Проектирование электроснабжения населенного пункта Галичи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном курсовом проекте мы осуществили проектирование электроснабжения населенного пункта Галичи.

Мы произвели выбор проводов линии 10 кВ, определили число и место расположения ТП 10/0,4 кВ, рассчитали сечение проводов линии 0,38 кВ по методу экономических интервалов мощностей. Мы осуществили разработку конструкции и схемы соединения ТП 10/0,4 кВ, выбрали оборудование и аппараты защиты. Разработали мероприятия по защите линий от перенапряжений, а также рассчитали заземление сети 0,38 кВ.

Содержание

Аннотация

Введение

1. Исходные данные

2. Определение допустимых потерь напряжения в сети 0,38 кВ

3. Расчет электрических нагрузок

4. Электрический расчет сети 10 кВ

5. Электрический расчет сети 0,38 кВ

6. Определение потерь энергии

7. Конструктивное исполнение воздушных линий и трансформаторных подстанций

8. Расчет основных показателей надежности электрических сетей

9. Организация эксплуатации и ремонта электрических сетей

Литература

напряжение электрический трансформаторный

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения - один из важнейших факторов технического процесса.

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии - угля, сланцев, на больших реках.

Самый высокий показатель системы электроснабжения - надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение - плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

1. Исходные данные

1. Населенный пункт Галичи со 116 домом;

Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом 850 кВт·ч;

Тип потребительской подстанции - КТП;

Коммунально-бытовые и производственные потребители в таблице 1.1 (из таблицы 2.1[2])

Таблица 1 Коммунально-бытовые и производственные потребители

Шифр нагрузки	Наименование объекта	Дневной Максимум	Вечерний максимум	cosцД	cosцВ
		РД, кВт	QД, кВар	РВ, кВт	QВ, кВар
500	Начальная школа на 40 учащихся	5		2		0,85	0,9
511	Мастерские при сельской школе	7	5	2		0,7	0,75
521	Сельсовет с отделением связи	7	3	3		0,85	0,9
525	Клуб со зрительным залом 150…200 мест	3	1,5	10	6	0,85	0,9
536	Фельдшерско-акушерский пункт	4		4		0,85	0,9
544	Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 35 мест	35	15	15	5	0,85	0,9
553	Магазин смешанный ассортимент на 6-10 мест	4		4	2	0,85	0,9
561	Баня на 20 мест	8	5	8	5	0,85	0,9

Значение cosцД и cosцВ определяем по отношению из приложения 18 [1] стр. 471.

2. Определение допустимых потерь напряжения в сети 0,38 кВ

Для определения допустимых потерь напряжения составляем таблицу, в которой учитываем изменение напряжения в каждом из звеньев электрической сети на напряжение от питающей подстанции 110/10 кВ до расчетной точки сети. Отклонение, потери и надбавка напряжения выражают в % от номинального напряжения сети.

Отклонение напряжения у потребителя определяют из выражения

,

где дUШ.П - уровень напряжения на шинах питающей подстанции 110/10 кВ,

дUН.Б - величина надбавки трансформатора,

?U10 и ?U0,38 - потери напряжения, соответственно, в сетях 10 и 0,38 кВ,

дUТ - потери напряжения в силовом трансформаторе.

Для расчета принимаем следующие данные:

отклонение напряжение на шинах питающей подстанции принимаем по условию:

потерю напряжения в силовом трансформаторе принимаем равной 4% при 100% нагрузке и 1% при 25%

потерю напряжения во внутренних сетях 0,4 кВ принимаем 1%;

выбираем надбавку трансформатора +7,5%.

Таблица 2 Отклонения напряжения в сети

№ п/п	Элементы схемы	Нагрузка
		100 %	25 %
1	Шины питающей подстанции	+5	-3
2	ВЛ - 10 кВ	-6	-1,5
3	Трансформатор 10/0,4 кВ а) надбавка б) потеря	+7,5 -4	+7,5 -1
4	ВЛ - 0,38 кВ а) потери во внутренних сетях б) потери во внешних сетях	-1 -6,5	0 0
5	Отклонения напряжения у потребителя	-5	+2

Потери напряжения в сетях 10 кВ при 100%-ной нагрузке должны в 4 раза превышать потери напряжения при 25%-ной нагрузке.

Находим сумму потерь напряжения сетей 10 и 0,38 кВ

%.

Принимаем .

Исходя из требований, отклонение напряжение у потребителя не превышает .

3. Расчет электрических нагрузок

Разделим населенный пункт на группы жилых домов и отдельных потребителей по соизмеримой мощности. Каждой группе присвоим порядковый номер. После раздела получили: 19 групп по 4 домов, 2 групп по 5 домов, 5 групп по 6 домов плюс 8 коммунально-бытовых потребителей.

Определим дневную и вечернюю расчетные нагрузки группы потребителей:

, кВт;

,кВт.

где и расчетная дневная и вечерняя нагрузки потребителей или их

группы, кВт;

коэффициент одновременности [3];

количество потребителей в одной группе;

расчетная мощность одного потребителя, кВт;

, коэффициенты участия нагрузки, соответственно в дневном и вечернем максимуме.

Расчетную мощность на вводе к потребителям определяем по номограмме [1], в зависимости от годового потребления электроэнергии (850 кВтч):

кВт.

Коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме принимаем для бытовых потребителей с электрическими плитами: ; .

Для 19 групп по 4 дома:

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Для 2 групп по 5 домов:

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Для 5 групп по 6 домов:

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Так как вечерние нагрузки больше дневных, дальнейший расчет ведем по вечерним нагрузкам.

Определяем нагрузку уличного освещения по нормам нагрузок [2, табл.2.10]. Для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий расчетной ширине 9...12 м и светильниках РКУ - 250. Вт/м. По масштабу 1:4000, т.е. 1см=40м, тогда по плану м. Тогда

 Вт.

Находим расчетные нагрузки всего населенного пункта с учетом всех и нагрузки уличного освещения.

РУВ=РнпВ +РУЛ.ОСВ,

Суммарная нагрузка населенного пункта

РнпВ =Рб+У?РМ

где ?РМ - добавка к большей слагаемой нагрузке

РнпВ =97,85+7,0+20,4+1,2+1,2+1,8+6,0+2,4+9,2+2,4+4,8=154,25 кВт;

РУВ=154,25+14,16=168,41 кВт.

РУД=58,71+4,2+12,5+3,0+4,2+4,2+1,8+2,4+2,4+4,8+22,8=121 кВт.

Определяем полную мощность населенного пункта по формуле:

где cosц - средневзвешенное значение коэффициента мощности.

.

Для жилых домов cosцв=0,96 [1].

Тогда

кВА.

Определяем число трансформаторных подстанций по формуле:

,

где расчетная мощность населенного пункта, кВА;

площадь населенного пункта, км2;

допустимые потери напряжения в сети 0,38 кВ, %.

км2.

.

Принимаем 1 КТП, по таблице интервалов мощностей выберем SТР=250 кВА.

Место расположения КТП находим по выражению

где и координаты центра нагрузок;

расчетная мощность потребителей или их групп.

Результаты вычислений сводим в таблицу 3

Таблица 3 Результаты расчета

№ группы	Наименование объекта	РВi	Хi	Yi	РВi· Хi	РВi· Yi
1	Д4	5,15	40	608	206	3131,2
2	Д4	5,15	92	588	473,8	3028,2
3	Д4	5,15	144	568	741,6	2925,2
4	Д4	5,15	196	548	1009,4	2822,2
5	Д4	5,15	252	632	1297,8	3254,8
6	Д4	5,15	252	580	1297,8	2987
7	Д4	5,15	224	476	1153,6	2451,4
8	Д4	5,15	212	428	1091,8	2204,2
9	Д4	5,15	312	512	1606,8	2636,8
10	Д4	5,15	28	384	144,2	1977,6
11	Д4	5,15	84	380	432,6	1957
12	Д4	5,15	140	372	721	1915,8
13	Д4	5,15	176	296	906,4	1524,4
14	Д4	5,15	160	240	824	1236
15	Д4	5,15	148	192	762,2	988,8
16	Д4	5,15	136	144	700,4	741,6
17	Д4	5,15	360	340	1854	1751
18	Д4	5,15	360	284	1854	1462,6
19	Д4	5,15	196	368	1009,4	1895,2
20	Д5	5,75	128	372	736	2139
21	Д5	5,75	68	100	391	575
22	Д6	6,49	352	456	2284,5	2959,4
23	Д6	6,49	280	380	1817,2	2466,2
24	Д6	6,49	292	156	1895,1	1012,4
25	Д6	6,49	212	96	1375,9	623
26	Д6	6,49	300	40	1947	259,6
500	Школа	2	124	68	248	136
511	Мастерские	2	156	68	312	136
521	Сельсовет	3	220	336	660	1008
525	Клуб	10	380	396	3800	3960
536	ФАП	4	392	260	1568	1040
544	Столовая	15	308	236	4620	3540
553	Магазин	4	292	220	1168	880
561	Баня	8	372	60	2976	480
Итого:	189,8			43885,5	62105,6

;

.

4. Электрический расчет сети 10 кВ

Электрический расчет сетей напряжением 10…110 кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя.

Напряжение проводов ВЛ 0,38 кВ и 10 кВ рассчитываем по экономическим интервалам нагрузок. Затем линии проверяют по допустимой потере напряжения.



Рис. 1 Расчетная схема сети 10 кВ

Находим активные дневные нагрузки участков линии:

Р7-10=Р10=100 кВт

Р6-7=к0(Р7-10+Р7)=0,9(100+240) =306 кВт

где к0- коэффициент одновременности [2, табл.2.20]

Р6-2=Р2=65 кВт

Р1-5=Р1=60 кВт

Р6-3=Р3=121 кВт

Р5-6=Р6-3+?Р6-7+?Р6-2+?Р6=121+230+44,5+41=436,5 кВт

где ?Р - добавка к большей слагаемой нагрузке [2, табл.2.20]

РИ-5= Р5-6+?Р1-5+?Р5=436,5+41+76=553,5 кВт

Вечерняя нагрузка:

Р7-10=Р10=160 кВт

Р6-7=к0(Р7-10+Р7)=0,9(160+60) =198 кВт

Р6-2=Р2=95 кВт

Р1-5=Р1=40 кВт

Р6-3=Р3=168,41 кВт

Р5-6= Р6-3+? Р7-6+?Р6-2 +?Р6=168,41+150+65+48=431,41 кВт

РИ-5= Р5-6+? Р1-5+?Р5=431,41+26,5+92=550 кВт

Дальнейший расчет ВЛ - 10 кВ ведем по вечернему максимуму.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности на участках ВЛ - 10 кВ по формуле:

где cosцi определяется по отношению РП/Р0 [1, рис.3.7].

Таблица 4 Значения коэффициентов мощности

№ н. п.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
РП/Р0	0,5	0,4	0,3	0,5	0,4	0,3	0,5	0,7	0,6	0,5
сosцi	0,84	0,86	0,94	0,84	0,86	0,88	0,84	0,81	0,825	0,84

и т.д.

Полные мощности участков линии находим по выражению:

кВА и т. д.

Определяем экономическую мощность на участках с учетом динамики роста нагрузок:

,

где коэффициент динамики (0,7).

кВА и т.д.

Выберем марку и сечение проводов. При этом учитываем, что на ВЛ 10 кВ для 1 и 2 районов должны применяться сталеалюминиевые провода с минимальным значением сечения провода 35 мм2, а для магистрали 70 мм2.

Находим допустимую потерю напряжения при выбранных сечениях для каждого участка, В:

,

где R0, X0 - удельное электрическое и внешнее индуктивное сопротивления проводов (для АС-70: R0=0,42 Ом/км, Х0=0,327 Ом/км).

В, %.

Дальнейшие расчеты сводим в таблицу 5:

Таблица 5 Результаты расчета

Участок	lУЧ	РвУЧ	cosцУЧ	SУЧ	SЭУЧ	марка и сечение провода	?UУЧ	?UУЧ
	км	кВт	--	кВА	кВА		В	%
6-3	2,7	168,41	0,94	179,16	125,41	АС-70	24,5	0,25
5-6	3,3	431,41	0,88	490,24	343,17	АС-70	84,7	0,85
И-5	2,7	550	0,87	632,18	442,53	АС-70	89,7	0,90

?Uмаг=?U6-3+?U5-6+?UИ-5=0,25+0,85+0,90=2 %6 %.

5. Электрический расчет сети 0,38 кВ

Составляем расчетную схему зон н.п. Галичи, с нанесением мощностей и длин участков.



Рис. 2 Расчетная схема сети 0,38 кВ

Определяем активные вечерние нагрузки на участках фидера 1, т.к. РВ>РД.

РУЧ=Рб+У?РМ,

?РМ - из таблицы 3.6 [1]

кВт,

кВт и т. д.

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности участков фидера 1:

;

;

и т. д.

Полные мощности на участках фидера 1 находим по формуле:

, кВА;

кВА и т.д.

Находим эквивалентные мощности на участках фидера 1

SЭУЧ=SУЧ·КД,

где КД=0,7 - коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

кВА и т.д

По экономическим интервалам нагрузок выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А»[3].

Определяем фактические потери напряжения на участках фидера 1 и сравним с ?UДОП=7,5%:

, В

;

Расчетные значения остальных участков фидеров сводим в таблицу 6.

Таблица 6 Результаты расчетов по фидорам

№ фидера	Участок фидера	lУЧ, км	РУЧ, кВт	cosцУЧ	SУЧ, кВА	SЭУЧ, кВА	Кол-во, марка и сечение провода	?UУЧ,В	?UУЧ,В
Ф1	12-11	0,052	5,15	0,96	5,36	3,75	3А35-А35	0,61	0,16
	11-6	0,048	10,30	0,96	10,73	7,51	3А35-А35	1,12	0,29
	10-9	0,056	5,15	0,96	5,36	3,75	3А35-А35	0,65	0,17
	9-8	0,056	10,30	0,96	10,73	7,51	3А35-А35	1,31	0,34
	8-7	0,056	15,45	0,96	16,09	11,26	3А35-А35	1,96	0,52
	7-6	0,052	20,60	0,96	21,46	15,02	3А50-А50	0,73	0,19
	13-6	0,072	5,15	0,96	5,36	3,75	3А35-А35	0,84	0,22
	6-5	0,060	29,60	0,96	30,83	21,58	3А50-А50	1,21	0,32
	5-4	0,048	32,60	0,96	33,96	23,77	3А50-А50	1,06	0,28
	4-0	0,064	35,60	0,96	37,08	25,96	3А50-А50	1,55	0,41
	3-2	0,056	5,15	0,96	5,36	3,75	3А35-А35	0,65	0,17
	2-1	0,060	10,30	0,96	10,73	7,51	3А35-А35	0,53	0,14
	1-0	0,056	15,45	0,96	16,09	11,26	3А35-А35	1,96	0,52
	0-0	0,010	51,05	0,96	53,18	37,23	3А50-А50	0,91	0,24
Ф2	13-12	0,060	6,49	0,96	6,76	4,73	3А35-А35	0,88	0,23
	12-11	0,030	10,49	0,94	11,16	7,81	3А35-А35	0,73	0,19
	11-7	0,040	25,49	0,92	27,71	19,40	3А50-А50	1,93	0,51
	10-9	0,040	8,00	0,90	8,89	6,22	3А35-А35	0,30	0,08
	9-8	0,068	13,75	0,93	14,78	10,35	3А35-А35	2,20	0,58
	8-7	0,060	18,90	0,94	20,11	14,08	3А35-А35	1,00	0,26
	7-6	0,028	39,89	0,93	42,89	30,02	3А70-А70	1,57	0,41
	6-5	0,060	42,89	0,93	46,12	32,28	3А70-А70	3,61	0,95
	5-3	0,052	45,89	0,93	49,34	34,54	3А70-А70	3,34	0,88
	4-3	0,060	6,49	0,96	6,76	4,73	3А35-А35	0,88	0,23
	3-2	0,080	52,79	0,93	56,76	39,73	3А70-А70	5,92	1,56
	2-1	0,072	56,69	0,93	60,96	42,67	3А70-А70	5,72	1,51
	1-0	0,040	58,49	0,93	62,89	44,02	3А50-А50	4,37	1,15
Ф3	10-5	0,056	5,75	0,96	5,99	4,19	3А35-А35	0,73	0,19
	9-8	0,030	2,00	0,75	2,67	1,87	3А35-А35	0,17	0,04
	8-5	0,020	4,00	0,83	4,82	3,37	3А35-А35	0,21	0,06
	7-6	0,112	6,49	0,96	6,76	4,73	3А35-А35	1,65	0,43
	6-5	0,088	12,98	0,96	13,52	9,46	3А35-А35	2,59	0,68
	5-4	0,040	22,73	0,94	24,18	16,93	3А50-А50	1,67	0,44
	4-3	0,056	25,73	0,94	27,37	19,16	3А50-А50	2,65	0,70
	3-2	0,048	28,73	0,94	30,56	21,39	3А50-А50	2,54	0,67
	7-1	0,056	31,73	0,94	33,76	23,63	3А50-А50	3,27	0,86
	1-0	0,072	34,73	0,94	36,95	25,87	3А50-А50	4,60	1,21

6. Определение потерь энергии в электрических сетях

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

,

где R0 - удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l - длина участка, км;

Imax - максимальное значение тока на участке, А:

,

время максимальных потерь, ч.

Фидер 1 (Ф1). Пользуясь табл. 3.8 [1], рис. 5.5 [1]

Т=1300 ч, =600 ч.

А;

Втч.

Остальные расчеты сети 0,38 кВ проводим аналогично, а результаты сводим в таблицу 7.

Таблица 7 Результаты расчетов по фидерам

№ фидера	№ участка	l, км	R0, Ом/м	SР, кВ·А	Т, ч	Imax, А	ф, ч	?WУЧ, кВт·ч	?W, кВт·ч
Ф1	12-11	0,052	0,773	5,36	1300	8,14	600	4,79	1329,55
	11-6	0,048	0,773	10,73	1700	16,30	700	20,70
	10-9	0,056	0,773	5,36	1300	8,14	600	5,16
	9-8	0,056	0,773	10,73	1700	16,30	700	24,15
	8-7	0,056	0,773	16,09	1700	24,45	700	54,34
	7-6	0,052	0,592	21,46	2200	32,61	1050	103,12
	13-6	0,072	0,773	5,36	1300	8,14	600	6,64
	6-5	0,060	0,592	30,83	2200	46,84	1050	245,48
	5-4	0,048	0,592	33,96	2200	51,60	1050	238,33
	4-0	0,064	0,592	37,08	2200	56,34	1050	278,83
	3-2	0,056	0,773	5,36	1300	8,14	600	5,16
	2-1	0,060	0,773	10,73	1700	16,30	700	25,88
	1-0	0,056	0,773	16,09	1700	24,45	700	54,34
	0-0	0,010	0,592	53,18	2800	80,80	1400	162,33
Ф2	13-12	0,060	0,773	6,76	1300	10,27	600	8,81	4346,70
	12-11	0,030	0,773	11,16	1700	16,96	700	14,01
	11-7	0,040	0,592	27,71	2200	42,10	1050	132,21
	10-9	0,040	0,773	8,89	1300	13,51	600	10,16
	9-8	0,068	0,773	14,78	1700	22,46	700	55,68
	8-7	0,060	0,773	20,11	2200	30,55	1050	136,35
	7-6	0,028	0,420	42,89	2200	65,16	1050	157,28
	6-5	0,060	0,420	46,12	2200	70,07	1050	389,74
	5-3	0,052	0,420	49,34	2200	74,96	1050	386,56
	4-3	0,060	0,773	6,76	1300	10,27	600	8,81
	3-2	0,080	0,420	56,76	2800	86,24	1400	1049,55
	2-1	0,072	0,420	60,96	2800	92,62	1400	1089,53
	1-0	0,040	0,592	62,89	2800	95,55	1400	908,01
Ф3	10-5	0,056	0,773	5,99	1300	9,10	600	6,45	1257,43
	9-8	0,030	0,773	2,67	1300	4,06	600	0,69
	8-5	0,020	0,773	4,82	1300	7,32	600	1,49
	7-6	0,112	0,773	6,76	1300	10,27	600	16,44
	6-5	0,088	0,773	13,52	1700	20,54	700	60,28
	5-4	0,040	0,592	24,18	2200	36,74	1050	100,69
	4-3	0,056	0,592	27,37	2200	41,58	1050	180,55
	3-2	0,048	0,592	30,56	2200	46,43	1050	192,96
	2-1	0,056	0,592	33,76	2200	51,29	1050	274,72
	1-0	0,072	0,592	36,95	2200	56,14	1050	423,16

Потери в ВЛ - 10 кВ

А;

кВт.

Дальнейшие расчеты сводим в таблицу 8.

Таблица 8. Результаты расчета магистральной линии 10 кВ

№ участка	l, км	R0, Ом/м	SР, кВ·А	Т, ч	Imax, А	ф, ч	?WУЧ, кВт·ч	?W, кВт·ч
6-3	2,7	0,42	179,16	3200	10,34	1800	654,71	16379,15
5-6	3,3	0,42	490,24	3400	28,30	2000	6660,20
4-5	2,7	0,42	632,18	3400	36,50	2000	9064,63

Потери в трансформаторах

Потери энергии за год ?W в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора (?РОБ) и потери в стали (РХ.Х). Потери в обмотках при номинальной нагрузке принимаются равными потерям короткого замыкания (РК), тогда



где ?РК, ?РХ.Х - принимаем из приложения 5 [4] в зависимости от параметров трансформатора

SMAX - максимальная полная нагрузка трансформатора, кВ·А

SН - номинальная мощность трансформатора, кВ·А

ф - время максимальных потерь, ч

8760 - число часов в году.

кВтч.

Полная мощность:

кВтч.

7. Конструктивное выполнение линий 10 и 0,38 кВ, трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ

Воздушные линии 10 кВ выполняются проводами марки «АС». Их крепим на железобетонных одностоечных, свободно стоящих, а анкерные и угловые с подкосами. Провода крепим к изоляторам типа ШФ - 20В.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии для питания потребителей выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Опоры ВЛ поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов, других линий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными. На ВЛ применяются железобетонные, деревянные опоры. Принимаем установку железобетонных опор высотой 10 м над поверхностью земли. Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см.

Основное назначение изоляторов - изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Материал изоляторов должен удовлетворять следующим требованиям: выдерживать значительные механические нагрузки, быть приспособленным к работе на открытом воздухе под действием температур, осадков, солнца и т.д.

Выбираем для ВЛ - 0,38 кВ изоляторы типа НС - 18. Провода крепим за головку изолятора, на поворотах к шейке изолятора.

Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 10/0,38 кВ. КТП мощностью 250 кВА устанавливается на фундаменте и выполнена в виде блока со следующими узлами: вводное устройство высшего напряжения (10 кВ) и РУ - 0,38 кВ, которое закрываются одностворчатыми дверьми, снабженными замками, силовой трансформатор типа ТМ - 250, изолятор проходной, разрядники вентильные, разъединитель. Подстанция имеет защиты:

от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 кВ);

от многофазных (10 и 0,38) и однофазных (0,38) токов короткого замыкания;

от коротких замыканий линий уличного освещения, цепей внутреннего освещения подстанций;

защита от перегрузок линии и трансформатора;

блокировки.

Так как планируемое значение cos=0,92 обеспечивается, компенсирующая установка не требуется.

8. Расчет основных показателей надежности электрических сетей

В соответствии с методикой, рекомендованной к применению при разработке схем электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, за показатель надежности Т принимают число часов аварийных и плановых отключений во всех элементах электрической сети за год.

В общем случае для схем электроснабжения сельскохозяйственных потребителей расчетный показатель надежности определяется по формуле:

,

где Тпит л - продолжительность отключений питающих линий 35-110 кВ,

Тртп - число часов отключений распределительной ТП 35…110/10,

Трвл10кВ - число часов отключений распределительной ВЛ 10 кВ,

Тптп10/0,38 - число часов отключений потребительской ТП 10/0,38 кВ, принимаем Тптп10/0,38=2.7 ч,

ТН - продолжительность отключений линии ВЛ 0,38 кВ.

ч/год.

Так как условие ( ч/год) - не выполняется, то необходимо применять средства повышения надежности. В данном случае надо использовать резервирование линии.

9. Организация эксплуатации и ремонта электрических сетей

Эксплуатацию и ремонт электрических сетей проводят соответствующие эксплуатационные организации - предприятия, районы и участки. Эти подразделения создаются по территориальному признаку в зависимости от объема работ, выраженного в условных единицах.

На ремонтно-производственных базах размещаются ремонтно-механизированные станции, которые выполняют эксплуатационные и ремонтные работы на ВЛ. Для этого станции снабжены специальными линейными машинами, механизмами и транспортными средствами в соответствии с существующими нормами.

Ремонтно-механизированные станции бывают трех типов. Тип 3 предназначен для эксплуатационного обслуживания и капитального ремонта распределительных электрических сетей городских и сельских напряжением 20 кВ и ниже и рассчитан на 2000…2500 км линий и 300…400 сетевых трансформаторных пунктов. Для него утвержден табель комплектования оборудованием, механизмами, инструментами и приспособлениями.

Для оперативно-эксплуатационного обслуживания электрических сетей, выполнения переключений на линиях, ликвидации аварий и т.п. создаются оперативные выездные бригады (ОВР) в районах и на крупных участках.

В ряде энергетических систем электромонтеры колхозов и совхозов получают право устранять неисправности в ВЛ 380/220 кВ на территории хозяйства. Для этого они имеют ключ от щита низкого напряжения трансформаторного пункта и могут выполнять на нем переключения. Такая система позволяет сократить время для ликвидации аварий в сети 380/220 кВ.

Литература

1. И.А. Будзко, Н.М. Зуль «Электроснабжение сельского хозяйства» М.:Агропромиздат, 1990г.

2. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38...110 кВ сельскохозяйственного назначения, Мн. БИМСХ, 1984г.

3. Нормы проектирования сетей 1994 г.

4. Методические указания к курсовому проекту по электроснабжению сельского хозяйства, БИМСХ, 1985г.

Размещено на Allbest.ru

...