За последние годы в отросли электроснабжения потребителей произошли определенные изменения: разработано новое оборудование и электроаппараты, появились новые нормативные акты, усовершенствован ряд методик расчета. Главная проблема, стоящая ныне перед Белорусской энергосистемой — ликвидация острого дефицита мощности источников электоэнергии, электроэнергетика как базовая отрасль должна стать менее зависимой от внешних поставок электроэнергии. Для успешного выполнения социально-экономической программы преобразования села необходимо развивать энергетическую базу агропромышленного комплекса республики, добиваться более эффективного использования электроэнергии. При широком внедрении электрифицированных машин и установок требуется бесперебойное энергоснабжение хозяйств, надежная работа оборудования и приборов. Перерывы в подаче электроэнергии приводят к потере продукции, или снижению ее качеств.
Установленная мощность всех электростанций Республики Беларусь составляет 7224,5 МВт. Протяженность электрических сетей 263,6 тыс. километров.
В основном электроэнергия производится на таких электростанциях, как Лукомская, Березовская, Белорусская ГРЭС и др.
Большое внимание уделяется вопросам технического перевооружения оборудования электростанций и электрических сетей. Ведется модернизация систем контроля и управления энергоблоками электростанций, расширяется и совершенствуется автоматизированная система диспетчерского технического управления, заменяются воздушные выключатели устаревшей конструкции на элегазовые.
На электростанциях и подстанциях автоматизация дает следующие преимущества: гарантирует качественное и бесперебойное электроснабжение, снижает себестоимость производства и передачи электроэнергии в результате сокращения эксплуатационных затрат, увеличивает надежность работы электрооборудования, повышает скорость оперативных действий, уменьшает количество обслуживающего персонала и улучшает условия его работы.
Для того, чтобы электроснабжение сельскохозяйственного, промышленного производства и бытового сектора было надежным, необходимо, чтобы у каждого крупного объекта была своя электростанция. Электроэнергия при этом становится дороже, но снабжение надежнее. Чтобы повысить эффективность электроснабжения, необходимо две крупные электростанции объединить в единую энергосистему так, чтобы при выходе из строя одной, потребитель продолжал получать электроэнергию.
Использование электрической энергии имеет перспективы развития, так использование ее обходится дешевле, чем использование других видов энергии, т.е. угля, жидкого топлива, газа и др.
Геотермальные электростанции
... полученный из подведенной воды; двухконтурная геотермальная электростанция на низкокипящих рабочих веществах. Область применения таких электростанций - использование очень горячих (до 200 градусов) ... электроэнергии. В связи с этим ожидается, что в странах со значительным геотермальным потенциалом и первую очередь в США мощность ГеоТЭС в самое ближайшее время удвоится. Геотермальная электростанция ...
Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов и промышленных объектов. Основные из них — это потребность большего количества электрических сетей, что, в свою очередь, вызывает дополнительные сложности по обеспечению качества электроэнергии и надежности электроснабжения; разбросанность сравнительно маломощных электропотребителей на значительной территории. Проблема рационального электроснабжения потребителей тесно связана с экономической эффективностью использования электроэнергии на производственных и коммунально-бытовых сельскохозяйственных объектах. Поэтому основные задачи развития сельского электроснабжения сформулировали так:
Повышение качества электроэнергии.
Улучшение и совершенствование схем электроснабжения сельских электрических сетей.
Строительство и реконструкция линий 0,38 кВ.
Внедрение современных средств диагностики оборудования.
Внедрение нового поколения коммутационной аппаратуры и комплектных распределительных устройств.
Внедрение современных систем релейной защиты, автоматики, телемеханики.
Более широкое применение резервных электростанций.
Использование нетрадиционных видов энергии.
Можно выделить также следующие группы, относящиеся к сельскохозяйственным потребителям электрической энергии:
Предприятия и ведомства АПК, предприятия по переработке сельхоз продукции промышленной основе (молокозаводы, мясокомбинаты и т. д.).
Сельскохозяйственные производственные.
Крупные сельхоз комплексы по производству сельхоз продукции.
Фермерские хозяйства.
Жилые дома жителей сельских населенных пунктов, дома садоводческих товариществ и индивидуальных застройщиков.
Больницы, школы, магазины и другие сферы обслуживания и услуг.
Прочие потребители.
Основными направлениями новой инфраструктуры электроснабжения являются: резервирование электрических сетей всех напряжений; развитие сельских электрических сетей напряжением 110 кВ с разукрупняющимися подстанциями глубокого ввода; реконструкция устаревших сетей с внедрением автоматического секционирования; комплексная автоматизация электрических сетей с внедрение устройств автоматического включения резерва, автоматического повторного включения, автоматического переключения на резервное питание; реконструкция и строительство закрытых двухтрансформаторных подстанций 10/0,4 кВ с использованием нового оборудования и материалов; обустройство дополнительных резервных электростанций с использованием традиционных и нетрадиционных источников энергии.
1. Характеристика объекта проектирования
Объектом проектирования в данном курсовом проекте является механический двор расположенный в деревне Дуравичи КСУП «Совхоз Дубовицкий».
КСУП «Совхоз Дубовицкий» расположен в северо-западной части Гомельской области. Его хозяйственный центр деревня Дуравичи размещен в 40 км от Гомеля и в 13 км от районного центра г. Буда-Кошелево.
Ближайшей трансформаторной подстанцией 35/10 кВ является ПС «Дуравичи» расположенная на территории деревни Дуравичи.
Данный объект проектирования относится к третьей категории в отношении надежности электроснабжения.
По толщине стенки гололеда хозяйство расположено в третьей климатической зоне и в 1-ой степени по напору ветра.
Удельное сопротивление грунта 80 Омм, рекомендуемый тип заземлителя — стержень, d=10м, l=4м.
Допустимое отклонение напряжения на шинах при 100% нагрузке +5%; при нагрузке 25% — +3%.
На территории объекта проектирования расположены следующие объекты:
Контора на 15 — 20 мест.
Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов.
Котельная.
Площадка для хранения сельскохозяйственной техники.
Склад ГСМ.
Теплая стоянка для тракторов.
Гараж с профилакторием на 25 автомобилей.
Плотницкая.
АВМ-0,65.
Склад семенохранилища.
Кузница.
КЗС-10Б.
МТС.
14…15) Семенохранилище.
16…17) Весовая с проходной.
18) Стоянка.
2. Расчёт и выбор электрических нагрузок
Для выбора нагрузок производственных объектов используем руководящие материалы института «Сельхозэнергопроект».
После выбора нагрузок данные заносим в таблицу 2.1. Выбираем коэффициент мощности cos ц дневные и вечерние, а затем суммируем дневные и вечерние активные мощности всех потребителей по объекту и также заносим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 — Нагрузка производственных потребителей
|
№ п/п |
Наименование объекта |
Количество объектов |
№ позиции РУМ |
Активная нагрузка |
Коэффициент мощности |
Суммарная мощность |
||||
|
Дневная Рдн,кВт |
Вечерняя Рв,кВт |
Дн. cos ц |
Веч. cos ц |
Дн. ?Рд, кВт |
Веч. ?Рв, кВт |
|||||
|
1 |
Контора на 15 — 20 мест |
1 |
518 |
15 |
8 |
0,85 |
0,9 |
15 |
8 |
|
|
2 |
Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов |
1 |
379 |
45 |
25 |
0,7 |
0,75 |
45 |
25 |
|
|
3 |
Котельная |
1 |
384 |
15 |
15 |
0,8 |
0,85 |
15 |
15 |
|
|
4 |
Площадка для хранения с/х техники |
1 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
|
5 |
Склад ГСМ |
1 |
331 |
5 |
2 |
0,7 |
0,75 |
5 |
2 |
|
|
6 |
Теплая стоянка для тракторов |
1 |
370 |
5 |
2 |
0,92 |
0,96 |
5 |
2 |
|
|
7 |
Гараж с профилакторием на 25 автомобилей |
1 |
376 |
30 |
15 |
0,7 |
0,75 |
30 |
15 |
|
|
8 |
Плотницкая |
1 |
340 |
10 |
1 |
0,7 |
0,75 |
10 |
1 |
|
|
9 |
АВМ -0,65 |
1 |
181 |
80 |
80 |
0,75 |
0,8 |
80 |
80 |
|
|
10 |
Склад семенохранилища 2500 т |
1 |
323 |
95 |
95 |
0,7 |
0,75 |
95 |
95 |
|
|
11 |
Кузница |
1 |
339 |
5 |
1 |
0,8 |
0,8 |
5 |
1 |
|
|
12 |
КЗС -10Б |
1 |
305 |
65 |
65 |
0,7 |
0,75 |
65 |
65 |
|
|
13 |
МТС |
1 |
372 |
3 |
1 |
0,7 |
0,75 |
3 |
1 |
|
|
14…15 |
Семенохранилище на 1000 т |
2 |
322 |
80 |
80 |
0,7 |
0,75 |
80 |
80 |
|
|
16…17 |
Весовая с проходной |
2 |
По зад. |
2 |
2 |
0,85 |
0,9 |
2 |
2 |
|
|
18 |
Стоянка |
1 |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
|
Итого по объекту: |
537 |
474 |
||||||||
Так как на объектах производственных потребителей преобладает дневная нагрузка (Рдн > Рвч), то для дальнейшего расчёта будем использовать дневную нагрузку.
3. Расчёт допустимых потерь напряжения
Источником питания, задающим исходное значение напряжения, является генератор на электростанции или мощная подстанция с регулированием напряжения. Между источником питания и токоприёмником расположен ряд элементов сети, на которых теряется напряжение. Поэтому перед расчётом воздушных линий составляют приближённые таблицы отклонения напряжений для всех элементов сети, начиная от источника электроснабжения и кончая потребителем.
Так как наша трансформаторная подстанция удалена на 1 километр от ПС «Дуравичи», то нашу ТП будем считать ближайшей (БТП).
Рисунок 3.1 — Схема электроснабжения потребителей
Выбираем переменную надбавку Vпер = -2,5%
Рассчитываем потери напряжений в линии:
?U10кВ ? 0
(1)
где Vш — отклонение напряжения на шинах, %;
- Vпост — постоянные надбавки напряжения трансформаторов, %;
- Vпер — переменные надбавки напряжения трансформаторов, %;
- ДUт — потери напряжения, %;
- Vп — отклонение напряжения у потребителя, %.
Определяем отклонение напряжения у потребителя при 25 % нагрузке, %:
(2)
Проверяем баланс напряжений для БТП:
- при 100 % нагрузке:
Vш + У(Vпост + Vпер) — ?ДUл — ДUт — Vп = 0 (3)
5 + (5 — 2,5) — 8,5 — 4 — (-5) = 0
- при 25 % нагрузке:
3 + (5 — 2,5) — 8,5 — 4 + 4,5 = 0
Результаты расчётов заносим в таблицу 2
Таблица 3.1 — Отклонение и потери напряжения в % на элементах системы
|
Параметры элементов систем |
БТП |
||
|
П2 100% |
П1 25% |
||
|
Отклонение на шинах 10 кВ Vш |
+5 |
+3 |
|
|
Потери напряжения в ВЛ — 10 кВ ДUл |
0 |
0 |
|
|
Трансформатор напряжения 10/0,4 кВ: Постоянные надбавки Vпост |
+5 |
+5 |
|
|
Переменные надбавки Vпер |
— 2,5 |
— 2,5 |
|
|
Потери ДUт |
— 4 |
— 1 |
|
|
Потери на линии 0,38 кВ ДUл |
— 8,5 |
0 |
|
|
Отклонение напряжения у потребителя Vп |
-5 |
+4,5 |
|
4. Выбор количества и места установки ТП напряжением 10/0,4 кВ
Производим определение центра электрических нагрузок.
Для определения центра нагрузки объекта проектирования, в нём нужно построить диагонали, место пересечения диагоналей и будет центром нагрузки. Для других объектов делаем аналогично. Для того, чтобы найти центры нагрузок объектов, опускаем перпендикуляры на оси Х и Y и полученные значения заносим в таблицу 3.
Таблица 4.1 — Центры нагрузок объектов проектирования
|
№ объекта |
Наименование объекта |
Х, м |
Y, м |
|
|
1 |
Контора на 15 — 20 мест |
132 |
7 |
|
|
2 |
Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов |
136 |
26 |
|
|
3 |
Котельная |
128 |
93 |
|
|
4 |
Площадка для хранения с/х техники |
183 |
75,5 |
|
|
5 |
Склад ГСМ |
194,5 |
144,5 |
|
|
6 |
Теплая стоянка для тракторов |
105 |
113 |
|
|
7 |
Гараж с профилакторием на 25 автомобилей |
83,5 |
84,5 |
|
|
8 |
Плотницкая |
74 |
42 |
|
|
9 |
АВМ -0,65 |
46 |
84 |
|
|
10 |
Склад семенохранилища 2500 т |
23 |
31 |
|
|
11 |
Кузница |
106 |
76 |
|
|
12 |
КЗС -10Б |
48 |
150,5 |
|
|
13 |
МТС |
74 |
146 |
|
|
14 |
Семенохранилище на 1000 т |
8 |
119 |
|
|
15 |
Семенохранилище на 1000 т |
8 |
89 |
|
|
16 |
Весовая с проходной |
15 |
149 |
|
|
17 |
Весовая с проходной |
56,5 |
7 |
|
|
18 |
Стоянка |
115 |
144 |
|
Чтобы найти место расположения ТП нужно рассчитать по данным значений таблицы 3 и по дневному максимуму нагрузок координаты X и Y:
= (4)= (15 * 132 + 45 * 136 + 15 * 128 + 5 * 194,5 + 5 * 105 + 30 * 83,5 + 10 * 74 + 80 * 46 + 95 * 34 + 5 * 106 + 65 * 48 + 3 * 74 + 80 * 8 + 80 * 8 + 2 * 15 + 2 * 56,5) / 537 = 26967,5 / 537 = 50 м,
где УР — суммарная дневная активная мощность, кВт;
- Xi — координаты объектов по оси Х, м.
= (5)= (15 * 7 + 45 * 26 + 15 * 93 + 5 * 144,5 + 5 * 113 + 30 * 84,5 + 10 * 42 + 80 * 84 + 95 * 31 + 5 * 76 + 65 * 150,5 + 3 * 146 + 80 * 119 + 80 * 89 + 2 * 149 + 2 * 7) / 537 = 44130 / 537 = 82 м,
где Yi — координаты объектов по оси Y, м.
В зависимости от категории надёжности объекта проектирования, от его суммарной мощности, плотности нагрузки и допустимых потерь напряжения производим выбор числа КТП:
nтп= , (6)
где в = 0,6…0,7 — постоянный коэффициент для ТП напряжением 10/0,4 кВ;
- ДU = 5 % — допустимые потери напряжения в сети напряжением 0,38 кВ;
Р0 — плотность нагрузки объекта, кВт/кмІ:
P0 = Pсумм / F = 537 / 0,036 = 14916,67 (кВт) (7)
F — площадь объекта электроснабжения, кмІ:
F = Xп * Yп = 216 * 165,5 = 35748 * 10—6 = 0,036 (кмІ) (8)
cos ц = 0,75 — коэффициент мощности на шинах напряжением 0,4 кВ /1/.
n = = (9)= = = 537 * 0,00328 = 1,76 ? 2
По результатам расчёта, так как объект относится к III категории надёжности принимаем две трансформаторные подстанции.
5. Электрический расчёт линий 0,38/0,22 кВ
Количество линий выбираем в зависимости от величины суммарной нагрузки приходящейся на одну линию. Нагрузку на линии распределяем равномерно. Электрический расчет линий 0,38/0,22 кВ производим с целью выбора сечения и марок проводов линий, расчёта наружного освещения зданий, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок. Окончательно выбранный вариант приведен на листе 1 графической части.
Составление расчётных схем позволяет определить мощность на вводе каждого потребителя с учётом коэффициента одновремённости. Это необходимо для того, чтобы определить полную и эквивалентную мощности потребителей, что в свою очередь позволяет правильно выбрать провода. Провода необходимо выбирать с учётом мощности потребителей, района по гололёду и напряжения.
5.1 Составление расчётных схем
Распределяем равномерно нагрузку на 3 линии.
1 линия — объекты 2,5,6, 12, 13, 16 (45+5+5+3+65+2=125 кВт)
2 линия — объекты 14,15 (80+80=160 кВт)
3 линия — объекты 1, 7, 8, 10, 11,17 (15+30+10+95+5+2=157 кВт)
Рисунок 5.1 — Расчётная схема линий напряжением 0,38 кВ
Контора на 15 — 20 мест.
Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов.
Котельная.
Площадка для хранения сельскохозяйственной техники.
Склад ГСМ.
Теплая стоянка для тракторов.
Гараж с профилакторием на 25 автомобилей.
Плотницкая.
АВМ-0,65.
Склад семенохранилища.
Кузница.
КЗС-10Б.
МТС.
14…15 Семенохранилище.
16…17 Весовая с проходной.
18. Стоянка.
Потребитель, его расчётная мощность и коэффициент мощности,
Рд = 45 кВт, cos ц = 0,7.
5.2 Определение расчётных и эквивалентных мощностей на участках линий
Этот расчёт производим при помощи методов экономических интервалов. Сущность этого метода заключается в том, что для каждой площади сечения провода устанавливают экономически целесообразной передаваемой полной мощности, учитывая климатические условия среды и конструктивные параметры линии.
Расчёт производим для первой линии, по дневной мощности Рд. Рассчитаем эквивалентную мощность для этой линии.
ЛИНИЯ 1
Рассчитываем активные мощности на участках второй линии, кВт:
Руч = Pmax + ?P, (10)
где Рmax -максимальная мощность отходящей линии, кВт;
- ?P — надбавка по активной мощности меньшей нагрузки, кВт (таблица 15.7, /2/).
Р4-5= Р5 = 5 кВт
Р4-9 = Р9 = 45 кВт
Р3-4= Р9 +?P5 = 45 + 3 = 48 кВт
Р3-8 = Р8 = 5 кВт
Р2-3 = P4 + ?P8= 48 + 3 = 51 кВт
Р1-2 = Р3 + ?Р2 = 51 + 1,8 = 52,8 кВт
P6-7 = P7 = 2 кВт
P1-6 = P6 + ?P7 = 65 + 1,2 = 66,2 кВт
Ртп-1 = Р1-6 + ДР1-2 = 66,2 + 36,1 = 102,3 кВт
2) Рассчитываем полные мощности для участков, кВА:
Sуч = ?Pуч/cos ц, (11)
где cos ц — коэффициент мощности данного объекта.
S4-5 = P4-5/cos ц5 = 5/0,7 = 7,1 кВА
S4-9 = Р4-9/cos ц9 = 45/0,7 = 64,3 кВА
S3-4 = P3-4/cos ц3-4 = 48/0,7 = 68,6 кВА
S3-8 = P3-8/cos ц8 = 5/0,92 = 5,4 кВА
S2-3 = (Р4/cos ц4) + (?Р8/cos ц8) = (48/0,7) + (3/0,92) = 71,8 кВА
S1-2 = Р1-2 /cos ц1-2 = 52,8/0,7 = 75,4 кВА
S6-7 = Р7 /cos ц7 = 2/0,85 = 2,4 кВА
S1-6 = (Р6 /cos ц6) + (?Р7/cos ц7) = (65/0,7) + (1,2/0,85) = 94,3 кВА
Sтп-1 = Ртп-1/cos цтп-1 = 102,3/0,7 = 146,1 кВА
3) Рассчитываем эквивалентную мощность для участков, кВА:
Sэкв.уч = Кд * Sуч, (12)
где Кд = 0,7 — коэффициент динамики роста нагрузок для вновь строящихся линий при достижении проектной мощности через 5…7 лет и для участков реконструированных при ожидаемом увеличении нагрузки в 1,5…2 раза.
Sэкв4-5 = Кд * S4-5 = 0,7 * 7,1 = 5 кВА
Sэкв4-9 = Кд * S4-9 = 0,7 * 64,3 = 45 кВА
Sэкв3-4 = Кд * S3-4 = 0,7 * 68,6 = 48 кВА
Sэкв3-8 = Кд * S3-8 = 0,7 * 5,4 = 3,8 кВА
Sэкв2-3 = Кд * S2-3 = 0,7 * 71,8 = 50,3 кВА
Sэкв1-2 = Кд * S1-2 = 0,7 * 75,4 = 52,8 кВА
Sэкв6-7 = Кд * S16-7 = 0,7 * 2,4 = 1,7 кВА
Sэкв1-6 = Кд * S1-6 = 0,7 * 94,3 = 66 кВА
Sэквтп-1 = Кд * Sтп-1 = 0,7 * 146,1 = 102,3 кВА
Расчёт остальных линий производим аналогично и результаты заносим в таблицу 4.
5.3 Выбор площади сечения и количества проводов
Предварительно по эквивалентной мощности производим выбор сечения проводов на участках линии 1, для III района по гололёду:
По эквивалентной мощности:
Sэкв6-7 = 1,7 кВА
Sэкв3-8 = 3,8 кВА
Sэкв4-5 = 5 кВА
Sэкв4-9 = 45 кВА
Sэкв3-4 = 48 кВА
Sэкв2-3 = 50,3 кВА
Sэкв1-2 = 52,8 кВА
Sэкв1-6 = 66 кВА
Sэквтп-1 = 102,3 кВА
выбираем из таблицы (таблица 4.4, /3/) марку и сечение проводов:
А-25 + А-25 участок 6-7
3хА-25 + А-25 участок 3-8
А-25 + А-25 участок 4-5
3хА-50 + А-50 участок 4-9
3хА-50 + А-50 участок 3-4
3хА-50 + А-50 участок 2-3
3хА-50 + А-50 участок 1-2
3хА-70 + А-70 участок 1-6
3хА-70 + А-70 участок тп-1
Выбор марки проводов и их площади сечения для остальных линий производим аналогично, и результаты заносим в таблицу 4.
5.4 Определение потерь напряжения
Проверяем выбранные провода на потерю напряжения, для того, чтобы отклонения напряжения не выходили за допускаемые пределы, если же напряжения выйдут за пределы допускаемых, то необходимо увеличивать площадь сечения проводов. Это производится для того, чтобы были соблюдены показатели качества электроснабжения.
Определяем потерю напряжения линии 1 по формуле, %:
ДUуч = ДUуд * Sуч * Lуч * 10-3, (13)
где ДUуд — удельные потери напряжения, (таблица 3.1, /3/);
- Sуч — полная мощность участка, кВА;
- Lуч — длина участка, м.
напряжение линия мощность электродвигатель
ДU3-8 = 0,838 * 5,4 * 13 * 10-3 = 0,059 %
ДU4-5 = 4,411 * 7,1 * 35 * 10-3 = 1,096 %
ДU4-9 = 0,447 * 63,4 * 96 * 10-3 = 2,759 %
ДU3-4 = 0,447 * 68,6 * 35 * 10-3 = 1,073 %
ДU2-3 = 0,447 * 71,8 * 26 * 10-3 = 0,834 %
ДU1-2 = 0,447 * 75,4 * 30 * 10-3 = 1,011 %
ДU6-7 = 4,860 * 2,4 * 15 * 10-3 = 0,175 %
ДU1-6 = 0,376 * 94,3 * 15 * 10-3 = 0,532 %
ДUтп-1 = 0,376 * 146,1 * 12 * 10-3 = 0,659 %
Определяем потери напряжения от ТП до участка, %:
U от тп = ?Uуч, (14)
ДUтп-5 = ДUтп-1 + ДU1-2 + ДU2-3 + ДU3-4 + ДU4-5 = 0,659 + 1,011 + 0,834 + 1,073+ + 1,096 =4,673 %
ДUтп-9 = ДUтп-1 + ДU1-2 + ДU2-3 + ?U3-4 + ?U4-9 = 0,659 + 1,011 + 0,834 +1,073+ + 2,759 = 6,336 %
Так как потери напряжения не превышают допустимых -8,5, таблицы 2, то расчёт произведён верно.
Потери напряжения для других линий рассчитываем аналогично и заносим в таблицу 4.
Таблица 5.1 — Результаты расчета линии напряжения 0,38/0,22 кВ
|
Участок линии |
P, кВт |
S, кВА |
Sэкв, кВА |
Марка провода |
L, м |
Потери напряжения, % |
||||
|
?Uуд |
?Uуч |
От ТП |
||||||||
|
ТП — 1 |
102,3 |
146,1 |
0,7 |
102,3 |
3хА-70 + А-70 |
12 |
0,376 |
0,659 |
0,659 |
|
|
6 — 1 |
66,2 |
94,3 |
0,7 |
66 |
3хА-70 + А-70 |
15 |
0,376 |
0,532 |
1,191 |
|
|
6 — 7 |
2 |
2,4 |
0,85 |
1,7 |
А-25 + А-25 |
15 |
4,860 |
0,175 |
1,366 |
|
|
2 — 1 |
52,8 |
75,4 |
0,7 |
52,8 |
3хА-50 + А-50 |
30 |
0,447 |
1,011 |
1,67 |
|
|
2 — 3 |
51 |
71,8 |
0,71 |
50,3 |
3хА-50 + А-50 |
26 |
0,447 |
0,834 |
2,504 |
|
|
3 — 4 |
48 |
68,6 |
0,7 |
48 |
3хА-50 + А-50 |
35 |
0,447 |
1,073 |
3,577 |
|
|
4 — 5 |
5 |
7,1 |
0,7 |
5 |
А-25 + А-25 |
35 |
4,411 |
1,096 |
4,673 |
|
|
4 — 9 |
45 |
64,3 |
0,7 |
45 |
3хА-50 + А-50 |
96 |
0,447 |
2,759 |
6,336 |
|
|
3 — 8 |
5 |
5,4 |
0,92 |
3,8 |
3хА-25 + А-25 |
13 |
0,838 |
0,059 |
2,563 |
|
|
ТП — 10 |
136 |
194,3 |
0,7 |
136 |
3хА-70 + А-70 |
30 |
0,376 |
2,192 |
2,192 |
|
|
10 — 11 |
80 |
114,3 |
0,7 |
80 |
3хА-70 + А-70 |
13 |
0,376 |
0,559 |
2,751 |
|
|
ТП — 12 |
134,4 |
192 |
0,7 |
134,4 |
3хА-70 + А-70 |
47 |
0,376 |
3,393 |
3,393 |
|
|
12 — 13 |
38 |
46,6 |
0,82 |
32,6 |
3хА-50 + А-50 |
59 |
0,464 |
1,276 |
4,669 |
|
|
13 — 18 |
5 |
6,3 |
0,8 |
4,4 |
3хА-25 + А-25 |
10 |
0,792 |
0,05 |
4,719 |
|
|
12 — 14 |
109,4 |
156,3 |
0,7 |
109,4 |
3хА-70 + А-70 |
30 |
0,376 |
1,763 |
5,156 |
|
|
14 — 15 |
22,2 |
27,6 |
0,8 |
19,3 |
3хА-25 + А-25 |
31 |
0,792 |
0,678 |
5,834 |
|
|
15 — 16 |
16,2 |
19,1 |
0,85 |
13,4 |
3хА-25 + А-25 |
27 |
0,815 |
0,42 |
6,254 |
|
|
16 — 17 |
15 |
17,6 |
0,85 |
12,3 |
3хА-25 + А-25 |
50 |
0,815 |
0,717 |
6,971 |
|
|
Сезонная ТП |
||||||||||
|
ТП — 19 |
15 |
18,8 |
0,8 |
13,2 |
3хА-25 + А-25 |
67 |
0,792 |
0,998 |
0,998 |
|
|
ТП — 20 |
80 |
114,3 |
0,7 |
80 |
3хА-70 + А-70 |
5 |
0,376 |
0,215 |
0,215 |
|
5.5 Расчёт проводов наружного освещения
Нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Вт на помещение и равномерно распределяем по линии, Руд=3 Вт/м для погонного метра длины периметра. Для освещения принимаем светильники уличного освещения СЗПР — 250 с лампами ДРЛ — 250.
Запитывание светильников осуществляем от КТП. Составляем расчетную схему наружного освещения (рисунок 4).
Так как суммарная нагрузка линий наружного освещения 2,5 кВт, то ток их будет небольшим. Значит основным параметром для выбора площади сечения кабеля будет потеря напряжения в конце наиболее протяженного участка. Для простоты монтажа принимаем, что линии наружного освещения будем прокладывать из провода одинакового сечения. Принимаем провод для третьего климатического района А-25+А-25.
Рисунок 5.2 — Расчетная схема наружного освещения
Принимаем, что нагрузка самого протяженного участка сосредоточена в его середине.
Определяем потери напряжения:
1 = 2,407•1,25•199•10-3 = 0,599 %
2 = 2,407•1,25•185•10-3 = 0,557 %
6. Выбор мощности трансформатора
Выбор мощности трансформатора производим в зависимости от числа отходящих линий. Для выбора будем пользоваться активной мощностью.
Записываем самые большие активные мощности на каждой линии:
Линия — 1 Ртп-1 = 102,3 кВт
Линия — 2 Ртп-2 = 136 кВт
Линия — 3 Ртп-3 = 134,4 кВт
Ртп max-3 = 63 кВт — это максимальная мощность отходящей линии.
Для мощностей линии 1, 2 выбираем надбавку по активной мощности:
- Ртп-1 = 102,3 кВт ДРтп-1 = 70 кВт;
- Ртп-3 = 134,4 кВт ДРтп-3 = 95 кВт.
Рассчитываем расчётную полную мощность трансформатора:
Sтр-ра = (Рmax + УДР)/cos ц = (15)= (136 + 70 + 95)/0,7 = 430 кВА
Из таблицы экономических интервалов нагрузки трансформатора (таблица 10.4, /3/), подстанций напряжением 6…10/0,4 кВ, выбираем стандартную мощность трансформатора:
Sн.и. ? Sтр-ра ? Sв.и. , (16)
где Sн.и. и Sв.и. — нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой мощности, кВА.
356 ? 430 ? 620
подходит Sтр-ра = 400 кВА
Производим окончательную проверку выбранной номинальной мощности трансформатора в нормальном режиме работы при равномерной нагрузке:
(Sр/Sн.т.) ? Кс.т. , (17)
где Sp — расчетная нагрузка трансформатора, кВА;
- Sн.т — номинальная мощность трансформатора, кВА;
- KС.Т = 1,40 — коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов, / /.
430 кВА/400кВА ? 1,40
1,075 ? 1,40
В результате расчёта мы выбрали понижающий трансформатор ТМГ-400 напряжением 35…10/0,4 кВ. Параметры трансформатора занесены в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 — Параметры понижающего трансформатора ТМГ-400
|
Мощность, кВА |
Верхний предел первичного напряжения, кВ |
Схема соединения обмоток |
Потери мощности, кВт ДРм/ ДРхх |
напряжение к.з. Uк.з.% |
Сопротивление прямой последовательности |
сопротивление при 1- фазном зам.1/3ZТ |
|||
|
RТ |
ХТ |
ZТ |
|||||||
|
400 |
10 |
?/YH |
5,9/0,95 |
4,5 |
5,9 |
17 |
18 |
19 |
|
7. Проверка низковольтной сети на возможность пуска электродвигателей
Наибольшую установленную мощность двигателя имеет центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов Р=45 кВт. Для этой мощности выписываем паспортные данные асинхронного электродвигателя:
Электродвигатель АИР200S8У3, Рн = 45 кВт, IH = 93,6 А, Кi=6, n = 735 об/мин, КПД = 92,5%, cos ц = 0,79.
На плане измеряем расстояние от ТП до данного объекта, выписываем марку и сечение провода и заносим на рисунок 7.1.
Рисунок 7.1 — Схема электроснабжения центральной ремонтной мастерской на 25 тракторов
Потеря напряжения при пуске двигателя с учетом соединительной линии приблизительно равны, %:
(18)
где Zc — полное сопротивление сети от трансформатора, Ом;
- ZЭЛ — полное сопротивление короткого замыкания электродвигателя, Ом.
1.1) Определим полное сопротивление сети от трансформатора, Ом:
Zc= ZЛ+ Zт (19)
где ZЛ — полное сопротивление линии, Ом;
- ZТ = 18 полное сопротивление короткого замыкания трансформатора, мОм / /.
= (20)= = = 136,5 мОм;
где Rл и Xл — линейное активное и индуктивное сопротивления, мОм:
Rл = r0 * L = (21)= 0,59 * 199 = 117,4 мОм
Xл = x0 * L = (22)= 0,35 * 199 = 69,7 мОм
где r0 = 0,59 и x0 = 0,35 — удельное активное и индуктивное сопротивления для провода А-50, мОм/м;
- L — длина участка линии до самого мощного двигателя, м.
Zc= 136,5 + 18 = 154,5 мОм=0,1545 Ом
1.2) Определим полное сопротивление короткого замыкания электродвигателя, Ом.:
; (23)
где Iн — номинальный ток двигателя, А;
- Кп — кратность пускового тока.
Ом
Определим по формуле потерю напряжения при запуске двигателя, %
Условие выполняется — значит электродвигатель запустится.
8. Конструкция сети напряжением 0,38/0,22 кВ
Конструкцию сети выбираем по типовому проекту 3.4071-136 института «сельэнергопроект». Опоры железобетонные. Углы поворота линии составляют 900 и 450. На углах предлагается схема опор К1-УА1-К1, то есть концевая- угловая- анкерная- концевая. Основа всех опор: 13 — промежуточных, 9 — угловых, 8 — концевых — стойка CВ — 10,5 — 5.
Цифры обозначают длину стойки 10,5 м и допустимый изгибающий момент 5 т*м. Пролёты — 30-35 метров; пролёты ответвлений к вводам не превышают 10 м. Изоляторы ПН-20; НШФ, НШЕ. Провода на промежуточных опорах крепят проволокой, а на концевых плашечными зажимами ПА. Опоры заложены в грунт на глубину 2 м. Траверсы заземлены проводником диаметром 6 мм, присоединённым к нулевому проводу зажимом ПА. Для заземления опор используют один из стержней стойки, к которому с обеих концов приварены заземляющие элементы. На опорах устанавливают светильники с ртутными лампами РКУ — 01 — 250.
Воздушные линии 10 кВ выполняются проводами марки «А». Расстояние между проводами на опоре и в пролете при наибольшей стреле провеса (1,2 м) должно быть не менее 40 см. Для электроснабжения населенных пунктов широко применяются комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 10/0,38 кВ. КТП мощностью 400 кВА устанавливаются на фундаменте и выполнены в виде блока со следующими узлами: вводное устройство высшего напряжения (10 кВ) и РУ — 0,38 кВ, которые закрываются одностворчатыми дверьми, снабженными замками, силовой трансформатор типа ТМГ — 400. Подстанция имеет защиты: от грозовых перенапряжений (10 и 0,38 кВ); от многофазных и однофазных токов короткого замыкания; защита от перегрузок линии и трансформатора; блокировки.
9. Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и электротермическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчёта токоограничивающих и заземляющих устройств.
При расчете токов короткого замыкания пользуемся методом именованных величин. Этот метод применяется в сетях с одной ступенью напряжения, а также в сетях напряжением 380/220.
Составим схему электроснабжения от КТП (рисунок 9.1).
Рисунок 9.1 — Схема электроснабжения механического двора (КТП)
На основании схемы электроснабжения составляем эквивалентную схему замещения (рисунок 9.2).
Необходимые значения сопротивлений берем из предыдущих расчетов. Сопротивление контактов (автоматических выключателей, катушек трансформаторов тока, шин и др.) принимаем Zа=10 мОм.
Рисунок 9.2 — Эквивалентная схема замещения (КТП)
1) Определяем сопротивление всех элементов сети.
Rт = Рм·U2ном /S2н.т (24)
где Рм — потери мощности выбранного трансформатора, кВт, / /;
- Uном = 0,38 — номинальное напряжение, В;
- Sн.т — номинальная мощность трансформатора, кВт.
Rт = 5,9·0,42·103 / 4002 = 0,0059 Ом
Zт = Uк·U2ном /(100·Sн.т) (25)
где Uк — напряжение к.з. выбранного трансформатора, %, / /.
Zт = 4,5·0,42·103 / 100·400 = 0,018 Ом
Хт = (26)
Хт = = 0,017 Ом
Линия №1
Rл1 = ro·L1 = 0,42·12= 5 мОм
Хл1 = хо·L1 = 0,35·12= 4,2 мОм
Zл1 = = 6,5 мОм
Rл1ґ = ro·L1ґ = 0,59·187= 110,3 мОм
Хл1ґ = хо·L1ґ = 0,35·187= 65,5 мОм
Zл1ґ = = 128,3 мОм
Линия №2
Rл2 = ro·L2 = 0,42·43= 18,1 мОм
Хл2 = хо·L2 = 0,35·43= 15,1 мОм
Zл2 = =23,6 мОм
Линия №3
Rл3 = ro·L3 = 0,42·77= 32,3 мОм
Хл3 = хо·L3 = 0,35·77= 27 мОм
Zл3 = = 42,1 мОм
Rл3ґ = ro·L3ґ = 1,16·108 = 125,3 мОм
Хл3ґ = хо·L3ґ = 0,35·108 = 37,8 мОм
Zл3ґ = =130,9 мОм
2) Определим трехфазный ток короткого замыкания в точке К1, кА:
(27)
где Uном = 400 — номинальное напряжение с учетом надбавки, В;
- ZI — суммарное полное сопротивление до точки короткого замыкания, мОм.
Для точки К1
ZI = Zл+Zт+Zа (28)
гдеZл — полное сопротивление линии, Ом.
= 8,2 кА;
- Определим трехфазный ток короткого замыкания в точке К2.
= 1,51 кА;
- Определим двухфазный ток короткого замыкания в точке К2.
= 0,87·1,51 = 1,31 кА (29)
Определим однофазный ток короткого замыкания в точке К2, кА
(30)
где UФ = 230 — фазное напряжение с учетом надбавки, В;
RП и ХП — соответственно сопротивление активное и реактивное сопротивление петли фаза — нуль, мОм
==0,8 кА;
- Аналогично рассчитываем токи короткого замыкания для остальных линий, отходящих от КТП.
10. Выбор защиты отходящих линий
Надёжная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей (шины, кабели и др.) может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.
Для длительного режима аппараты и проводники выбирают по номинальному напряжению, допускаемому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению, типу установки и условиям окружающей среды.
В соответствии с методикой, разработанной институтом «Сельэнергопроект», токовые уставки аппаратов защиты распределительных сетей 0,38 кВ выбирают следующим образом.
1) Рассмотрим пример выбора защитного аппарата для линии 1:
; (31)
А
Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов имеет электродвигатель мощностью Рдв=45 кВт
Возьмем двигатель АИР132М4У3 Рн=45 кВт, Кi=6, з= 92,5%, cos ц = 0,79.
2) Определяем номинальный ток двигателя, А:
(32)
А;
3) Определяем пусковой ток двигателя, А:
(33)
А
4) Определяем номинальный ток теплового расцепителя,А:
А (34)
400А ? 388,3 А
Из паспортных данных / / выбираем автоматический выключатель А3734 Iном=400 А, Iнт=400 А.
5) Определяем коэффициент чувствительности защиты:
- >3 (35)
где Iкmin — наименьшее значение двухфазного и однофазного тока на нулевой провод, А.
Чувствительность обеспечивается.
6) Определяем ток электромагнитного расцепителя, А:
А (36)
А
4000 А ? 1887,5 А
Условие соблюдается.
Выбор остальных аппаратов аналогичен. Данные расчетов сводим в таблицу 6.
7) Выбираем разъединитель для КТП из таблицы приложения // РЛНДА — 10/200.
8) Выбираем предохранитель для защиты КТП из таблицы приложения // ПК — 10/30.
9) Принимаем для КТП разрядник РВО — 10.
10) Трансформатор тока выбираем из таблицы приложения // и принимаем ТК — 40.
11) Шины для КПТ выбираем до 20 кВ прямоугольного сечения по таблице приложения //
Определяем допустимый ток шины, А:
А(37)
Принимаем алюминиевые окрашенные шины S=4015, IДОП=1620 А
Все выбранные аппараты защиты и оборудования сводим в таблицу 10.1 и 10.2.
Таблица 10.1 — Результаты расчета токов к.з. и выбора защиты
|
№ п/п |
Расчетная точка к.з |
Марка провода |
Токи к.з., кА |
Марка автомата |
Номинальные данные аппарата |
|||||
|
I(3)к.з |
I(2)к.з |
I(1)к.з |
IНОМ. А |
IТР, А |
IЭМ, А |
|||||
|
1 |
К1 |
8,2 |
Э06 |
800 |
||||||
|
К2 |
А |
1,51 |
1,31 |
0,8 |
А3734Б |
400 |
400 |
4000 |
||
|
К3 |
А |
5,55 |
4,83 |
3,48 |
А3734Б |
400 |
400 |
4000 |
||
|
К4 |
А |
1,21 |
1,05 |
0,64 |
А3744Б |
630 |
500 |
6300 |
||
Таблица 10.2 — Марки и характеристики выбранного оборудования КТП 10/0,4
|
Наименование оборудования |
Марка |
Каталожные данные |
обозначение |
Значение |
Единицы измерения |
|
|
Предохранитель |
ПК-10/30 |
Номинальное Напряжение Номинальный ток |
UH IПЛ ВСТ |
10 5,7 |
кВ кА |
|
|
Разъединитель |
РЛНДА — 10/200 |
Номинальное Напряжение Ток термической стойкости |
UH IТЕР СТ |
10 5 |
кВ кА |
|
|
Разрядник |
РВО-10 |
Номинальное Напряжение |
UH |
10 |
кВ |
|
|
Трансформатор тока |
ТК-40 |
Номинальное Напряжение Номинальный ток первичной обмотки |
UH Iпер |
0,66 150,200, 250 |
кВ А |
|
11. Расчёт заземления контура ТП и повторных заземлений
В электротехнических установках заземления применяются для обеспечения нормального режима работы электроустановки, а также её функционирования в ненормальных режимах, для защиты людей от поражения электрическим током при замыкании токоведущих частей на корпус электрических аппаратов, на металлические конструкции и на землю, для обеспечения отвода токов молнии в землю с целью снижения перенапряжений на изоляции и предотвращения поражения людей, животных и построек. Определяем расчетное сопротивление грунта для вертикального заземлителя, Ом•м:
Ом•м (38)
гдесизм — измеренное сопротивление грунта, Ом•м;
- kс — коэффициент сезонности, kс =1,15, (таблица 27.2, /2/);
- k1 — учитывающий состояние грунта, k1=1,1, (таблица 27.2, /2/).
Определяем сопротивление вертикального заземлителя, Ом:
(39)
гдеl — длина электрода, м;
- d — диаметр стержня, м;
- hСР — глубина заложения, равна расстоянию от поверхности земли до середины стержня, м.
м (40)
Ом
Определяем общее сопротивление повторных заземлителей, Ом:
Ом (41)
где — число повторных заземлений.
Определяем расчетное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений, Ом:
Ом (42)
Принимаем расчетное сопротивление нейтрали 10 Ом
Определяем теоретическое число стержней, шт:
шт (43)
Принимаем 6 шт.
Определяем длину полосы связи, м:
м (44)
Определяем расчетное сопротивление грунта для горизонтального заземлителя, Ом•м:
Ом•м
Определяем сопротивление горизонтальной полосы связи, Ом:
Ом(45)
Где d — диаметр стержня, м.
Определяем действительное число стержней, шт.:
шт (46)
Определяем действительное сопротивление искусственного заземления, Ом:
(47)
Определяем расчетное сопротивление контура, Ом:
- Ом < 4 Ом (48)
Принимаем для монтажа 7 стержней.
Рисунок 11.1 — Контур заземления ТП
Заключение
В результате выполнения курсового проекта выбирают наиболее экономичный вариант электроснабжения в результате сравнения двух или более технически приемлемых и дающих одинаковый энергетический эффект вариантов по их важнейшим показателям: капиталовложениям и ежегодным издержкам производства.
При выполнении курсового проекта была проведена реконструкция кабельной линии U 0,38 кВ с целью уменьшения потерь при передаче электроэнергии на расстояние, экономии материальных средств при строительстве и повышении эффективности и качества электроснабжения. Проект включает в себя пункты которые выполнены в полном объеме: обоснование темы проекта, характеристика объекта проектирования, расчет и выбор электрических нагрузок, выбор количества и места установки ТП10/0,4 кВ, электрический расчет линии 0,38/0,22 кВ, составление расчетных схем, определение расчетных мощностей на участках линий, выбор площади сечения и количества проводов, определения потерь напряжения, расчет проводов наружного освещения, выбор мощности трансформаторов, проверка низковольтной сети на возможность пуска электродвигателя, конструкция сети 0,38/0,22 кВ, расчет токов короткого замыкания, выбор защиты отходящих линий и оборудования КТП, расчет заземления контура ТП и повторных заземлителей.
Список использованных источников
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/po-elektrosnabjeniyu-selskogo-hozyaystva/
1. Янукович Г. И. Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей
2. Акимцев Ю.И., Веялис Б.С. Электроснабжение сельского хозяйства М.: «Колос», 1983. — 380 с.
3. Харкута К.С., Яницкий С.В., Ляш Э.В. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства М.: Агропромиздат, 1992 — 223 с.
4. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование М.: Агропромиздат, 1990. — 351 с.
5. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Ноябрь, 1981 /Методические указания по расчёту электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. М.: Сельэнергопроект, 1981.
6. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Ноябрь, 1985 /Альбом типовых графиков электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и сетей. М.: Сельэнергопроект, 1985.
7. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Ноябрь, 1981 / Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. М.: Сельэнергопроект, 1981.
8. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Сентябрь, 1986 / Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. М.: Сельэнергопроект, 1986.
9. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Август, 1987 / Методические указания по выбору установленной мощности силовых трансформаторов на одно- двухтрансформаторных подстанциях в электрических сетях сельскохозяйственного назначения. М.: Сельэнергопроект, 1987.
10. Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения и дизельных электростанций. М.: Сельэнергопроект, 1974.
