Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
БРЯНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ КАФЕДРА СИСТЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ Курсовой проект
по дисциплине: Электроснабжение сельского хозяйства на тему: Электроснабжение сельского населенного пункта
Брянск 2009 Содержание
1. Введение 2. Исходные данные 3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта 4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок 5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ 6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции 7. Выбор типа подстанции 8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения 9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения 10 Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения 11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе 12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе 13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ 14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ 15 Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя 16. Расчёт токов короткого замыкания 17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии 18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции 19. Выбор устройств от перенапряжений 20. Расчёт контура заземления подстанции 21. Определение себестоимости распределения электроэнергии Список литературы Еще в первые месяцы после Великой Октябрьской социалистической революции В.И. Лениным была сформулирована задача о необходимости обратить особое внимание на электрификацию промышленности и транспорта и применение электричества к земледелию. Проблема электрификации всех отраслей народного хозяйства, а, следовательно, и электроэнергетики начиная с конца XIX века стояла, достаточно остро во всех странах в связи с высокими технико-экономическими показателями электрической энергии, легкостью ее преобразования в другие виды энергии и простотой передачи на расстояние. К началу первой мировой войны (1914 г.) электроэнергетическая база ведущих мировых стран развивалась весьма быстрыми темпами, но царская Россия, несмотря на огромные запасы топлива, и гидроресурсов, и в этой ведущей отрасли народного хозяйства заметно отставала от других капиталистических стран по установленной мощности на электростанциях и по производству электрической энергии. В настоящее время развитие сельского электроснабжения в основном пойдет по линии развития существующих и строительства новых сетей, улучшения качества электроэнергии, поставляемой сельским потребителям, и особенно повышения надежности электроснабжения. Одновременно, конечно, будет продолжаться процесс электрификации сельских районов, удаленных от мощных энергосистем, путем строительства укрупненных колхозных и межколхозных электростанций с использованием дизельного топлива, а также гидроэнергии малых и средних водотоков существенно увеличиваются. № п.п. Дневной максимум Вечерний максимум Рд
, кВт Qд
, квар Sд
, кВА Рв
, кВт Qв
, квар Sв
, кВА Расчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам где n
– количество домов; ко
– коэффициент одновремённости; Р
– активная мощность одного дома, кВт; Q
– реактивная мощность одного дома, квар. По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов Pд
=0,26×96×0,7=17,471 кВт, Qд
=0,26×96×0,32=7,987 кВАр, Pв
=0,26×96×2=49,92 кВт, Qв
=0,26×96×0,75=18,719 кВАр. Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7). Мощность уличного освещения определяется по формулам где Руд
– удельная активная мощность, Вт/м; L
– длина улицы, м; tgφ
– коэффициент реактивной мощности. Pу.о.
=5,5×1440×10-3
=7,919 кВт, Qу.о.
=7,92×1,02=8,08 кВАр. Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора. Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам Где П
– периметр приусадебного участка, м; Руд.о
– удельная мощность освещения, Вт/м. Pосв
=0,26×96×3×120×10-3
=8,985 кВт, Qосв
=8,985×1.02=9,165 кВАр. Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам Pв.с.
=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт, Qв.с.
=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам где Si
– полная расчётная мощность на вводе i
-го потребителя, кВА; хi
уi
– координаты i
-ro потребителя. Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1 Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182 Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1 Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам: где Рmах
;Qmax
–
наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; ΔPi
,
Δ Qi
–
надбавки от i
-x нагрузок, кВт, квар. Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1. Ppд
=3+0,6=3,6 кВт; Qpд
=2+0=2 кВАр; Ppв
=3+0,6=3,6 кВт; Qpв
=0+0=0 кВАр; Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2 Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение I таблицы 8 [1]). Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле где кр
- коэффициент роста нагрузок. Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [1] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия, Где Sэн
– нижний экономический интервал; Sэв
– верхний экономический интервал. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [1]. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок
Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 6.1 Таблица
6.1 - Технические данные трансформатора кВ
А Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы. Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. К установке принимается комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа с силовым трансформатором мощностью 400 кВА. Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ. Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок. Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1 Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения.
Оптимальное напряжение определяется по формуле где Lэк
– эквивалентная длина линии, км;
Р
1
– расчётная мощность на головном участке, кВт. Эквивалентная длина участка определяется по формуле
Где Li
– длина i
-го участка линии, км; Рi
– мощность i
-го участка линии, кВт. Эквивалентная длина составит Lэк
=5,385+0,000771×(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам где ко
– коэффициент одновремённости; Где Р
max
; Q
max
– наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; D
Рi
;
DQi
– надбавки от i
-х нагрузок, кВт, квар. Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1 Pд
=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт, Qд
=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар, Pв
=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт, Qв
=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар, Таблица
9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока
Где Iр
– расчётный ток участка сети, А; jэк
– экономическая плотность тока, А/мм2
Продолжительность использования максимума нагрузки Тм
приводится в табл.10 П.1[1].
Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле
Где Sp
– полная расчетная мощность, кВА; Uном
– номинальное напряжение, кВ. Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле где Р
– активная мощность участка, кВт; Q
– реактивная мощность участка, квар; rо
– удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]); хо
– удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]); L
– длина участка, км. Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1 Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения провода Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле где Smax
– расчётная мощность, кВА; Sтр
– мощность трансформатора, кВА; Uа
– активная составляющая напряжения короткого замыкания, %; Uр
– реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %. активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле
где DРк.з
.
–потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт. реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле
где Uк.з
.
– напряжение короткого замыкания, %. Коэффициент мощности определяется по формуле
где Рр
–расчётная активная мощность, кВт; Sр
– расчетная полная мощность, кВА. Uа
=0,09 %, Up
=6,499 %, sin(j)=0,104 Потери мощности в линии определяются по формуле
где I
– расчётный ток участка, А; rо
– удельное активное сопротивление участка, Ом/км; L
– длина участка, км. Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле
где
t
- время потерь, час. Время потерь определяется по формуле
где Тм
– число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.
Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу
12.1 Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения t
, D
W, Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле ∆P%=0,866 %, ∆W%=0,479 %. Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.
Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле где
DРх.х
– потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); D
Рк.з
– потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); b
- коэффициент загрузки трансформатора. Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле
∆Pтр
= 1,35+1,586×5,5= 10,077 кВт, ∆Wтр
= 1,35×8760+1,586×5,5×1885,992= 13720,72 кВт×ч. В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора
где Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле
Vрег
=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %, ∆Uдоп
=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %, что составляет 48,26 В. Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2
); D
Uдоп.а
– активная составляющая допустимой потери напряжения, В; Рi
– активная мощность i-го участка сети, Вт; Li
– длина i
-го участка сети, м; Uном
– номинальное напряжение сети, В. Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
где D
Uр
– реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В. реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
где Qi
– реактивная мощность i
-го участка сети, квар; Li
– длина i
-го участка сети, км; хо
– удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км; Uном
– номинальное напряжение, кВ. Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки. Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле где Рр
– расчетная мощность кВт; Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле где Qp.дк.
– расчетная реактивная мощность до компенсации. Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113 ∆Up
= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В, ∆Uд.а.
=48,259-0,039=48,22 В, Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм2
марки AC-16. ∆Uф
= ((3,6×1,8+2×0,299×25)/380+((1×1,8+0×0,299×16,492)/380)=0,543 В, ∆U%ф
= (0,543/380)×100=0,143 %. Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155 ∆Up
= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В, ∆Uд.а=
48,259-4,001=44,258 В, Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм2
марки AC-25. ∆Uф
=((27,399×1,139+12×0,299×182,2)/380+((25×1,139+12×0,299×240,185)/ /380)=36,992 В, ∆U%ф
= (36,992/380)×100=9,734 %. Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545 ∆Up
= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В, ∆Uд.а
=48,259-9,945=38,314 В, Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм2
марки AC-70. ∆Uф
=((54,799×0,411+23,6×0,299×275,181)/380+((50×0,411+20×0,299×305,163)/ /380)=42,838 В, ∆U%ф
= (42,838/380)×100=11,273 %. Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603 ∆Up
= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В, ∆Uд.а
=48,259-5,177=43,082 В, Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм2
марки AC-35. ∆Uд.а
=((35,399×0,829+15,199×0,299×428,122)/380+((0,699×0,829+0,32×0,299×156,54)//380)=38,519 В, ∆U%ф
= (38,519/380)×100=10,136 %. Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети -0,972 +5 0 -0,243 +2.5 0 Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 14.2 Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ сети кВА Р, кВт Ом/км D
Р,
кВт час D
W,
кВтч Когда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме. Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с. Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем
4А112М2Y3 Паспортные данные электродвигателя
Рном
=
7,5 кВт cos
j
ном
=
0,88 КПД=
0,875 l
max
=
2,799 l
min
=
1,8 l
пуск
=
2 l
кр
=
2 Rк.п
=
0,076 Хк.п
=
0,149 Sк
=
17 кI
=
7,5l
тр
=1,199 Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле
dUдоп.д
.
=-(1-0,851)×100=-14,853 % Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам rл
=0,411×0,275=0,113 Ом, xл
=0,299×0,275=0,082 Ом. Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле где δUд.д.пуск
-
отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %; D
Uтр.пуск
-
потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %; ΔUЛ.0,38 пуск
–
потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %
. Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется
по формуле Мощность двигателя при пуске определяется по формуле где КI
– кратность пускового тока. Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле
Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие Пусковой коэффициент реактивной мощности равен Мощность асинхронного двигателя при пуске равна Pд.пуск
= (25,688×0,724)/0,77=24,186 кВт. Потери напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны ∆Uл 0,38пуск
= (24,186×12,751)/400=0,771 %. Потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны ∆Uл 0,38пуск
= ((24186,873×(0,113+0,16))/(144400))×100%=4,592 % Отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска ∆Uл 0,38пуск
=11,273 % Фактическое отклонение напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя при пуске составит δUд.пус.ф.
=-16,637 %. Пуск двигателя состоится. По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений. Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания. Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены на рисунке 16.1 и рисунке 16.2. Рисунок 16.1 - Расчётная схема для определения токов короткого замыкания.
|