Электроснабжение деревни Анисовка

ТЮМЕНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства

Кафедра энергообеспечения с/х

Курсовой проект

по дисциплине

Электроснабжение сельского хозяйства

Тема: Электроснабжение деревни Анисовка

Выполнил студент гр. Э-047 «б»___________ Шипицин Ю.А.

Тюмень 2006

Содержание

ЗАДАНИЕ

Нагрузки 0,4 кВ

Введение

Расчет электрических нагрузок

Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1

Линия Л1

Линия Л2

Линия Л3

Линия Л4

Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Линия Л1

Выбор потребительских трансформаторов

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Выбор сечения проводов

Участок линии 10 кВ № 0-1

Участок линии 10 кВ № 1-2

Участок линии 10 кВ № 1-3

Расчет основные технические характеристики проводов

Расчет потерь напряжения на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1

Участок линии 10 кВ № 1-2

Участок линии 10 кВ № 1-3

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1

Участок линии 10 кВ № 1-2

Участок линии 10 кВ № 1-3

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

Участок Л1

Участок 1-2

Участок 3-4

Участок 5-6

Участок Л2

Участок 1-2

Участок 3-4

Участок 5-6

Участок Л3

Участок 1-2

Участок 3-4

Участок 5-6

Участок Л4

Участок 1-2

Участок 3-4

Основные технические характеристики проводов

Расчет потерь напряжения на участках

Участок Л1

Участок линии Л2

Участок линии Л3

Участок линии Л4

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1

Участок линии Л2

Участок линии Л3

Участок линии Л4

Расчет ТП-2.

Участок Л1

Участок 1-2

Участок 3-4

Основные технические характеристики проводов

Расчет потерь напряжения на участках

Участок Л1

Участок линии 1-2

Участок линии 3-4

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1

Участок линии 1-2

Участок линии 3-4

Расчет токов короткого замыкания

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ

Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки

Линия Л1

Расчет заземляющего устройства

Расчет молниезащиты

Заключение

Литература

Введение

Вместе с развитием электроэнергетики страны стала развиваться электрификация сельских районов. На первых порах она сводилась главным образом к обеспечению в селе электрического освещения, но постепенно электроэнергия во все возрастающих объемах стала внедряться и в технологические процессы сельскохозяйственного производства. Сельская электрификация обеспечивалась в основном строительством мелких колхозных и совхозных гидроэлектростанций и тепловых электростанций на местном топливе, а с 50-х годов в стране началось широкое строительство сельских электрических сетей, присоединенным к мощным государственным энергосистемам. Дальнейшее развитие электрификации сельскохозяйственных объектов неразрывно связано с повышением качества и надежности поставляемой электрической энергии. На сегодняшний день без большого преувеличения можно сказать, что без электроэнергии не обходится ни один технологический процесс. Электроэнергия так тесно вплелась в сегодняшнее производство, что первоочередной задачей при проектировании тех или иных технологических процессов является электрификация — расчет и создание качественной, надежной и в тоже время простой и дешевой, удовлетворяющей поставленным требованиям системы энергоснабжения. Именно такую систему энергоснабжения деревни Анисовка я рассчитаю в данном курсовом проекте.

Расчет электрических нагрузок

Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1

Линия Л1:

При количестве потребителей 18 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л2:

При количестве потребителей 16 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л3:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Линия Л4:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Тогда нагрузки:

Рд= Ко Σ Рдi ; Рв= Ко Σ Рвi ; Qд= Ко ΣQдi ; Qв= Ко ΣQвi .

В случаях,когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер,то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ; Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ; Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

Итого по линии Л1, Л2,Л3 и Л4:

Рд=24+23+18+26=91 кВт; Рв=37+37+29+36=139 кВт;

Qд=7+8+6+11=32 кВар; Qв=10+11+6+9=36 кВар

Уличное освещение:

Длина линии Л1 составляет 172*8+262*2=1900 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М длины линии. Тогда полная мощность Sв=1900·0,003·1,2=6,84 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosφ=6,84·0.9=6,156кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=6,84-6,156=0,684 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №1

Линии	Потребители	Ко-во, шт	Ко	Активная нагрузка, кВт				Реактивная нагрузка, кВар
				На вводе		Расчетная		На вводе		Расчетная
				Рдi	Рвi	Рдi	Рвi	Qдi	Qвi	Qдi	Qвi
Л1	Жилой дом	17	0,34	3,5	6	20,2	34,7	1,15	1,5	6,6	8,7
	Детский сад	1	0,34	12	8	4,1	2,7	6	4	2	1,4
	Расчетная нагрузка Л1	-	-	-	-	24,3	37,4	-	-	6,6	10
Л2	Жилой дом	15	0,34	3,5	6	17,9	30,6	1,15	1,5	5,9	7,7
	Школа	1	0,34	14	20	4,8	6,8	7	10	2,4	3,4
	Расчетная нагрузка Л2	-	-	-	-	22,6	37,4	-	-	7,6	10,6
Л3	Жилой дом	10	0,42	3,5	6	14,7	25,2	1,15	1,5	4,8	6,3
	Баня	1	0,42	8	5	3,4	2,1	8	5	3,4	2,1
	Расчетная нагрузка Л3	-	-	-	-	18	28,6	-	-	5,6	5,6
Л4	Жилой дом	8	0,42	3,5	6	11,8	20,2	1,15	1,5	3,9	5
	Корпус интерната	1	0,42	8	14	3,4	5,9	5	7	2,1	2,9
	Клуб	1	0,42	5	14	2,1	5,9	3	8	1,3	3,4
	Столовая	1	0,42	20	10	8,4	4,2	10	4	4,2	1,7
	Расчетная нагрузка Л4	-	-	-	-	25,6	36,1	-	-	10,6	8,6
Итого по Л1, Л2 и Л3		-	-	-	-	90,8	139,5	-	-	30,4	34,8
Уличное освещение		-	1	-	-	-	6,2	-	-	-	0,7
Нагрузка ТП-1		-	-	-	-	90,8	145,7	-	-	30,4	35,5

Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП-1 Таблица №1

Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2

Расчет проводим аналогично расчету нагрузок ТП-1:

Рд= Ко Σ Рдi ; Рв= Ко Σ Рвi ; Qд= Ко ΣQдi ; Qв= Ко ΣQвi .

В случаях, когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер, то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ; Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ; Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

При количестве производственных потребителей 4 коэффициент одновременности Ко =0,8.

Итого по линии:

Рд= 71,2 кВт ; Рв= 29 кВт ; Qд= 52,8 кВар ; Qв= 25,4 кВар;

Наружное освещение зданий.

Длина периметра территории (237+239)*2=952 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М периметра.

Тогда полная мощность Sв=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosφ=3,4·0.9=3,06 кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=3,4-3,06=0,34 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №2

Определение нагрузок ТП-2 Таблица №2

Потребители	Ко-во, шт	Ко	Активная нагрузка, кВт				Реактивная нагрузка, кВар
			На вводе		Расчетная		На вводе		Расчетная
			Рдi	Рвi	Рдi	Рвi	Qдi	Qвi	Qдi	Qвi
Коровник	1	0,8	30	26	24	20,8	26	23	20,8	18,4
Молочный блок	1	0,8	25	25	20	20	12	12	9,6	9,6
Кормоприготовительное отделение	1	0,8	25	25	20	20	20	20	16	16
Ремонтная мастерская	1	0,8	9	4,5	7,2	3,6	8	4	6,4	3,2
Итого	—	—	—	—	71,2	29	—	—	52,8	25,4
Наружное освещение	—	1	—	—	—	3,06	—	—	—	0,34
Нагрузка ТП-2	—	—	—	—	71,2	32,06	—	—	52,8	25,74

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Sд=; Sв=;

Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);

cos= Рд Sд ; cos= Рв Sв ;

Линия Л1

Sд===25 кВА;

Sв===38 кВА;

Iд= Sд/(·Uном)= 25/(·0,38)=39 А;

Iв= Sв/(·Uном)= 38/(·0,38)=59 А;

cos= Рд/ Sд =24/25=0,96;

cos= Рв/ Sв =37/38=0,97.

аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.

Результаты расчетов сведем в таблицу №3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ таблица №3

Элементы сети Мощность Ток, А Коэф. мощности Активная, кВт Реактивная, кВар Полная, кВА Рд Рв Од Qв Sд Sв Iд Iв cos cos Л1	24	37	7	10	25	38	39	59	0,96	0,97
Л2	23	37	8	11	24	39	37	60	0,96	0,95
Л3	18	29	6	6	19	30	29	46	0,95	0,97
Л4	26	36	11	9	28	37	43	57	0,93	0,97
ТП-1	100	146	30	36	104	150	161	232	0,96	0,97
ТП-2	71	32	53	26	89	41	138	63	0,80	0,78

Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10,4 кВ

Таблица №4

№ ТП	Sрасч., кВА	Тип	Sт.ном., кВА	Uвн.ном., кВ	Uнн.ном., кВ	ΔРхх, кВт	ΔРк.з., кВт	Uк.з., %
1	150	ТМФ	160	10	0,4	0,57	2,65	4,5
2	89	ТМ	100	10	0,4	0,37	2,27	4,5
Σ			260

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 11010 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Рд= Ко Σ Рдi ; Рв= Ко Σ Рвi ; Qд= Ко ΣQдi ; Qв= Ко ΣQвi;

Sд=; Sв=; Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);

учтя, что Uном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ≥ Iр.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=7,2 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-2

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=6,9 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-3

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=3,9 А — выполняется.

Расчет основные технические характеристики проводов

Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.

Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:

хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·μ

Dср=1500 мм — среднее геометрическое расстояние между проводами;

d=6,9 мм — диаметр провода;

μ≈1 — относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ≈1)

Поэтому

хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.

Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.

Таблица №5

Провод	Dср, мм	ro, Ом/км	хо, Ом/км	Iр.max, А	Iдоп, А
АС25	1500	1,146	0,40	24,1	135

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔUд=== 5,7%;

ΔUв=== 5,7%.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔUд=== 0,02%;

ΔUв=== 0,03%.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔUд=== 0,05%;

ΔUв=== 0,02%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.

Годовое потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=744/105700=0,7%.

Суммарные потребительские потери во всех ТП 10:

ΔWт=2067 кВт·ч/год.

Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:

ΔWт %= ΔWт/ Wгод·100=2067/105700·100=1,87%

Результаты расчетов сведем в таблицу №6.

Электрический расчет ВЛ 10кВ

Таблица №6

Участок		Сумма мощностей ТП заучастком				Количество трансформаторов за участком, шт.	Ко	Расчетная мощность учаска						Рабочий ток, А		Марка и сечение провода	Потери напряжения ΔU, %				Потери энергии, ΔWл , кВт·ч
№	Длина, М	Активных, кВт		Реактивных, кВар				Активная, кВт		Реактивная, кВар		Полная, кВА					Днем		Ночью
		Σ Рд	Σ Рв	ΣQд	ΣQв			Рд	Рв	Од	Qв	Sд	Sв	Iд	Iв		На участке	От ГПП до конца участка	На участке	От ГПП до конца участка
0-1	25000	171	178	83	62	2	0,85	145	151	71	53	161	160	9,3	9,2	АС25	5,7	5,7	5,7	5,7	47
1-2	150	100	146	30	36	1	1	100	146	30	36	104	155	6	9	АС25	0,02	5,72	0,03	5,73	62
1-3	450	71	32	53	26	1	1	71	32	53	26	89	41	5,1	2,4	АС25	0,05	5,75	0,02	5,72	635

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ≥ Iр.

Расчет ТП-1

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=59/1,3=45,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=59 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=27,4/1,3=21,1 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок Л2:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=60/1,3=46,2 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=32,4/1,3=24,9 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=32,4 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок Л3:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=46/1,3=35,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=18,1/1,3=13,9 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ≥ Iр=13,9 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=14,3/1,3=11 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ≥ Iр=14,3 А — выполняется.

Участок Л4:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=57/1,3=43,8 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=43,8 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=24,8/1,3=19 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=24,8 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32/1,3=24,6 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=32 А — выполняется.

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №7

Провод	Dср, мм	Ro, Ом/км	хо, Ом/км	Iдоп, А
АС16	1500	1,772	0,416	111
АС25	1500	1,146	0,40	135
АС50	1500	0,592	0,380	210

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ΔUд===7%;

ΔUв=== 10,7%.

Участок линии Л2:

ΔUд=== 6,9%;

ΔUв=== 10,8%.

Участок линии Л3:

ΔUд=== 4,9%;

ΔUв=== 7,4%.

Участок линии Л4:

ΔUд=== 7,5%;

ΔUв=== 9,4%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·592·0,592·0,6·1500·10-3=5564 кВт·ч/год.

Участок линии Л2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·392·0,592·0,6·1500·10-3=2431 кВт·ч/год.

Участок линии Л3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·462·0,592·0,55·1500·10-3=3100 кВт·ч/год.

Участок линии Л4:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·572·0,592·0,55·1500·10-3=4760 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=5564+2431+3100+4760=15855 кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии :

Wгод=Ррасч·Тmax=36*(1000+1000)/2=25200 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=15855/25200=0,6%.

Расчет ТП-2

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=700 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=138/1,3=106,2 мм2.

Применим провод АС120.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=390 А ≥ Iр=106,2 А — выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=57,2/1,3=44 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ≥ Iр=44 А — выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=86,6/1,3=66,6 мм2.

Применим провод АС95.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=330 А ≥ Iр=66,6 А — выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №8

Провод	Dср, мм	Ro, Ом/км	хо, Ом/км	Iдоп, А
АС50	1500	0,592	0,380	210
АС95	1500	0,299	0,357	330
АС120	1500	0,245	0,349	390

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ΔUд===3,8%;

ΔUв=== 1,8%.

Участок линии 1-2:

ΔUд=== 1,8%;

ΔUв=== 1,6%.

Участок линии 3-4:

ΔUд=== 0,9%;

ΔUв=== 0,8%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·1382·0,245·0,15·1500·10-3=3149 кВт·ч/год.

Участок линии 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·57,22·0,592·0,1·1500·10-3=872 кВт·ч/год.

Участок линии 3-4:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·86,62·0,299·0,05·1500·10-3=505 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=3149+872+505=4526кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=71*(1000+1000)/2=49700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=4526/49700=0,09%.

Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания необходимы для выбора оборудования, расчета и проверки защит, выбора устройств грозозащиты и заземления подстанции и т. п.

Составим исходную схему для расчета токов короткого замыкания:

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания:

Для приведения сопротивлений к базисным условиям воспользуемся системой именованных единиц, приведя все сопротивления к базисному напряжению Uб=0,4 кВ. Тогда сопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям:

Сопротивление системы:

Хсб ===1,33·10-3 Ом;

Сопротивление трансформатора:

Rт.б=ΔРк.з/Sт.ном·/Sт.ном=2270/1·105·4002/1·105=14,2·10-3 Ом;

Хтб=uр %/100· /Sт.ном=4,27/100·4002/1·105=26,7·10-3 Ом;

Сопротивление линии:

rб=ro·L·(Uб/Uс.ном)2; хб=хo·L·(Uб/Uс.ном)2, тогда

Л1: rб=2,45·10-3 Ом; хб=3,49·10-3 Ом.

Л11-2: rб=5,98·10-3 Ом; хб=7,14·10-3 Ом.

Л11-3: rб=8,97·10-3 Ом; хб=10,7·10-3 Ом.

Л13-4: rб=29,6·10-3 Ом; хб=19·10-3 Ом.

Л13-5: rб=29,6·10-3 Ом; хб=19·10-3 Ом.

Участок 0-1: rб=45,8·10-3 Ом; хб=16·10-3 Ом.

Участок 1-2: rб=0,28·10-3 Ом; хб=0,1·10-3 Ом.

Участок 1-3: rб=0,8·10-3 Ом; хб=0,3·10-3 Ом.

Результирующие сопротивления до точек короткого замыкания:

К1: RΣ=0 Ом; XΣ=1,33·10-3 Ом.

К2: RΣ=45,8·10-3+0,28·10-3=46,08·10-3 Ом; XΣ=1,33·10-3+16·10-3+0,1·10-3= 17,

43·10-3 Ом.

К3: RΣ=61,08·10-3 Ом; XΣ=44,43·10-3 Ом.

К4: RΣ=69,51·10-3 Ом; XΣ=55,06·10-3 Ом.

К5: RΣ=93,13·10-3 Ом; XΣ=66,92·10-3 Ом.

К6: RΣ=93,13·10-3 Ом; XΣ=66,92·10-3 Ом.

Полные сопротивления:

ZΣ=

К1: ZΣ===1,33·10-3 Ом;

К2: ZΣ===49·10-3 Ом;

К3: ZΣ=75,2·10-3 Ом;

К4: ZΣ=88,2·10-3 Ом;

К5: ZΣ=114·10-3 Ом;

К6: ZΣ=114·10-3 Ом;

Токи трехфазного короткого замыкания:

К1: ==6,95 кА;

К2: 4,7 кА; К3: 3,1 кА; К4: 2,6 кА;

К5: 2,02 кА; К6: 2,02 кА;

Токи двухфазного короткого замыкания:

К1: ==6,05 кА;

К2: