Электроснабжение населенного пункта

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 25 Апреля 2013 в 13:00, курсовая работа

Описание работы

Точки с координатами центров дневного и вечернего максимумов нагрузок населенного пункта наносятся на рис.1 и соединяются отрезком прямой. На отрезке отыскивается точка, делящая его на части пропорциональные отношению большего суммарного (дневного или вечернего) максимума нагрузки к меньшему.

Содержание работы

1.1 Техническое задание на проектирование
1.2 Расчет электрических нагрузок населенного пункта
1.3 Определение координат трансформаторной подстанции ТП 10/0,4 кВ на плане населенного пункта
1.4 Разработка схем электрических сетей 0,38 кВ и 10 кВ
1.5 Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ
1.6 Компенсация реактивной мощности на ТП
1.7 Выбор силового трансформатора и КТП 10/0,4 кВ
1.8 Расчет электрических нагрузок в сетях 10 кВ
1.9 Расчет сети 0,38 кВ
1.10 Расчет сети 10 кВ
1.11 Определение потерь напряжения ВЛ 0,38 кВ и 10 кВ
1.12 Проверка ВЛ 0,38 кВ по условию пуска электродвигателя
1.13 Таблица отклонений напряжения
2 Расчёт токов короткого замыкания
2.1 Выбор аппаратуры ТП 10/0,4 кВ
2.2 Защита ВЛ 10 кВ
2.3 Защита трансформатора 10/0.4 кВ
Литература

Файлы: 1 файл

КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ.doc

— 996.50 Кб (Скачать файл)

КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет энергетики и электрификации

Кафедра применения электрической  энергии

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

 

по дисциплине: электроснабжение сельского  хозяйства

на тему: электроснабжение населенного  пункта

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Краснодар 2010 г.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

    1. Техническое задание на проектирование
    2. Расчет электрических нагрузок населенного пункта
    3. Определение координат трансформаторной подстанции ТП 10/0,4 кВ на плане населенного пункта
    4. Разработка схем электрических сетей 0,38 кВ и 10 кВ
    5. Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ
    6. Компенсация реактивной мощности на ТП
    7. Выбор силового трансформатора и КТП 10/0,4 кВ
    8. Расчет электрических нагрузок в сетях 10 кВ
    9. Расчет сети 0,38 кВ
    10. Расчет сети 10 кВ
    11. Определение потерь напряжения ВЛ 0,38 кВ и 10 кВ
    12. Проверка ВЛ 0,38 кВ по условию пуска электродвигателя
    13. Таблица отклонений напряжения
  1. Расчёт токов короткого замыкания
    1. Выбор аппаратуры ТП 10/0,4 кВ
    2. Защита ВЛ 10 кВ
    3. Защита трансформатора 10/0.4 кВ

Литература

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1Техническое  задание на проектирование

 

Таблица 1  - Состав общественных и коммунальных

потребителей

№ объекта

Наименование

1.

3.

5.

6.

7.

9.

10.

12.

 

13.

14.

15.

16.

 

17.

19.

20.

Жилые дома одноквартирные

Общеобразовательная школа  на 320 учащихся

Детские ясли-сад на 50 мест

Административное здание на 15 рабочих мест

Клуб со зрительным залом  на 150 мест

Магазин на 4 рабочих мест со смешанным ассортиментом

Баня на 10 мест

Помещение для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза на 240-280 голов

Участковая ветеринарная лечебница

Зернохранилище емкостью 500 т с передвижными механизмами

Склад рассыпных и  гранулированных кормов ёмкостью 360 т

Свинарник-откормочник  на 1000-1200 голов с навозоуборочным транспортером

Мастерская обслуживания сельскохозяйственной техники

Гараж на 25 автомашин  с закрытой стоянкой на 5 автомашин

Столярный цех


                                 

ФЭПЭ 000.004.043 Э7

Лист 

 

 

Дополнительные  исходные данные

 

Кол-во домов в населённом пункте

90

Существующее годовое  потребление электроэнергии, кВт×час/дом

1500

Расчетный период, лет

7

Максимальная мощность электродвигателя, кВт

11

Число часов использования  максимума, час

2500

Мощность к.з. на шинах 10 кВ РТП, М ВА

200

Отклонение напряжения, U,

%

100% нагрузки

+5

25 % нагрузки

0


               Расположим потребителей электроэнергии  на тарированной сетке в соответствии  с техническим заданием.

             План населенного пункта потребителей электроэнергии приведен на чертеже.

 

Лист

 

 

1.2 Расчет электрических  нагрузок населенного пункта

 

Расчеты производятся отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузок.

Дневная РДжд и вечерняя РВжд нагрузки жилого сектора слагаются из нагрузок жилых домов Р(Д,В)ждi и уличного освещения  Руо.

,    (1)

.     (2)

Величина расчетной  нагрузки жилых домов определяется по (3):

   (3)

где

kо – коэффициент одновременности kо= 0.18

k(Д,В)у – коэффициент участия жилого дома в дневной и вечерней нагрузке k(Д)у=0.6  k(В)у=1

Рждi – удельная расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом

Рждi= 3.42

n – количество домов  в населенном пункте (90);

 

              90*0.18*0.6*3.42= 33.242 кВт

 

           90*0.18*1*3.42= 55.404 кВт

 

Величина расчетной  нагрузки уличного освещения определяется

 

Руо = L×Pудi ,          (4)

 

где Рудi – удельная расчетная нагрузка уличного освещения.

L – длина улиц населенного пункта, м.

                       L=30*n=2700м                   ( 5)

                                       

Руо = L×Pудi = 2700*7=18.9 кВт

 

                                 

 

Лист

 

 

           Поселковые улицы с асфальтобетонным и переходным типами покрытия, ширина проезжей части 9…12 м, норма освещенности 4лк.

 

,    (6)

.       (7)

 

где   Р(д,в)i, Q(д,в)i, S(д,в)i – соответственно, активная, реактивная и полная расчетная дневная и вечерняя нагрузки потребителей, (кВт, квар, кВА).

            Результаты расчетов по (1) и (2), расчетные нагрузки на вводах производственных, общественных и коммунальных потребителей, значения коэффициентов мощности cos ɸ (Д,В), реактивной мощности tg ɸ(Д,В), а также результаты расчетов по формулам (6) и(7) внесем в таблицы 2 и 3.

 

 Таблица 2

  Состав производственных, общественных и коммунальных  потребителей

№ объекта

Наименование

Дневн

макс

Вечер

макс

1.

3.

5.

6.

7.

9.

 

10.

12.

 

 

13.

14.

 

15.

 

16.

 

17.

 

19.

 

20.

Жилые дома одноквартирные

Общеобразовательная школа  на 320 учащихся

Детские ясли-сад на 50 мест

Административное здание на 15 рабочих мест

Клуб со зрительным залом  на 150 мест

Магазин на 4 рабочих мест со смешанным ассортиментом

Баня на 10 мест

Помещение для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоза на 240-280 голов

Участковая ветеринарная лечебница

Зернохранилище емкостью 500 т с передвижными механизмами

Склад рассыпных и  гранулированных кормов ёмкостью 360 т

Свинарник-откормочник  на 1000-1200 голов с навозоуборочным  транспортером

Мастерская обслуживания сельскохозяйственной техники

Гараж на 25 автомашин  с закрытой стоянкой на 5 автомашин

Столярный цех

 

20

6

15

3

6

 

7

4

 

 

1

10

 

30

 

6

 

30

 

10

 

15

 

40

6

8

10

6

 

7

5

 

 

1

5

 

5

 

9

 

10

 

3

 

1


                                 

 

Лист

 

Таблица 3

Нагрузки потребителей до компенсации реактивной мощности

 

№ потребителя

РДi ,

кВт

РBi,

кВт

сosjДi

сosjBi

tgjДi

tgjBi

QДi,

квар

QBi,

квар

SДi,

кВ×А

SBi,

кВ×А

i =1

33.2

74.3

0.92

0.96

0.43

0.29

14.28

21.6

36

77.4

i =3

20

40

0.85

0.9

0.62

0.48

12.4

19.2

23.5

44.4

i =5

6

6

0.85

0.9

0.62

0.48

3.7

2.9

7

6.7

i =6

15

8

0.85

0.9

0.62

0.48

9.3

3.9

17.6

8.9

i =7

3

10

0.85

0.9

0.62

0.48

1.86

4.8

3.5

11.1

i =9

6

6

0.85

0.9

0.62

0.48

3.7

2.9

7

6.7

i =10

7

7

0.85

0.9

0.62

0.48

4.3

3.4

8.2

7.8

i =12

4

5

0.75

0.85

0.88

0.62

3.5

3.1

5.3

5.9

i =13

1

1

0.85

0.9

0.62

0.48

0.62

0.48

1.2

1.1

i =14

10

5

0.7

0.75

1.02

0.88

10.2

2.4

14.3

6.7

i =15

30

5

0.7

0.75

1.02

0.88

30.6

2.4

42.9

6.7

i =16

6

9

0.75

0.85

0.88

0.62

5.3

5.58

10.6

10.6

i =17

30

10

0.7

0.75

1.02

0.88

30.6

8.8

42.9

13.3

i =19

10

3

0.7

0.75

1.02

0.88

10.2

2.6

13.3

4

i =20

15

1

0.7

0.75

1.02

0.88

15.3

0.88

21.4

1.3


Таблица 4

             Нагрузки потребителей после  компенсации реактивной мощности

№ потребителя

РДi ,

кВт

РBi,

кВт

сosjДi

сosjBi

tgjДi

tgjBi

QДi,

квар

QBi,

квар

SДi,

кВ×А

SBi,

кВ×А

i =1

33.2

74.3

0.92

0.96

0.43

0.29

14.28

21.6

36

77.4

i =3

20

40

0.85

0.9

0.62

0.48

12.4

19.2

23.5

44.4

i =5

6

6

0.85

0.9

0.62

0.48

3.7

2.9

7

6.7

i =6

15

8

0.85

0.9

0.62

0.48

9.3

3.9

17.6

8.9

i =7

3

10

0.85

0.9

0.62

0.48

1.86

4.8

3.5

11.1

i =9

6

6

0.85

0.9

0.62

0.48

3.7

2.9

7

6.7

i =10

7

7

0.85

0.9

0.62

0.48

4.3

3.4

8.2

7.8

i =12

4

5

0.75

0.85

0.88

0.62

3.5

3.1

5.3

5.9

i =13

1

1

0.85

0.9

0.62

0.48

0.62

0.48

1.2

1.1

i =14

10

5

0.7

0.75

1.02

0.88

10.2

2.4

14.3

6.7

i =15

30

5

0.95

0.75

0.33

0.88

9.8

2.4

31.6

6.7

i =16

6

9

0.75

0.85

0.88

0.62

5.3

5.58

10.6

10.6

i =17

30

10

0.95

0.75

0.33

0.88

9.8

8.8

31.6

13.3

i =19

10

3

0.7

0.75

1.02

0.88

10.2

2.6

13.3

4

i =20

15

1

0.7

0.75

1.02

0.88

15.3

0.88

21.4

1.3


    1. Определение координат трансформаторной подстанции ТП 10/0,4 кВ на плане населенного пункта

Координаты центров нагрузок населенного пункта определяются отдельно для дневного и вечернего максимумов из выражения:

,  (8);     .
         (9)

где x, у – абсцисса и ордината ввода i-того потребителя по координатной сетке рисунка 1.

Точки с координатами центров дневного и вечернего  максимумов нагрузок населенного пункта наносятся на рис.1 и соединяются отрезком прямой. На отрезке отыскивается точка, делящая его на части пропорциональные отношению большего

суммарного (дневного или вечернего) максимума нагрузки к меньшему.

Точка деления располагается  на отрезке ближе к большему суммарному максимуму нагрузки.

Координаты полученной точки будут определять центр  нагрузок населенного пункта [5], в  котором в дальнейшем располагается проектируемая ТП 10/0,4 кВ.

=196.2кВт          = 180.3кВт

                       

              Хд=1770.4/206.2=8.585             Хв=1597/190.3=8.393

              Yд=1550.2/206.2=7.518             Yв=1583.3/190.3=8.32

 

                                 

 

Лист

 

 

    1.  Разработка схем электрических сетей 0,38 кВ и 10 кВ

 

 

В качестве электрических  распределительных – 0,38 кВ и питающих – 10 кВ сетей в курсовом проекте  предполагается использование воздушных линий (ВЛ). Их конфигурация разрабатывается самостоятельно в соответствии с планом населенного пункта (рис.1) и района электроснабжения (рис.2), на принципах кратчайшей сети и равномерности нагрузки по линиям.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 

 

1.5 Расчет электрических  нагрузок в сетях 0,38 кВ

 

Определение суммарных  электрических нагрузок по линиям 0,38 кВ  производится отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузок, начиная с наиболее удаленного от ТП 10/0,4 кВ участка и определяется по формуле:

         (10)

где ко – коэффициент одновременности ;

– сумма активных дневных и  вечерних расчетных нагрузок потребителей на расчетном участке, кВт.

Если значение нагрузок потребителей на расчетном участке отличается более чем в 4 раза, суммирование производится путем добавок к большей слагаемой нагрузке.

       (11)

 

где Р(Д,В)imaх – наибольшая из дневных или вечерних активных нагрузок на вводе потребителя расчетного участка, кВт;

(Д,В)i – добавки [14].

Средневзвешенные коэффициенты активной и реактивной мощности расчетного участка для дневного и вечернего максимумов нагрузки определяются из выражения:

        (12)

       (13)

где сosj(Д,В)i, tgj(Д,В)i– соответственно коэффициенты мощности и реактивной мощности потребителей расчетного участка (принимаются из таблицы 2).

Реактивная и полная мощность расчетных участков определяется по формулам:

         (14)

                                 

 

 
 

 

           (16)

Результаты расчетов по формулам (10-15) заносятся в таблицу 4. Значение расчетных нагрузок и коэффициентов для шин 0,4 кВ ТП10/0,4 кВ определяются аналогично (10-15).

 

Таблица 5.4  Нагрузки участков линий 0,38 кВ

 

№ линии участка

РДуч,

кВт

РВу

ч,

кВт

сosjДуч

сosjВуч

tgjДуч

tgjВуч

QДуч,

квар

QВуч,

квар

SДуч,

кВА

SВуч,

кВА

Л-1

 17-13

13-19

9-5

5-ТП

 

Л-2

14-15

15-3

3-7

7-ТП

 

Л-З

20-19

19-16

16-10

10-1

6-1

1-ТП

 

30

30.6

34.2

37.8

 

 

10

34

48

50.3

 

 

15

21.5

24.8

56.2

15

65.4

 

10

10.6

14.2

17.8

 

 

7.5

8.5

46

52

 

 

1

3.4

11.4

15.6

5

18.5

 

0.95

0.88

0.86

0.86

 

 

0.7

0.7

0.616

0.627

 

 

0.7

0.7

0.7

0.82

0.85

0.82

 

0.75

0.76

0.7

0.68

 

 

0.75

0.75

0.87

0.875

 

 

0.75

0.75

0.82

0.85

0.9

0.93

 

0.33

0.34

0.38

0.42

 

 

1.02

0.5

0.54

0.55

 

 

1.02

1.02

0.99

0.93

0.62

0.68

 

0.88

0.84

0.72

0.65

 

 

0.88

0.88

0.56

0.55

 

 

0.88

0.88

0.91

0.73

0.48

0.43

 

9.9

10.4

13.13

15.88

 

 

10.2

17

25.9

27.4

 

 

15.3

21.7

24.5

51.9

9.3

44.5

 

8.8

9.3

10.2

11.6

 

 

4.4

7.5

25.8

28.6

 

 

0.88

2.9

10.4

11.4

2.4

8

 

31.6

34.8

39.8

44.2

 

 

14.3

48.6

77.9

80.2

 

 

21.4

30.4

35.5

68.6

17.7

79.8

 

13.3

13.9

20.3

26.2

 

 

6.6

10.6

52.9

59.4

 

 

1.33

4.5

13.9

18.4

5.6

19.9

Шины ТП

Л-1

5-ТП

Л-2

7-ТП

Л-З

 

1-ТП

 

 

 

37.8

 

50.3

 

65.4

 

 

 

17.8

 

52

 

18.5

 

 

 

0.855

 

0.627

 

0.82

 

 

 

0.68

 

0.875

 

0.93

 

 

 

0.42

 

0.55

 

0.68

 

 

 

0.65

 

0.55

 

0.43

 

 

 

15.88

 

27.4

 

44.5

 

 

 

11.6

 

28.6

 

8

 

 

 

44.2

 

80.2

 

76.8

 

 

 

26.2

 

59.4

 

19.9


                                 

 

 
 

 

    1. Компенсация реактивной мощности на ТП

 

 

На шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ расчетная мощность компенсации определяется либо по номограммам [2], либо из выражения:

QК тп £ Qmax,            (17)

 

где Qmax – максимальная реактивная (квар) нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ.

Выбор марок конденсаторов  и конденсаторных установок производится по [2,4].

Выбираем конденсаторную установку 

КС2-0.38 – IIIY3  36 квар

 

Результаты расчёта  и выбора компенсирующих устройств в сетях 0,38 кВ и шинах  ТП 10/0,4 кВ заносятся в таблицу 5.4.

 

Таблица 5

Выбор компенсирующих устройств  в сетях на ТП 10/0.4 кВ

 

Шины

ТП

Расчетная мощ-ность компенса-ции

Мощн.

Конд.

Qконд

Марка

Конден

Остаток

Qнеском

Qкд

Qкв

   

дневн

вечерн

ТП 10/0.4

44.5

 

40

КС2-0.38 – IIIY3 

4.5

 

                                 

 

 
 

 

1.7 Выбор силового  трансформатора и КТП 10/0,4 кВ

 

Для однотрансформаторных подстанций достаточным условием выбора мощности силового трансформатора 10/0,4 кВ служит выражение

Sэн £ Sр £ Sэв,         (16)

 

где  Sэн и Sэв – соответственно нижняя и верхняя граница экономических интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности (кВ×А) (приложение 10) ;

Sр – расчетная мощность ТП 10/0,4 кВ, кВ×А.

 

Sр = крн×SТпmax=320*1.48=474                           (17)

 

где   крн – коэффициент роста нагрузок ;

 

         По экономическим интервалам  нагрузок (приложение 10) и расчётной  мощности трансформатора 10/0,4 кВ (19) принимается номинальная мощность трансформатора SТрном. Которая затем проверяется по систематически допустимой перегрузке в номинальном и послеаварийном режимах работы.

 

SТрном £ SТрmax         (18)

где  SТрmax – максимальная систематически допустимая перегрузка трансформатора, кВ×А

кномА – коэффициент допустимых послеаврийных перегрузок трансформаторов  .

 

Если хотя бы одно из условий(18), (17) не соблюдается к установке  принимается следующий по шкале  мощностей трансформатор (приложение 10).

 

Sтп=250кВА

 

Принятая трансформаторная подстанция удовлетворяет условиям по систематически доступной перегрузке в номинальном и послеаварийном режимах работы.

 

 

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 
    1. Расчет электрических нагрузок в сетях 10 кВ

 

 

Для расчетной ТП 10/0,4 кВ Р(Д,В)тп определяются по формуле:

 

Р(Д,В)тп = S(Д,В)тп×соsj(Д,В)тпк        (19)

 

где соsj(Д,В)тпк – коэффициент мощности на расчетной ТП 10/0,4 кВ после компенсации (определяется из табл. 5.4);

S(Д,В)тп – принимается из таблицы 5.4. после компенсации.

 

 

Компенсация реактивной мощности на шинах 10 кВ ТП 10/0,4 кВ в курсовом проекте не предусматривается.

Результаты расчетов по подразделу сводятся в таблицу 6

 

Таблица 5.6

 Нагрузки участков  линий 10 кВ

 

№ участка

РДуч,

кВт

РВуч,

КВт

сosjДучсв

сosjВучсв

SДуч,

кВ×А

SВуч,

кВ×А

1-4

126.5

73.1

0.824

0.828

153.5

88.3

5-4

268.6

207.7

0.81

0.83

331.6

250.2

2-5

423.7

365.5

0.81

0.83

523

440.3

3-2

540

494.7

0.81

0.83

666.7

596

3 – РТП

597.2

583.2

0.81

0.83

737.3

702.6


                                 

 

 
 

1.9 Расчет сети 0,38 кВ

 

Электрический расчёт ВЛ 0,38 кВ производится с целью выбора марки и сечения проводов.

В курсовом проекте расчёт произвести по методу наименьших затрат с последующей проверкой по потере напряжения. Марки и площадь сечения проводов по наименьшим приведенным затратам выбираются по таблицам интервалов экономических нагрузок (приложение 15).

Основой выбора является расчетная эквивалентная мощность по участкам сети SЭуч, которая определяется или по дневному или по вечернему максимуму,

SЭучд = кд×SДуч,        (20)

SДучв  = кд×SВуч.            (21)

 

где кд – коэффициент динамики роста нагрузок , который зависит от расчетного периода и закона роста нагрузок. В курсовом проекте принять кд = 0,7 [10];

SДуч, SВуч – соответственно полная мощность дневного или вечернего максимума на участке, кВ×А

 

.

Провод выбирается по наибольшему максимуму.

Данные расчетов заносятся  в таблицу 7.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 

 

 

Таблица 7

 Выбор проводов  по участкам линий 0,38 кВ

 

№ участка ли-ниии

Расчет-ная мощ-ность,

кВ×А

Коэффи-циент мощности участка

Расчетная эквива-лентнаямощность участка,

SЭ,

кВ×А

Длина участка

L, км

Сечения проводов

Потеря напряжения,

%

SД

SВ

соsjД

соsjВ

по участкам

от начала линий

Л-1

 17-13

13-19

9-5

5-ТП

 

Л-2

14-15

15-3

3-7

7-ТП

 

Л-З

20-19

19-16

16-10

10-1

6-1

1-ТП

 

31.6

34.8

39.8

44.2

 

 

14.3

48.6

77.9

80.2

 

 

21.4

30.4

35.5

68.6

17.7

79.8

 

13.3

13.9

20.3

26.2

 

 

6.6

10.6

52.9

59.4

 

 

1.33

4.5

13.9

18.4

5.6

19.9

 

0.95

0.88

0.86

0.86

 

 

0.7

0.7

0.616

0.627

 

 

0.7

0.7

0.7

0.82

0.85

0.82

 

0.75

0.76

0.7

0.68

 

 

0.75

0.75

0.87

0.875

 

 

0.75

0.75

0.82

0.85

0.9

0.93

 

22.12

24.4

27.8

30.94

 

 

10

34

54.5

56.14

 

 

14.98

21.28

24.85

48

12.4

55.86

 

0.069

0.105

0.042

0.03

 

 

0.03

0.093

0.06

0.054

 

 

0.042

0.09

0.096

0.09

0.174

0.108

 

АС35

АС35 АС50 АС50

 

 

АС25

АС50

АС50

АС50

 

 

АС25

АС35

АС35

АС50

АС25

АС50

 

1.35

2.29

0.79

0.62

 

 

0.3

1.02

2.2

1.96

 

 

0.63

1.64

2.1

2.9

1.85

4.04

 

 

 

                                 

 

 
 

1.10 Расчет сети 10 кВ

 

Выбор проводов воздушных  линий 10 кВ производится аналогично выбору проводов ВЛ 0,38 кВ и в той же последовательности.

Данные для выбора проводов берутся из таблицы 6.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 8.

Сечение проводов менее 35 мм2 не следует применять по условиям механической прочности [8].

 

Таблица 8

 Выбор проводов  по участкам линий 10 кВ

 

 

№ участка ли-ниии

Расчет-ная мощ-ность,

кВ×А

Коэффи-циент мощности участка

Расчетная эквива-лентнаямощность участка,

SЭ,

кВ×А

Длина участка

L, км

Сечения проводов

Потеря напряжения,

%

SД

SВ

соsjД

соsjВ

по участкам

от начала линий

 

1-4

5-4

2-5

3-2

РТП-3

 

153.5

331.6

523

666.7

737.3

 

88.3

250.2

440.3

596

702.6

 

0.824

0.81

0.81

0.81

0.81

 

0.828

0.83

0.83

0.83

0.83

 

107.5

232

366.1

467

516

 

3

2.7

4

2

2.1

 

АС35

АС35

АС35

АС35

АС35

 

0.437

0.85

0.2

1.27

1.47

 

                                 

 

 
 

1.11 Определение  потерь напряжения ВЛ 0,38 кВ и  10 кВ

 

Потеря напряжения определяется от ТП до наиболее удаленного потребителя. На участках линии потеря напряжения определяется в процентах от номинального напряжения по расчетной мощности SЭуч (табл. 5.7 и 5.8) по выражению

        (22)

где  DUуд – удельная потеря напряжения, . Зависит от сечения провода и соsj участка. Определяется графически .

  Lуч – длина участка, км

Затем, суммируя потери напряжения по участкам, находим потери напряжения от начала линии до самого увствииго и до самого удаленного к ТП потребителя.

Далее выбранные провода  проверяются на отклонение напряжения у наиболее удаленного от ТП потребителя при 100%-й нагрузке и у ближайшего к ТП потребителя при 25%-й нагрузке, предварительно приняв   DUтр = 0.

 

Uл100 = Uш100 + DU10100 + DUтр +  DUтр 100 +  DU0,4100 + DUвнутр.100  (23)

 

Uл25 = Uш25 + DU1025 + DUтр +  DUтр 25 + DU0,425 + DUвнутр.25 ,        (24)

где  Uш100, Uш25 – соответственно отклонение напряжения на шинах 10 кВ РТП 35/10кВ при 100%-й нагрузке и при 25%-й нагрузке (таблица 3.7);

DU10100, DU1025 – соответственно потеря напряжения в ВЛ 10 кВ при100%-й нагрузке и при 25%-й нагрузке от РТП до проектируемой подстанции;

DUтр – надбавка в трансформаторе 10/0,4 кВ (принимается от +5 до +15 через 2,5 %);

DUтр100, DUтр25 – соответственно потеря напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ при 100%-й нагрузке и при 25%-й нагрузке. В курсовом проекте принять Uтр100 = - 4%; Uтр25 = - 1%.

DU0,4100, DU0,425 – соответственно потеря напряжения в ВЛ 0,38 кВ при 100%-й нагрузке до удаленного потребителя и при 25%-й нагрузке до ближайшего к ТП потребителя ;

DUвнутр.100 , DUвнутр.25 – соответственно потеря напряжения во внутренних сетях при 100%-й нагрузке и при 25%-й нагрузке :

DUвнутр.100 =–2,5%; DUвнутр.25 =–0,625 %

 

 

                                 

 

 
 

 

       Если отклонение напряжения при 100%-й нагрузке у наиболее удаленного от ТП потребителя выходит за пределы допустимого по нормам – 7,5%, можно увеличить надбавку напряжения у трансформатора 10/0,4 кВ, но так, чтобы отклонение напряжения у ближайшего к ТП потребителя при 25 %-й нагрузке было не больше допускаемого, равного +7,5 %. Если же при увеличении надбавки напряжения трансформатора отклонение напряжения у потребителя при 25 %-й нагрузке

выходит за пределы допускаемой  величины, то в этом случае заменяются провода таким образом, чтобы  отклонение напряжения не выходило за пределы допустимых ±7,5 %.

 

 

 

Uл100

Uш100

DU10100

DUтр

DUтр 100

DU0,4100

DUвнутр.100 

- 4.927

+5

-4.227

+0

-11.7

-4

-2.5

Uл25

Uш25

DU1025

DUтр

DUтр 25

DU0,425

DUвнутр.25

1.385

+0

-1.06

+10

-2.93

-4

-.0625


                                 

 

 
 

1.12 Проверка  ВЛ 0,38 кВ по условию пуска электродвигателя

 

Допускается снижение напряжения в момент пуска асинхронного короткозамкнутого двигателя максимальной мощности на его зажимах 30 % от номинального напряжения линии.

Потеря напряжения при  пуске электродвигателя определяются:

,        (25)

где Zтр(3) – полное сопротивление трансформатора при коротком замыкании, Ом (приложение 18);

Zл  - полное сопротивление линии от ТП до электродвигателя, Ом

,       (26)

где    - сумма полных сопротивлений участков, Ом.

,        (27)

 

где Ro, Xo – соответственно активное и индуктивное сопротивления линии Ом/км (приложение 17);

Zдв – полное сопротивление электродвигателя при коротком замыкании, Ом.

,        (28)

где    Uф – фазное напряжение электродвигателя, В;

Iф -  фазный ток электродвигателя, А;

кп -  коэффициент кратности пускового тока электродвигателя

 

Мощность электродвигателя установленного у потребителя №20 Рnom=11кВт

     Электродвигатель  АИР132M2 с параметрами

              Рnom=11кВт   Кп=7.5       Inom=21.12А

220/7.5*21.12=1.33Ом

=0.3589 Ом

 

                                 

 

 
 

 

        Для трансформатора номинальной мощность SТПном=250кВА

 

                                              Zтр(3)  =  0.03

       Потеря  напряжения при пуске электродвигателя

 

                                               0.03+0.3589

                                      ___________________=0.226

                                                0.03+0.3589+1.33

 

 

            Расчетное снижение напряжения  в момент пуска двигателя допускается.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 

1.13 Таблица  отклонений напряжения

Таблица составляется для проектируемой ТП 10/0,4 кВ для  режимов 100% и 25% нагрузки. Все надбавки и потери напряжения приводятся в процентах к номинальному напряжению. В ней указывается отклонение напряжения на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ согласно заданию (табл. 3.7). Расчетные потери напряжения в ВЛ 10 кВ до проектируемой ТП 10/0,4 кВ (по формуле 31 и 32), расчетные потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ, допустимые потери у потребителя. На зажимах потребителей должно быть обеспечено отклонение напряжения в пределах  ± 7,5 %

 

 

 

Таблица 9

 Таблица отклонения  напряжения

Элементы сети

Отклонение напряжения

при 100%

при 25%

1. Шины 10 кВ РТП

5

0

2. Вл – 10 кВ

-4.227

-1.06

3. ТП 10/0,4 кВ

потеря

-4%

-1%

надбавка

12.5

10

4. ВЛ – 0,38 кВ

-11.4

-2.93

5. Внутренние сети 0,38 кВ

-2.5

-0.625

6. Потребитель

-4.927

1.385


                                 

 

 
 

2. Расчёт токов  короткого замыкания

 

                 Расчет токов короткого замыкания (к.з.) производится с целью проверки защитной аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, а также чувствительность и селективность действия. Расчет токов к.з. в проекте производится в именованных единицах. Для расчетов токов к.з. составим эквивалентную однолинейную схему.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 

 

        Токи к.з.:

К1 – на шинах 10 кВ проектируемой  от РТП трансформаторной подстанции ;

К2 – на шинах 0,4 кВ проектируемой подстанции ;

К3; К4; К5; К6 – на вводе  наиболее удаленных от проектируемой ТП 10/0,4 кВ потребителей на 1,2,3,4 линиях 0,38 кВ.

Для всех точек рассчитывают ток двух и трехфазного к.з., а  для точек К3, К4, К5 иК6 – однофазного к.з. За базисное напряжение целесообразно выбрать 400 В.  Сети

 (29)

где   Uб – базисное напряжение, 400 В;

         Sк.з – мощность к.з. на шинах 10 кВ РТП, В×А.

Sк.з  =200 МВА

400/200000000= 2мОм

Точка К1

Для линии 10 кВ приведенные  сопротивления определяют по формулам

Rлi = 1,45×10–3×Rу×Li, (30)

 

где  ZS - суммарное сопротивление ВЛ от РТП до точки к.з.

 

Xлi = 1,45×10–3×Xу×Li,                              (31)

 

где Rу, Xу – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления i-того участка линии 10 кВ, Ом/км,

Li – длина i-того участка линии.

 

   Полное сопротивление  линии 10 кВ

 

 

Zл10=

, Ом        (33)

Zл10=13.279 Ом                

 

Ток трехфазного к.з. на элементах сети 10 кВ определяется по формуле :

,           (34)

  
(0.4*10000)/(10.5*1.71*13.276)=16.7А

                                 

 

 
 

 

0.87*
14.59А

 

Точка К2

=1874.41А

=1630А

 

Точка К3

      ZТП=0.019 Ом

      Rт=31 Ом  Хтт=8.3 Ом

      Rтт=0.3 Ом  Хтт=0.2 Ом

      Rа=0.65 Ом   Ха=0.17 Ом

      Rа1=3.5 мОм   Ха=2 мОм

      Rш=0.006 Ом

      Rр=0.2 Ом

= 4800А

 

Точка К4

      ZТП=0.019 Ом

      Rт=31 Ом  Хтт=8.3 Ом

      Rтт=0.3 Ом  Хтт=0.2 Ом

      Rа=0.65 Ом   Ха=0.17 Ом

      Rа1=1.3 мОм   Ха=0.7 мОм

      Rш=0.006 Ом

      Rр=0.2 Ом

 

 

= 6514А

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 

 

 

Точка К5

      ZТП=0.019 Ом

      Rт=31 Ом  Хтт=8.3 Ом

      Rтт=0.3 Ом  Хтт=0.2 Ом

      Rа=0.65 Ом   Ха=0.17 Ом

      Rа1=1.3 мОм   Ха=0.7 мОм

      Rш=0.006 Ом

      Rр=0.2 Ом

= 6483А

      Принимаем сечение нулевого проводника равным сечению фазного прово-да.

Результаты расчетов представляют в виде таблицы.

 

Таблица 10

Расчетные токи короткого  замыкания

 

Точка к.з.

Место к.з.

Токи к.з., А

Iкз(3)

Iкз(2)

Iкз(1)

К1

К2

К3

К4

К5

Шина 10 кВ проектируемой  ТП

Шина 0,4 кВ проектируемой ТП

В конце линии 1

В конце линии 2

В конце линии 3

16.7

1874.4

-

-

-

14.59

1630.7

-

-

-

-

-

4800

6514

6483


                                 

 

 
 

2.1 Выбор аппаратуры ТП 10/0,4 кВ

Выбор аппаратуры осуществляется по параметрам :

по напряжению

Uн.а.  ³ Uсети;         (37)

 

по току               Iн.а. ³ Iр         (38)

 

где   Iр – расчетный ток сети, определяется по формуле :

        (39)

Аппараты защиты проверяются  на автоматическое срабатывание по формулам:

Для предохранителя

                     (40)

 

где Iпл.вст. – ток плавкой вставки,

 

Для автоматических выключателей

      (41)

где - ток срабатывания электромагнитного расцепителя,

- коэффициент разброса тока  срабатывания электромагнитного расцепителя.

= 1,4 для автоматических выключателей  с номинальным током свыше 100 А;

Расчётные токи элементов  сети представляют в виде таблицы.

 

Таблица 11

Расчётные параметры элементов в сети

Элементы сети

Uн , В

Sp , ВА

Ip , А

1

ВЛ 10 кВ

10000

737300

43.1

2

Шина 10 кВ ТП 10/0,4

10000

250000

14.62

3

Шина 0,4 кВ ТП 10/0,4

380

250000

384.73

4

Линия 1  0,38 кВ

380

44200

68.02

5

Линия 2  0,38 кВ

380

80200

123.42

6

Линия 3  0,38 кВ

380

380

122.8


                                 

 

 
 

2.2 Защита ВЛ 10 кВ.

 

        Защита выполнена максимальными  токовыми реле косвенного действия  типа РТ-85.

Ток срабатывания МТЗ определяется из следующих условий:

а) из условия несрабатывания от максимального тока нагрузки:

  = 148.85 А  (41)

 

где - максимальный рабочий ток линии. При сетевом резервировании определяется с учетом нагрузки резервируемой линии;

кн   - коэффициент надежности, учитывающий погрешности реле и равный для реле типа РТ-85 ;

       - коэффициент возврата реле, равный для реле РТ-85

  (42)

 

 где    - коэффициент надежности согласования смежных защит по чувствительности. При выполнении МТЗ головного участка пинии на реле типа РТ-85 ; на реле типа РТВ ; - ток срабатывания предыдущей защиты (на секционирующем выключателе); -максимальный рабочий ток в месте установки предыдущей защиты.

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

 =1.86А  (43)

           nт =400/5=80

 

    (44)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 

 

 
 

2.3 Защита трансформатора 10/0.4

 

Дифференциальная  защита трансформатора выполняется  с помощью реле серий РНТ и ДЗТ. На двух- и трехобмоточных трансформаторах без регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) обычно применяются реле серии РНТ, а для трансформаторов с РПН – реле серии ДЗТ.

 

Вычисляются циркулирующие в плечах защиты вторичные номинальные токи для каждой стороны защищаемого трансформатора (высшей , средней , низшей )

 

=0.18125А   
 =4.52А (45)

 

 Схема включения обеих уравнительных  обмоток и рабочей обмотки

 

 

                                 

 

 
 

 

ЛИТЕРАТУРА

 

  1. Методическое указание к курсовому проектированию  по электроснабжению сельского хозяйства. Краснодар 2005.
  2. Правила устройства электроустановок. Минэнерго. – М. Энегоатомиздат. 2000г.
  3. Бузько И.Л. Электроснабжение сельского хозяйства.. - М. Энегоатомиздат 1990г.
  4. Дипломное проектирование. Методические рекомендации по электроснабжению сельского хозяйства/ Сукманов В.И., Лещинская Т.Б. – М: МГАУ им. В.П. Горячкина. 1998 – 103
  5. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.; Энергоатомиздат, 1991.-464с.
  6. Основы построения промышленных электрических сетей / Каялов Г.М. и др.; Под общ. Ред. Г.М.Каялова.-М.; Сельэнергопроект, октябрь 1972.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



Информация о работе Электроснабжение населенного пункта