Електропостачання населеного пункту з корівником на 600 голів на базі підстанції 35-10/0. 4 кВ

КУРСОВА РОБОТА з дисципліни: «Основи електропостачання»

на тему:

Електропостачання населеного пункту з корівником на 600 голів на базі підстанції 35−10/0.4 кВ

Зміст

Вступ

1. Характеристика об'єкта проектування

2. Підрахунок електричних навантажень у населеному пункту

3. Визначення допустимої втрати напруги

4. Вибір трансформаторної підстанції

5. Електричний розрахунок проводів ПЛ-0,38 кВ

5.1 Групування навантажень і складання розрахункових схем

5.2 Вибір проводів при сумарних наведених економічних затратах з перевіркою їх на втрату напруги

6. Перевірка мережі на коливання напруги при пуску електродвигуна

7. Електричний розрахунок проводів вуличного освітлення

8. Конструктивне виконання ПЛ-0,38 кВ

9. Розрахунок трифазних струмів короткого замикання

10. Перевірка ліній за умовами спрацювання захисту від однофазних струмів короткого замикання

11. Вибір обладнання ТП

12. Розрахунок заземлення трансформаторної підстанції

Висновок

ВСТУП

Сучасна аграрна політика спрямована на інтенсифікацію сільськогосподарського виробництва за рахунок впровадження сучасних досягнень науки і техніки, нових технологій, застосування різних форм організації праці та власності, скорочення втрат продукції на всіх стадіях агропромислового виробництва, створення необхідної бази для зберігання й переробки сільськогосподарської сировини.

Розвиток сільського господарства тісно пов’язаний з електро-механізацією й автоматизацією виробничих процесів. Першочергова увага повинна приділятись розробці і впровадженню нової системи машин, підвищенню надійності електропостачання, довговічності технологічного й електричного обладнання, економному використанню енергоресурсів та електроенергії.

Завдяки електромеханізації й автоматизації технологічних процесів знижується трудомісткість робіт, підвищується продуктивність праці та знижується собівартість продукції.

Через специфічні особливості виробничої атмосфери, порушення умов монтажу та експлуатації електрообладнання у тваринництві та птахівництві щорічно виходять з ладу близько 20% електродвигунів, 17% електромагнітних пускачів і 15% автоматичних вимикачів. Строк служби комутаційних апаратів не перевищує п’яти років, при цьому частота відмов у 2−2,5 раза більша, ніж у аналогічних апаратів на промисловості.

Довговічну роботу електрообладнання можна забезпечити за високого рівня організації експлуатації, своєчасного та якісного проведення технічних обслуговувань і поточних ремонтів.

Проектування електроприводів, електротехнологічних, освітлювальних й опромінювальних установок, автоматизації технологічних процесів повинно базуватись, перш за все, на максимальному використанні вже діючих перевірених практикою наукових та інженерних рішень технічних проблем, їх економічному аналізі, оцінці умов застосування та можливості вдосконалення і модернізації.

1. Характеристика об'єкта проектування

Даний об'єкт електрифікації знаходиться в центральній частині України де місцевість рівнинна, клімат помірно-континентальний. Переважна частина ґрунтів чорнозем, відносний опір якого становить 100 Ом/м². Згідно даних метеорологічних служб середньорічна температура району влітку +16С, взимку -16С, максимальна температура влітку + 31С, взимку -27С.

Регіон відноситься до І району по товщині стінки ожеледі, товщина складає 5 мм. Тому мінімальний переріз провода становить 20 мм.

Кількість грозових днів 80 у рік. Вибираємо проводи марки АC-30 з перерізом min=30 mm, max=35 mm.

Відстань між опорами в прольоті приймаємо 30 м, відстань між проводами 600 мм, стріла провисання до 1,2 м відповідно до [Л1]. Вибираємо залізобетонні опори. Район відносять до І типу по вітру. Максимальний швидкісний напір вітру 21 день/рік швидкість вітру V_max =18 м/с.

Проаналізувавши всі фактори можна зробити висновок, що найдоцільніше буде використати для енергозабезпечення даного об'єкту традиційну схему електромережі, тобто постачання від підстанції 110/10 кВА. Потужність підстанції становить 2*1600 кВА. До об'єкта прокладено ПЛ напругою 10 кВ, довжина лінії 7 км, яка виконана проводом марки АС-70.

Це найоптимальніший варіант, особливо зважаючи на те, що ПЛ напругою 10 кВ буде прокладатися по рівнинній місцевості, де немає особливо великих лісових насаджень, що зумовить порівняно невеликі економічні затрати на будівництво ПЛ. Також прокладання ПЛ в такій місцевості в подальшому не призводитиме до значних витрат на обслуговування лінії, що в свою чергу зменшить строки окупності. На території об'єкта розміщуємо необхідну кількість трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ для живлення комунально-побутових та промислових споживачів, які розраховані на напругу 380/220 В.

Від електричних мереж в сільському господарстві живиться велика кількість різноманітних споживачів електроенергії, під якими розуміють приймач чи групу приймачів електроенергії, об'єднаних технологічним процесом і розміщених на певній території.

В сільському районі знаходяться такі споживачі електроенергії:

а) Житлові будинки б) Школа, клуб, магазин, ветпункт, лазня, їдальня, фельдшерсько-акушерський пункт, хлібопекарня.

в) Корівник, свинарник, гараж, пташник, майстерня, пилорама, столярна, картоплесховище, зерносховище, фуражний сарай з дробаркою.

Усі електроспоживачі, які наявні на об'єкті електрифікації поділяються на категорії надійності електропостачання. Споживачі в даному районі за надійністю електропостачання відносяться до ІІІ категорії.

ІІІ категорія електроприймачів, для яких перерва допускається не більше ніж 24 години. Відносяться: житлові будинки, клуб, школа, фельдшерсько-акушерський пункт, магазин, столова, ветпункт, баня, корівник, свинарник, пташник, гараж, майстерня, столярна, картоплесховище, зерносховище, пилорама, фуражний сарай з дробаркою.

2. Підрахунок електричних навантажень у населеному пункті

Таблиця 1

Відомості про навантаження споживачів

Після заповнення таблиці 1 визначаємо окремо сумарні навантаження споживачів населеного пункту.

Активне навантаження денного максимуму Р_д, кВт, визначається РД = КО

РД = 0,27*723 = 195,2 (кВт)

Реактивне навантаження денного максимуму Q_д, квар,

QД = 0,27*520 = 140,4 (квар)

Повне навантаження денного максимуму S_д, кВА,

SД = = 238 (кВА)

Активне навантаження вечірнього максимуму Р_в, кВт,

= 0,27*680 = 183,6 (кВт)

Реактивне навантаження вечірнього максимуму Q_в, квар,

= 0,27*330 = 89,1 (квар)

Повне навантаження вечірнього максимуму Sв, кВА,

= = 204,1 (кВА)

де к_о — коефіцієнт одночасності, таблиця 1;

Р_ід, Р_і, Р_ід, Q_ів — активне і реактивне навантаження, кВт, кВАр.

3. Визначення допустимої втрати напруги мережі 0,4 кВ

Рис. 1. Схема мережі 10−0,38 кВ Визначаємо (відсоток) відхилення напруги на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ за формулами

= 2−1+2 = 3%

= 3−4+2 = 1%

де , — відповідно відхилення напруги на шинах 0,4кВ за мінімального та максимального навантаження, %;

— відповідно відхилення напруги на шинах 10 кВ ТП в режимі мінімального та максимального навантаження, %;

Ет, — надбавка напруги за рахунок відгалуження обмоток силового трансформатора типу ТМ з ПБЗ (0%, 5%, 7,5%, 10%), яка вибирається за умови, щоб відхилення напруги на затискачах споживачів за мінімального та максимального навантаження були не більше ± 5%;

; - втрата напруги в трансформаторі відповідно для режиму 25% та 100% навантаження. Допустима втрата напруги зовнішньої та внутрішньої мережі 0,38 кВ визначається за формулою:

%

Згідно з нормами технічного проектування, для внутрішніх мереж 0,38/0,22 кВ допустима втрата напруги приймається 1−1,5%.

Таким чином, допустима втрата напруги при проектуванні лінії 0,38 кВ становить 5 — 4,5%.

Величина допустимої втрати напруги в мережі 0,38 кВ використовується під час визначення таких величин:

— допустимої довжини розподільної лінії у споживачів, в якої відхилення напруги не перевищують допустимих норм 5%;

— перерізу проводів повітряних ліній електропередачі 0,38 кВ;

— типу силового трансформатора (ТМ з ПБЗ або ТМН з РПН) та вибору закону регулювання напруги.

Розрахунок радіуса електро передачі схеми електропостачання підприємства

Визначаємо радіус електропередачі:

R U =

Де — допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ, 5%

— номінальна напруга, 0,38кВ

— питомий опір проводів (= 29,5 ом*мм² /м) К_к — коефіцієнт криволінійності траси лінії 1,1…1,2

J_пр — приведена густина струму, 0,67…0,71 А/мм² — коефіцієнт який враховує зміну електричного опру при зміні коефіцієнта потужності в ЛЕП 1,05…1,08

R U = = 0,55 км

4. Вибір трансформаторної підстанції

Вибір кількості ТП

У невеликих і середніх населених пунктах з переважно комунально-побутовим навантаженням встановлюють одну чи дві ТП 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами потужністю до 63 кВА і рідше до 100 кВА.

Орієнтовна кількість ТП для населеного пункту, який проектується, визначається за формулою Для населеного пункту:

= 0,57 — приймаємо 1-ну КТП Для виробничих споживачів:

= 1,04 — приймаємо 1- ну КТП де S_p — повне навантаження для населеного пункту та виробничих споживачів, відповідно 78 і 142,3 кВА;

k_с = 14 — коефіцієнт складності мережі;

d = 0,170,47 грн/(м/мм²) — питома вартість проводу;

ДU — допустима втрата напруги, %;

г = 31,3 м/(Оммм²) — провідність металічних проводів;

m — кількість ліній, що відходять (3−4);

U_n — 0,38 кВ — номінальна напруга на шинах ТП;

Р_о — 5 15 Вт/м — питоме навантаження лінії;

а₁ = 1 384 500 грн — вартість трансформаторного пункту, що не залежить від його потужності.

Результат округлюють до найближчого цілого числа.

Кількість ТП, отриману за цією формулою, необхідно з’ясувати виходячи з конкретних умов (конфігурації населеного пункту, розміщення і типу споживачів, довжини ліній 380/220 В).

Визначення місця встановлення ТП

Після визначення кількості підстанцій визначають місце їх встановлення, керуючись вимогами:

— підстанції розміщують, як правило, в центрі навантаження;

— дотримання можливості підведення без перешкод лінії 10 кВ;

— недалеко від проїзної частини доріг, для зменшення перешкод під час експлуатації і обслуговування підстанції;

— на рівних майданчиках, не в руслі паводкових вод (струмків);

— поближче від місця роботи асинхронних двигунів з короткозамкнутим ротором потужністю більше 14 кВт, щоб можна було забезпечити пуск двигуна без значних коливань напруги.

ТП, як правило, розміщується в центрі навантаження і від неї відходять 3−4 лінії. Центр навантаження визначається на плані об'єкта електропостачання, де наносяться осі координат х і у. Координати центру навантаження визначають за формулами:

де x_і, у_і — координати центрів навантажень окремих споживачів.

S_рі — розрахункова потужність на вводі кожного елементу, кВА.

Будують картограму навантажень, де позначають центр навантаження (рис. 2).

Рис. 2. Картограма навантажень Якщо для електропостачання об'єкта, що проектується, потрібно декілька трансформаторних підстанцій, то для вибору місця їх встановлення окремі споживачі об'єкта попередньо рівномірно розподіляються на плані між уявними ТП.

Вибір потужності ТП

Потужність ТП вибирають за розрахунковими навантаженнями (денному і вечірньому) із урахуванням вуличного освітлення:

Визначають загальне розрахункове навантаження кВА.

Для вуличного освітлення побутових споживачів беремо світильники типу СПО-200.

S_осв = Р_о*l

S_осв = 5*1700 = 8,5 кВт Де l — загальна довжина вулиць населеного пункту, 1700 м Р_о — навантаження освітлення на 1 м вулиці, приймаємо 5 ВТ

=78+8,5 = 86,5 (кВА)

Беремо трансформатор потужністю 100 кВА

Для вуличного освітлення виробничих споживачів беремо світильники типу РКУ-250.

S_осв = Р_о*l

S_осв = 5*500 = 2,5 кВт Де l — загальна довжина вулиць виробничих споживачів, 500 м Р_о — навантаження освітлення на 1 м вулиці, приймаємо 5 ВТ

=142,3+2,5 = 144,8 (кВА)

Беремо трансформатор потужністю 160 кВА де S_р — повне навантаження, кВА;

S_осн — навантаження вуличного освітлення, кВА.

5. Електричний розрахунок низьковольтної мережі

5.1 Групування навантажень і складання розрахункових схем

Електричний розрахунок мережі 0,4 кВ проводять відповідно до плану низьковольтної мережі.

Розбивають лінію на ділянки через 100−120 м, починаючи від ТП. Однорідні навантаження (будинки) об'єднують в групи по 5−8 будинків.

КТП-1

Лінія 1

Лінія 2

Лінія 3

КТП-2

Лінія-1

Лінія-2

Лінія-3

5.2 Вибір проводів за сумарними наведеними економічними затратами з перевіркою їх на втрату напруги

Під час розрахунку електричних мереж головне завдання полягає у визначенні перерізу проводу за заданою допустимою втратою напруги з розділу 5.

Переріз проводів трифазних ліній визначається за формулою:

= 17,3 (мм²)

де Р_ід — активне навантаження і-тої ділянки лінії, 195,2 кВт;

L_ід — довжина і-тої ділянки, 2,7 км;

_а — активна складова допустимої втрати напруги, 75%;

— номінальна лінійна напруга, 0,38 кВ;

г — питома провідність алюмінієвого проводу, 0,032 км/Ом мм².

Активна складова напруги в мережі 0,38 кВ з комунальнопобутовим навантаженням прирівнюється до допустимої.

Для навантаження по лінії з коефіцієнтом навантаження менше 0,9 (виробниче та змішане) потрібно врахувати реактивну складову втрати напруги.

Реактивна складова втрати напруги до віддаленого споживача лінії визначається за формулою:

= 85%

де х₀ — індуктивний питомий опір для мережі 0,38 кВ можна прийняти 0,325 Ом/км;

— реактивне навантаження і-тої ділянки, 127,7 км;

— довжина і-тої ділянки лінії, 2,78 км;

Uлінійна напруга, 0,38 кв.

Активна складова напруги визначається:

% = 5−85 = 80%

де — допустима втрата напруги в лінії електропередачі;

— реактивна складова втрати напруги.

Табличка 2

Електричний розрахунок проводів мережі 0,4 кВ

електричний навантаження трансформаторний підстанція

6. Перевірка мережі на коливання напруги під час пуску електричного двигуна

Відповідно до ПУЭ, для двигунів з нормальними умовами пуску допускається зниження напруги на його затискачах до 30% від номінальної напруги мережі. У цей час напруга на затискачах інших двигунів, що працюють, не повинна зменшуватися більше, ніж на 20%. Якщо мережа не відповідає умовам пуску, то, виходячи із технікоекономічних міркувань, підвищують потужність ТП або збільшують перерізи проводів на окремих ділянках лінії.

Для визначення коливань напруги в мережі в період пуску з довідкової літератури вибирають технічні дані найпотужнішого двигуна: Рн, Uн, k₁, cosц_н, з_н.

Складаємо розрахункову схему, рисунок 3, де вказують номер і потужність ТП, марку проводу і довжину.

Рис. 3. Розрахункова схема Параметри двигуна:

Pн= 22 кВт, cosцн= 0,85, зн= 0,88, кратність максимального моменту k= 1,8; U_н — номінальна напруга, 380 В.

Визначаємо номінальний струм двигуна Ін А:

І_н = = 39,3 А Знаходимо повний опір двигуна, Ом:

Z_дв = = 3,1 Ом Визначаємо активний та індуктивний опори даної марки проводу: r₀ і х₀, Ом/км Визначаємо повний опір 1 км проводу Z₀, Ом/км:

Де r₀ і х₀ — активний та індуктивний опори, r₀ = 0,173 Ом, х₀ = 0,114 Ом;

Z_o = = 0,2 Ом Визначають повний опір лінії Z_л, Ом:

Визначають повний опір трансформатора Ом:

= = 0,045 Ом де U_к% — напруга КЗ трансформатора, 6,5%;

S_н — номінальна потужність трансформатора, 160 кВА ;

За базисну, U_б, приймають номінальну напругу однієї із ступенів, помножену на 1,05 (6,3; 10,5; 21 ;37 кВ і т.д.)

Визначають повний опір мережі Ом:

Ом Визначають коливання напруги під час пуску двигуна р, %:

= 1,8%

Порівнюють

7. Електричний розрахунок проводів вуличного освітлення

Розрахунок навантаження вуличного освітлення починають з питомих норм освітлення доріг, вулиць, господарських майданчиків, виробничих приміщень.

Наприклад, норма потужності освітлення території господарського подвір'я — 250 Вт на одну будівлю та 3 Вт на один метр довжини периметру двору; норми освітлення громадських організацій, торговельних центрів — 0,5 Вт/м² площі. Залежно від ширини вулиці, покриття проїжджої частини, вимог до їх освітлення (1−4 лк), приймають норми навантаження (3−13 Вт) на один метр довжини вулиці.

Для вуличного та зовнішнього освітлення рекомендують використовувати світильники типу: СЗПР — 250; РКУ — 200; СПО — 500; СПО — 200; НСУ — 200; НКУ — 200 та інші з лампами розжарювання та світильники з лампами типу ДРЛ.

Для розрахунку перерізу проводів вуличного освітлення визначають кількість світильників п на кожній лінії за формулою:

Для вуличного освітлення побутових споживачів

n = =43 шт.

Для вуличного освітлення виробничих споживачів

n = =11 шт.

де Р_в.о — потужність вуличного освітлення лінії, Вт;

Р_л — потужність одног о світильника, Вт.

Отриману кількість світильників розподіляють по лініях. Світильники розміщують біля підстанції, виробничих і адміністративних приміщень, на кінцевих опорах, кутових і відгалуджувальних. Решту розподіляють приблизно порівну на опорах, що залишаються.

За розрахунковим навантаженням вибирають марку, переріз і кількість проводів вуличного освітлення.

Реактивна складова втрати напруги до віддаленого споживча лінії визначається формулою:

_р = х_о

_р1 = 0.01 = 0,5%

_р2 = 0.01 = 0,5%

_р3 = 0.01 = 0,25%

_р4 = 0.01 = 0,4%

_р5 = 0.01 = 0,1%

_р6 = 0.01 = 0,1%

Таблиця 3

8. Конструктивне виконання ПЛ-0,38 кВ

Основними конструктивними елементами повітряних ліній є:

— проводи, призначені для передавання і розподілу електричної енергії;

— опори, які потрібні для підтримування проводів і тросів на певній відстані від поверхні землі, води або інженерних споруд;

— ізолятори, що забезпечують ізоляцію проводів від опор;

— арматура, яка потрібна для закріплення проводів на ізоляторах, а ізоляторів — на опорі;

— грозозахисні троси, призначені для захисту проводів від розрядів блискавки. Захисні троси монтують на верхній частині опори над фазними проводами ліній 110 кВ і вище. В електричних мережах напругою 35 кВ і менше захисні троси не використовуються.

Особливості конструктивних елементів повітряних ліній — довжина проміжного і анкерного прольотів, тип опор, габарити і марка при вода та грозозахисних тросів — визначаються напругою і потужністю лінії електропередачі, кліматичними умовами, рельєфом і заселеністю місцевості, по якій проходить повітряна лінія, наявністю споруд на трасі лінії електропередачі.

Усі конструктивні елементи повітряних ліній повинні протидіяти впливу зовнішніх факторів, головні з яких такі:

1. Механічні сили, що створюються вагою елементів самої повітряної лінії, вагою льоду, яким покриваються проводи, троси і опори н ожеледь, тиском вітру на них, а також тяжінням по проводу чи тросу;

2. Коливання температури навколишнього середовища протягом доби і сезону;

3. Дія хімічних елементів і сполук, які с в навколишньому середовищі; відносять також хімічну і електрохімічну дію вологи.

Найпростішу конструкцію мають повітряні лінії напругою до 1000 В, призначені для приєднання споживачів до трансформаторних пунктів (ТП). З підвищенням напруги конструкція повітряних ліній ускладнюється.

Повітряні лінії напругою 35 кВ використовують як живильні з трансформацією на 10(6) кВ. Останнім часом застосовують глибокий ввід напруги 35 кВ до споживача, тобто безпосередню трансформацію напруги з 35 кВ на 380 В.

Повітряні лінії напругою 35 і 110 кВ призначені для живлення підстанцій від енергосистем і для зв’язку між підстанціями. Лінії напругою 220 і 330 кВ використовуються для електропостачання великих промислових районів, а також для зв’язку між окремими енергосистемами. Надпотужні енергосистеми об'єднують повітряними лініями напругою 500 і 750 кВ. Такі лінії використовують також для передачі великих потужностей на дуже великі відстані (наприклад, лінії Волгоград — Москва, Донбас — Західна Україна).

Під час вибору конструктивної частини повітряної лінії завжди виходять з основної вимоги — забезпечення економічно доцільної передачі електричної енергії. Конструктивні матеріали і конструкції повіряних ліній повинні забезпечувати передачу потрібної потужності за достатньої якості електропостачання, що досягається вибором відповідної напруги і проводів. Лінію слід споруджувати з недифіцитних, економічно доцільних матеріалів, доступних для масового типу. Матеріали повинні мати достатньо високу механічну міцність і бути стійкими проти корозії (виливу хімічних реагентів).

9. Розрахунок трифазних струмів короткого замикання

Під час перевірки провідників і електричних апаратів електроустановок на електродинамічну і термічну стійкість при КЗ попередньо повинні бути вибрані розрахункові умови: розрахункова схема електроустановки, розрахунковий вид КЗ в електроустановці, розрахункова точка КЗ.

Розрахункова схема електроустановки вибирається на основі аналізу можливих електричних схем цієї електроустановки за тривалих режимів її роботи.

Розрахунковим видом КЗ слід приймати:

— під час перевірки апаратів і жорстких провідників на електродинамічну стійкість — трифазне КЗ;

— під час перевірки електричних апаратів і провідників на термічну стійкість — трита однофазне КЗ;

— під час перевірки гнучких провідників за умови їх допустимого зближення під час КЗ — триабо двофазне КЗ, залежно від того, яке з них призводить до більшого зближення провідників.

В якості розрахункової точки КЗ слід брати таку точку на розрахунковій схемі КЗ, в якій провідник чи електричний апарат піддається найбільшій електричній чи термічній дії.

Складаємо розрахункову схему, рисунок 4, і наносимо на неї всі дані розрахунків.

Рис. 4. Розрахункова схема Складаємо схему зміщення, рисунок 5, і проводимо розрахунок у іменованих одиницях.

Рис. 5. Схема заміщення Рис. 6. Перетворення схеми заміщення Визначаємо струм КЗ до точки К.

Для розрахунку струму КЗ для будь-якої схеми електричної мережі необхідно скласти схему зміщення. Кожен з елементів, що входить в коло, може бути вираженим своїм опором.

Для розрахунку мережі 380/220 В допускається не враховувати опори елементів кола до трансформатора. Напругу з боку живлення підстанції вважають незмінною протягом усього часу процесу короткого замикання.

Під час розрахунку необхідно врахувати активні та індуктивні опори трансформатора і лінії 380/220 В.

Для визначення еквівалентного опору схеми необхідно привести всі опори до однієї напруги, яку називають базисною. За базисну, U_б, приймають номінальну напругу однієї із ступенів, помножену на 1,05 (6,3; 10,5; 21 ;37 кВ і т.д.)

Визначаємо повний опір трансформатора:

= = 0,045 Ом

= =0,07 Ом

= = 0,05 Ом де R_б.тр — повний опір трансформатора, приведений до базисного, Ом;

U_к% — напруга КЗ трансформатора, 6,5%;

R_6.тр Х_6.тр— активний та індуктивний опір трансформатора, Ом;

S_н — номінальна потужність трансформатора, 160 кВА ;

ДР_м — втрати потужності в міді трансформатора, 16,5 кВ т.

Приведений індуктивний опір лінії визначають за формулою

= 313 Ом де індуктивний опір лінії, Ом;

= 0,325*1,26 = 0,41 Ом де Х₀ — питомий індуктивний опір лінії, 0,325 Ом/км

l — довжина лінії, 1,26 км.

Для визначення активних опорів використовують аналогічні форми наведення, наприклад, для лінії:

= 404,6 Ом де R_л — активний опір лінії, Ом;

= 0,42*1,26 = 0,53 Ом

R₀ — питомий опір лінії, 0,42 Ом/км.,

l — довжина лінії, км.

Результуючий повний опір визначають як

= 511,6 Ом Визначаємо діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ

= = 0,26

Визначаємо ударний струм

І_у = 1,3* = 0,94

де k_у — ударний коефіцієнт;1,3.

10. Перевірка ліній за умовами спрацювання захисту від однофазних струмів КЗ

Струм однофазного короткого замикання І_кз, А, визначають за формулою

= = 69,6 А де U_ф — фазна напруга мережі 0,4 кВ (U_ф = 220 В);

Z_т — повний опір трифазного трансформатора, 0,48 Ом ;

Z_n — повний опір петлі фаза-нуль;

= = 3 Ом де Х_п — індуктивний опір петлі (Хп = 0,6 Ом);

R_п — активний опір петлі фаза-нуль, (Rп = 1,14 Ом);

= (1,14+1,14)*1,26

де R_0ф — активний опір фазного проводу, 1,14 Ом, відповідно;

R_0н — активний опір нульового проводу, 1,14 Ом, відповідно.

l — довжина ділянки, 1,26 км;

Таблиця 4.

Повний опір трифазного трансформатора

11. Вибір апаратури ТП

Згідно з ПУЭ всі електричні апарати вибирають за номінальною напругою і номінальним струмом та перевіряють їх на термічну і динамічну стійкість. Засоби захисту перевіряють також на чутливість і селективність дії.

Обладнання на ТП вибирають згідно з типовими проектами. Збоку вищої напруги встановлюють роз'єднувач, розрядники, запобіжники, а на боці нижчої напруги — автоматичні вимикачі, розрядники, рубильник, запобіжники.

Схема КТП 10/0,4 кВ

12. Розрахунок заземлення ТП

Вихідні дані для проектування і виконання заземлювальних пристроїв — граничні значення їх опорів, які приймають відповідно до ПУЭ, залежно від їх напруги, режиму нейтралі й елементу електроустановок, які підлягають заземленню. Якщо до заземлювального пристрою приєднують елементи електроустановок різних напруг і значень, то приймають найменший нормований опір заземлення г₃ для електрообладнання.

Опір заземлювального пристрою визначають за такими умовами:

— для електроустановок напругою вище 1000 В з ізольованою централлю:

Якщо цей заземлювальний пристрій використовують для електроустановок з ізольованою нейтраллю напругою до 1000 В, то де І₃ — розрахунковий струм замикання на землю;

— для електроустановок напругою вище 1000 В з глухозаземленою нейтраллю з урахуванням природних заземлювачів г_пр опір г_і повинен бути не вищим 0,5 Ом;

— для електроустановок напругою до 1000 В з ізольованою нейтраллю г, повинен бути не вище 4 Ом, за потужності генераторів і трансформаторів більше 100 кВА;

— для електроустановок з глухозаземленою нейтралю напругою 1000 В опір заземлюючого пристрою, до якого приєднують їй нейтраль генераторів і трансформаторів, повинен бути не більшим:

ь при напрузі 660/380 В — 2 Ом, ь при напрузі 380/220 В — 4 Ом, ь при напрузі 220/127 В — 8 Ом.

Повторне заземлення нульового проводу виконують на кінцях повітряних ліній або відгалужень довжиною більше 200 метрів і на вводах у приміщення, електроустановки яких підлягають заземленню. Загальний опір заземлювальних пристроїв всіх повторних заземлень повинен бути не більшим:

ь 5 Ом при напрузі 660/380 В, ь 10 Ом при напрузі 380/220 В, ь 20 Ом при напрузі 200/127 В.

При цьому опір заземлювального пристрою кожного з повторних заземлень повинен бути не більшим:

ь для електроустановок 660/380 В — 15 Ом;

ь для електроустановок 380/220 В — 30 Ом;

ь для електроустановок 220/127 В — 60 Ом.

Розрахунок заземлювальних пристроїв виконують у такому порядку:

1. Залежності від напруги і типу електроустановки приймають нормоване значення опору заземлюючого пристрою r₃.

2. Визначаємо опір витоку струму вертикального електрода за формулою:

= = 32 Ом де Р_розр — розрахунковий питомий опір грунту, 100 Ом*м

k — числовий коефіцієнт вертикального заземлювача, для круглих стержнів і труб k = 2, для кутиків k = 2,1;

l — довжина електрода, 5 м;

d — зовнішній діаметр труби або діаметр стержня 0,03 м.

h_сер — глибина закладання, яка рівна відстані від поверхні землі до середини труби або стержня, 2,5 м.

Для наближених розрахунків Rв можна визначити за формулою:

R_B = = 40 Ом Питомий опір ґрунту визначають шляхом вимірювань або орієнтовно приймають за табличними даними. Значення питомого опору, одержаного під час вимірювання, необхідно помножити на коефіцієнт сезонності k_с, який приймають залежно від кліматичної зони і коефіцієнт, який враховує стан ґрунту під час вимірювання .

3.Визначаємо опір горизонтального заземлювача (полоси зв’язку) за формулою:

= 106,9 Ом де l — довжина горизонтального заземлювача, 25 м;

kкоефіцієнт форми горизонтального заземлювача: для круглого k = 1, для прямокутного k = 2;

d — діаметр круглої сталі або ширина полоси, 0,03 м;

h — глибина закладання горизонтального заземлювача, 5 м;

— питомий опір грунту, 200 Ом*м.

Приблизно R_гор можна визначити за формулою:

= 40 Ом

4. Визначаємо опір штучного заземлення:

= 2,3 Ом де — опір природного заземлювача, 8,8 Ом (якщо природні заземлювачі не використовують, то).

— опір заземлювача, 3,1 Ом

1. Визначаємо теоретичне число вертикальних заземлювачів:

= 14 шт.

Приймаємо ціле число заземлювачів і розміщуємо по периметру заземленого контура.

2. Визначаємо дійсне число стержнів з урахуванням смуги зв’язку:

де і - значення коефіцієнтів екранування вертикальних і горизонтальних заземлювачів.

Якщо опір полоси зв’язку не враховують, то n_д визначаємо за формулою:

= 23 шт.

Де — коефіцієнт екранування вертикального заземлювача, 0,6.

Потім за значенням знаходимо і визначаємо розрахунковий опір заземлюючого пристрою:

= 3,8 Ом 4 Ом Якщо, то на цьому розрахунок закінчують. Якщо, то збільшують число стержнів.

Висновок

В даній курсовій роботі виконано проектування заданого сільськогосподарського об'єкта електропостачання.

Виконана основна мета курсової роботи — придбання творчих здібностей проектування систем електропостачання на базі отриманих у процесі навчання теоретичних знань.

Здійснено основну задачу проектування — конструктивно створенно схему електропостачання 10−0,4 кВ та обгрунтуванно прийняті рішення, визначено за критеріями: економічності, надійності електропостачання, якості електричної енергії, мінімуму втрат електроенергії.

Курсова робота виконана згідно з вимогами до оформлення технічної документації, нормативними актами, ПУЕ, нормами технологічного проектування і є самостійною роботою студента.

Всі технічні рішення приймалися обґрунтовано, на основі техніко-економічних показників.

В результаті виконання курсової роботи ми отримали:

— повне навантаження денного максимуму S_д = 238 (кВА);

— повне навантаження вечірнього максимуму Sв = 204 (кВА);

— допустимої втрати напруги мережі 0,4 кВ — ;

— радіус електропередачі R U = 0,55 км;

— КТП — 1 потужністю трансформатора 100 кВА, КТП — 2 потужністю трансформатора 160 кВА;

— переріз проводу трифазної лінії F = 17,3 (мм²);

— кількість світильників на кожній лінії: СПО-200 кількістю 43 шт. РКУ-250 кількістю 11 шт.;

— струм однофазного короткого замикання І_кз = 69,6 А,

— коливання напруги під час пуску двигуна р = 1,8%;

— розрахунковий опір заземлювального пристрою = 3,8 Ом;

Література

1. Правилаустройства электроустановок (ПУЭ). — М.: Колос, 1986.

2. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства.

3. Притака I.П. Електропостачання сільського господарства. К.: Вища школа, 1983. — 343 с.

4. Акимцев Ю. И, Веялис Б. С. Электроснабжение сельского хозяйства. — М.: Колос, 1983. — 383 с.

5. Марченко О. С. Механізація та автоматизація у тваринництві та птахівництві. — К.: Урожай, 1995. — 415 с.

6. Типовые проекты: Серия 3.407.1−136. Железобетонные опоры ВЛ 0,38 кВ. — Выпуск 5 опор ПЛ — 0,38 кВ.

7. Олійник B.C. Довідник сільського електрика. — К.: Урожай, 1989.

8. Курсове і дипломне проектування: Навчальний посібник // П. С. Кашенко, О.І. Біленко, О. А. Устименко, Н. В. Ходосова, Н. О. Малюжко, О. В. Малай, А.О. Стогній, В. Г. Устименко, Т.А. Медведєва. — К., 2008. — 502 с.