Электроснабжение поселка

Размещено на http://www.allbest.ru/

КОСТРОМСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ

СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

КАФЕДРА: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

КУРСОВАЯ РАБОТА

по теме: Электроснабжение поселка

Выполнил: Зверев И.А.

студент 744 группы

Проверил: Михайлов М.М.

Кострома - 2002

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Характеристика объектов и обоснование категории по надежности электроснабжения

3. Определение электрических нагрузок на вводах в здания и объектах

4. Выбор числа ТП 10/0.4 и место их установки

5. Определение числа линий и трасс их прохождения

6. Составление расчетных схем

7. Определение расчетных и эквивалентных мощностей на участках линий

8. Расчет допустимых потерь напряжения

9. Выбор сечения и числа проводов. Расчет потерь напряжения в проводах

10. Расчет проводов наружного освещения

Определение номинальной мощности ТП

Конструкция сети напряжением 0,4 кВ

13. Расчет токов к.з

Выбор основного эл. оборудования трансформаторной подстанции

Грозозащита

Учет электроэнергии на трансформаторной подстанции и у потребителей

Техника безопасности при сооружении ВЛ

Список используемых источников

Введение

Развитие сельскохозяйственного производства всё в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надёжности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к её экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

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

На базе электрификации развивается промышленность, сельское хозяйство и транспорт.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности, по сравнению с электроснабжением промышленности и городов, имеет свои особенности. Главная из них - необходимость подводить энергию к небольшому числу сравнительно малогабаритных объектов, рассредоточенных по территории страны. В результате протяженность сетей во много раз превышают эту величину в других отраслях, а стоимость электроснабжения в сельской местности составляет 75% от стоимости всей электрификации в целом.

От проблемы рационального электроснабжения сельского хозяйства в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии .

Целью данного курсового проекта является приобретение навыков при расчете электроснабжения населенного пункта.

1. Исходные данные

Данные для построения плана поселка выбираем по первому знаку номера варианта (0) из таблиц 2.1 - 2.4 [1, стр.51].

Координаты строений на плане населенного пункта в условных единицах.

Таб.1.1

Номер строения	Координаты X	Координаты Y
1	3	3
2	4	3
3	5	3
4	6	3
5	7	3
6	8	3
7	9	3
8	10	3
9	11	3
10	12	3
11	5	5
12	6	5
13	7	5
14	8	5
15	9	5
16	10	5
17	12	5
18	13	5
19	14	5
20	15	5
21	14	3
22	15	3
23	16	3
24	1	6
25	2	6
26	3	6
27	4	6
28	2	9
29	8	8
30	6	9
31	6	8
32	11	5
33	2	8
34	4	9
35	16	5

Масштаб для построения 1 единица равна 50 м. [1, стр.51] полагают, что строения с номерами 01 - 14 однокватирные дома, 15 - 18 четырех квартирные дома, 19 и 20 двенадцати квартирные дома, остальные производственные помещения, учреждения и бытовые предприятия.

Табл. 1.2

Коды и наименование производственных, общественных и коммунальных потребителей

№ строения	Код	Наименование
21	136	Свинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток
22	133	Молочный блок на 3 т/сут при коровнике
23	341	Столярный цех
24	354	Приемный пункт молокозавода на 10 т
25	337	Цех по переработке 50 т. солений и 130 т. капусты
26	368	Кирпичным завод на 1...1,5 млн кирпича в год
27	199	Ветеринарно-фельдшерский пункт
28	172	Конюшня
29	339	Кузница
30	386	Котельная с четырьмя котлами “Универсал-6”
31	560	Баня на 10 мест
32	550	Магазин смешанного ассортимента на два рабочих места
33	376	Гараж с профилакторием на 25 машин
34	379	Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов
35	525	Клуб со зрительным залом на 150…200 мест

Табл. 1.3

Электрические характеристики сельских одноквартирных жилых домов (квартир в многоквартирных домах)

в домах	код нагрузки	Рд, кВт	Qд, кВар	Рв, кВт	Qв, кВар
1 квартирных	604	0,9	0,40	2,5	0,90
4 и 12 квартирных	614	1,5	1,00	3,5	1,90

Табл. 1.4

Электрические характеристики производственных потребителей

№	Код	Наименование объекта	Рд	Qд	Рв	Qв
21	136	Свинарник-маточник с подвесной дорогой на 50 маток	2	0	2	0
22	133	Молочный блок на 3 т/сут при коровнике	15	15	15	15
23	341	Столярный цех	15	10	1	0
24	354	Приемный пункт молокозавода на 10 т	45	40	45	40
25	337	Цех по переработке 50 т. солений и 130 т. капусты	40	45	40	45
26	368	Кирпичным завод на 1...1,5 млн кирпича в год	20	17	6	4
27	199	Ветеринарно-фельдшерский пункт	3	0	3	0
28	172	Конюшня	3	0	3	0
29	339	Кузница	5	0	1	0
30	386	Котельная с четырьмя котлами “Универсал-6”	28	20	28	20
31	560	Баня на 10 мест	7	2	7	2
32	550	Магазин смешанного ассортимента на два рабочих места	2	0	4	0
33	376	Гараж с профилакторием на 25 машин	30	25	15	12
34	379	Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов	45	40	25	20
35	525	Клуб со зрительным залом на 150…200 мест	3	1,5	10	6

2. Характеристика объектов и обоснование категории по надежности электрооборудования

Правилами устройства электроустановок определены три категории электроприемников по требованиям к надежности и установлены общие требования к электроснабжению потребителей с электроприемниками различных категорий.

Руководствуясь данными правилами и перечнем объектов данного варианта делаем вывод, что к первой категории относим потребителя 30 (котельная), ко второй категории относятся следующие потребители: 21, 22, 25, 26, 27, а остальные объекты можно отнести к третьей категории по электроснабжению согласно приложению 31.1 [2, стр. 526].

3. Определение электрических нагрузок на вводах в здание и на объектах

Расчетные дневные(Рд) и вечерние(Рв) активные нагрузки жилых домов определяем по коэффициенту одновременности(ko):

РД=kО·n·РМ.Д., РВ=kО·n·РМ.В. ,

где n- число квартир в доме;

РМ.Д. и РМ.В. - дневной и вечерний максимумы нагрузки (таб. 2.4. [1]).

Расчет нагрузки одноквартирного дома:

kО=1 (таб. 2.7. [1]), n=1, РМ.Д.=0,9 кВт, РМ.В.=2,5 кВт.

РД=1·1·0,9=0,9 кВт, РВ=1·1·2,5=2,5 кВт

Расчет нагрузки четырехквартирного дома:

kО.Д=0,61 kО.В=0,59 (таб. 2.7. [1]), n=4, РМ.Д.=1,5 кВт, РМ.В.=3,5 кВт.

РД=0,61·4·1,5=3,66 кВт, РВ=0,59·4·3,5=8,26 кВт

Расчет нагрузки двенадцатиквартирного дома:

kО.Д.=0,42; kО.В.=0,4 (таб. 2.7. [1]), n=12, РМ.Д.=1,5 кВт, РМ.В.=3,5 кВт.

РД=0,42·12·1,5=7,56 кВт, РВ=0,4·12·3,5=16,8 кВт

Расчетные реактивные нагрузки рассчитываются аналогично. Расчетные нагрузки производственных, общественных и коммунальных потребителей определяем из таблицы 2.5 [1].

К вечерней нагрузке каждого потребителя добавим нагрузку наружного освещения дворов [1, стр. 55...57]. Для объектов (1...14) - 0,5 кВт, для (15...20) - 1 кВт, для (30 и 35) - 0,5 кВт, для (21...29 и 31...34) - 0,25 кВт.

Все данные электрических нагрузок заносим в таблицу 3.1.

Табл. 3.1

Электрические характеристики жилых и производственных потребителей

Номер потребителя	Код потребителя	Дневная нагрузка (Pд), кВт	Вечерняя нагрузка (Pв), кВт	Категория электроснабжения
1 ... 14	604	0,9	3,0	3
15 ... 18	614	3,66	9,26	3
19 … 20	614	7,56	17,8	3
21	136	2	2,25	2
22	133	15	15,25	2
23	341	15	1,25	3
24	354	45	45,25	3
25	337	40	40,25	2
26	368	20	6,25	2
27	199	3	3,25	2
28	172	3	3,25	3
29	339	5	1,25	3
30	386	28	28,5	1
31	560	7	7,25	3
32	550	2	4,25	3
33	376	30	15,25	3
34	379	45	25,25	3
35	525	3	10,5	3

4. Выбор числа ТП 10 / 0,4 кВ и места их установки

Разделяем данный населенный пункт на две группы исходя из того, что расстояние между группами построек около 500 м, отсюда делаем вывод, что целесообразно принять две трансформаторные подстанции (ТП).

Для определения места положения ТП в центре тяжести нагрузок ее координаты вычисляют по формулам:

х = Pi·xi / Pi ; y = Pi·yi / Pi , [1, стр. 61]

электроснабжение поселок трансформатор напряжение

где xi и yi - координаты каждого потребителя;

Pi - расчетная нагрузка потребителя.

Так как подстанции две то центры нагрузок определяют для зоны охвата каждой подстанции.

Учитывая, что разделение объектов по подстанциям получилось для ТП - 1 смешанным, т.е. как производственные потребители, коммунальные предприятия, так и жилые здания, то координаты трансформаторной подстанции определяем и по «дневному» максимуму, и по «вечернему». Координаты ТП - 2 для производственных потребителей и коммунальных предприятий будем считать только по “дневному” максимуму.

Место расположения ТП-1:

а) Расчет по дневному максимуму нагрузок:

x=

y=

y=

б) Расчет по вечернему максимуму нагрузок:

x=

y=

Аналогично получаем место расположения ТП-2 (производственные потребители):

х =

х =

y =

Учитывая, что выбор места установки потребительских ТП в сельском населенном пункте зависит от планировки последнего и размещения в нем потребителей электроэнергии, а так же учитывая удобство обслуживания и близость к дорогам и постройкам уточняем координаты:

ТП-1: х = 13 , у = 3;

ТП-2: х = 3, у = 8.

5. Определение числа линий и трасс их прохождения

Воздушные линии напряжением 0,38 кВ располагают вдоль улиц, как правило по двум сторонам. Допускается при соответствующем обосновании предусматривать прохождение трассы по одной стороне улицы с устройством ответвлений от ВЛ к отдельно стоящим постройкам с пересечением проезжей части улиц. Кроме того, число отходящих линий не должно превышать 4-х; ее длина не должна превышать 500 м. Для питания светильников уличного освещения прокладывают дополнительный провод.

6. Составление расчетных схем

Т.к. трансформаторные подстанции питают смешанных потребителей, то расчетные схемы составляем по дневному максимуму и по вечернему максимуму нагрузок.

Расчетная схема отходящих линий ТП-1, см. рис. 1.

Расчетная схема отходящих линий ТП-2, см. рис. 2.

7. Определение расчетных и эквивалентных мощностей на участках линий

Электрические нагрузки сетей 0,38 кВ определяют путем суммирования расчетных нагрузок на вводе потребителей с учетом коэффициента одновременности:

PД = kО·PДi,

PВ = kО·PВi,

где

PД и PВ - расчетная дневная и вечерняя нагрузки на участке линии, кВт;

kО - коэффициент одновременности для расчетного участка линии [2, стр.38];

PДi и PВi- дневная и вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя, кВт.

При помощи коэффициента одновременности можно суммировать нагрузки, отличающиеся не более чем в четыре раза.

Если нагрузки потребителей отличаются более чем в четыре раза, то их следует суммировать, учитывая добавки мощностей (табличным методом). При этом к большему из двух слагаемых суммируют добавку от меньшего.

Суммирование нагрузок участков сети с разнородными потребителями определяют табличным методом.

Расчетную мощность на шинах 0,4 кВ ТП определяют путем суммирования расчетных мощностей всех групп табличным методом.

Расчетная полная мощность определяется с учетом коэффициента мощности [2, стр. 38] :

SРАСЧ = PРАСЧ / cos , кВА

Значение коэффициента мощности для объекта принимаем согласно [1, стр. 59].

Определение расчетной нагрузки покажем на примере расчета линии Л - 2 трансформатора ТП-1 (так как нагрузка смешанного характера, расчет ведем как по дневному, так и по вечернему максимуму нагрузок):

Рд(9-8) = 0,9 кВт cos(Д9-8) = 0,9 Sд(9-8) = 0,9/0,9 = 1,0 кВА

Рд(8-7) = 1,45 кВт cos(Д8-7) = 0,9 Sд(8-7) = 1,45/0,9 = 1,61 кВА

Рд(7-6) = 2,0 кВт cos(Д7-6) = 0,9 Sд(7-6) = 2,0/0,9 = 2,22 кВА

Рд(6-5) = 2,55 кВт cos(Д6-5) = 0,9 Sд(6-5) = 2,55/0,9 = 2,83 кВА

Рд(5-4) = 5,2 кВт cos(Д6-4) = 0,9 Sд(5-4) = 5,2/0,9 = 5,78 кВА

Рд(4-3) = 7,4 кВт cos(Д4-3) = 0,9 Sд(4-3) = 7,4/0,9 = 8,22 кВА

Рд(3-2) = 8,6 кВт cos(Д3-2) = 0,85 Sд(3-2) = 8,6/0,85 = 10,1 кВА

Рд(2-1) = 10,8 кВт cos(Д2-1) = 0,9 Sд(2-1) = 10,8/0,9 = 12,0 кВА

Рд(1-ПТ1) = 13,0 кВт cos(Д1-ТП1) = 0,9 Sд(1-ПТ1) = 13,0/0,9 = 14,44 кВА

Рв(9-8) = 3,0 кВт cos(В9-8) = 0,93 Sв(9-8) = 3,0/0,93 = 3,2 кВА

Рв(8-7) = 4,8 кВт cos(В8-7) = 0,93 Sв(8-7) = 4,8/0,93 = 5,1 кВА

Рв(7-6) = 6,6 кВт cos(В7-6) = 0,93 Sв(7-6) = 6,6/0,93 = 7,1 кВА

Рв(6-5) = 8,4 кВт cos(В6-5) = 0,93 Sв(6-5) = 8,4/0,93 = 9,0 кВА

Рв(5-4) = 14,26 кВт cos(В6-4) = 0,93 Sв(5-4) = 14,26/0,93 = 15,3 кВА

Рв(4-3) = 19,8 кВт cos(В4-3) = 0,93 Sв(4-3) = 19,8/0,93 = 17,3 кВА

Рв(3-2) = 22,3 кВт cos(В3-2) = 0,9 Sв(3-2) = 22,3/0,9 = 24,78 кВА

Рв(2-1) = 27,8 кВт cos(В2-1) = 0,93 Sв(2-1) = 27,8/0,93 = 29,9 кВА

Рв(1-ПТ1) = 33,3 кВт cos(В1-ТП1) = 0,93 Sв(1-ПТ1) = 33,3/0,93 = 35,8 кВА

Эквивалентные мощности определяют по формуле: SЭКВ = SMAX·kД, где

kД - коэффициент динамики роста нагрузок. Для вновь строящихся линий при достижении проектной мощности через 5...7 лет kД = 0,7 [1]:

Sэкв(9-8)=0,7·3,2 = 2,24 кВА

Sэкв(8-7)=0,7·5,1 = 3,57 кВА

Sэкв(7-6)=0,7·7,1 = 4,97 кВА

Sэкв(6-5)=0,7·9,0 = 6,3 кВА

Sэкв(5-4)=0,7·15,3 = 10,7 кВА

Sэкв(4-3)=0,7·17,3 = 14,9 кВА

Sэкв(3-2)=0,7·24,78 = 17,3 кВА

Sэкв(2-1)=0,7·29,9 = 20,9 кВА

Sэкв(1-ТП1)=0,7*35,8 =25,0 кВА

Табл. 7.1.

Сводная таблица расчетов мощностей участков

Расчетный участок	Расч. мощность на участке Р, кВт	Расч. полная мощность на участке S, кВа	Экв. м-ть на участке S, кВа	cos фд	cos фв
	Pд	Pв	Sд	Sв	SЭКВ
ТП-1 Л-1
10-9	0,9	3,0	1,0	3,2	2,24	0,9	0,93
9-8	1,36	4,5	1,51	4,84	3,38	0,9	0,93
8-7	1,78	5,76	1,98	6,18	4,32	0,9	0,93
7-6	2,16	6,96	2,4	7,47	5,23	0,9	0,93
6-5	2,48	7,95	2,76	8,54	5,98	0,9	0,93
5-4	2,86	9,0	3,18	9,67	6,77	0,9	0,93
4-3	3,15	10,08	3,5	10,83	7,58	0,9	0,93
3-2	3,46	11,04	3,84	11,87	8,3	0,9	0,93
2-1	3,73	11,88	4,14	12,77	8,9	0,9	0,93
1-ТП1	3,96	12,6	4,4	13,54	9,48	0,9	0,93
ТП - 1 Л - 2
9-8	0,9	3,0	1,0	3,2	2,24	0,9	0,93
8-7	1,45	4,8	1,61	5,1	3,57	0,9	0,93
7-6	2,0	6,6	2,22	7,1	4,97	0,9	0,93
6-5	2,55	8,4	2,83	9,0	6,3	0,9	0,93
5-4	5,2	14,26	5,78	15,3	10,7	0,9	0,93
4-3	7,4	19,8	8,22	21,3	14,9	0,9	0,93
3-2	8,6	22,3	10,1	24,78	17,3	0,85	0,9
2-1	10,8	27,8	12,0	29,9	20,9	0,9	0,93
1-ТП1	13,0	33,3	14,44	35,8	25,0	0,9	0,93
ТП -1 Л - 3
1-2	15	1,25	21,43	1,67	15,0	0,7	0,75
2-3	24,2	16,0	30,25	18,82	21,1	0,8	0,85
3-4	25,4	17,35	33,87	20,4	23,7	0,75	0,85
7-6	3,0	10,5	3,53	11,67	8,1	0,85	0,9
6-5	9,36	24,15	10,4	26,0	18,2	0,9	0,93
5-4	13,86	35,0	15,4	37,63	26,34	0,9	0,93
4-ТП1	33,82	47,0	38,4	51,0	35,7	0,88	0,92
ТП - 2 Л - 1
1-2	45,0	25,25	64,29	33,67	45,0	0,7	0,75
2-3	46,8	27,2	66,8	30,22	46,8	0,7	0,75
3-ТП2	65,8	36,4	94,0	45,5	65,8	0,7	0,75
ТП - 2 Л - 2
4-3	45,0	45,25	60,0	56,56	42,0	0,75	0,8
3-2	71,5	71,75	95,33	89,69	66,7	0,75	0,8
2-1	84,0	75,5	98,8	83,89	69,1	0,85	0,9
1-ТП2	85,8	77,75	100,9	86,38	70,6	0,85	0,9
ТП - 2 Л - 3
1-2	5,0	1,25	7,14	1,67	5,0	0,7	0,75
2-3	10,0	8,0	11,76	8,89	8,2	0,85	0,9
3-ТП2	34,0	33,3	41,98	41,11	29,38	0,81	0,81

8. Расчет допустимых потерь напряжения

Составляем таблицу отклонений и потерь напряжения в линиях 10 и 0.4 кВ. Норма отклонения напряжения у потребителя не должна превышать .

На шинах РТП 35/10 кВ обеспечивается режим встречного регулирования и заданы отклонения напряжения на шинах 10 кВ при 100%-ной и 25%-ной нагрузках: U100 = 0 % U25 = - 4 % [1,стр. 67].

Табл. 8.1

Отклонение напряжения и надбавки

Элемент электрической сети	Режим нагрузки
	100%	25%
Шины 10 кВ подст.35/10 кВ	0	- 4
ВЛ 10 кВ	3,5	0,88
Тр-р 10/0.4 кВ: постоянная надбавка	5	5
Переменная надбавка	2,5	2,5
Потери	4	1
ВЛ 0.4 кВ	5,0	1,25
Отклонение напряжения у потребителя	-5	+4,0

U(10)доп+U(0.4)доп = Uцп+Uт.пост.+Uт.пер-Uпот.т.-Uпотр.= 0 + 5,0 + 2,5 - 4 - (-5) = 8,5 %

U(10)доп = 3,5 %, U(0.4)доп = 5,0 %

9. Выбор сечения и числа проводов. Расчет потерь напряжения в проводах

Для сельских воздушных линий напряжением 0,38 кВ экономические сечения выбирают методом экономических интервалов по таблицам [6, стр. 306].

Этим методом можно выбирать сечения проводов в зависимости от нагрузки, района климатических условий, в котором сооружается линия, материала опор.

Провода выбирают по расчетной эквивалентной мощности SЭКВ, которая берется из таблицы. Толщина стенки гололеда b = 5 мм [2], линия будет построена на железобетонных опорах.

По таблице экономических интервалов предварительно определяют сечения проводов для каждого участка линии.

При выбранных сечениях провода выполняем расчет сети на потери напряжения при условии, что передается мощность расчетного года и сравниваем максимальные потери с допустимыми. Потерю напряжения на участках ВЛ в процентах от номинального напряжения определяют по формуле:

U = UУД.· SРАСЧ.· l, где

UУД. - удельная потеря напряжения, % / (кВ ·А ·км), [3, стр. 264];

SРАСЧ. - расчетная мощность на участке без учета коэффициента динамики роста нагрузок;

l - длина участка, км.

В данном случае допустимая потеря напряжения на линии не должна превышать U=5,0 %.

Если потеря напряжения превысит допустимую, то на ряде участков, начиная с головных, нужно взять большие дополнительные сечения из тех же таблиц [6, стр. 306]. При этом не следует принимать в линии более 3...4 различных сечений проводов.

Расчет заканчивается проверкой потери напряжения в линии, которая не должна превышать допустимую.

Для примера приведем расчет сечений линии Л-2 трансформаторной подстанции ТП-1:

Значения Sэкв берем из таблицы 7.1:

Sэк(9-8) = 2,24 кВА, принимаем провод А16-А16;

Sэк(8-7) = 3,75 кВА, принимаем провод 2А16-А16;

Sэк(7-6) = 4,97 кВА, принимаем провод 2А16-А16;

Sэк(6-5) = 6,3 кВА, принимаем провод 3А16-А16;

Sэк(5-4) = 10,7 кВА, принимаем провод 3А25-А25;

Sэк(4-3) = 14,9 кВА, принимаем провод 3А25-А25;

Sэк(3-2) = 17,3 кВА, принимаем провод 3А25-А25;

Sэк(2-1) = 20,9 кВА, принимаем провод 3А35-А35;

Sэк(1-ТП1) = 25,0 кВА, принимаем провод 3А35-А35;

Определяем потери напряжения на каждом участке (Uуд берется из номограммы [3, стр.264]):

U(9-8) = Uуд(9-8)· Sрасч· l(9-8) = 1,25· 2,24· 0,05 = 0,14 %

U(8-7) = Uуд(8-7)· Sрасч· l(8-7) = 1,25· 3,75· 0,05 = 0,22 %

U(7-6) = Uуд(7-6)· Sрасч· l(7-6) = 1,25· 4,97· 0,05 = 0,3 %

U(6-5) = Uуд(6-5)· Sрасч· l(6-5) = 1,25· 6,3· 0,05 = 0,39 %

U(5-4) = Uуд(5-4)· Sрасч· l(5-4) = 0,825· 10,7· 0,05 = 0,44 %

U(4-3) = Uуд(4-3)· Sрасч· l(4-3) = 0,825· 14,9· 0,05 = 0,6 %

U(3-2) = Uуд(3-2)· Sрасч· l(3-2) = 0,82· 17,3 ·0,05 = 0,7 %

U(2-1) = Uуд(2-1)· Sрасч· l(2-1) = 0,61· 20,9· 0,05 = 0,63 %

U(1-ТП1) = Uуд(1-ТП1)· Sрасч· l(1-ТП1) = 0,61· 25,0· 0,1 = 1,5 %

Определяем потерю напряжения в линии:

U = 0,14 + 0,22 + 0,3 + 0,39 + 0,44 + 0,6 + 0,7 + 0,63 + 1,5 = 4,92 %

Т.к. U < Umax доп (4,92 < 5,0), следовательно, сечения выбраны верно.

Результаты расчетов сечений и потерь напряжения остальных участков заносим в таблицу 9.1 .

Табл. 9.1.

Сводная таблица потерь напряжения на участках линии

Расчетный участок	Эквив-я мощность	Марка провода	cosфУ	Uуд,	Длина, км	U , на участке	Uном от начала
ТП - 1 Л - 1
10-9	2,24	А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,14
9-8	3,38	2А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,21
8-7	4,32	2А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,27
7-6	5,23	2А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,32
6-5	5,98	3А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,37
5-4	6,77	3А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,42
4-3	7,58	3А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,47
3-2	8,3	3А25-А25	0,93	0,825	0,05	0,34
2-1	8,9	3А25-А25	0,93	0,825	0,05	0,36
1-ТП1	9,48	3А25-А25	0,93	0,825	0,05	0,39	3,29
ТП - 1 Л - 2
9-8	2,24	А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,14
8-7	3,57	2А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,22
7-6	4,97	2А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,3
6-5	6,3	3А16-А16	0,93	1,25	0,05	0,39
5-4	10,7	3А25-А25	0,93	0,825	0,05	0,44
4-3	14,9	3А25-А25	0,93	0,825	0,05	0,6
3-2	17,3	3А25-А25	0,9	0,82	0,05	0,7
2-1	20,9	3А35-А35	0,93	0,61	0,05	0,63
1-ТП1	25,0	3А35-А35	0,93	0,61	0,1	1,5	4,92
ТП - 1 Л - 3
1-2	15,0	3А35-А35	0,7	0,52	0,05	0,39
2-3	21,1	3А35-А35	0,8	0,6	0,05	0,63
3-4	23,7	3А35-А35	0,75	0,59	0,05	0,7
7-6	8,1	3А25-А25	0,9	0,81	0,05	0,32
6-5	18,2	3А35-А35	0,93	0,61	0,05	0,55
5-4	26,34	3А35-А35	0,93	0,61	0,1	1,6
4-ТП1	35,7	3А50-А50	0,92	0,45	0,05	0,89	4,96
ТП - 2 Л - 1
1-2	45,0	3А50-А50	0,7	0,45	0,1	2,02
2-3	46,8	3А50-А50	0,7	0,45	0,05	1,05
3-ТП2	65,8	3А50-А50	0,7	0,45	0,05	1,48	4,55
ТП - 2 Л - 2
4-3	42,0	3А95-А95	0,75	0,3	0,05	0,6
3-2	66,7	3А95-А95	0,75	0,3	0,05	1,0
2-1	69,1	3А120-А120	0,85	0,25	0,05	0,8
1-ТП2	70,6	3А120-А120	0,85	0,25	0,15	2,6	5,0
ТП - 2 Л - 3
1-2	5,0	2А16-А16	0,7	1,05	0,1	0,53
2-3	8,2	3А25-А25	0,85	0,8	0,05	0,33
3-ТП2	29,38	3А35-А35	0,81	0,6	0,15	2,64	3,5

10. Расчет проводов наружного освещения

В число потребителей кроме жилых домов, производственных помещений включают так же уличное освещение, нагрузка которого принимает участие только в вечернем максимуме, причем в полном объеме. Принимаем, что в данном населенном пункте дорога двух видов: 1) с асфальтобетонным покрытием шириной 12 м., поэтому удельную мощность принимаем РУД1 = 13,0 Вт/м; 2) с покрытием простейшего типа шириной 7 м., поэтому удельную мощность принимаем РУД2 = 5,5 Вт/м. Освещение выполнено лампами ДРЛ-400, улицы освещаются светильниками РКУ01-400 (кривая силы света - широкая, световой КПД - 70%, способ установки светильника - консоль). Индекс "1" относится к расчету дороги шириной 12 м, "2" - к расчету дороги шириной 6м.

Определим мощность уличного освещения для ТП-1:

Рул = Руд · l,

Руд - удельная мощность, Вт/м;

l - суммарная длина освещаемых улиц, относящихся к одному виду дорог, м.

Линия - 1:

l1 = 450 м РУЛ1 = 13,0 · 0,45 = 5,85 кВт

Линия - 2:

l1 = 450 м РУЛ1 = 13,0 · 0,45 = 5,85 кВт

Линия - 3:

l1 = 300 м РУЛ1 = 13,0 · 0,3 = 3,9 кВт

Определим мощность уличного освещения для ТП-2:

Линия - 1:

l2 = 300 м РУЛ2 = 5,5 · 0,3 = 1,65 кВт

Линия - 2:

l2 = 400 м РУЛ2 = 5,5 · 0,4 = 2,2 кВт

Определяем количество светильников для каждой линии каждой ТП:

N = Pул/Рл

где, N-- количество светильников , шт.

Рл--мощность лампы (Рл=0,4 кВт)

ТП-1

линия -1: N1 = 5,85/0,4 = 15 шт.

линия -2: N1 = 5,85/0,4 = 15 шт.

линия -3: N1 = 3,9/0,4 = 10 шт.

ТП-2

линия -1: N2 = 1,65/0,4 = 4 шт.

линия -2: N2 = 2,2/0,4 = 6 шт.

Определяем марки проводов наружного освещения. В качестве примера проведем расчет для ТП - 1, общие результаты расчетов сведем в таблицу 10.1.

Уличное освещение ТП - 1:

Линия Л - 1:

Рул (л-1) = 5,85 кВт выбираем провод А16+А16

Табл. 10.1.

Уличное освещение

Расчетный участок	Длина участка	Марка провода
ТП - 1
линия -1	0,45	А16+А16
линия - 2	0,45	А16+А16
линия - 4	0,3	А16+А16
ТП - 2
линия -1	0,3	А16+А16
линия -2	0,4	А16+А16

11. Определение номинальной мощности ТП

Определим суммарную мощность на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций.

Мощность на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции ТП-1 определяем по данным из таблицы 7.1. Мощность подстанции определяем путем суммирования мощностей линий с учетом надбавки от меньших:

S(ТП-1) = S(Л-3) + S(Л-1) + S(Л-2)

S(ТП-1) = 35,7+2,4+9,2 = 47,3 кВА

Суммарная расчетная нагрузка на вводе с учетом уличного освещения:

Sсум(ТП-1) = 47,3+15,5 = 62,8 кВА

Выбираем трансформаторную подстанцию с трансформатором Sн=63 кВА [2, стр. 513].

Мощность на шинах 0,4 кВ подстанции ТП-2 определяем по формуле:

S(ТП-2) = S(Л-2) + S(Л-1) + S(Л-3)

S(ТП-2) = 70,6+23,3+18,65 = 112,55 кВА

Суммарная расчетная нагрузка на вводе с учетом уличного освещения:

Sсум(ТП-2) = 112,55+3,85 = 116,4 кВА

Выбираем трансформаторную подстанцию с трансформатором Sн=160 кВА [2, стр. 513].

Трансформаторы ТП1 и ТП2 имеют схему соединения обмоток звезда - звезда с нулем.

12. Конструкция сети напряжением 0,4 кВ

При выполнении проекта ВЛ следует руководствоваться Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения и дизельных электростанций и Строительными нормами и правилами. При проектировании должны быть учтены следующие основные требования: надежность электроснабжения; надлежащее качество электроэнергии, передаваемой потребителям; механическая прочность всех элементов линий; безопасность для людей и животных; удобство эксплуатации; минимум затрат при сооружении и эксплуатации.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Магистральные линии выполняют пяти-проводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный. Провода располагают в следующем порядке: сверху фазные, далее фонарный и. ниже нулевой. При питании потребителей от однофазного трансформатора линию выполняют трех проводной с напряжением между крайними проводами 440 В и между крайним и заземленным средним проводами 220 В.

На ВЛ применяют железобетонные, деревянные, деревянные с железобетонными приставками опоры. Основные элементы деревянных опор (стойки, пасынки, траверсы, подкосы) должны иметь диаметр в верхнем отрубе не менее 14 см, вспомогательные элементы, а также подставные опоры, устанавливаемые на ответвлениях к вводам,--не менее 12 см. В случае необходимости опоры могут быть выполнены с подкосами или стальными оттяжками площадью поперечного сечения не менее 25 мм2. Оттяжки должны быть присоединены к заземленному нулевому проводу. Расстояние между опорами (пролет) принимают 30...40 м, оно зависит от района, климатических условий и марки провода.

Трассу ВЛ 380/220 В нужно прокладывать по обеим сторонам улицы. Вести трассу по одной стороне улицы с устройством ответвлений от ВЛ к отдельно стоящим постройкам с пересечением проезжей части улицы допускается при соответствующем обосновании с соблюдением нормативного габаритного размера проводов 6 м. По условиям механической прочности на ВЛ нужно применять провода площадью сечения и диаметром не менее: алюминиевые 16 мм2, стале-алюминиевые и биметаллические 10 мм2, стальные многопроволочные 25 мм2 и стальные одно-проволочные диаметром 4 мм. В соответствии с РУМ8-76 при проектировании.

Расстояние между проводами на опоре и в пролете, когда наибольшая стрела провеса до 1,2 м, должно быть не менее 40 см при толщине стенки гололеда 10 мм и менее и 60 см при толщине стенки гололеда 15 мм и более. Если максимальная стрела провеса больше 1,2 м, то указанные выше расстояния должны быть увеличены в /1,2 раза. Расстояние от проводов при наибольшей стреле провеса до земли и проезжей части улиц должно быть не менее 6 м, а при пересечении непроезжей части улиц ответвления от ВЛ к вводам -- не менее 3,5 м. Длина вводного пролета не должна превышать 25 м. При невозможности обеспечить указанные условия необходимо установить дополнительные опоры или стойки из труб на крышах зданий.

Наименьшие допускаемые площади поперечных сечений и диаметров проводов, ответвлений к вводам при пролетах до и более 10 м следующие: медных -- 4 и 6 мм2, алюминиевых и их сплавов -- 16 мм2, стальных и биметаллических диаметром -- 3 и 4 мм.

Пересечение ВЛ с линией радиотрансляционной сети (РС) может быть выполнено как в пролете, так и на общей опоре, а с линией связи и сигнализации (ЛС) --только в пролете пересечения, причем провода ВЛ должны располагаться над проводами РС и ЛС. Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС и РС в пролетах пересечения при максимальной стреле провеса должно быть не менее 1,25 м, а при пересечении на общей опоре с проводами РС -- не менее 1,5 м.

В пролете пересечения ВЛ с линиями РС и ЛС площадь поперечного сечения проводов ВЛ должна быть не менее: алюминиевых -- 35 мм2, сталеалюминевых -- 16, стальных -- 25 мм2. Если линия РС или ЛС выполнена неизолированными проводами, то сталеалюминевые провода ВЛ должны иметь площадь сечения не менее 25 мм2.

Управление светильниками наружного освещения должно быть централизованным (автоматическим или ручным). Для отдельных удаленных светильников можно устанавливать индивидуальные выключатели.

На линиях со стальными проводами всех площадей сечений, сталеалюминевыми с площадью сечения 10 мм2 и на линиях, питающих животноводческие постройки (независимо от марки проводов), проводимость нулевого провода должна быть равна проводимости фазных проводов. Во всех остальных случаях проводимость нулевого провода должна составлять не менее 50 % проводимости фазных проводов. Число разнотипных проводов должно быть как можно меньшим.

Для крепления проводов ВЛ применяют фарфоровые или стеклянные изоляторы, стальные крюки типа КН и штыри типа С и Д.

Применяемые опоры

Промежуточные опоры предназначены только для поддержания проводов, их не рассчитывают на одностороннее тяжение. В случае обрыва провода с одной стороны опоры при креплении его на штыревых изоляторах он проскальзывает в вязке и одностороннее тяжение снижается. При подвесных изоляторах гирлянда отклоняется и тяжение также снижается.

Промежуточные опоры составляют подавляющее большинство (свыше 80 %) опор, применяемых на воздушных линиях.

На анкерных опорах провода закрепляют жестко, поэтому такие опоры рассчитывают на обрыв части проводов. К штыревым изоляторам на анкерных опорах провода крепят особенно прочно, увеличивая при необходимости число изоляторов до двух или трех. Часто на анкерных опорах вместо штыревых ставят подвесные изоляторы. Будучи более прочными, анкерные опоры ограничивают разрушения воздушных линий в аварийных случаях. Для надежности работы линий анкерные опоры устанавливают на прямых участках не реже чем через 5 км, а при толщине слоя гололеда свыше 10 мм не реже чем через 3 км.

Концевые опоры --это разновидность анкерных. Для них одностороннее тяжение проводов -- не аварийное состояние, а основной режим работы.

Угловые опоры устанавливают в местах изменения направления воздушной линии. При нормальном режиме угловые опоры воспринимают одностороннее тяжение по биссектрисе внутреннего угла линии. Углом поворота линии считают угол, дополняющий до 180° внутренний угол линии.

При небольших углах поворота (до 20°) угловые опоры выполняют по типу промежуточных, для больших углов поворота (до 903) -- по типу анкерных.

Специальные опоры сооружают при переходах через реки, железные дороги, ущелья и т. п. Они обычно значительно выше нормальных, и их выполняют по особым проектам.

По конструкции различают опоры цельно стоечные и составные из стоек и приставок. Деревянные опоры выполняют на деревянных либо на железобетонных приставках. При прохождении воздушных линий по местам, где возможны низовые пожары, следует применять опоры с железобетонными приставками. Для цельно-стоечных опор, которые желательно использовать, необходимо применять длинномерную антисептированную древесину высокого качества, что ограничивает их распространение.

Большинство промежуточных опор выполняют одностоечными. Анкерные и конечные опоры выполняют А-образкыми. Для напряжений 110 кВ и выше опоры промежуточного типа выполняют П-образными, а анкерного А--П-образными.

За рубежом при изготовлении анкерных, концевых и других сложных опор применяют оттяжки из стального троса. У нас они распространения не получили.

При сооружении опор воздушных линий должны быть выдержаны расстояния между проводами и другими предметами, находящимися в непосредственной близости от линии.

На линиях напряжением до 1 кВ в I ... III районах гололедности расстояние между проводами должно быть не менее 40 см при вертикальном расположении проводов и наибольше...