Электроснабжение населенного пункта

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации Департамент научно-технологической политики и образования Федеральное государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования

" Красноярский государственный аграрный университет"

Энерготехнологический факультет Кафедра электроснабжения с/х Дисциплина Электроснабжение КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Электроснабжение населенного пункта Выполнил студент группы ЭТ-44

Дригота А. Г Принял доцент Костюченко Л.П.

Красноярск 2007

• Введение
• 1. Электроснабжение населенного пункта
• 1.1 Исходные данные
• 1.2 Определение электрических нагрузок, числа трансформаторных подстанций
• 1.3 Расчет электрических нагрузок
• 1.4 Выбор сечения проводов
• 1.5 Определение потерь напряжения
• 1.6 Потери энергии в электрических сетях
• 1.7 Проверка сети по условиям пуска двигателя
• 2. Электрические сети района
• 2.1 Цель разработки
• 2.2 Определение центра электрических нагрузок
• 2.3 Расчет электрических нагрузок
• 2.4 Выбор сечения проводов
• 2.5 Определение потерь напряжения
• 2.6 Потери энергии в сетях 10 кВ
• 3. Выбор электрической аппаратуры
• 3.1 Схема замещения сети и ее преобразование
• 3.2 Токи трехфазного короткого замыкания
• 3.3 Токи двухфазного короткого замыкания
• 3.4 Ударные токи короткого замыкания
• 4. Выбор высоковольтного оборудования
• 4.1 Выбор электрооборудования приведем в табличной форме
• 4.2 Выбор аппаратуры защиты в установках ниже 1000 В
• 5. Заземление
• 5.1 Расчёт заземляющих устройств
• 6. Проверка электрической сети по отклонению напряжения
• Литература

Большое значение имеет проблема электроснабжения сельского хозяйства. От ее рационального решения в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельском хозяйстве и в быту сельского населения. Поэтому первостепенная задача правильного электроснабжения заключается в доведении стоимости электроэнергии до минимальной. Этого следует добиваться при соблюдении всех требований, правил и норм, и прежде всего необходимого качества электроэнергии, то есть постоянства частоты и напряжения, а также надежности ее подачи.

Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными, не только количественными, но и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Особенно это связано с появлением сельскохозяйственных предприятий промышленного типа, в первую очередь животноводческих ферм.

Развитие сельскохозяйственного производства все в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения. Отсюда — повышение инженеров — электриков в хозяйствах.

электроснабжение высоковольтный населенный пункт

1. Электроснабжение населенного пункта

1.1 Исходные данные

Проект электроснабжения населенного пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380 В, определение расчетных нагрузок, числа, мощности и места расположения потребительских подстанций, выбор их электрической схемы и конструктивного исполнения.

В качестве исходных данных необходим план населенного пункта, сведения о потребителях, характеризующие их расчетные нагрузки и режимы потребления электроэнергии.

Таблица 1.1-Исходные данные

354 *-необходима проверка условий пуска асинхронного электродвигателя по исходным данным строим план населенного пункта (Рис.1).

1.2 Определение электрических нагрузок, числа трансформаторных подстанций

Место расположения трансформаторных подстанций определяется на практике как центр тяжести нагрузок. Электрическую нагрузку при этом рассматривают как «тяжесть», «силу», а координаты подстанции определяют по

X=?P_iX_i/?P_i, (1.1)

Y=?P_iY_i/?P_i. (1.2)

где Xi и Yi — координаты каждого потребления;

Pi — расчетная нагрузка потребителя;

n — число потребителей;

Определяем координаты трансформаторной подстанции ТП1

X_Д=1Y_Д=10,9

Определяем координаты трансформаторной подстанции ТП2

X_В=6Y_В=11,6

Рисунок 1 — План населенного пункта

1.3 Расчет электрических нагрузок

Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Рд= Ко•?Рдi, (1.3)

Рв= Ко•?Рвi. (1.4)

где Ко — коэффициент одновременности;

Рдi, Рвi — дневная и вечерние нагрузки на вводе i-ro потребителя или

i-ro участка сети;

Коэффициент одновременности для сетей напряжением 0,3 8кВ принимаются по таблице 4.1.

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1], в которой Р-меньшая из слагаемых нагрузок, а? Р — добавка к большей слагаемой нагрузки.

Р=Рд+?Р. (1.5)

где Рд — большая из слагаемых нагрузок;

Так как в населенном пункте установлены две ТП для питания производственных и бытовых потребителей, расчет нагрузки для последних произвожу по вечернему максимуму нагрузки, а производственные объекты по дневному.

Расчет ТП2 линии С3

Вечерний максимум нагрузок.:

P₁₋₂= 3кВт,

Р₂₋₃= 2*3*0,75=4,5кВт,

Р₃₋₄= 3*3*0,64=5,76кВт,

Р₄₋₅= 4*3*0,6=7,2кВт,

Р₅₋₆= 5*3*0,56=8,4кВт,

Р₆₋₇= 6*3*0,51=9,18кВт,

Р₇₋₈= 7*3*0,47=9,87кВт,

Р₈₋₉= 11*3*0,41=13,5кВт,

Р₉₋₁₀= 15*3*0,37=16,65кВт,

P₁₀₋₁₁=19*3*0,35=19,95кBт,

P_11-ТП=23*3*0,33=22,77кBт.

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей на участках. Расчет полной мощности на участках линии определяется по формуле:

. (1.6)

Где Р — активная мощность;

cosц — коэффициент мощности;

Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 0,38 кВ. принимаются по таблице 4.6.

Вечерний максимум нагрузок:

.

Расчет ТП2 линии С4

Для расчета электрических нагрузок на ТП1 линии С4 решается аналогично по формулам (1.4), (1.6)

Таблица 1.2 — Расчетные мощности на участках сети 380 В

Расчет ТП1 линии С1

Для расчета электрических нагрузок на ТП1 линии С1 решается по формулам (1.5), (1.6)

Дневной максимум нагрузок Р₂₋₁= 2 кВт, Р_З-2= 15+?2= 10+ 1.2= 16,2 кВт, Р_{4 - 3}=16,2+?15=16,2+9,2=25,4кВт, Р₅₋₄=45+?25,4=45+15,9=60,9кВт, Р_5-ТП=60,9+?40=60,9+26,5=87,4, кВт.

Дневной максимум нагрузок

Расчеты показаны только для линии (С1) на трансформаторных подстанциях ТП1, а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицу 2.

В число потребителей кроме жилых домов, общественных зданий, производственных помещений и технологических процессов вне помещений включают также уличное и наружное освещение.

Определение суммарной полной мощности с учетом нагрузки на уличное освещение.

Нагрузку уличного и наружного освещения принимают из расчета 100 Вт на одно жилое помещение, 250 Вт — на одно производственное здание.

При наружном освещении сельскохозяйственных потребителей используются малые накаливания, коэффициент мощности которых равен cosц= 1 Уличное освещение: жилые здания 20*0,1= 2 кВт производственные здания 10*0,25 = 2,5 кВт Таблица 1.3 — Расчетные мощности на участках сети 380 В

Нагрузки на шинах трансформаторной подстанции ТП1 с учетом уличного освещения:

Рв тп1= 87,4+ ?47,1+?2= 87,4+30,6+1,2=119,2кВт

.

Выбираем трансформатор ТП1 — 250

Нагрузки на шинах трансформаторной подстанции ТП2 с учетом уличного освещения:

Рд тп= 32+ ?24,484+?2,5= 32+13,48+1,5=46,98 кВт

.

Выбираем трансформатор ТП = 63 кВт Таблица 1.4 — Технические данные трехфазных масляных 2-х обмоточных трансформаторов ТП1 и ТП2

1.4 Выбор сечения проводов

Сечение проводов сельских распределительных сетей выбирают по экономическим показателям с последующей оценкой по потерям напряжения. Провода и кабели по экономическим показателям выбирают для нормального рабочего режима сети.

Выбор сечения по экономической плотности тока — наиболее простой метод расчета экономически целесообразного сечения, мм², провода

(1.7)

где I_max — сила тока, протекающего по проводам линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, А;

J_ЭК — экономическая плотность тока, А/мм J_ЭК= 0,7 А/мм²;

Если потребители присоединены к линии на небольшом расстоянии один от другого, то из практических и конструктивных соображений нецелесообразно иметь на каждом участке разные сечения проводов. Одинаковое сечение провода выбирается в таком случае по всей длине с учетом поправочного коэффициента Кп, который учитывает неравномерность нагрузки по линии.

(1.8)

(1.9)

где I_max — максимальный ток наиболее загруженного участка сети (головного участка), А;

L — полная длина линии, м;

I_maxi? максимальный ток i-го участка линии, А;

Li — длина i-ro участка линии, м;

Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

^{. (}1.10)

где S — полная мощность каждого из потребителей, кВА;

U_H — номинальное напряжение, кВ;

Определяем токи на участках линии по формуле (1.10)

Расчет ТП2 линии С3.

Вечерний максимум нагрузок

.

Для остальных участков линии токи рассчитываются аналогично, результаты расчетов снесены в таблицу 1.5

Определяем поправочный коэффициент и сечение провода по формулам (1.8) и (1.9)

Вечерний максимум нагрузок

.

Выбираем провод АС-35 (по учебному пособию) Аналогично считаем сечение проводов для всех линий и заносим результаты в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 — расчетные данные

1.5 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (вначале и конце участка линии).

Расчет потерь напряжения производится для определения показаний качества электроэнергии и конкретно — отклонение напряжения от его номинального значения. Потери напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяют по формуле:

. (1.11)

где Р — расчетная активная нагрузка потребителей, кВт;

Q — реактивная мощность потребителей, квар;

U_H — номинальное напряжение, кВ;

Активное и реактивное сопротивление лини определяются по формулам:

Rл=г₀•L, (1.12)

Хл=х₀•L. (1.13)

где rо — удельное активное сопротивление, Ом / км;

хо — индуктивное сопротивление провода, Ом / км;

L — длина участка линии, м;

Потери напряжения в линии выражаем в процентах:

. (1.14)

Определяем реактивную мощность на участках линии по формуле:

. (1.15)

где S — полная мощность кВА; Р — активная мощность кВт; Расчет ТП1 линии С1. Дневной максимум нагрузок

??U_ТП-1=0,073+1,774+1,855+2,223+3,

191=9,116,.

Результаты остальных линий и вечерних максимумов нагрузок показаны в таблице 1.6.

1.6 Потери энергии в электрических сетях

Потери энергии в электрических сетях состоят из потерь энергии AW в линии и в трансформаторе.

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчета нагрузочных потерь, согласно которому потери энергии определяются по нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок. Потери мощности в трехфазной линии:

?Рмах= 3•Iмах²•Rл. (1.16)

где Iмах — максимальный ток

Rn — Активное сопротивление линии

Потери энергии определяют пользуясь понятием временных максимальных потерь т — это время в течение которого электрическая установка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери энергии как и при работе по действительному графику нагрузок. Для сельских электрических сетей:

ф = 0,69*Т _макс — 584 (1.17)

Т макс ⁼ 4500 ч — максимальное количество часов работы электрической установки

ф= 0,69*4000 — 584= 2176 часов.

Потери энергии определяем по формуле:

. (1.18)

Расчет ТП1 линии С1

Дневной максимум нагрузок:

.

Потери энергии в % определяют по формуле:

. (1.19)

где ?Wс — потеря энергии в сети трансформаторной подстанции

(1.20)

(1.21)

. (1.22)

где ?W_ТП — потеря энергии в трансформаторной подстанции

? максимальная активная нагрузка на трансформаторе

Дневной максимум нагрузок ТП1:

.

ТП2:

.

Таблица 1.6 — Результаты расчетов

Таблица 1.7 — Результаты расчетов

1.7 Проверка сети по условиям пуска двигателя

В данной работе необходимо провести проверку условия пуска электродвигателя, в населенном пункте на объекте 24 электродвигатель мощностью 16 кВт, Кп=5.

Проверка пуска осуществляется следующим образом. Вначале определяют параметры системы электроснабжения, а затем потеря напряжения при пуске двигателя определяются:

. (23)

где Zc? суммарное сопротивление элементов сети, по которым протекает ток;

Z_ЭДП.? пусковое сопротивление электродвигателя суммарное сопротивление элементов сети:

Zc= + Zt+ Zл0,38. (1.24)

где? полное сопротивление линии 10кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ;

Zл0,38 — полное сопротивление линии 0.38; Zt — полное сопротивление трансформатора;

. (1.25)

Определяем полное сопротивление линии 10 кВ:

.

Сопротивление трансформатора

суммарное сопротивление элементов сети

Zc=0,0215+ 0,0416+0,18=0,243 Ом.

Пусковое сопротивление электродвигателя

.

потеря напряжения при пуске двигателя

.

Вывод: отклонение напряжения при пуске двигателя составляет 15,7%, что укладывается в допустимые пределы (30%).

2. Электрические сети района

2.1 Цель разработки

В условиях, когда электрические сети имеются почти по всей обжитой территории страны, их проектирование для сельскохозяйственного района предполагает отыскание оптимального варианта с целью обеспечения электроэнергией новых потребителей, повышение надежности электроснабжения и улучшения качества напряжения.

Для проектирования необходимы сходные данные: план района, с указанием мест ТП и их расчетные нагрузки, сведения о климатических условиях, об источниках электроснабжения, требования потребителей к надежности электроснабжения и качеству напряжения. Координаты (х; у) населенных пунктов Схема района приведена на (рис.2)

Расчеты будут показаны только для линии (С1), а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицы.

Таблица 7 — Координаты (х; у) населенных пунктов

2.2 Определение центра электрических нагрузок

Число питающих подстанций первоначально определяют по исходным данным, позволяющим рассчитать плотность нагрузки. Месторасположение обычно намечают вблизи крупного потребителя.

Рисунок 2 — Схема сети 10 кВ

Если же крупных потребителей нет или их несколько, то центр нагрузки определяют тем же методом, что и центр нагрузки потребительских подстанций населенного пункта по формулам:

X = ?Pixi/?Pi, y = ?Piyi/?Pi.

где xi и yi — координаты каждого населенного пункта;

Pi — расчетная нагрузка населенного пункта;

Когда суммарная расчетная нагрузка одного из максимумов существенно отличается от нагрузки другого, координаты определяют по тем нагрузкам каждого потребителя, которые обеспечили наибольшую суммарную, в данном случае координаты определяем по суммарной расчетной нагрузке вечернего максимума.

Дневной максимум нагрузок

Хд= (350+8*200+8*147+9*280+10*300+10*420+12*480+13*250+13*150+13*300+14*400+16*250+16*420+17*280+18*360) /4587=12

Уд= (9*200+9*280+9*420+8*300+7*147+7*420+6*300+6*480+6*400+4*350+4*150+3*250+3*250+2*280+2*360) /4587 =5.7

Вечерний максимум нагрузок

Хв= (120+8*160+8*118+9*70+10*340+10*480+12*360+13*180

+13*320+13*230+14*160+16*200+16*120+17*80+18*140) /3078=12

Ув= (9*160+9*70+9*480+8*230+7*118+7*120+6*340+6*360+6*

160+4*120+4*320+3*180+3*200+2*80+2*140) /3078=6

Принимаем: Хд=6,5, Уд=4

2.3 Расчет электрических нагрузок

При подсчете нагрузок электрифицируемого района используются данные о дневных Р_д и вечерних Р_в нагрузках, кВт, населенных пунктов.

Таблица 2.1 — Расчетные дневные Р_д и вечерние Р_в нагрузки, кВт, населенных пунктов

Значком (*) отмечены населенные пункты с потреблением первой категории. К первой категории относят электроприемники птицефабрик, обеспечивающие основные технологические процессы, включая электрооборудование санитарно уборочного пункта и цеха убоя, а также электроприемники цехов, обеспечивающих функционирование предприятия. У электроприемников первой категории перерыв электроснабжения может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный ущерб народному хозяйству. Электроприемники и потребители на первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Второй источник питания устанавливаем резервную дизельную электростанцию 407−3-406,86 500кВт тип электроагрегата КС — 500РА (комплектная электростанция) данные взяты из таблицы 27 [2]

Расчетные нагрузки каждой группы суммируют, прибавляя к большей нагрузке надбавку, определяемую по таблице 4,5 в зависимости от значения меньшей нагрузки. К полученной сумме прибавляют надбавку от следующей группы или от единичного потребителя не вошедшего в группу.

Дневной и вечерний максимум нагрузок Линия С1 P_Д1−2= 350 кВт, Р_В1−2=120 кВт

P_Д/ Р_В=350/120=2,917

Cosцд=0,73Cosцв=0,76

Sд=479,452кВАSв=157,895кВА

P_Д2−3= 350+?300=585 кВт Р_В2−3=340+?120=430 кВт

P_Д/ Р_В=585/430=1,36

Cosцд=0,76Cosцв=0,82

Sд=769,737кВАSв=524,39кВА

P_Д3-ТП= 585+?480=967 кВт Р_В3-ТП=430+?360=713 кВт

P_Д/ Р_В=967/713=1,3

Cosцд=0,76Cosцв=0,82

Sд=1272.368кВАSв=869,512кВА Полную мощность для дневного и для вечернего максимумов вычисляют по соответствующей активной нагрузке и коэффициенту мощности.

Коэффициент мощности для линии выше 1000 В принимаем по таблице 4,7 Расчет ведем по формуле (1.6) полученные данные сносим в таблицу 2.2

Таблица 2.2 — Результаты расчетов

Определение суммарной дневной нагрузки на шинах трансформа торной подстанции:

Определяем полную мощность:

?Робщ.Д. =1550,685+?975,342+?1483,562+?1272,368=4673,685кВт

?Робщ. _В,= 980,263+?869,512+?647,368+?807,895=2875,263 кВт

?P_Д/?Р_В=4673,685/2875,263=1,625

Cosцд=0,73Cosцв=0,76

Sд=6402,308кВАSв=3783,24кВА

Stp > l, 4*Smax/2 = 1,4*6402,308/2=4481,616кВА К_{З АВ} =4481,616/6300 = 0,711< 1,4

Значит выбираем трансформаторов ТМН — 6300

Таблица 2.3 — Технические данные трансформатора ТМН — 6300/35

2.4 Выбор сечения проводов

Расчет производим пользуясь формулами (1.8), (1.9), (1.10)

Дневной максимум нагрузок.

Линии С1

.

Определяем поправочный коэффициент и сечение провода по формулам (1.8) и (1.9)

.

Таблица 2.4 — Результаты расчетов

2.5 Определение потерь напряжения

Дневной максимум нагрузок

??U_ТП-1=401,267+102,307+45,094=548,662

.

Таблица 2.5 — Результаты расчетов

2.6 Потери энергии в сетях 10 кВ

Дневной максимум нагрузок линии С1

.

Таблица 2.6 — Результаты расчетов

3. Выбор электрической аппаратуры

3.1 Схема замещения сети и ее преобразование

Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

S_K.3=1600MB*A,

L_прис=25KM

Принимаем: Sб = 100 MBA

1) Определим сопротивление энергосистемы

(3.1)

Поскольку значение сопротивления энергосистемы незначительно, то в дальнейших расчетах им можно пренебречь.

2) Определим сопротивление в линиях электропередачи 37 кВ

(3.2)

(3.3)

Базисное сопротивление на остальных участках воздушной линии 10 кВ и 0.4 кВ определим аналогично. Результаты сопротивлений внесем в таблицу 3.1 и обозначим на схеме замещения

Рисунок 3.1 — Расчетная схема сети

Рисунок 3.2 — сема замещения сети

Определим базисное сопротивление трансформатора.

где ?Ркз, Uкз, Sh - паспортные данные трансформатора. ТП (ТМН — 6300кВА 37/10.5кВ):

Остальные базисные сопротивления трансформаторов приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 — Сопротивление участков сети

результирующие сопротивления до соответствующих точек к. з.:

Z_рез К1=X1+Z1

+ Z2=j0,0625+0,767+j0,623+0,117+j1,184=0,884+j1,869=2,067 Ом

Z_рез. K2=Z_peз. K1+ Z4=0,884+j1,869+2,67+j2,165=3,554+j4,034=5,376 Ом,

Z_рез. K3= Z_рез. K2+ Z5=3,554+j4,034+0,076+j0,062=3,63+j4,096

=5,473 Ом, Z_рез. K4= Z_рез. K2+ Z6=3,554+j4,034+6,72+j

25,116 =10,274+j29,15=30,907 Ом,

Z_рез. K5= Z_рез. K3+ Z7=3,63+j4,096+32,25+j63,733=35,88+j67,82

9=76,734 Ом,

Z_рез. K6= Z_рез. K4+

Z8=10,274+j29,15+151,9+j18,2=162,174+j47,35=168,945Ом,

Z_рез. K7= Z_рез. K4

+ Z9=10,274+j29,15+173,6+j20,8=183,874+j49,95=190,538 Ом,

Z_рез. K8= Z_рез. K5+ Z10=35,88+j67,829+69,575+j25,3=105,455+j93,129

=140,690 Ом,

Z_рез. K9= Z_рез. K5+ Z11=35,88+j67,829+69,575+j25,3=105,455+j93,129

=140,690 Ом.

3.2 Токи трехфазного короткого замыкания

Базисные токи:

,

.

Токи трехфазного короткого замыкания в расчетных точках

,

,

,

,

,

,

,

,

.

3.3 Токи двухфазного короткого замыкания

.

3.4 Ударные токи короткого замыкания

Ударные коэффициенты:

Считаю по формуле:

.

Таким образом, рассчитываю все ударные коэффициенты

Ударные токи короткого замыкания:

4. Выбор высоковольтного оборудования

4.1 Выбор электрооборудования приведем в табличной форме

Таблица 4.1 — Выбор выключателя и разъединителей отходящей линии 10 кВ

Таблица 4.2 — Выбор измерительных трансформаторов тока отходящей линии 10 кВ

Таблица 4.3 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов

.

Допустимое сопротивление проводов

.

Для подстанции 35/10 кВ применяем контрольный кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 50 м, трансформаторы соединены в полную звезду, поэтому, тогда сечение

.

Принимаю три контрольных кабеля АКРВГ с жилами сечения 4 мм Фактическое сопротивление проводов получим равным

.

Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока

.

Таблица 4.4 — Выбор измерительных трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ подстанции

Таблица 4.5 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Выбор высоковольтного предохранителя Для защиты со стороны высшего напряжения трансформаторов напряжения применяют предохранители ПКТ.

Таблица 4.6 — Выбор высоковольтного предохранителя на ТП 10/0,4 кВ

Таблица 4.7 — Выбор разъединителей линии 10 кВ на ТП 10/0.4 кВ

Также устанавливаем ОПН 10 кВ

4.2 Выбор аппаратуры защиты в установках ниже 1000 В

Выбор автоматов

Выбор типа автомата.

Выбор номинального тока автомата по условию: .

Выбор номинального тока расцепителей автоматов электромагнитнго () и теплового () по условию:, .

4. Проверка по току срабатывания (уставки) электромагнитного расцепителя, где — ток срабатывания электромагнитного расцепителя.

.

где? кратность срабатывания электромагнитного расцепителя по каталогу;

Таблица 4.8 — Выбор автоматических выключателей

5. Заземление

Заземление электроустановок — это преднамеренное соединение электроустановок с заземляющим устройством с целью электробезопасности и обеспечения нормальной работы системы в выбранном режиме.

Различают рабочее, защитное и заземление молниезащиты.

Все системы заземления различного назначения объединяются между собой в общую систему заземления подстанции, что позволяет уменьшить суммарное сопротивление заземления и затраты на заземляющее устройство.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлитель может состоять из одного или нескольких вертикальных и горизонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивление общей системы заземления подстанции должно удовлетворять требованиям к заземлению того электрооборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства.

Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители.

В качестве естественных заземлителей используют водопроводные трубы, металлические трубопроводы, проложенные в земле, обсадные трубы скважин, металлические и железобетонные конструкции зданий, находящиеся в соприкосновении с землёй, свинцовые оболочки кабелей, заземлители опор воздушных линий и др.

Естественные заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее чем двумя проводниками в разных точках.

В качестве искусственных заземлителей применяют прутковую круглую, угловую, трубную и полосовую сталь. Количество заземлителей (стержней) определяется расчётом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения.

Размещение искусственных заземлителей производится так, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории открытого распределительного устройства (ОРУ) подстанции прокладывают заземляющие полосы на глубине 0,5 — 0,8 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, т. е. образуется заземляющая сетка, к которой присоединяется заземляющее оборудование.

Требования к расчету защитного заземления зависят от режима работы нейтралей электроустановок.

5.1 Расчёт заземляющих устройств

Заземляющее устройство рассчитываю для первой ТП 1мощностью 250 кВа. Сопротивление грунта принимаю 150 Омм.

Расчётное сопротивление грунта определяется

. (5.1)

где с — удельное сопротивление грунта, Омм;

к_с — сезонный коэффициент;

Простые заземляющие устройства рассчитываются по следующим формулам: для вертикального трубчатого электрода

(5.2)

где I — длина заземлителя, м;

d — диаметр заземлителя, м;

t — глубина заложения заземлителя (для вертикальных электродов расстояние от поверхности земли до середины электрода), м;

Для снижения общего сопротивления заземляющей установки в грунт

забивают несколько вертикальных электродов, а для выравнивания потенциалов по территории подстанции связывают их стальной полосой.

Ом•м, (5.3)

Ом•м. (5.4)

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали (длина стержня 5 м, диаметр 0,016 м, глубина заложения 0,8 м).

Ом. (5.5)

Требуемое сопротивление заземляющего устройства

Ом•м. (5.6)

К заземляющему устройству присоединена нейтраль обмотки трансформатора, поэтому сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом.

Сопротивление повторного заземления Rз не должно превышать 30 Ом при ррдсч ⁼ 100 Ом•м и ниже. При Ррасч > 10О Ом•м ПУЭ разрешает увеличивать сопротивление повторного заземления до

Ом•м. (5.7)

Для повторного заземления принимаем один стержень длиной 5 м и диаметром 16 мм, сопротивление которого 58,7 < 81 Ом. Общее сопротивление всех повторных заземлений

Ом, (5.8)

Ом, (5.9)

9,7<27

Определяю расчётное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учётом повторных заземлений

Ом. (5.10)

Определяю теоретическое число стержней

Ом. (5.11)

Принимаю 8 стержней и располагаю их в грунте на расстоянии 2,5 м друг от друга по контуру подстанции. Длина полосы связи 2,5•8 = 20 м. Определяем сопротивление полосы связи по формуле (12.4)

Ом (5.12)

при n = 9, a/1 = 2,5/5 = 0,5, зв = 0,52 (табл.12.4) и зг = 0,34 (табл.12.5). Тогда действительное число стержней по формуле (12.14) [8]

. (5.13)

С учетом повторных заземлений

(5.14)

6. Проверка электрической сети по отклонению напряжения

Проверку отклонений напряжения выполняют с учетом его регулирования путем переключений ответвлений обмоток трансформаторов (РПН и ПБВ) по таблице, которую составляют не менее чем для двух ТП (ближайшей и удаленной), питающихся от проектирующей линии. Отклонения рассчитывают для двух режимов: максимальной нагрузки (100%) и минимальной (25%). В таблице все напряжения приводят в процентах по отношению к номинальному. При проверке отклонений напряжения в после аварийных режимах следует помнить, что допустимое напряжение на зажимах потребителей в этом случае может быть снижено на 5%.

Таблица 6? отклонений напряжения

1. Проектирование систем сельского электроснабжения: Учеб. Пособие.2-е изд., и доп. / Л. П. Костюченко, А. Б. Чебодаев; Краснояр. гос. аграр. ун-т. — Красноярск, 2005. — 184 с.

2. Электроснабжение сельского хозяйства: Учеб. — метод. пособие для самостоятельной работы / Л. П. Костюченко. Краснояр. гос. аграр. ун-т. — Красноярск, 2002. — 64 с.

3. Электроснабжение: Учебное пособие. / Л. П. Костюченко, А. Б. Чебодаев; Краснояр. гос. аграр. ун-т. — Красноярск, 2006. — 347 с.

4. Электроснабжение сельского хозяйства/ И. А. Будзко, Т. Б. Лещинская, В. И. Сукманов. — М.: Колос, 2000. — 536с.

5. www. sintez-electro.ru

6. Комаров, Д. Т. Резервные источники электроснабжения сельскохозяйственных потребителей / Д. Т. Комаров, Н. Ф. Молоснов — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 88 с.

7. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

8. Алиев, И.И. электротехнический справочник/ И. И. Алиев; 4-е изд., испр. — М.: РадиоСофт, 2001 — 380 с.