Электроснабжение населенного пункта Логоза
Размещено на /
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.
Выбор числа и места расположения трансформаторной подстанции
Количество ТП определяем по формуле:
N=0,25 • √ Sp • l /ΔU%, (1.1)
где Sp - 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
Pд = Рд i•ко•кд•n, (1.2)
Рв = Рд i•ко•квn, (1.3)
где Pд 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;
Рд i = 2,5 кВт;
ко - коэффициент одновременности, зависит от количества жилых домов (табл. 4.3 с. 27 /5/);
ко = 0,24;
кд – коэффициент участия нагрузки в дневном максимуме;
кд = 0,3;
кв - коэффициент участия нагрузки в вечернем максимуме;
кв = 1;
n – количество жилых домов в поселке;
Рд = 2,5•0,24•0,3•100 = 18 кВт;
Рв = 2,5•0,24•1•100 = 60 кВт;
Определяем дневной и вечерний максимум в поселке, используя табличный метод:
Рд = Рб+ΔРм1+ΔРм2+…, (1.4)
Рв = Рб+ΔРм1+ΔРм2+ … +Рул, (1.5)
где ΔРм - надбавки от меньших нагрузок (табл. 4.4 с. 30 /5/)
Рул – мощность уличного освещения в поселке, кВт;
Рд = 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:
Рул = Руд’•l+Руд • n, (1.6)
где Рудיִ – удельная нагрузка на один погонный метр длины улицы, Вт/м;
Рудיִ = 7 Вт/м;
l – длина улиц поселка, м;
l = 2040 м;
Руд – удельная нагрузка для освещения территории общественных, коммунально-бытовых и производственных зданий, Вт/зд;
n – количество коммунально-бытовых, общественных зданий;
n = 8;
Рул = 7•2040+250•8=14280+2000=16280 Вт =16,28 кВт;
Определяем вечерний максимум в поселке:
Рв = 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:
Sp = Рв / cos φ, (1.7)
где cos φ – коэффициент мощности (табл. 4.5 с. 31 /5/);
cos φ = 0,83;
Sp = 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;
ΔU10 кВ = -5%;
ΔU0,4 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 =∑ Рi • х i / ∑ Рi; (1.8)
у
=∑ Рi •
у i / ∑
Рi; (1.9)
Для конторы:
Pд=15 кВт;
Рв=8 кВт;
Для школы:
Pд=14 кВт;
Рв=20 кВт;
Для клуба:
Pд=3 кВт;
Рв=10 кВт;
Для бани:
Pд=8 кВт;
Рв=8 кВт;
Для столовой:
Pд=9 кВт;
Рв=5 кВт;
Для мастерских:
Pд=45 кВт;
Рв=25 кВт;
Для гаража:
Pд=30 кВт;
Рв=5 кВт;
Для одного дома:
Pд 1 = Рд i•ко•кд•n=2,5•1•0,3•1=0,75 кВт;
Рв 1 = Рд i•ко•кв•n =2,5•1•1•1=2,5 кВт;
Для двух домов:
Pд 2 = Рд i•ко•кд•n= 2,5•0,75•0,3•2=1,125 кВт; Рв 2 = Рд i•ко•кв•n=2,5•0,75•1•2=3,75 кВт;
Для трех домов:
Pд з = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,64•0,3•3=1,44 кВт;
Рв 3 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,64•1•3=4,8 кВт;
Для четырех домов:
Pд 4 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,59•0,3•4=1,77 кВт;
Рв 4= Рд i•ко•кв•n =2,5•0,59•1•4=5,9 кВт;
Для пяти домов:
Pд 5 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,53•0,3•5=1,9875 кВт;
Рв 5 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,53•1•5=6,625 кВт;
Для шести домов:
Pд 6 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,46•0,3•6=2,07 кВт;
Рв 6= Рд i•ко•кв•n =2,5•0,46•1•6=6,9 кВт;
Для семи домов:
Pд 7 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,47•0,3•7=2,4675 кВт;
Рв 7= Рд i•ко•кв•n =2,5•0,47•1•7=8,225 кВт;
Для десяти домов:
Pд 10 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,42•0,3•10=3,15 кВт;
Рв 10 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,42•1•10=10,5 кВт;
Для четырнадцати домов:
Pд 14 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,38•0,3•14=3,99 кВт;
Рв 14= Рд i•ко•кв•n =2,5•0,38•1•14=13,3 кВт;
Определяем координаты х и у центра нагрузок для ТП 1:
х= Рв 10•2,5+ Рв 2•2,75+ Рв 2•4,5+ Рв 2•5,25+ Рв 2•5,75+ Рв 2•6,5+ Рв 1•7,5+ Рв 2•8,5+ +Рв 2 • 8,75+ Рв 1 •9,5+ Рв 2 • 10,5+ Рв 4• 11,5+ Рв 2 • 11,75+ Рв 1•12,5+ Рв 3 •13,5+ +Рв 1 •14,5+ Рв 2 • 14,75+ Рв клуб•14,75+ Рв 3•15,5+ Рв кот. •17,25+Рв 3 •17,5+ Рв 2 Ч Ч17,75+ Рв 3 •19,5+ Рв школ.•20,25+ Рв 2 • 20,75+ Рв баня•21,25+ Рв 6•21,5+ Рд стол.Ч21,5+ Рд конт •21,5 / Рв 10 + Рв 2+ Рв 2+ Рв 2+ Рв 2+ Рв 2+ Рв 1+ Рв 2+ Рв 2+ Рв 1+ Рв 2+ +Рв 4+ Рв 2+ Рв 1+ Рв 3+ Рв 1+ Рв 2+ Рв клуб+ Рв 3+ Рв кот.+ Рв 3+ Рв 2+ Рв 3+ Рв школ.+ Рв 2+ Рв баня+ Рв 6+ Рв стол.+ Рвконт.=10,5•2,5+3,75•2,75+3,75•4,5+3,75•5,25+ 3,75Ч5,75+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+3,7Ч11,75+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=Рв 7• 2,5+Рв 2 •4,5+Рв 2 •6,5+Рв 2 •8,5+Рв 2 •10,5+Рв 7 •12,5+Рв 7 •12,5+Рв 7 •15,5+Рв 2 •17,5+Рв 2 •19,5+Рв 7 •21,5 / Рв 7+Рв 2+Рв 2+Рв 2+Рв 2+Рв 7+Рв 7+Рв 2+Рв 2+Рв 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+3,75ЧЧ17,5+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;
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:
Pд 6-7 =1,44 кВт;
Рв 6-7 =4,8 кВт;
Sд 6-7 = Pд 6-7 / cos φд =1,44 / 0,9=1,6 кВА; (2.1)
Sв 6-7 = Рв 6-7 / cos φв=4,8 / 0,93= 5,16 кВА; (2.2)
Участок 5–6:
Pд 5-6 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,5•0,3•6=2,25 кВт;
Рв 5-6 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,5•1•6=7,5 кВт;
Sд 5-6 = Pд 5-6 / cos φд=2,25 / 0,9=2,025 кВА;
Sв 5-6 = Рв 5-6 / cos φв=7,5 / 0,93 кВА;
Участок 4–5:
Pд 4-5 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,46•0,3•8=2,76 кВт;
Рв 4-5 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,46•1•8=9,2 кВт;
Sд 4-5 = Pд 4-5 / cos φд =2,76 / 0,9=3,07 кВА;
Sв 4-5 = Рв 4-5 / cos φв=9,2 / 0,93=9,89 кВА;
Участок 3–4:
Pд 3-4 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,37•0,3•15=4,1625 кВт;
Рв 3-4 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,37•1•15=13,875 кВт;
Sд 3-4 = Pд 3-4 / cos φд =4,1625 / 0,9=4,625 кВА;
Sв 3-4 = Рв 3-4 / cos φв=13,875 / 0,93=14,92 кВА;
Участок 2–3:
Pд 2-3 = Рд i•ко•кд•n=2,5•0,337•0,3•21=5,308 кВт;
Рв 2-3 = Рд i•ко•кв•n =2,5•0,337•1•21= 17,6925 кВт;
Sд 2-3 = Pд 2-3 / cos φд =5,308 / 0,9=5,898 кВА;
Sв 2-3 = Рв 6-7 / cos φв=17,6925 / 0,93=19,024 кВА;
Участок 1–2:
Pд 1-2 = Рб+ΔРм+ ΔРм =5,308+1,8+1=8,108 кВт;
Pв 1-2 = Рб+ΔРм+ ΔРм =17,6925+6+3,6=27,2925 кВт;
Sд 1-2 = Рб / cos φд +ΔРм / cos φд + ΔРм / cos φд =5,308 / 0,9+1,8 / 0,85+
+1 / 0,9=9,118 кВА;
Sв 1-2 = Рб / cos φв +ΔРм / cos φв + ΔРм / cos φв =17,6925 / 0,93+6 / 0,9+
+3,6 / 0,93=29,562 кВА;
cos φд1-2 = Pд 1-2 / Sд 1-2 =8,108 / 9,118=0,89; (2.3)
cos φв1-2 = Pв 1-2 / Sв 1-2 =27,2925 / 29,562=0,923; (2.4)
Участок ТП-1:
Pд ТП-1 = Рб+ΔРм=14+4,8=18,8 кВт;
Pв ТП-1 = Рб+ΔРм =20+17,1=37,1 кВт;
Sд ТП-1 = Рб / cos φд +ΔРм / cos φд =14 / 0,85+ 4,8 /0,889=16,47+5,4=21,87 кВА;
Sв ТП-1 = Рб / cos φв +ΔРм / cos φв=20 / 0,9+17,1 / 0,923=22,22+18,53=40,75 кВА;
cos φд ТП-1 = Pд ТП-1 / Sд ТП-1=18,8 / 21,87=0,86;
cos φв ТП-1 = Pв ТП-1 / Sв 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.
Рд =Рд ТП-1+ Рд ТП-17+ Рд ТП-8 = 18,8+4,725+38,15=61,675 кВт; (3.1)
Рв =Рв ТП-1+ Рв ТП-17+ Рв ТП-8+Рул.; (3,2)
Рул = Руд’•l + Руд•n;
Рул = Руд’•l + Руд•n = 7•1305+250•6 = 9135+1500 =10530 Вт = 10,64 кВт;
Рв = 37,1+15,75+40,15+10,64 = 103,64 кВт;
Т.к. вечерний максимум больше дневного, мощность трансформатора выбираем по вечернему максимуму.
Ртр. = Рб+ΔРм1+ … + Рул.; (3.3)
Ртр. = 40,15+24,2+9,8+10,64 = 84,79 кВт;
Определяем полную мощность трансформатора:
Sтр. = Ртр. / cos φв; (3.4)
Sтр. = 84,79 / 0,83 = 102,16 кВА;
Выбираем трансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):
ТМ 100 / 10, Sн. = 100 кВА, Uн 1 = 10 кВ, Uн 2 = 0,4 кВ, Uк%= 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
Рд =Рд ТП-1+ Рд ТП-9+ Рд ТП-6 = 3,8+3,6+4,16 = 11,56 кВт;
Рв =Рв ТП-1+ Рв ТП-9+ Рв ТП-6+Рул.;
Рул = Руд’•l + Руд•n = 7•875+250•0 = 6125 =6,125 кВт;
Рв = 12,675+12+13,875+6,125 = 44,675 кВт;
Т.к. вечерний максимум больше дневного, мощность трансформатора выбираем по вечернему максимуму.
Ртр. = Рб+ΔРм1+ … + Рул.;
Ртр. = 13,875+7,9+7+6,125 = 34,9 кВт;
Определяем полную мощность трансформатора:
Sтр. = Ртр. / cos φв;
Sтр. = 34,9 / 0,83 = 42,05 кВА;
Выбираем трансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):
ТМ 40 / 10, Sн. = 40 кВА, Uн 1 = 10 кВ, Uн 2 = 0,4 кВ, Uк%= 4,5%;
1
45/25
13/5
2
ТП 3
Рисунок 3.3. Схема для выбора типа и мощности ТП 3
Рд =Рд ТП-1+ Рд ТП-2 = 45+13 =48 кВт;
Рв =Рв ТП-1+ Рв ТП-2+Рул.;
Рул = Руд’•l + Руд•n = 7•65+250•2= 455+500 = 955Вт = 0,955 кВт;
Рв = 25+5+0,955= 30,955 кВт;
Т.к. дневной максимум больше вечернего, мощность трансформатора выбираем по дневному максимуму.
Ртр. = Рб+ΔРм.;
Ртр. = 45+7,9 = 52,9 кВт;
Определяем полную мощность трансформатора:
Sтр. = Ртр. / cos φв;
Sтр. = 52,9 / 0,8 = 66,125 кВА;
Выбираем трансформатор (с. 33 Табл. 4.7. /5/):
ТМ 63 / 10, Sн. = 63 кВА, Uн 1 = 10 кВ, Uн 2 = 0,4 кВ, Uк%= 4,5%.
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.
Электрический расчет ВЛ 0,38 кВ
Определяем эквивалентную мощность участков для ТП 1:
S экв.ТП-1 = S макс. ТП-1•кд, (5.1)
где кд – коэффициент динамического роста нагрузки,
кд = 0,7; По таблице выбираем сечение провода:
3А50 + А50.
Определяем действительную потерю напряжения на участке:
ΔUдейств. ТП-1 = SТП-1 / Uн • (rо• cos φ+ xо• sin φ)• l; (5.2)
ΔUдейств. 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;
ΔUдейств. ТП-1% =ΔUдейств. ТП-1 / Uн • 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
Рн = 22 кВт;
А25 cos φн = 0,89
η н = 0,905
кi = 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 = ro•l, (6.4)
где ro – 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 = хo•l, (6.5)
где хo – 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. = Uk% / 100• Uн 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.= Uн / √ 3•Iн• кi, (6.7)
где Uн – номинальное напряжение двигателя, В;
Iн – номинальный ток двигателя, А;
кi – кратность пускового тока;
Iн = Рн / √ 3•Uн• cos φн• η н; (6.8)
Iн = 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%
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:
Iт.р. ≥ 1,1 Iраб. макс.; (7.1)
Iэ.р. ≥ 1,25 Iраб. макс.; (7.2)
Определяем рабочий максимальный ток:
Iраб. макс = Sмакс. / √ 3 • Uн; (7.3)
Iраб. макс = 44,43 / √ 3 • 0,38 = 67,5 А;
Iт.р. = 1,1•67,5 = 74,25 А;
Iэ.р = 1,25•67,5 = 84,375 А;
Выбираем автоматический выключатель (табл. 5.3. с 34–35 /3/):
ВА51Г-31 со следующими данными: Iн.а.в.= 100 А, Iт.р = 100 А, Iэ.р. = 14 Iн;
Выбранный автоматический выключатель проверяем на срабатывание при однофазных коротких замыканиях. Автоматический выключатель мгновенно срабатывает, если будет выполняться следующее условие:
Iк..з.(1) ≥ 3• I н т.р., (7.4)
где Iк..з.(1) – ток однофазного короткого замыкания, А;
Определим ток однофазного короткого замыкания:
Iк..з.(1) = Uр / (Ζ тр / 3)+ Ζ п, (7.5)
где Uр – фазное напряжение сети, В;
Uр = 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;
Iк..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 |
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 40Ч4 мм. Удельное сопротивление грунта ρ = 145 Ом•м.
Определяем сопротивление одного вертикального стержня:
Rв = (0,366•ρ / l)•(log 2•l / d + 0,5log 4•hср+l / 4•hср-l), (8.1)
где ρ – удельное сопротивление грунта, Ом•м;
l – длина стержня, м;
d – диаметр стержня, м;
hср – расстояние от середины заземлителя до поверхности земли, м;
Rв = (0,366•145 / 5)•(log 2•5 / 0,012+ 0,5log 4•3,2+5 / 4•3,2–5) = 10,6Ч
Ч(2,9•0,18) = 32,65 Ом;
Определим допустимое сопротивление повторного заземления нулевого провода: при ρ ≤ 100 Ом•м, Rдоп. ≤ 30Ом; при ρ > 100 Ом•м,
Rдоп. =