводов на участках линии

6.6 Определение потерь напряжения на участках линии.

Находим фактические потери напряжения на участках ВЛ:

где S_p — расчетная мощность участка сети, кВА;

l_уч — длина участка, км;

U_н — номинальное напряжение на участке, кВ;

r₀, x₀ — соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по справочным таблицам для среднегеометрического расстояния между проводами 400 мм;

Потеря напряжения для ТП2 фидер 1 на участке 5−6 сети в процентах:

В;

В;

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 Потери линии 0,38 кВ

Производим расчёт потерь напряжения в конце самого протяженного участка, Таким является участок 16−8 ТП2 фидера3.

=3,7%

U_26-0в =3,92%

Проверяем соблюдаются ли условия:

U_доп% U₂₆₋₀,

где U_доп — потеря напряжения в сети 0,38 кВ, U_доп = 4%.

Так как условие 43,7; 43,92; выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

7. Электрический расчет сети 10кВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок, изложенным в пункте 3.2.

Рисунок 7.1. Схема сети 10кВ

7.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно — дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

P_р = P_наиб. + Р, (7.1)

где Р_р — расчетное значение максимальной мощность, кВт; Р_наиб. — наибольшее значение мощности, кВт; Р — сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети (рисунок 7.1) определяем максимальные нагрузки.

7.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

(7.2)

Где Pi — расчетная мощность i — го потребителя, кВт;

cos_i — коэффициент мощности i — го потребителя, определяется по номограмме 15,2 в зависимости от соотношения Р_п/Р₀. Значения cos_i сведены в таблицу 6.1.

Таблица 7.1 Значения cos для всех участков линии.

7.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

(7.3)

где Р_р — расчетная мощность на участке, кВт;

cos — коэффициент мощности.

Участок сети 9−8:

кВА, Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.

7.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

(7.4)

Где S_р — расчетная мощность на участке, кВА;

K_д — коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей K_д = 0.7. Получаем:

Участок сети 8−7:

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

7.5 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 — 4 сечений. Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Т.к. рассчитываемая линия — 10кВ, то повторяемость — 1 раз в 10 лет. Район по гололеду — I. Для выбора сечения проводов используем приложение 33. Подбираем:

Участок 9−8:

Интервал экономических нагрузок (Приложение 33 [3]): 80…225 кВА.

Выбираем провод АС35 (т.к. по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ — АС35). Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

7.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

(7.5)

где S_p — расчетная мощность участка сети, кВА;

l — длина участка, км;

U_н — номинальное напряжение на участке, кВ;

r₀, x₀ — соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по таблице приложений 1 и 15 для среднегеометрического расстояния между проводами 1000 мм;

Потеря напряжения на участке сети в процентах определяется по следующей формуле:

(7.6)

Участок 8−7:

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.4.

Падения напряжения проверяем до населенного пункта Забелишины. В нашем случае этим участком является ИП-6. Падение напряжение для этого участка будет определяется следующим образом:

Получаем:

%

Проверяем условие U_доп ,

Где U_доп — потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), U_доп = 6%.

Так как условие 6 > 4,75 и 6>5,89выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

Таблица 6.4

8. Определение потерь электрической энергии

8.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

(8.1)

Где r₀ — удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l — длина участка, км;

I_max — максимальное значение тока на участке, А:

(8.2)

— время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь зависит от времени использования максимальной нагрузки T для сельскохозяйственных потребителей (определяется по таблице 3,8 [3]). Из задания: при годовом потреблении электрической энергии W =1350 кВт^.ч — T = 1300 ч. По графику 5.5 определяем = 565 ч. ТП2 (Фидер 1) Участок 10−12:

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицы 8.1 и 8,2.

8.2 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по следующей формуле:

(8.3)

где P_м.н — потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, кВт;

S_max — максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

— время максимальных потерь трансформатора, ч;

P_х.х. — потери холостого хода трансформатора, кВт;

8760 — число часов в году.

Получаем:

8.3 Определение общих потерь.

Общие потери определяются по следующей формуле:

(8.4)

где W_тр — потери в трансформаторе, кВт^.ч;

W_тр — потери в фидерах, кВт^.ч;

Получаем:

Таблица 8.1 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 1.

Таблица 8.2 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 2.

8.4 Определение потерь электрической энергии в линии 10кВ.

Расчет ведем так же как и для линии 0.38кВ. Расчет ведем по вечернему максимуму.

Подставляя в формулы (8.1) и (8.2) числовые значения, получаем:

Участок сети 8−7:

Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.3.

Определим потери электрической энергии до нашего потребителя, т. е.:

W₀₋₆ = W_ИП-1 + W₁₋₃+W₃₋₆

Получаем:

W_0−6в = 46 664,49+33 752,66+5953,84=86 370,99КВт^.ч .

W_0−6д = 32 818,41+23 254,79+569,66=56 642,86КВт^.ч .

9. Конструктивное выполнение линий и ТП

Распределительные сети 10кВ выполняют 3-х проводными с изолированной нейтралью.

ВЛ 10кВ выполняют на железобетонных опорах.

Трасса линии 10кВ должна проходить вдоль железных дорого, проезжих дорог, полезащитных полос, по границам полей, оросительных и осушительных каналов, иметь по возможность наименьшую длину и занимать минимальную площадь пахотных земель.

Для ВЛ 10кВ, в данном проекте, принимаем фарфоровые изоляторы ШФ-10Г, так как по своим показателям они лучше стеклянных, в частности, выдерживаемое напряжение с частотой 50Гц, выдерживаемое импульсное напряжение, по нормативной механической прочности они более приспособлены для работы на открытом воздухе.

Для крепления изоляторов на промежуточных опорах, на металлических траверсах применяют штыри типа Ш-12 и ШУ-21, ШУ-22 для промежуточных, анкерных, угловых и концевых опор.

Устанавливаем следующие типы опор:

промежуточные: П10 — 35;

концевые: К20 — 1Б.

Низковольтные линии для питания сельскохозяйственных потребителей U = 220/380 В выполняются пятипроводными с глухозаземленной нейтралью.

ВЛ 0.38кВ выполняются на железобетонных опорах с расстоянием между опорами не более 50 м. Расстояние между проводами в пролете не менее 400 мм.

Трассу ВЛ 0.38 кВ нужно прокладывать по одной стороне улицы. Можно не соблюдать это условие, в целях уменьшения количества опор, длины ВЛ, трудности монтажа.

Устанавливаем следующие типы опор:

промежуточные: П1;

концевые: К1;

ответви тельные: О1;

угловые промежуточные: УП1;

перекрестные промежуточные: ПК1.

В качестве ТП используется КТП, однотрансформаторная с трехфазным двухобмоточным трансформатором типа ТМ.

На КТП применяются следующих электрические аппараты:

разъединитель с заземляющим потоком (устанавливается на концевой опоре 10кВ);

вентильный разрядник (для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений);

предохранители;

Предохранители устанавливают во вводном устройстве ВН, обеспечивающего защиту трансформатора от многофазных коротких замыканий. Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором.

10. Расчет токов короткого замыкания Составляем расчетную схему Расчет ведем в относительных единицах Задаемся базисными значениями

S_Б=100 МВА; U_БВ=1,05; U_Н=10,5 кВ; U_БН=0,4 кВ.

Составляем схему замещения Определяем относительные базисные сопротивления Система:

Определяем сопротивление линии 10 кВ индуктивное

активное

Трансформатор:

т.к его величина очень мала ВЛ — 0,4 кВ:

Определяем результирующее сопротивление до точки К₁

Определяем базисный ток в точке К₁

7. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₁

К_У=1,2 для ВЛ — 10 кВ. ([3] стр. 182)

8. Определяем результирующее сопротивление до точки К₂

9. Определяем базисный ток в точке К₁

10. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₂

К_У=1 для ВЛ — 10 кВ.([3] стр. 182)

11. Определяем результирующее сопротивление до точки К₃

12. Определяем базисный ток в точке К₁

13. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₁

К_У=1 для ВЛ — 10 кВ. ([3] стр. 182)

14. Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах

где полное сопротивление петли.

Z_T — сопротивление трансформатора току однофазного к.з., Ом Результаты расчетов сводим в таблицу Таблица 10.1 Результаты расчета токов к.з.

11. Выбор аппаратуры подстанции

После выбора типа и мощности ТП, расчета токов короткого замыкания производим выбор оборудования ТП.

Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму токов короткого замыкания.

Составляем схему электрических соединений подстанции (Рисунок 11.1), на которой оказываем все основные электрические аппараты. Расчет сводится к сравнению каталожных величин аппаратов с расчетными.

Рисунок 11.1

В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбирабт по следующим параметрам:

Разъединители выбирают по:

номинальному напряжению: U_н >= U_н.уст.;

конструкции и роду уставок;

номинальному току: I_н >= I_р.макс.;

условию динамической устойчивости: i⁽³⁾_макс. >= i⁽³⁾_у;

условию термической устойчивости: I_t^.t >= I⁽³⁾_к^.t_ф.

Плавкие предохранители выбирают по:

номинальному напряжению: U_н >= U_н.уст.;

номинальному току плавкой вставки;

роду установки;

предельному отключающему току: I_откл. >= I⁽³⁾_к.

3. ОПН выбирают по:

номинальному напряжению: U_н >= U_н.уст.;

защитным характеристикам.

4. Автоматические выключатели выбирают по:

номинальному напряжению: U_н.авт. >= U_н.уст.;

номинальному току: I_н.авт. >= I_р.макс.;

проверке на динамическую устойчивость: I_{пред.авт.} >= i⁽³⁾_у;

Таким образом для выбора электрической аппаратуры на необходимо рассчитать следующие параметры:

максимальный рабочий ток определяется по следующей формуле:

(11.1)

Где S_н.тр. — номинальная мощность трансформатора, кВА;

U_н — номинальное напряжение трансформатора, кА;

Получаем:

фиктивное время отключения определяется следующим образом:

(11.2)

Где t_защ. — выдержка времени защиты на питающей стороне линии 10кВ, принимаем для МТЗ t_защ. = 1.2c;

t_в. — собственное время отключения выключателя, принимаем t_в. = 0.2с.

Получаем:

рабочий ток определяется следующим образом:

(11.3)

Где P — активная мощность фидера, P = 201 000Вт;

U_н — номинальное напряжение, U_н = 380В;

cos — коэффициент мощности на этом фидере, cos = 0.0,89.

Получаем:

Далее, используя полученные значения, производим выбор аппаратуры. Результаты выбора сводим в таблицы.

Таблица 11.1 Выбор разъединителя

Принимаем к установке:

разъединитель РВЗ 10/400УЗ ;

Таблица 11.2 Выбор предохранителя

Принимаем к установке:

предохранитель типа ПКТ 105−12−80−20ТЗ.

Таблица 11.3 Выбор ОПН

Принимаем к установке на КТП:

на стороне ВНОПН-110У11;

Таблица 11.4 Выбор автоматического выключателя

Принимаем к установке для КТП:

— автоматический выключательА3710Б.

12. Защита от перенапряжений и заземление

12.1 Защита от перенапряжений

Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.

Трансформаторные подстанции 10/0.38кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10кВ.

Для тупиковых ТП на вводе устанавливают вентильные разрядники FU. На ВЛ в соответствии с ПУЭ, в зависимости от грозовой активности устанавливается защитное заземление (в условиях РБ через 2 на третей опоре или через 120м), Сопротивление заземления — не более 30 Ом.

На линях с железобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.

Защита оборудования ТП со стороны ВН осуществляется вентильными разрядниками РВП-10, со стороны НН — РВН-0.5.

12.2 Заземление

Согласно ПУЭ, расстояние между грозозащитным заземлением на ВЛ — 0.38кВ должно быть не более 120 м. Заземление устанавливается на опорах ответвлений в здания, где может находиться большое количество людей, и на расстоянии не менее 50 м от конечных опор. Диаметр заземляющего провода не менее 6 мм, а сопротивление одиночного заземлителя — не более 30 Ом. Повторное заземление рабочего проводника должно быть на концах ВЛ или ответвлениях от них длиной более 200 м, на вводах в здание, оборудование которых подлежит занулению.

Сопротивление заземления ТП не должно превышать 4 Ом, с учетом всех повторных, грозозащитных и естественных заземлений.

12.3 Расчет заземления ВЛ 0.38кВ и контура КТП.

Определение расчетного сопротивления грунта для стержневых электродов.

Расчетное сопротивление грунта для стержневых электродов определяется по следующей формуле:

(12.1)

где K_c — коэффициент сезонности (таблица 27.2 [6]), принимаем K_c = 1.15;

K₁ — коэффициент учитывающий состояние земли во время измерения (таблица 27.3 [6]), принимаем K_c = 1;

_изм. — удельное сопротивление грунта, Ом/м;

Получаем:

2. Расчет сопротивления вертикального заземлителя из круглой стали.

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали определяется по следующей формуле:

(12.2)

Где l — длина заземлителя, принимаем, l = 5 м;

d — диаметр заземлителя, принимаем d = 12 мм;

h_ср — глубина заложения стержня, т. е. расстояние от поверхности земли до середины стержная: h_ср = l/2 + h' = 2.5 + 0.8 = 3.3м;

h' - глубина заглубления электрода, принимаем h' = 0.8м;

Получаем:

3. Сопротивление повторного заземлителя

При >= 100 Ом^.м сопротивление повторного заземлителя определяется по следующей формуле:

(12.3)

Получаем:

Общее сопротивление всех повторных заземлителей Определим сопротивление искусственного заземлителя

1. Определяем теоретическое число стержней Принимаем 2 стержня и располагаем их через 5 м друг от друга.

2. Сопротивление полосы связи

3. Определяем действительное число стержней Принимаем 2 стержня

4. Действительное сопротивление искусственного заземления

4. Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода Заземление выполнено правильно.

4. Расчет общего сопротивления всех повторных заземлителей.

Общее сопротивление всех повторных заземлителей определяется следующим образом:

13. Защита отходящих линий 0.38кВ

Основные аппараты защиты сетей 0.38кВ от коротких замыканий — плавкие предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0.38кВ работает с глухозаземленной нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнять в трехфазном исполнении, предохранители или расцепители автоматов устанавливать в каждой фазе. При наличии максимального расцепителя автомата в нулевом проводе он должен действовать на отключение всех трех фаз, и в этом случае допускается устанавливать два расцепителя для защиты от междуфазных коротких замыканий. В качестве устройств защиты от перегрузок используют те же аппараты, однако тепловой расцепитель автоматического выключателя действует более надежно и четко, чем предохранитель.

На вводах в трансформаторов 0.38кВ и отходящих от от КТП 10/0.38кВ линиях наибольшее применение получили автоматические выключатели типов АП50 (на ЗТП мощностью 25 …40кВА), А3100 (сняты с производства) и А3700. В ряде случаев используются блоки «предохранитель-выключатель» типа БПВ-31 … 34 с предохранителями типа ПР2. Применяемые на ЗТП автоматы АП50 2МТ30 имеют два электромагнитных и три тепловых расцепителя, а также расцепитель в нулевом проводе на ток, равный номинальному току теплового расчепителя. Автоматы А3124 … А3144 и А3700ФУЗ имеют по три электромагнитных и тепловых расцепителя, а также независимый расцепитель с обмоткой напряжения. Для защиты от однофазных замыканий в нулевом проводе устанавливают реле тока РЭ571Т, действующее на независимый расцепитель.

Для ЗТП 10/0.38кВ, оснащенных автоматическими выключателями типа А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана и выпускается промышленностью полупроводниковая защита типа ЗТИ-0.4. Защита представляет собой приставку к автомату, размещаемую под ним в низковольтном шкафу КТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

ЗТИ предназначено для защиты трехфазных четырехпроводных воздушных линий 0.38кВ с глухозаземленной нейтралью и повторными заземлениями нулевого провода от междуфазных и однофазных коротких замыканий, а также замыканий фаз на землю. Для подключения к линии ЗТИ имеет четыре токовых входа, через которые пропускаю три фазных и нулевой провода линии.

Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства» , — Мн., 1985.

Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0.38 … 10кВ сельскохозяйственного назначения, — Мн., 1984.

Будзко И.А., Зуль Н. М. «Электроснабжение сельского хозяйства» , — М.: Агропромиздат, 1984.

Нормы технологического проектирования (НТП — 85).

Каганов Т.П. «Курсовое и дипломное проектирование» , — М: Колос, 1980.

Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций» , — М.: Энергоатомиздат, 1989.

Справочник по строительству электрических сетей 0.38 — 35кВ. — М.: Энергоиздат, 1982.

Справочник по проектированию электрических сетей в сельской местности. — М.: Энергия, 1990.