База знаний студента. Реферат, курсовая, контрольная, диплом на заказ

Введение

Электроэнергетика – это стратегическая отрасль, состояние которой отражается на уровне развития государства в целом. В настоящее время электроэнергетика является наиболее стабильно работающим комплексом белоруской экономики.

В 2003 году разработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, в котором немаловажное место отведено вопросам дальнейшего развития электроэнергетики.

В сельском хозяйстве на технологические цели расходуется 27 млрд. кВт•ч электроэнергии. На долю растениеводства и кормопроизводства приходится 20%, на долю животноводства – 60%, птицеводство – 14%. В ближайшие годы в связи с автоматизацией многих технологических процессов, модернизацией животноводческих комплексов, ожидается увеличение потребления электроэнергии.

Потребление электроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 млрд. кВтч (на 23% выше уровня 2000 года), в том числе и на нужды сельского хозяйства.

Главной особенностью электроснабжения производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности является необходимости подводить электроэнергию на большие расстояния к огромному числу маломощных объектов.

1.  Выбор числа и места расположения трансформаторной подстанции

Количество ТП определяем по формуле:

N=0,25 • √ S_p • l /ΔU%, (1.1)

где S_p - полная расчетная нагрузка в поселке, кВт;

l – длина улиц поселка, км;

ΔU% – допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ;

Для определения полной расчетной нагрузки в поселке определим дневные и ночные максимумы нагрузок для жилых домов методом коэффициента одновременности

P_д = Р_{д i}•к_о•к_д•n, (1.2)

Р_в = Р_{д i}•к_о•к_вn, (1.3)

где P_{д i} – мощность на вводе в один жилой дом, определяется по монограмме (рис. 4.1. с. 11 Методические указания), зависит от потребления электроэнергии в год одним домом и с перспективой развития на семь лет, кВт;

Р_{д i} = 2,5 кВт;

к_о - коэффициент одновременности, зависит от количества жилых домов (табл. 4.3 с. 27 /5/);

к_о = 0,24;

к_д – коэффициент участия нагрузки в дневном максимуме;

к_д = 0,3;

к_в - коэффициент участия нагрузки в вечернем максимуме;

к_в = 1;

n – количество жилых домов в поселке;

Р_д = 2,5•0,24•0,3•100 = 18 кВт;

Р_в = 2,5•0,24•1•100 = 60 кВт;

Определяем дневной и вечерний максимум в поселке, используя табличный метод:

Р_д = Р_б+ΔР_м1+ΔР_м2+…, (1.4)

Р_в = Р_б+ΔР_м1+ΔР_м2+ … +Р_ул, (1.5)

где ΔР_м - надбавки от меньших нагрузок (табл. 4.4 с. 30 /5/)

Р_ул – мощность уличного освещения в поселке, кВт;

Р_д = 45+9,2+8,5+1,8+4,8+5,4+19+9,2+11,2=114,1 кВт;

Определим мощность уличного освещения в поселке:

Р_ул = Р_уд^’•l+Р_уд • n, (1.6)

где Р_уд^יִ – удельная нагрузка на один погонный метр длины улицы, Вт/м;

Р_уд^יִ = 7 Вт/м;

l – длина улиц поселка, м;

l = 2040 м;

Р_уд – удельная нагрузка для освещения территории общественных, коммунально-бытовых и производственных зданий, Вт/зд;

n – количество коммунально-бытовых, общественных зданий;

n = 8;

Р_ул = 7•2040+250•8=14280+2000=16280 Вт =16,28 кВт;

Определяем вечерний максимум в поселке:

Р_в = 60+4,8+12,5+6+4,8+3+15,7+3+9,2+16,28=135,28 кВт;

Т.к. вечерний максимум больше дневного, то полную расчетную нагрузку определяем по вечернему максимуму:

S_p = Р_в / cos φ, (1.7)

где cos φ – коэффициент мощности (табл. 4.5 с. 31 /5/);

cos φ = 0,83;

S_p = 135,28 / 0,83 = 162,99 кВА;

Допустимую потерю напряжения в линии определяем из таблицы отклонения напряжения.

Для составления таблицы составим схему электроснабжения потребителей.

                   Шины 10 кВ ТП 10/0,4 кВ

                                                        ВЛ 10 кВ ВЛ 0,35 кВ

                                                                           потребители

Рисунок 1.1 Схема электроснабжения потребителей

Таблица 1.1. Таблица отклонения напряжений

Наименование элементов схемы	Нагрузка
	100%	25%
Шины 10 кВ ВЛ 10 кВ ТП 10/0,4 кВ: – потери – постоянная надбавка – переменная надбавка ВЛ 0,4 кВ	+5 -5 -5 +5 0 -5	+1 -1,25 -1,25 +5 0 0
Отклонение напряжения у потребителей	-5	+3,5<+5

ΔU = +5–4+5+0+5;

ΔU_{10 кВ} = -5%;

ΔU_{0,4 кВ} = -5%;

Тогда:

N = 0,25 √ 162,99•2,04 / 5 = 2,03;

Принимаем N = 3.

Определяем место установки ТП, она устанавливается в центре нагрузок.

Определяем координаты центра нагрузок:

х =∑ Р_i • х _i / ∑ Р_i; (1.8)

у =∑ Р_i • у _i / ∑ Р_i; (1.9)

Для конторы:

P_д=15 кВт;

Р_в=8 кВт;

Для школы:

P_д=14 кВт;

Р_в=20 кВт;

Для клуба:

P_д=3 кВт;

Р_в=10 кВт;

Для бани:

P_д=8 кВт;

Р_в=8 кВт;

Для столовой:

P_д=9 кВт;

Р_в=5 кВт;

Для мастерских:

P_д=45 кВт;

Р_в=25 кВт;

Для гаража:

P_д=30 кВт;

Р_в=5 кВт;

Для одного дома:

P_{д 1} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•1•0,3•1=0,75 кВт;

Р_{в 1} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•1•1•1=2,5 кВт;

Для двух домов:

P_{д 2} = Р_{д i}•к_о•к_д•n= 2,5•0,75•0,3•2=1,125 кВт; Р_{в 2} = Р_{д i}•к_о•к_в•n=2,5•0,75•1•2=3,75 кВт;

Для трех домов:

P_{д з} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,64•0,3•3=1,44 кВт;

Р_{в 3} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,64•1•3=4,8 кВт;

Для четырех домов:

P_{д 4} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,59•0,3•4=1,77 кВт;

Р_{в 4}= Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,59•1•4=5,9 кВт;

Для пяти домов:

P_{д 5} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,53•0,3•5=1,9875 кВт;

Р_{в 5} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,53•1•5=6,625 кВт;

Для шести домов:

P_{д 6} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,46•0,3•6=2,07 кВт;

Р_{в 6}= Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,46•1•6=6,9 кВт;

Для семи домов:

P_{д 7} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,47•0,3•7=2,4675 кВт;

Р_{в 7}= Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,47•1•7=8,225 кВт;

Для десяти домов:

P_{д 10} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,42•0,3•10=3,15 кВт;

Р_{в 10} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,42•1•10=10,5 кВт;

Для четырнадцати домов:

P_{д 14} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,38•0,3•14=3,99 кВт;

Р_{в 14}= Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,38•1•14=13,3 кВт;     

Определяем координаты х и у центра нагрузок для ТП 1:

х= Р_{в 10}•2,5+ Р_{в 2}•2,75+ Р_{в 2}•4,5+ Р_{в 2}•5,25+ Р_{в 2}•5,75+ Р_{в 2}•6,5+ Р_{в 1}•7,5+ Р_{в 2}•8,5+ +Р_{в 2} • 8,75+ Р_{в 1} •9,5+ Р_{в 2} • 10,5+ Р_{в 4}• 11,5+ Р_{в 2} • 11,75+ Р_{в 1}•12,5+ Р_{в 3} •13,5+ +Р_{в 1} •14,5+ Р_{в 2} • 14,75+ Р_{в клуб}•14,75+ Р_{в 3}•15,5+ Р_{в кот.} •17,25+Р_{в 3} •17,5+ Р_{в 2} × ×17,75+ Р_{в 3} •19,5+ Р_{в школ.}•20,25+ Р_{в 2} • 20,75+ Р_{в баня}•21,25+ Р_{в 6}•21,5+ Р_{д стол.}×21,5+ Р_{д конт} •21,5 / Р_{в 10} + Р_{в 2}+ Р_{в 2}+ Р_{в 2}+ Р_{в 2}+ Р_{в 2}+ Р_{в 1}+ Р_{в 2}+ Р_{в 2}+ Р_{в 1}+ Р_{в 2}+ +Р_{в 4}+ Р_{в 2}+ Р_{в 1}+ Р_{в 3}+ Р_{в 1}+ Р_{в 2}+ Р_{в клуб}+ Р_{в 3}+ Р_{в кот.}+ Р_{в 3}+ Р_{в 2}+ Р_{в 3}+ Р_{в школ.}+ Р_{в 2}+ Р_{в баня}+ Р_{в 6}+ Р_{в стол.}+ Р_вконт.=10,5•2,5+3,75•2,75+3,75•4,5+3,75•5,25+ 3,75×5,75+3,75•6,5+2,5•7,5+3,75•8,5+3,75•8,75+2,5•9,5+3,75•10,5+5,9•11,5+3,7×11,75+2,5•12,5+4,8•13,5+2,5•14,5+3,75•14,75+10•14,75+4,8•15,5+15•17,25+ +4,8•17,5+3,75•17,75+4,8•19,5+20•20,25+3,75•20,75+8•21,25+6,9•21,5+9•21,5+

+15•21,5 / 10,5+3,75+3,75+3,75+3,75+3,75+2,5+3,75+3,75+2,5+3,75+5,9+3,75+

+2,5+4,8+2,5+3,75+10+4,8+15+4,8+3,75+4,8+20+3,75+8+6,9+9+15=26,25+10,3125+16,875+19,6875+21,5625+24,375+18,75+31,875+32,8125+23,75+

+39,375+67,85+44,0625+31,25+64,8+36,25+55,3125+147,5+74,4+258,75+84+66,5625+93,6+405+77,8125+170+148,35+193,5+322,5 / 174,5=2681,375/174,5=15,366;

у=Р_{в 7}• 2,5+Р_{в 2} •4,5+Р_{в 2} •6,5+Р_{в 2} •8,5+Р_{в 2} •10,5+Р_{в 7} •12,5+Р_{в 7} •12,5+Р_{в 7} •15,5+Р_{в 2} •17,5+Р_{в 2} •19,5+Р_{в 7} •21,5 / Р_{в 7}+Р_{в 2}+Р_{в 2}+Р_{в 2}+Р_{в 2}+Р_{в 7}+Р_{в 7}+Р_{в 2}+Р_{в 2}+Р_{в 7}=8,225•2,5+3,75•4,5+3,75•6,5+3,75•8,5+3,75•10,5+8,225•12,5+8,225•15,5+3,75××17,5+3,75•19,5+8,225•21,5 / 8,225+3,75+3,75+3,75+3,75+8,225+8,225+3,75+

+3,75+8,225=20,5625+16,875+24,375+31,875+39,375+102,8125+127,4875+65,625+73,125+176,8375 / 55,4=678,95 / 55,4=12,255;

Устанавливаем ТП-1.

Для ТП 2 и ТП 3 аналогично производим расчет и устанавливаем ТП;

Для ТП 2:

х = 15,366;

у = 16,353;

Для ТП 3:

х = 7,5;

у = 12,255;

2.  Определение нагрузок по участкам линии

Подсчет нагрузок производят после выбора места установки ТП и нанесения трассы линии на план объекта. От ТП отходят не более трех линий. На основании плана населенного пункта составляем расчетную схему. Все отходящие от ТП линии разбиваются на участки длиной 60–100 м. В конце каждого участка группируем нагрузки. Все нагрузки потребителей суммируют по дневному и вечернему максимумам и наносят на расчетную схему в виде дроби: в числителе – дневной максимум, в знаменателе – вечерний. Кроме этого на расчетной схеме указывают длину участков и их номера. Участки номеруют от начала к концу линии.

После составления расчетной схемы определяют путем суммирования расчетные мощности всех участков линии, начиная с конечного участка. При одноименной нагрузке суммирование производится с помощью коэффициента одновременности, при разноименной нагрузке суммирование производится табличным методом.

Определим дневные и вечерние максимумы нагрузок по участкам линии для ТП 1:

Участок 6–7:

P_{д 6-7} =1,44 кВт;

Р_{в 6-7} =4,8 кВт;

S_{д 6-7} = P_{д 6-7} / cos φ_д =1,44 / 0,9=1,6 кВА; (2.1)

S_{в 6-7} = Р_{в 6-7} / cos φ_в=4,8 / 0,93= 5,16 кВА; (2.2)

Участок 5–6:

P_{д 5-6} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,5•0,3•6=2,25 кВт;

Р_{в 5-6} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,5•1•6=7,5 кВт;

S_{д 5-6} = P_{д 5-6} / cos φ_д=2,25 / 0,9=2,025 кВА;

S_{в 5-6} = Р_{в 5-6} / cos φ_в=7,5 / 0,93 кВА;

Участок 4–5:

P_{д 4-5} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,46•0,3•8=2,76 кВт;

Р_{в 4-5} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,46•1•8=9,2 кВт;

S_{д 4-5} = P_{д 4-5} / cos φ_д =2,76 / 0,9=3,07 кВА;

S_{в 4-5} = Р_{в 4-5} / cos φ_в=9,2 / 0,93=9,89 кВА;

Участок 3–4:

P_{д 3-4} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,37•0,3•15=4,1625 кВт;

Р_{в 3-4} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,37•1•15=13,875 кВт;

S_{д 3-4} = P_{д 3-4} / cos φ_д =4,1625 / 0,9=4,625 кВА;

S_{в 3-4} = Р_{в 3-4} / cos φ_в=13,875 / 0,93=14,92 кВА;

Участок 2–3:

P_{д 2-3} = Р_{д i}•к_о•к_д•n=2,5•0,337•0,3•21=5,308 кВт;

Р_{в 2-3} = Р_{д i}•к_о•к_в•n =2,5•0,337•1•21= 17,6925 кВт;

S_{д 2-3} = P_{д 2-3} / cos φ_д =5,308 / 0,9=5,898 кВА;

S_{в 2-3} = Р_{в 6-7} / cos φ_в=17,6925 / 0,93=19,024 кВА;

Участок 1–2:

P_{д 1-2} = Р_б+ΔР_м+ ΔР_м =5,308+1,8+1=8,108 кВт;

P_{в 1-2} = Р_б+ΔР_м+ ΔР_м =17,6925+6+3,6=27,2925 кВт;

S_{д 1-2} = Р_б / cos φ_д +ΔР_м / cos φ_д + ΔР_м / cos φ_д =5,308 / 0,9+1,8 / 0,85+

+1 / 0,9=9,118 кВА;

S_{в 1-2} = Р_б / cos φ_в +ΔР_м / cos φ_в + ΔР_м / cos φ_в =17,6925 / 0,93+6 / 0,9+

+3,6 / 0,93=29,562 кВА;

cos φ_д1-2 = P_{д 1-2} / S_{д 1-2} =8,108 / 9,118=0,89; (2.3)

cos φ_в1-2 = P_{в 1-2} / S_{в 1-2} =27,2925 / 29,562=0,923; (2.4)

Участок ТП-1:

P_{д ТП-1} = Р_б+ΔР_м=14+4,8=18,8 кВт;

P_{в ТП-1} = Р_б+ΔР_м =20+17,1=37,1 кВт;

S_{д ТП-1} = Р_б / cos φ_д +ΔР_м / cos φ_д =14 / 0,85+ 4,8 /0,889=16,47+5,4=21,87 кВА;

S_{в ТП-1} = Р_б / cos φ_в +ΔР_м / cos φ_в=20 / 0,9+17,1 / 0,923=22,22+18,53=40,75 кВА;

cos φ_{д ТП-1} = P_{д ТП-1} / S_{д ТП-1}=18,8 / 21,87=0,86;

cos φ_{в ТП-1} = P_{в ТП-1} / S_{в ТП-1}=37,1 / 40,75=0,91;

Аналогично производим расчет для остальных участков на линиях

Таблица 2.1 Дневные и вечерние максимумы нагрузок по участкам линии

N уч-ка	l, км	Pд, кВт			Sд, кВА			cos φд	Pв, кВт			Sв, кВА		cos φв
1	2	3			4			5	6			7		8
ТП 1 -1	0,055	18,8			21,87			0,86	37,1			40,75		0,91
1–2	0,06	8,108			9,118			0,89	27,2925			29,5662		0,923
2–3	0,06	5,308			5,898			0,9	17,6925			19,024		0,93
3–4	0,06	4,1625			4,625			0,9	13,875			14,92		0,93
4–5	0,07		2,76	3,07			0,9				9,2	9,89	0,93
5–6	0,06		2,25	2,025			0,9				7,5	8,0645	0,93
6–7	0,09		1,44	1,6			0,9				4,8	5,1613	0,93
ТП 1 -8	0,035		38,15	44,43			0,86				40,15	44,15	0,91
8–9	0,03		32,75	38,2			0,86				37,15	40,88	0,91
9–11	0,05		23,4	27,25			0,86				32,2	35,39	0,91
11–12	0,055		18	20,98			0,86				25,3	27,75	0,91
12–13	0,06		3,6	4			0,9				12	12,9	0,93
13–14	0,07		2,25	2,5			0,9				7,5	8,0645	0,93
14–45	0,11		1,755	1,95			0,9				5,85	6,29	0,93
11–16	0,055		1,125	1,25			0,9				3,75	4,03	0,93
ТП 1 -17	0,085		4,725	5,25			0,9				15,75	16,94	0,93
17–18	0,07		3,99	4,43			0,9				13,3	14,3	0,93
18–19	0,06		3,6	4			0,9				12	12,9	0,93
19–20	0,06		2,9	3,22			0,9				9,675	10,4	0,93
20–21	0,05		2	2,5			0,9				7,5	8,07	0,93
21–22	0,06		1,125	1,25			0,9				3,75	4,03	0,93
ТП 2 -1	0,085		3,8025	4,225			0,9				12,675	13,629	0,93
1–2	0,06		3,15	3,5			0,9				10,5	11,29	0,93
2–3	0,07		2,4675	2,74			0,9				8,225	8,84	0,93
3–4	0,1		1,9875	2,21			0,9				6,625	7,12	0,93
ТП 2 -6	0,09		4,1625	4,625			0,9				13,875	14,92	0,93
5–6	0,075		1,755	1,95			0,9				5,85	6,29	0,93
6–7	0,055		1,9875	2,21			0,9				6,625	7,12	0,93
7–8	0,06		1,44	1,6			0,9				4,8	6,16	0,93
ТП 2 -9	0,06		3,6	4			0,9				12	12,9	0,93
9–10	0,07		2,76	3,07			0,9				9,2	9,89	0,93
10–11	0,07		2,25			2,5	0,9			7,5		8,07		0,93
11–12	0,08		1,755			1,95	0,9			5,85		6,29		0,93
ТП 3 -1	0,03		45			64,26	0,7			25		33,33		0,75
ТП 3 -2	0,035		13			18,57	0,7			5		6,67		0,75

3. Выбор числа, типа и мощности трансформатора

Для выбора мощности трансформатора суммируем дневные и вечерние максимумы нагрузок в начале линий.

Выбор мощности первого трансформатора:

17

4,725/15,75

1 18,8/37,1 ТП 1

38,15/40,15

Рисунок 3.1. Схема для выбора типа и мощности ТП 1.

Р_д =Р_{д ТП-1}+ Р_{д ТП-17}+ Р_{д ТП-8} = 18,8+4,725+38,15=61,675 кВт; (3.1)

Р_в =Р_{в ТП-1}+ Р_{в ТП-17}+ Р_{в ТП-8}+Р_ул.; (3,2)

Р_ул = Р_уд’•l + Р_уд•n;

Р_ул = Р_уд’•l + Р_уд•n = 7•1305+250•6 = 9135+1500 =10530 Вт = 10,64 кВт;

Р_в = 37,1+15,75+40,15+10,64 = 103,64 кВт;

Т.к. вечерний максимум больше дневного, мощность трансформатора выбираем по вечернему максимуму.

Р_тр. = Р_б+ΔР_м1+ … + Р_ул.; (3.3)

Р_тр. = 40,15+24,2+9,8+10,64 = 84,79 кВт;

Определяем полную мощность трансформатора:

S_тр. = Р_тр. / cos φ_в; (3.4)

S_тр. = 84,79 / 0,83 = 102,16 кВА;

Выбираем трансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):

ТМ 100 / 10, S_н. = 100 кВА, U_{н 1} = 10 кВ, U_{н 2} = 0,4 кВ, U_к%= 4,5%;

9

3,6/12

3,8/12,675 4,16/13,875

11 6

ТП 2

Рисунок 3.2. Схема для выбора типа и мощности ТП 2

Р_д =Р_{д ТП-1}+ Р_{д ТП-9}+ Р_{д ТП-6} = 3,8+3,6+4,16 = 11,56 кВт;

Р_в =Р_{в ТП-1}+ Р_{в ТП-9}+ Р_{в ТП-6}+Р_ул.;

Р_ул = Р_уд’•l + Р_уд•n = 7•875+250•0 = 6125 =6,125 кВт;

Р_в = 12,675+12+13,875+6,125 = 44,675 кВт;

Т.к. вечерний максимум больше дневного, мощность трансформатора выбираем по вечернему максимуму.

Р_тр. = Р_б+ΔР_м1+ … + Р_ул.;

Р_тр. = 13,875+7,9+7+6,125 = 34,9 кВт;

Определяем полную мощность трансформатора:

S_тр. = Р_тр. / cos φ_в;

S_тр. = 34,9 / 0,83 = 42,05 кВА;

Выбираем трансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):

ТМ 40 / 10, S_н. = 40 кВА, U_{н 1} = 10 кВ, U_{н 2} = 0,4 кВ, U_к%= 4,5%;

1

45/25

13/5 2

ТП 3

Рисунок 3.3. Схема для выбора типа и мощности ТП 3

Р_д =Р_{д ТП-1}+ Р_{д ТП-2} = 45+13 =48 кВт;

Р_в =Р_{в ТП-1}+ Р_{в ТП-2}+Р_ул.;

Р_ул = Р_уд’•l + Р_уд•n = 7•65+250•2= 455+500 = 955Вт = 0,955 кВт;

Р_в = 25+5+0,955= 30,955 кВт;

Т.к. дневной максимум больше вечернего, мощность трансформатора выбираем по дневному максимуму.

Р_тр. = Р_б+ΔР_м.;

Р_тр. = 45+7,9 = 52,9 кВт;

Определяем полную мощность трансформатора:

S_тр. = Р_тр. / cos φ_в;

S_тр. = 52,9 / 0,8 = 66,125 кВА;

Выбираем трансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):

ТМ 63 / 10, S_н. = 63 кВА, U_{н 1} = 10 кВ, U_{н 2} = 0,4 кВ, U_к%= 4,5%.

4.  Выполнение ВЛ 0,38 кВ

Решение о проектировании и строительстве сельских электрических сетей принимают на основе генерального плана развития энергосистем. Проекты выполняют институты Сельэнергопроект и Энергосетьпроект.

Технический проект со сметой после его утверждения является основным документом для финансирования строительства, заказа оборудования и разработки рабочих чертежей.

В процессе проектирования проводят два исследования: перспективных нагрузок электрифицируемого района и трассы линии на местности.

После изыскания и нанесения всех данных на карту начинают расстановку опор. Сначала определяют места установки анкерных и угловых опор, затем промежуточных. Точки размещения опор переносят на местность, где устанавливают пикетные знаки под будущие опоры.

Последовательность основных работ при строительстве воздушных линий такая.

Подготовительные работы складываются из производственного пикетажа, вырубки просек и расчисток трассы, переустройства различных инженерных сооружений на трассе, строительства временных сооружений.

Транспортные и такелажные работы состоят из погрузочно-разгрузочных работ и перевозок материалов и конструкций, изготовленных заранее.

Работы по монтажу опор предусматривает бурение котлованов, сборку опор из заранее заготовленных деталей, установку, выверку и закрепление опор.

Работы по монтажу проводов состоят из раскатки, соединения и подъема проводов на опоры, натяжки с визированием стрел провеса, закрепления проводов на изоляторах и устройства заземлений.

Пусконаладочные работы и сдача линии в эксплуатацию завершают строительство.

Рассмотрим подробнее каждый из перечисленных видов работ.

Место прохождения трассы должно быть очищено. Просека должна быть прорублена на всю проектную ширину. Ширина просеки должна быть равна расстоянию между крайними проводами линии плюс по 3 м в каждую сторону от крайних проводов.

Для транспортного обслуживания строящейся воздушной линии могут применяться обычные машины, однако, для перевозки конструкций невысокой механической прочности применяются специальные платформы, оборудованные гидрокранами.

Барабаны с проводом или кабелем перевозят в вертикальном положении с обязательным закреплением растяжками и подклиниванием.

Для такелажных работ используют краны обычных и специальных конструкций. Нормальный вылет стрелы 10 м может быть увеличен до 16 м.

В качестве основных такелажных средств применяют стальные тросы. Для захвата грузов используют стропы.

Котлованы под опоры бурят специальными машинами. Вручную котлованы выкапывают только при установке одиночных опор.

Опоры, устанавливаемые в котлованы, поднимают, как правило, при помощи кранов и трактора или в особых случаях при помощи трактора и падающей стрелы.

После установки опор монтируют провода. Первым этапом является раскатка проводов. Раскатывать, как правило, нужно одновременно все три фазы и тросы, если они есть. Поднимают провода на опоры при помощи трактора с телескопической вышки. При ее отсутствии провода поднимают монтажным тросом через блоки, закрепленные в траверсе и внизу опоры. После подъема проводов их натягивают, визируют и крепят к изоляторам.

5.  Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ

Определяем эквивалентную мощность участков для ТП 1:

S _{экв.ТП-1} = S _{макс. ТП-1}•к_д, (5.1)

где к_д – коэффициент динамического роста нагрузки,

к_д = 0,7; По таблице выбираем сечение провода:

3А50 + А50.

Определяем действительную потерю напряжения на участке:

ΔU_{действ. ТП-1} = S_ТП-1 / U_н • (r_о• cos φ+ x_о• sin φ)• l; (5.2)

ΔU_{действ. ТП-1} = 40,75 / 0,38•(0,576•0,91+0,355•0,415)•0,055 = =107,24•0,671•0,055 = 3,96 В;

ΔU_{действ. ТП-1%} =ΔU_{действ. ТП-1} / U_н • 100% = 3,96 / 380 • 100% = 1,04%; (5.3)

Аналогично рассчитываем сечения проводов для других участков линий, не выходя при этом за пределы допустимой потери напряжения (5%). Результаты расчета заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ

N уч-ка	S макс, кВА	S экв, кВА	l, км	Предварительный выбор сечения провода	Предварительный расчет (ΔU%)		Окончательный выбор сечения провода	Окончательный расчет (ΔU%)
					на участке	От начала линии		на участке	От начала линии
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП 1–1	40,75	28,53	0,055	3А50+А50	1,04	1,04	3А50+А50	1,04	1,04
1–2	29,6	20,72	0,06	3А25+А25	1,47	2,51	3А50+А50	0,82	1,86

трансформатор подстанция двигатель мощность

6. Проверка сети на колебание напряжения при пуске асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором

Проверку производим для наиболее удаленного мощного электродвигателя мастерских.

АИР180S2У3

Р_н = 22 кВт;

А25 cos φ_н = 0,89

η _н = 0,905

к_i = 7,0

ТП

Согласно ПУЭ, потеря напряжения при пуске асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором не должна превышать 30%

ΔU ≤ 30%;

Определим потерю напряжения при пуске двигателя:

ΔU =(Ζ _с / Ζ _с+ Ζ _э.д.)•100, (6.1)

где Ζ _с – полное сопротивление сети, Ом;

Ζ _э.д - полное сопротивление электродвигателя, Ом;

Определяем полное сопротивление сети:

Ζ _с = Ζ _л+ Ζ _тр, (6.2)

где Ζ _л – полное сопротивление линии, Ом;

Ζ _тр – полное сопротивление трансформатора, Ом;

Определяем полное сопротивление линии:

Ζ _л = √ R _л²+Х _л²; (6.3)

R _л = r_o•l, (6.4)

где r_o – удельное электрическое сопротивление провода (с. 458

табл. 1 /1/), Ом / км;

l – длина линии, км;

R _л = 1,140•0,03 = 0,0342 Ом;

Х _л = х_o•l, (6.5)

где х_o – индуктивное сопротивление линии (с. 459 табл. 4 /1/), Ом / км;

Х _л = 0,377•0,03 = 0,01131 Ом;

Ζ _л = √ 0,0342²+0,01131² = √ 0,0011696+0,0001279 = 0,0036 Ом;

Определяем полное сопротивление трансформатора:

Ζ _тр. = U_k% / 100• U_{н 2} ² / S _{н тр.}; (6.6)

Ζ _тр. = 4,5 / 100•400² / 63000 = 0,045•2,54 = 0,1143 Ом;

Определяем полное сопротивление сети:

Ζ _с = 0,036+0,114 = 0,15 Ом;

Определяем полное сопротивление двигателя:

Ζ _э.д.= U_н / √ 3•I_н• к_i, (6.7)

где U_н – номинальное напряжение двигателя, В;

I_н – номинальный ток двигателя, А;

к_i – кратность пускового тока;

I_н = Р_н / √ 3•U_н• cos φ_н• η _н; (6.8)

I_н = 22 / √ 3•0,38•0,89•0,905 = 22 / 0,53 = 41,51 А;

Ζ _э.д.= 380 / √ 3•41,51•7 = 380 / 503,28 = 0,755 Ом;

Тогда потеря напряжения при пуске двигателя:

ΔU =(0,15 / 0,134+0,755)•100 = 0,15 / 0,889 • 100 = 16,87%;

16,87% <30%

7.  Выбор защиты отходящих линий и проверка ее на срабатывание при однофазных коротких замыканиях

Для защиты от коротких замыканий на ТП предусмотрены автоматические выключатели ВА-51Г.

Для выбора автоматических выключателей составляем расчетную схему. Автоматический выключатель выбираем по следующим условиям:

I_т.р. ≥ 1,1 I_{раб. макс.}; (7.1)

I_э.р. ≥ 1,25 I_{раб. макс.}; (7.2)

Определяем рабочий максимальный ток:

I_{раб. макс} = S_макс. / √ 3 • U_н; (7.3)

I_{раб. макс} = 44,43 / √ 3 • 0,38 = 67,5 А;

I_т.р. = 1,1•67,5 = 74,25 А;

I_э.р = 1,25•67,5 = 84,375 А;

Выбираем автоматический выключатель (табл. 5.3. с 34–35 /3/):

ВА51Г-31 со следующими данными: I_н.а.в.= 100 А, I_т.р = 100 А, I_э.р. = 14 I_н;

Выбранный автоматический выключатель проверяем на срабатывание при однофазных коротких замыканиях. Автоматический выключатель мгновенно срабатывает, если будет выполняться следующее условие:

I_к..з.⁽¹⁾ ≥ 3• I _{н т.р.}, (7.4)

где I_к..з.⁽¹⁾ – ток однофазного короткого замыкания, А;

Определим ток однофазного короткого замыкания:

I_к..з.⁽¹⁾ = U_р / (Ζ _тр / 3)+ Ζ _п, (7.5)

где U_р – фазное напряжение сети, В;

U_р = 220 В;

Ζ _тр – сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора (табл. 13.3. с 247 /2/), Ом;

Ζ _п – полное сопротивление петли «фаза-ноль», Ом;

Ζ _п = Ζ _о• l, (7.6)

где Ζ _о – полное сопротивление одного километра линии «фаза-ноль», Ом;

l – длина участка, км;

Ζ _п =1,69•0,035+1,69•0,03+3,18•0,05+3,18•0,055+3,18•0,06+3,18•0,07+

+3,18•0,11+3,18•0,055 = 0,05915+0,0507+0,159+0,1749+0,1908+0,2226+

+0,3498+0,1749 = 1,382 Ом;

I_к..з.⁽¹⁾ = 220 / (0,78 / 3)+1,382 = 220 / 0,26+1,382 = 220 / 1,642 = 133,98 А;

133,98 А < 3•100 = 300 А;

Для выполнения условия в нулевой провод включаем реле РЭ 571 Т;

Для остальных линий ТП 1, ТП 2, ТП 3 производим аналогичный расчет и результаты заносим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1. Выбор защиты отходящих линий

N линии	Sмакс., А	Iр.макс А	Iт.р., А	Iэ.р., А	Тип АВ	Iн т.р. А	Iн э.р., А	Iк..з.(1) А	3 Iнт.р А	Вывод
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
ТП1–8	44,43	67,5	74,25	84,375	ВА51 Г.-31	80	14Iн	133,98	240	РЭ571-Т
ТП1–1	40,75	61,93	68,123	77,413	ВА51 Г.-31	80	14Iн	143,23	240	РЭ571-Т
ТП1–17	16,94	25,75	28,325	32,19	ВА51 Г.-31	31,5	14Iн	148,22	94,5	усл-е вып-ся

8.  Расчет повторных заземлений нулевого провода и заземления ТП

 

Заземляющее устройство выполняют в виде замкнутого контура, состоящего из вертикальных стержней длиной 5 м, диаметром 12 мм на глубине 0,7 м. Верхние части стержней соединяют между собой полосовой сталью сечением 40×4 мм. Удельное сопротивление грунта ρ = 145 Ом•м.

Определяем сопротивление одного вертикального стержня:

R_в = (0,366•ρ / l)•(log 2•l / d + 0,5log 4•h_ср+l / 4•h_ср-l), (8.1)

где ρ – удельное сопротивление грунта, Ом•м;

l – длина стержня, м;

d – диаметр стержня, м;

h_ср – расстояние от середины заземлителя до поверхности земли, м;

R_в = (0,366•145 / 5)•(log 2•5 / 0,012+ 0,5log 4•3,2+5 / 4•3,2–5) = 10,6×

×(2,9•0,18) = 32,65 Ом;

Определим допустимое сопротивление повторного заземления нулевого провода: при ρ ≤ 100 Ом•м, R_доп. ≤ 30Ом; при ρ > 100 Ом•м,

R_доп. = 30 • ρ / 100Ом; (8.2)

R_доп. = 30 • 145 / 100 = 43,5 Ом;

Определяем общее сопротивление всех повторных заземлений нулевого провода:

r_{общ. п.з.} = R_в / n, (8.3)

где n – количество повторных заземлений на отходящих ВЛ, n = 18 шт.

r_{общ. п.з.} = 32,65 / 18 = 1,8 Ом;

Определим теоретическое количество заземлителей для ТП 2:

n_т = R_в / R_доп., (8.4)

где R_доп. – допустимое сопротивление заземлителей ТП 2,

при ρ ≤ 100 Ом•м, R_доп. ≤ 4Ом; при ρ > 100 Ом•м, R_доп. = 4 • ρ / 100 Ом;

R_доп. = 4•145 / 100 = 5,8 Ом;

n_т = 32,65 / 5,8 = 5,63, принимаем n_т = 6 шт.;

Определяем действительное количество стержней:

n _д = n_т / η _в, (8.5)

где η _в- коэффициент использования вертикальных заземлителей (коэффициент экранирования);

η _в = 0,6;

n _д = 6 / 0,6 = 10 шт.;

Определяем эквивалентное сопротивление всех заземлителей:

r_экв.в. = R_в / n _д• η _в = 32,65 / 10•0,6 = 32,65 / 7,2 = 4,54 Ом; (8.6)

Определяем сопротивление соединительной полосы:

R_п. = (0,366•ρ / l)•(log 2•l² / b• t_п), (8.7)

где l – длина соединительной полосы, м;

l = n _д•а = 10•5 = 50 м; (8.8)

а = l = 5 м;

b – толщина соединительной полосы, м;

t_п – глубина укладки соединительной полосы, м;

R_п. = (0,366•145 / 50)•(log 5•50² / 0,004•0,7) = 1,06•6,25 = 6,625 Ом;

Определяем эквивалентное сопротивление соединительной полосы:

r_экв.п. = R_п. / η _г., (8.9)

где η _г. – коэффициент использования соединительной полосы

(коэффициент экранирования);

r_экв.п. = 6,625 / 0,4 = 16,56 Ом;

Определяем сопротивление заземления ТП 2:

r _общ. = r_экв.в.• r_экв.п. / r_экв.в.+ r_экв.п; (8.10)

r _общ. = 4,54•16,56 / 4,54+16,56 = 75,1827 / 21,1 = 3,56 Ом <10 Ом

Определяем общее сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода:

R_общ. = r _общ..• r_{общ. п.з} / r _общ..+ r_{общ. п.з}; (8.11)

R_общ. = 3,56•1,8 / 6,56+1,8 = 6,4 / 5,36 = 1,2 Ом < 4 Ом.

9.  Защита от атмосферных перенапряжений на ВЛ и ТП

Сельские электрические сети по своим показателям с каждым годом все больше приближаются к мощным сетям мощных потребителей электроэнергии. Однако для сельских электрических сетей характерны меньшая мощность потребителей, значительное число потребителей второй и третьей категории по требованиям к надежности электроснабжения. Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них. Все это заставляет внимательно подходить к их защите от грозовых перенапряжений.

Линии напряжением до 35 кВ и на деревянных опорах 110 кВ не рекомендуется защищать трассовыми молниеотводами. Однако если в линиях на деревянных опорах есть железобетонные опоры или металлические опоры, рекомендуется защищать их трубчатыми разрядниками, а при токах к.з., недостаточных для их срабатывания, – воздушными искровыми промежутками.

Трансформаторные пункты 10 / 0,38 кВ молниеотводами не защищают. Для защиты трансформаторов от волн перенапряжения применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10 кВ.

Для тупиковых ТП на вводе устанавливают вентильные разрядники, на проходных ТП вентильные разрядники устанавливают на шинах 10 кВ, кроме того, на вводе, со стороны питания для защиты разомкнутых разъединителей устанавливают трубчатые разрядники.

Для более ответственных проходных ТП мощностью от 630 кВА дополнительно устанавливают на расстоянии 200…300 м трубчатые разрядники.

Трансформаторные подстанции с высшим напряжением 35…110 кВ и низшим 10 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Защита от прямых ударов молнии не требуется для подстанций 20 и 35 кВ.

При мощности трансформатора от 1600 кВА воздушные линии высшего напряжения должны быть защищены тросами на подходах длиной 1…6 км, если они выполнены на деревянных опорах. Вначале защищенного тросом подхода на линии устанавливают трубчатые разрядники. На питающей линии устанавливают также трубчатые у входа линии.

Изоляцию оборудования подстанции защищают вентильными разрядниками, которые присоединены к контуру заземления подстанции и установлены не далее 10 м от трансформатора.

Защиту подстанций напряжением 35…110 кВ, мощностью до 40 МВА, присоединяемых к ответвлениям длиной менее 1…3 км действующих линий, не защищенных тросом по всей длине, выполняют по упрощенным схемам. Сопротивление трубчатых разрядников не должно превышать 10 Ом. При длине захода свыше 500 м устанавливать трубчатые разрядники не требуется. Вентильные разрядники устанавливают на подстанции не далее 10 м от трансформатора. Линейные разъединители у места ответвления устанавливают на опорах, где размещены трубчатые разрядники.

На линиях с железобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматур соединяют с заземлением, сопротивление которого не должно превышать 50 Ом. Заземлением обычно служит часть опоры, входящая в землю.

На линиях с деревянными опорами необходимо также делать заземления у части опор и присоединять к ним крюки и штыри изоляторов. Заземляющие устройства должны иметь сопротивление не более 30 Ом, а расстояние между ними не более 200 м. Кроме того, заземления должны быть выполнены на опорах с ответвлением в помещения, в которых может быть сосредоточенно большое число людей или которые представляют большую хозяйственную ценность. Заземления должны быть выполнены на конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам.

10.Техника безопасности при строительстве и монтаже ВЛ и ТП

К работам по строительству ВЛ и ТП допускаются лица из электротехнического персонала, достигшие восемнадцатилетнего возраста, имеющие соответствующую квалификационную группу по технике безопасности, прошедшие обучение и инструктаж по технике безопасности после регистрации инструктажа в специальном журнале.

При работе на высоте используют монтажный пояс. Он должен быть исправен и испытан. Используют монтерские когти, которые также должны быть исправны, испытаны, и совпадать по размеру ноги монтажника. Для подъема на железобетонные опоры используются лазы. Монтерские когти, и лазы испытывают после ремонта грузом в 180 кг и периодически, один раз в шесть месяцев, грузом в 135 кг в течение 15 мин. Также должны использоваться защитная каска и рукавицы.

Запрещается выполнять работы на высоте во время грозы и сильного ветра (семь и более баллов). Запрещается подниматься на угловую опору со стороны внутреннего угла. При разматывании провода поперек дорог или улиц в обе стороны от этого места следует выставить сигнальщиков с флажками.

Особую осторожность следует соблюдать при установке опор. Установкой опор должен руководить один человек. Его команды должны четко выполнять. При строительстве ВЛ и ТП все устройства, приборы и установки должны быть исправными, испытанными и безопасными дли работников.

11. Смета на строительство ВЛ

Таблица 11.1. Смета на строительство ВЛ

Наименование выполняемых работ	Единицы измерения	Количество	Стоимость единицы измерения, руб.	Общая стоимость, руб.
1	2	3	4	5
Установка опор: промежуточная угловая концевая	шт.	44 21 18	111 152 161	4884 3192 2898
Подвеска проводов А 25 А 50	км	8,52 0,72	110 204	937,2 146,88
Устройство перекидок 2А 25 4А 25 4А 50	шт.	9 1 3	6,6 15,5 21,5	59,4 15,5 64,5
Установка повторных защитных заземлений	шт.	47	15,5	728,5
Установка светильников уличного освещения СПО-300	шт.	37	9	333
Итого:	руб.	-	-	13258,98
Итого с учетом *К	руб.	-	-	39776940

Введение Электроэнергетика – это стратегическая отрасль, состояние которой отражается на уровне развития государства в целом. В настоящее время электроэнергетика является наиболее стабильно работающим комплексом белоруской экономики. В 2

 

• 14:21 05 Июля 2016
  Российско-китайский медуниверситет откроет магистерскую программу по TCM
• 01:21 05 Июля 2016
  На форуме МГУ Россия и Китай обсудят научно-образовательное сотрудничество
• 11:00 04 Июля 2016
  Реморенко: "ЕГЭ-туризм" в России сходит на нет
• 10:52 04 Июля 2016
  Летняя российско-австрийская школа откроется в Москве
• 15:31 01 Июля 2016
  В СПбГУ могут воссоздать географический факультет

Заказать уникальную работу