Электроснабжение населенного пункта Груздовка

Таблица 9.docx

Таблица 9.1 Потери энергии в ВЛ 038 кВ
Расчетная нагрузка кВт
Число часов использования максимума ч
Время максимальных потерь ч
Активное сопротивление проводов Омкм
Потеря энергии на участке кВтч
Таблица 9.2 Потери энергии в ВЛ 10 кВ

Таблица 73.docx

Таблица 7.3 Выбор проводов по участкам ВЛ 380220 В
Предварительный расчет
Окончательный расчет

Таблица 83.docx

Таблица 8.2 Результаты расчета сети 10 кВ
Суммарная расчетная мощность
Коэффициент мощности
Максимальная полная мощность кВА
Экономическая нагрузка кВА
Предварительный расчет
Окончательный расчет

6. Схема сети 0,38.dwg

Рисунок 6.1 Схема сети 0
СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ СЕТЕЙ 0
На расчетной схеме указываем: - источник питания (ТП); - номера узлов; - расстояние между узлами
м; - шифр потребителя; - расчетную нагрузку потребителей (дневную и вечернюю).

Таблица 73.doc

Таблица 7.3 Выбор проводов по участкам ВЛ 380220 В
Предварительный расчет
Окончательный расчет

Генплан.dwg

Коммунально- бытовой или производственый объект
Воздушная линия низкого напряжения 0
Воздушная линия высокого напряжения 10кВ
Повторное заземление
Комплектная трансформаторная подстанция
Мощность трансформатора
марка и сечение провода
U=0.63%-Потеря напряжения
Наименование потребителей
Бригадный дом с залом на 100 мест
Колличество домов в группе
Номер коммунально-бытового или производственного потребителя
Схема электрической сети 0
План населенного пункта и расчетные схемы сети
БГАТУ АЭФ 22эпт группа
Магазин промтоварный
Схема электрической сети 10 кВ
Фельдшерско-акушерский пункт
Столовая с электронагрев. об-ем на 35 мест
Мельница с жерновым поставом 74
Столовая с электронагревательным оборудованием на 35 мест
Конструкция трехобмоточных маслянных трансформаторов
н.п. Груздовка М 1:2000
- патрубок для заливки масла; 2 - предохранительный клапан; 3 - ввод ВН; 4 - ввод НН; 5 - маслоуказатель; 6 - серьга для подъема трансформатора; 7 - гильза термометра; 8 - табличка; 9 - бак; 10 - зажим заземления; 11 - пробка сливная; 12 - переключатель; 13 - пробивной предохранитель.

Чертеж1.dwg

Электроснабжение.doc

Минсельхозпрод Республики Беларусь
Учреждение образования
«Белорусский государственный аграрный технический университет»
Кафедра электроснабжения
Расчётно-пояснительная записка
к курсовому проекту по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства» на тему:
«Электроснабжение населенного пункта»
Курсовой проект выполнен в объеме: расчетно-пояснительная записка на __ страницах печатного текста формата А4 таблиц - __ рисунков - __ графическая часть на 2 листах формата А1.
Графическая часть включает в себя план электрических сетей 10 и 038 кВ и расчетные схемы и конструкция трехобмоточных маслянных трансформаторов.
В данном курсовом проекте осуществлено проектирование электроснабжения населенного пункта Груздовка.
Произведен выбор проводов линии 10 кВ определено число и место расположения КТП 1004 кВ рассчитано сечение проводов линии 038 кВ по методу экономических интервалов мощностей произведен расчет токов короткого замыкания выбрано основное оборудование и аппараты защиты.
Разработаны мероприятия по защите линий от перенапряжений и рассчитано заземление сети 038 кВ.
Задание на курсовой проект
Определение числа и мощности трансформаторных подстанций__
Выбор аппаратуры подстанции
В настоящее время в сельскохозяйственном производстве электрифицировано большое число установок водоснабжения высокопроизводительных поточных агрегатов по сушке и сортировке зерна поточных линий цехов и заводов по приготовлению кормов крупных птицефабрик комплексов промышленного типа по откорму крупнорогатого скота свинарников коммунально-бытовых объектов жилых зданий и других предприятий. Агропромышленным комплексом ежегодно потребляется свыше 14% электроэнергии а по номенклатуре используемого электрооборудования сельское хозяйство занимает одно из первых мест среди отраслей народного хозяйства Республики Беларусь.
Сегодня все объекты сельского хозяйства используют электроэнергию все жилые дома в сельских населенных пунктах имеют электрический ввод. Воздушными линиями электропередачи охвачены все населенные пункты. Однако это не означает что работы по электрификации сельского хозяйства закончились – электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает появляется необходимость в реконструкции расширении линий электропередачи внедрении новейшего оборудования взамен устаревшего.
Несмотря на некоторые положительные результаты достигнутый уровень электрификации сельского хозяйства и объём электропотребления не отвечает современным требованиям. Энерговооружённость труда в сельскохозяйственном производстве значительно ниже чем в промышленности. Поэтому 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 всей территории низкое качество электроэнергии требования повышенной надежности.
Таким образом можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.
Студенту 63 зкэ группы.;
Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом 1550 кВт·ч;
Тип потребительской подстанции – КТП;
Сопротивление грунта ρ=210 Ом·м;
Коммунально-бытовые и производственные потребители в таблице 1.1
Таблица 1.1 Коммунально-бытовые и производственные потребители
Мельница с жерновым поставом 74
Бригадный дом с залом на 100 мест
Фельдшерско-акушерский пункт
Столовая с электронагревательным оборудованием на 35 мест
Магазин промтоварный
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем в масштабе план населенного пункта Груздовка и располагаем на плане производственные нагрузки и группируем все коммунально-бытовые потребители присваиваем номера группам.
Определим нагрузки на вводах к потребителям.
Нагрузку на вводе в жилой дом определяем по номограмме (рисунок 1.1 [1]) исходя из существующего годового потребления электроэнергии на седьмой расчётный год. При годовом потреблении 1550 кВт·чдом расчетная нагрузка на вводе составляет кВтдом.
Определим расчетную нагрузку уличного освещения:
где – удельная мощность зависящая от ширины улицы и вида покрытия (таблица 1.2 [1]) Втм;
Принимаем Втм для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий и шириной проезжей части 5-7 м.
Определяем суммарную расчетную активную нагрузку всего населенного пункта. Для этого делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определяем расчетную нагрузку каждой группы.
Первая группа: жилые дома (125 домов).
Расчетная нагрузка для дневного максимума:
где – коэффициент одновременности определяется в зависимости от количества и типа потребителей (таблица 1.13 [1]);
– количество жилых домов;
– коэффициент дневного максимума. Для производственных потребителей для бытовых потребителей (дома без электроплит) .
Расчетная нагрузка для вечернего максимума:
где – коэффициент вечернего максимума. Для производственных потребителей для бытовых потребителей (дома без электроплит) .
Вторая группа: столярный цех мельница гречерушка.
Третья группа: бригадный дом с залом на 100 мест фельдшерско-акушерский пункт (5) столовая магазин промтоварный фельдшерско-акушерский пункт (8).
Определим расчетную нагрузку на шинах ТП без учёта уличного освещения. Суммируем расчетные нагрузки дневного максимума всех трех групп.
Суммируем расчетные нагрузки всех трех групп для вечернего максимума:
где – большая из нагрузок кВт;
– добавка соответствующая меньшей нагрузке (таблица 1.15 [1]).
Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки так как он больший.
С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП:
Таблица 2.1 Электрические нагрузки производственных общественных и коммунально-бытовых потребителей.
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности. Для жилых домов Коэффициент мощности отдельных потребителей определяем из таблицы 1.6 [1].
Определяем полную расчетную нагрузку на шинах ТП для дневного и вечернего максимумов:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ 038 кВ
Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы –5% а при нагрузке 25% за пределы +5% от номинального.
Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0.38кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.
Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора.
Определяем отклонение напряжения:
где – отклонение напряжения при 100% и 25% нагрузке %;
– потеря напряжения при 100% и 25% нагрузке %;
– надбавки при 100% и 25% нагрузке %.
Для нашего случая имеем отклонение напряжения у потребителя:
где – отклонение напряжения у потребителя %;
– отклонение напряжения на шинах 10 кВ %;
– падение напряжения в линии 10кВ %;
– надбавка трансформатора 1004 кВ %;
– падение напряжения в трансформаторе 1004 кВ %;
– падение напряжения в линии 038кВ (складывается из падений во внешних и внутренних сетях) %.
Таблица 3.1 Отклонения и потери напряжения
Шины питающей подстанции
Трансформатор 10038 кВ:
-потери во внутренних сетях
-потери во внешних сетях
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Определяем число трансформаторных подстанций для населенного пункта Груздовка. Так как наш поселок не является протяженным имеющим равномерно распределенную нагрузку то приближенное число ТП можно определить по следующей формуле:
где – площадь населенного пункта км2;
- допустимая потеря напряжения в сети напряжением 038 кВ (из таблицы 3.1).
Принимаем одну трансформаторную подстанцию.
Определяем мощность трансформатора по полной расчетной нагрузке. Принимаем S=100 кВА.
Принимаем трансформатор типа ТМ-160-1004 с параметрами:
Рх=051 кВт Рк=265 кВт Uк=45%.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
На плане населенного пункта намечаем трассы ВЛ 380220 В. Разбиваем их на участки длиной не более 100 м группируем однородные потребители и присваиваем им номера.
Для определения места расположения ТП на план населенного пункта наносим оси координат и определяем координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.
Расчетная нагрузка группы из трех жилых домов:
Расчетная нагрузка группы из четырех жилых домов:
Расчетная нагрузка группы из пяти жилых домов:
Расчетная нагрузка группы из шести жилых домов:
Расчетная нагрузка группы из семи жилых домов:
Результаты расчетов сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 Результаты расчета нагрузок отдельных потребителей и однородных групп и их координаты
Координаты нагрузок м
Коэффициенты мощности
Определяем центр нагрузок:
где – координаты центра нагрузки групп м;
– расчетная нагрузка потребителей или их групп кВт.
Так как нагрузки вечернего максимума большие расчет координат подстанции ведем по вечернему максимуму.
Площадку под строительство ТП выбираем на незаселенной местности с координатами Х=250 м У=380 м.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 038 кВ
Определим нагрузки на участках низковольтной линии пользуясь расчетной схемой сети. Для этого производим суммирование расчетных нагрузок отдельных потребителей и групп.
Нагрузку однородных потребителей определяем по формуле (2.2) а если нагрузка смешанная – по формуле (2.5).
Произведем расчет третьего фидера.
Активная нагрузка для:
- дневного максимума:
- вечернего максимума:
Коэффициент мощности на участке для:
Полная нагрузка для:
Так как нагрузки однородные и не отличаются по величине более чем в 4 раза то суммирование производим с учетом коэффициента одновременности.
Аналогично рассчитываем остальные фидеры трансформаторной подстанции. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 Расчетная нагрузка на участках линии 380220 В.
Номера расчетных участков
Коэффициент мощности на участке
Коэффициент одновременности
Расчетную нагрузку уличного освещения на участках линии напряжением 380220 В определяем по формуле (2.1). Результаты расчетов занесем в таблицу 7.1.
Уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок отходящих от ТП линий.
Так как расчетная нагрузка в вечерний максимум выше то расчет мощности ТП ведем по вечернему максимуму.
Активная нагрузка ТП с учетом уличного освещения:
Определим значение коэффициента мощности ТП:
Определяем полную расчетную мощность ТП:
Производим выбор сечения проводов линии 038 кВ по экономическим интервалам нагрузок.
Определяем эквивалентную мощность на участках:
где – наибольшая расчетная полная мощность на участке кВА;
– коэффициент динамики роста нагрузок. Для вновь сооруженных сетей когда проектная нагрузка достигается на 5-7 год .
Произведем расчет для первого фидера.
Аналогично рассчитываем остальные участки и остальные фидеры и результаты расчетов сводим в таблицу 7.3.
По таблице экономических интервалов нагрузок (таблица 2.25[1]) при толщине стенки гололеда (второй район климатических условий) по значениям эквивалентной мощности находим предварительное число и марку проводов для всех участков линии. Например для участка 4-9 следовательно принимаем предварительно провод 3хА-25+А-25. Аналогично выбираем провода для остальных участков линии и результаты выбора сводим в таблицу 7.3.
Пользуясь номограммой (рисунок 2.4[1]) определяем потери напряжения на участках по формуле:
где – удельное значение потерь %(кВАкм);
– полная мощность на участке кВА;
Аналогично определяем потери напряжения на остальных участках и результаты сводим в таблицу 7.3.
Потери напряжения от начала линии равны сумме потерь на последовательно соединенных участках. Полученные значения сравнивают с допустимой потерей напряжения.
В конце линии Л1 (участок 0-16):
В конце линии Л1 (участок 0-19):
В конце линии Л1 (участок 0-13):
В конце линии Л1 (участок 0-9):
В конце линии Л2 (участок 0-3):
В конце линии Л2 (участок 0-20):
В конце линии Л2 (участок 0-5):
В конце линии Л3 (участок 0-35):
В конце линии Л3 (участок 0-31):
В конце линии Л3 (участок 0-28):
Так же на всех участках линий на которых по нагрузке и потере напряжения проходят провода марки А-16 принимаем провода марки А-25 так как А-16 не рекомендуется применять по механической прочности.
Результаты выбора сводим в таблицу 7.3.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 10 кВ
Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети определяем максимальные нагрузки.
Расчетные нагрузки для линий 10 кВ определяем путем суммирования нагрузок подстанций 1004 кВ. Если нагрузки подстанций отличаются по величине не более чем в 4 раза суммирование проводим с учетом коэффициента одновременности (таблица 1.23[1]).
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле (2.6). Коэффициент мощности i-го потребителя определяем по номограмме (рисунок 1.5 [1]) в зависимости от соотношения . Значения для населенных пунктов сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 Значения коэффициентов мощности населенных пунктов
Номер населенного пункта
Рассчитанные значения сводим в таблицу 8.2.
Производим выбор сечения проводов линии 10 кВ. Определяем эквивалентную мощность на участках.
Аналогично определяем эквивалентную мощность на остальных участках и результаты сводим в таблицу 8.2.
В целях удобства монтажа и эксплуатации воздушной линии 10 кВ используем не более 3-4 сечений.
Толщина слоя гололёда b=5 мм. Район по гололеду II.
Выберем провода для участков линии.
Участок И-1. Интервал экономических нагрузок 365-630 кВА. Выбираем провод АС35.
Аналогично предварительно выбираем сечения проводов для других участков. Результаты выбора сводим в таблицу 8.2.
Пользуясь номограммой (рисунок 2.5[1]) определяем потери напряжения на участках линии 10 кВ.
Аналогично рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.2.
Потери напряжения от начала линии равны сумме потерь на последовательно соединенных участках до самого удаленного потребителя от источника питания. В нашем случае удаленными точками являются точки 2 10 5 7.
Падение напряжения на участке И-10:
Падение напряжения на участке И-7:
Падение напряжения на участке И-6:
Падение напряжения на участке И-5:
Как видно из расчета отклонения напряжения при 100%-й нагрузке у потребителей выходят за пределы допускаемые по нормам (5%). Поэтому на ряде участков лини заменяем провода так чтобы отклонения напряжения не выходили за пределы допускаемых. На всех участках заменяем провода АС-25 на АС-35. На участках И-1 1-2 2-3 заменяем провод АС-35 на АС-50.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ
Определяем потери энергии в сетях 038 кВ.
где – полная мощность на участке кВА;
– удельное электрическое сопротивление проводов (приложение 3[1]) Омкм;
– время максимальных потерь ч.
В зависимости от расчетной нагрузки на участках определяем число часов использования максимальной нагрузки (таблица 1.17[1]). Полученные значения сводим в таблицу 9.1.
По графику зависимости времени потерь от времени использования максимальной нагрузки (рисунок 5.3[1]) определяем время потерь для участков. Определяем потери энергии для участка 0-14:
Аналогично определяем потери энергии на остальных участках линии 038 кВ и результаты сводим в таблицу 9.1.
Далее определим потери энергии в линии 10 кВ. Расчеты ведем аналогично расчетам для линии 038 кВ.
Аналогично определяем потери энергии на остальных участках линии 10 кВ и результаты сводим в таблицу 9.2.
Определяем годовые потери электрической энергии в трансформаторах:
где – потери к.з. в трансформаторе кВт;
– потери холостого хода в трансформаторе кВт;
– максимальная полная нагрузка трансформатора кВА;
– номинальная мощность трансформатора кВА;
Определяем общие потери в ВЛ 10 кВ ВЛ 038 кВ и в трансформаторе:
КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ И ТП
Распределительные сети 10 кВ выполняем 3-х проводными с изолированной нейтралью. ВЛ 10 кВ выполняем на железобетонных опорах.
Трасса линии 10 кВ должна проходить вдоль железных дорог проезжих дорог полезащитных полос по границам полей оросительных и осушительных каналов иметь по возможности наименьшую длину и занимать минимальную площадь пахотных земель.
Для ВЛ 10 кВ принимаем фарфоровые изоляторы ШФ–10Г так как по своим показателям они лучше стеклянных в частности выдерживают напряжение с частотой 50 Гц и 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 380220 В выполняем пятипроводными с глухозаземленной нейтралью.
ВЛ 038 кВ выполняем на железобетонных опорах с расстоянием между опорами не более 50 м. Расстояние между проводами в пролете не менее 400мм.
Трассу ВЛ 038 кВ нужно прокладывать по одной стороне улицы. Можно не соблюдать это условие в целях уменьшения количества опор длины ВЛ трудности монтажа.
-ответви тельные: О1;
-угловые промежуточные: УП1;
-перекрестные промежуточные: ПК1.
Данные по арматуре ВЛ 038 кВ сведены в таблицу 9.1.
Таблица 10.1 Изоляторы и крюки для крепления проводов линии 038кВ.
Марка и сечение провода
Для крепления проводов ответвлений и магистрали.
В качестве ТП используется КТП однотрансформаторная с трехфазным двухобмоточным трансформатором типа ТМ.
На КТП применяются следующие электрические аппараты:
-разъединитель с заземляющим потоком (устанавливается на концевой опоре 10кВ);
-ОПН (для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений);
Предохранители устанавливают во вводном устройстве ВН обеспечивающего защиту трансформатора от многофазных коротких замыканий. Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Пользуясь схемами сетей 10 кВ и 038 кВ составляем расчетную схему токов короткого замыкания для самого удаленного участка населенного пункта Груздовка (0-28).
Рисунок 11.1 Расчетная схема.
На основании расчетной схемы составляем схему замещения на которой для каждого элемента указываем его сопротивление.
Рисунок 11.2 Схема замещения.
Расчет ведем в относительных единицах. Задаемся базисными значениями:
Определяем относительные базисные сопротивления.
Определяем сопротивление ВЛ 10 кВ:
где - удельное активное и индуктивное сопротивление линии Омкм;
- базисное напряжение кВ.
где - напряжение короткого замыкания трансформатора %;
- номинальная мощность трансформатора МВА.
Определяем сопротивление ВЛ 038 кВ:
Определяем результирующее сопротивление до точки К1.
Полное результирующее сопротивление:
Определяем результирующее сопротивление до точки К2.
Определяем результирующее сопротивление до точки К3.
Определяем базисные токи в точках короткого замыкания:
Определяем токи и мощность короткого замыкания в точках к.з.
Трехфазный ток короткого замыкания:
Двухфазный ток короткого замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где - ударный коэффициент. При к.з. в сетях 10 и 038 кВ .
Мощность трехфазного короткого замыкания:
Однофазный ток короткого замыкания определяем в именованных единицах:
где - полное сопротивление петли «фаза-ноль» Ом;
- сопротивление трансформатора току однофазного к.з. Ом.
ВЫБОР АППАРАТУРЫ ПОДСТАНЦИИ
Производим выбор аппаратуры 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 на которой указываем все основные электрические аппараты.
Рисунок 11.1 Схема электрических соединений подстанции.
В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбираются по следующим параметрам:
Выбор разъединителя.
Разъединитель выбираем из таблицы 18.34 по следующим условиям:
где - номинальное напряжение аппарата кВ;
- номинальное напряжение установки кВ.
где - номинальный ток разъединителя А;
– максимальный рабочий ток А.
где номинальная мощность трансформатора кВА;
- номинальное напряжение трансформатора кВ.
Проверяем на устойчивость при к.з.:
где - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. кА.
где - ток термической стойкости кА;
- предельное время протекания тока с;
- действующее значение установившегося тока к.з. кА;
- фиктивное время протекания тока к.з с;
- выдержка времени защиты на питающей стороне линии 10 кВ принимаем для МТЗ ;
- собственное время отключения выключателя принимаем
Принимаем разъединитель марки РЛК.2-10.IV400УХЛ1.
Выбор предохранителя.
Предохранитель выбираем по таблице 18.94 по следующим условиям:
где - номинальное напряжение предохранителя кВ;
где - номинальный ток предохранителя А;
- по предельной отключающей мощности
Принимаем предохранитель марки ПК-10Н30
Выбираем рубильник из следующих условий:
где – рабочий ток установки А.
Принимаем рубильник марки РБ-35.
Выбор автоматического выключателя.
Выбираем автоматический выключатель из следующих условий:
где - номинальное напряжение сети В.
где - максимальный рабочий ток цепи защищаемой аппаратом А.
- по номинальному току теплового расцепителя
где - номинальный ток теплового расцепителя автомата А;
- коэффициент надежности учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя принимается в пределах от 11 до 13.
- по току отсечки электромагнитного расцепителя
где – коэффициент надежности учитывающий разброс по току электромагнитного расцепителя и пускового тока электродвигателя;
- максимальный ток к.з. в месте установки автомата А.
- по предельно отключающему току
Окончательно принимаем автоматический выключатель ВА51-33 (таблица 2.19[1]).
Аналогично выбираем автоматические выключатели для всех остальных линий.
Выбор ограничителей перенапряжения.
- по номинальному напряжению
где - номинальное напряжение ограничителя перенапряжения кВ;
- номинальное напряжение сети кВ.
Принимаем ограничители перенапряжения марок ОПН-10 и ОПН-05.
ЗАЩИТА ОТ ПРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ЗАЗАЕМЛЕНИЕ
Защита от перенапряжений.
Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.
Трансформаторные подстанции 10038 кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10 кВ. Но в настоящее время все большее применение находят ограничители перенапряжений (ОПН) которые представляют собой высокое нелинейное сопротивление.
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 заземляющего устройства – не более 30 Ом и в целом не более 10 Ом. На линях с железобетонными опорами крюки штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.
Защита оборудования ТП со стороны ВН осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-10 со стороны НН – ОПН-05.
На ВЛ до 1 кВ с заземленной нейтралью должны быть заземлены крюки или штыри фазных проводов и нулевого провода не реже чем через 200 м. Эти заземлители могут рассматриваться как повторное заземление нулевого провода. Такое заземление обязательно делается на опорах с ответвлением к вводу в здание где имеются большие хозяйственные ценности. Удельное сопротивление грунта ρ=210 Омм. Контур выполнен в виде четырехугольника путем заложения в грунт вертикальных стальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм соединенных стальной полосой 40×4 мм. Глубина заложения стержней 08 м полосы 09 м. При этом предыдущее заземление должно быть от концевой опоры с заземлением не более чем на 100 м. Используются стальные стержни длиной l=5м и диаметром d = 12мм.
Определяем сопротивление грунта для стержневых заземлителей:
где – коэффициент сезонности. Для РБ ;
- коэффициент учитывающий состояние грунта при измерении. При средней увлажненности принимаем .
Определяем сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали:
где - длина электрода м;
- диаметр стержня м;
- глубина заложения стержня т.е. расстояние от поверхности земли до середины стержня м.
где - глубина заглубления электрода принимаем
Определяем общее сопротивление всех повторных заземлителей:
где - количество всех повторных заземлителей присоединенных к данной сети шт.
Определяем сопротивление повторного заземлителя:
Г.И. Янукович «Электроснабжение сельского хозяйства. Курсовое и дипломное проектирование». Учебное пособие. Мн.: ИВЦ Минфина 2010;
Г.И. Янукович «Расчет линий электропередачи сельскохозяйственного назначения». Учебное пособие. Мн.: БГАТУ 2004.
Коганов И.Л. «Курсовое и дипломное проектирование». М.: Агропромиздат 1990;
И.А. Будзко. «Электроснабжение сельского хозяйства» М.: Агропромиздат 1990;
Г.И. Янукович. «Расчет токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов» Учебно-методическое пособие Мн.: БГАТУ 2007;
Г.И. Янукович «Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей» Мн.: Дизайн ПРО 2000.