Електропостачання населеного пункту

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

до курсового проекту з дисципліни «Основи електропостачання»

на тему: «Електропостачання населеного пункту»

Вступ

Сучасний розвиток електроенергетики, спрямований на забезпечення безперебійного та якісного постачання електроенергією всіх галузей народного господарства, що базуються на створенні потужних та розгалужених електричних систем, які складаються з електростанцій, устаткування трансформування параметрів і розподілу електроенергії, внутрішньо системних та міжсистемних зв’язків, якими є, зокрема, електричні мережі для транспортування електроенергії від джерел до споживачів.

Актуальна мета і завдання курсового проекту забезпечення підприємств і установ агропромислового комплексу, сільських населених пунктів електричною енергією на основі застосування високоефективного, надійного в експлуатації устаткування, яке дозволяє досягти за сукупністю параметрів відповідного сучасним вимогам рівня якості її параметрів є актуальним завданням електроенергетики. У зв’язку з цим метою даної конструкторської розробки є засвоєння основних знань, способів і методів проектування систем електропостачання населених пунктів у відповідності з індивідуальним технічним завданням.

Проект електропостачання пункту вміщує розрахунок електричних навантажень, підключених до мережі, розробку електричної мережі напругою 380 В, визначення кількості, потужності і місця знаходження трансформаторних підстанцій мережі споживання електроенергії, вибір їх електричних схем і конструктивного виконання.

Складовими графічної частини курсового проекту є план електричної мережі населеного пункту із зазначенням марок проводів ліній електропостачання енергії, креслення загального вигляду підстанції, креслення її схеми електричної принципової.

Слід зауважити, що розрахункові навантаження підстанцій необхідні також в практичній діяльності для подальшого використання під час проектування розподільних мереж району.

1. Вихідні дані до виконання курсової роботи

Вихідні дані до проектування входять до складу індивідуального технічного завдання. Його складовими є: план населеного пункту, відомості про споживачів електроенергії, що характеризують розрахункові електричні навантаження об'єктів населеного пункту і режими споживання ними електроенергії, а також інформація про характеристики кліматичної зони, в якій знаходиться населений пункт.

Вихідні дані приймають за результатами обстеження населених пунктів, за заявками господарств або в результаті ознайомлення на місці. Під час курсового проектування такі дані формуються за номером варіанту індивідуального завдання. Для студентської групи ЕН4/1 факультету варіант N індивідуального завдання обирається згідно співвідношенню N = n, де n — номер запису прізвища студента в журналі групи.

Визначення координат будівель на плані населеного пункту. План населеного пункту будується за координатами будівель (x; y), наведених у табл. 1 в умовних одиницях. В ній кожній будівлі присвоєний власний номер (від 01 до 30), який необхідно разом з будівлею нанести на план населеного пункту. Згідно табл. 1.1 координати будівель обираються за першим знаком номеру варіанта.

Розмір умовної одиниці значень координат складає для непарного значення першого знака номера варіанту — 40 м.

Таблиця 1.1 Координати будівель на плані населеного пункту (х; у) в умовних одиницях

Номер будівлі

Перший знак ном. варіанту

Номер будівлі

Перший знак ном. варіанту

01

3; 3

16

10; 5

02

4; 3

17

12; 5

03

5; 3

18

13; 5

04

6; 3

19

14; 5

05

7; 3

20

16; 5

06

8; 3

21

15; 3

07

9; 3

22

16; 3

08

10; 3

23

18; 3

09

11; 3

24

1; 6

10

12; 3

25

2; 6

11

5; 5

26

3; 6

12

6; 5

27

4; 6

13

7; 5

28

2; 9

14

8; 5

29

8; 8

15

9; 5

30

6; 9

Склад та загальне призначення будівель населеного пункту. До складу будівель населеного пункту належать будівлі житлового сектору, а також будівлі виробничих, громадських та комунально-побутових установ і підприємств.

Сільським житловим домом вважають одноквартирний дім або квартиру в багатоквартирному будинку, що мають окремий лічильник електроенергії.

Згідно завданню на курсове проектування (табл. 1) будівлі за номерами 01… 14 — це одноквартирні дома. Будівлі з номерами 15… 18 є чотирьохквартирними будинками, а будівлі з номерами 19,20 — дванадцяти-квартирні будинки.

Будівлі з номерами 21… 30 — це агропромислові підприємства, навчальні та дошкільні заклади, установи і підприємства комунально-побутової сфери. Вони позначаються загальноприйнятими в практиці проектування електричних мереж сільськогосподарського призначення кодами з трьох цифр.

Таблиця 1.2 Коди виробничих, громадських і комунальних споживачів електроенергії в населеному пункті

Номер будивлі

Другий знак ном. варіанта

21

110

22

113

23

117

24

132

25

199

26

339

27

376

28

550

29

560

30

562

Всі споживачі електроенергії мають на своєму балансі електроустаткування, що забезпечує виконання ними своїх функціональних завдань.

Встановлена потужність електроустаткування сільських житлових будинків залежить від ряду факторів. Газифікований населений пункти поселення міського типу 4,0. Під час курсового проектування слід також ураховувати збільшення на 1,2 кВт потужності кожного з житлових домів в багатоквартирних будинках за рахунок встановлення кондиціонерів,

Встановлена потужність споживачів з електричними плитами збільшується на 1,2 кВт.

На плані уздовж розташування будівель необхідно розмітити вулиці і під'їзні дороги. Звернула увагу на ширину їх проїжджої частини, оскільки питома потужність на вуличне освітлення залежить від призначення дороги і її ширини. Встановлена електрична потужність електроустаткування підприємств і установ за їх кодами наведена у табл. 1.3.

Таблиця 1.3 Встановлена потужність виробничих, громадських і комунально-побутових споживачів в сільській місцевості

Код

Найменування

Рy, кВт

110

Корівник прив’язного утримання тварин з механізованим прибиранням гною з електроводонагрівачем на 400 корів

65

113

Приміщення для ремонтного і відгодівельного молодняка на 170…180 голів

8

117

Приміщення для ремонтного і відгодівельного молодняка з механізованим прибиранням гною на 300…330 голів

20…42

132

Кормоцех ферми великої рогатої худоби на 800…1000 голів

130

199

Пункт ветеринара-фельдшера

5

339

Кузня, слюсарна майстерня

10

376

Гараж з профілакторієм на 25 автомашин

85

550

Магазин змішаного асортименту товарів на три робочих місця

5

560

Баня на 10 місць

20

562

Пральня продуктивністю 0,125 тон за зміну

30

2. Розрахунок електричних навантажень населеного пункту

Визначення розрахункових навантажень електричної мережі населеного пункту під час курсового проектування пропонується виконати з використанням коефіцієнтів одночасності. Загальний обсяг навантаження на мережу у загальному випадку залежить від двох основних факторів: встановленої електричної потужності споживачів (максимальні навантаження) та одночасності їх роботи. Не все електроустаткування підприємств, установ, житлових будинків одночасно ввімкнено у роботу. Коефіцієнтом одночасності kод є відношення розрахункового середньостатистичного сумарного працюючого навантаження групи споживачів до значення їх сумарної встановленої потужності (сумарного максимального навантаження). Коефіцієнти одночасності kод визначені окремо для груп однакових або близьких за призначенням споживачів на основі тривалого статистичного аналізу їх роботи. Значення коефіцієнтів одночасності роботи споживачів в мережах напругою 0,38 кВ.

Розрахункові активні навантаження однорідних за призначенням споживачів (наприклад, багатоквартирного будинку, або сукупності однакових будинків) Рд і Рв при обчисленні за коефіцієнтом одночасності ko визначають з використаням співвідношень (1), (2). Де n — кількість квартир в будинку або кількість однакових будинків; Pдi, Рві — денна і вечірня розрахункова потужність окремого споживача.

Якщо технічним завданням на проектування не обумовлено інакше через інший специфічний характер роботи споживачів, за формулами (1) або (2) припускається розраховувати навантаження однорідних споживачів тільки для одного з двох режимів — денного або вечірнього. Так, для споживачів електроенергії виробничих підприємств розраховують навантаження денного максимуму за формулою (1), а навантаження вечірнього максимуму визначається множенням денного на коефіцієнт 0,6. Для споживачів житлового сектору розраховують навантаження вечірнього максимуму за формулою (2), а навантаження денного максимуму складає 0,4 від денного в будинках без електричних плит і 0,6 — в будинках з централізовано встановленими електричними плитами.

Для знаходження Рві також Рn будинку помножити на коефіцієнт, для підприємств і установ дорівнюється 0,6, а для житлових будинків 1.

, (2. 1)

, (2. 2)

Розраховуємо денну і вечірню потужність одно квартирних будинків.

Рд=0,76·14·2,0·0,4=8,51 кВт

Рв=0. 76·14·2,0·1+0,2=21. 48 кВт

Розраховуємо денну і вечірню потужність чотирьохквартирних будинків. Рд=0,57·16·3,2·0,4=11,67 кВт

Рв=0,57·16·3,2+0,2=29,38кВт

Розраховуємо денну і вечірню потужність дванадцятиквартирних будинків. Рд=0,39·24·3,2·0,4=11,98кВт Рв=0,39·24·3,2·1+0,2=30,2кВт

Розрахунок вуличного освітлення

, кВт, (2. 3)

Росв=48·0,2=8,4кВт

Розрахунок денної та вечірньої потужності підприємств.

Для 1групи підприємств:

Рд= 0,782 284 = 711,36 кВт

Рв= 0,78 191,524+0,2 = 597,74 кВт

Для 2 групи підприємств:

Рд=0,731 556 = 678,9кВт

Рв=0,73 130,26+0,2 = 570,47кВт

Всі розрахунки ми зводимо до таблиці(2. 1). До числа споживачів окрім житлових будинків, громадських будівель, виробничих приміщень включають також вуличне і зовнішнє освітлення, навантаження якого ураховується у вечірньому максимумі, причому в повному обсязі.

Розрахунок сумарного реактивного навантаження виконують з тією ж послідовністю дій, що й активного. Для цього реактивні потужності денного і вечірнього максимумів кожного споживача відповідно обчислюють за формулами

=0,6·0,48=0,28 кВАр

=1,5·0,4=0,6 кВАр

Повні потужності споживачів електроенергії для денного і вечірнього режимів розраховуються за формулами

/cosц

Sд=0,6/0,93=0,64 кВА

Sв=1,5/0,9=1,6 кВА

Результати розрахунків заносяться до табл. (2. 1)

Таблиця 2.1 Навантаження споживачів до компенсації реактивній потужності

№ з/п

Pді, кВт

Pві, кВт

cosцді

сosцві

tgцді

tgцві

Qді, кВАр

Qві, кВАр

Sді, кВА

Sві, кВА

1

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

2

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

3

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

4

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

5

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

6

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

7

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

8

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

9

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

10

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

11

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

12

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

13

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

14

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

15

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

16

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

17

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

18

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

19

5,60

15,10

0,90

0,93

0,48

0,40

2,69

6,04

6,22

16,24

20

5,60

15,10

0,90

0,93

0,48

0,40

2,69

6,04

6,22

16,24

21

48,75

29,45

0,85

0,85

0,88

0,62

42,90

18,26

57,35

34,65

22

6,00

3,80

0,85

0,85

0,88

0,62

5,28

2,36

7,06

4,47

23

18,75

11,45

0,85

0,85

0,88

0,62

16,50

7,10

22,06

13,47

24

97,50

58,70

0,85

0,90

0,62

0,48

60,45

28,18

114,71

65,22

25

3,75

2,45

0,85

0,90

0,62

0,48

2,33

1,18

4,41

2,72

26

7,50

4,70

0,85

0,90

0,62

0,48

4,65

2,26

8,82

5,22

27

63,75

38,45

0,70

0,75

1,02

0,88

65,03

33,84

91,07

51,27

28

3,75

2,45

0,92

0,96

0,43

0,29

1,61

0,71

4,08

2,55

29

15,00

9,20

0,85

0,90

0,62

0,48

9,30

4,42

17,65

10,22

30

22,50

13,70

0,70

0,75

1,02

0,88

22,95

12,06

32,14

18,27

3. Компенсація реактивної потужності

В електричних мережах практично неможливо запасати електроенергію. Тому в кожний момент часу активна і реактивна енергія, що виробляється генераторами електростанцій, має повністю споживатися електроприймачами. Тобто в електроенергетичній системі повинен постійно підтримуватися баланс активних і реактивних потужностей. Найбільшими споживачами реактивної потужності в електричних мережах є трансформатори і асинхронні двигуни електроприводу агропромислового устаткування. Відносні втрати реактивної потужності в електричних системах значно більші у порівнянні з втратами активної енергії. Тому існує необхідність у застосуванні разом з генераторами додаткових джерел реактивної потужності, які компенсують рівень реактивної потужності, що споживається. Таке застосування цих джерел називається компенсацією реактивної потужності, яке одночасно супроводжується збільшенням коефіцієнта потужності cosц і підвищенням напруги на навантаженні.

Додатковими джерелами реактивної потужності є батареї конденсаторів, синхронні компенсатори та ємнісна потужність, що генерується лініями. Основними перевагами конденсаторів порівняно з іншими компенсувальними пристроями є

— малі втрати активної потужності (0,07… 0,25 Вт/кВАр);

— низька питома вартість (грн. /кВАр);

— простота монтажу та експлуатації головним чином завдяки відсутності частин, що обертаються.

Недоліками батарей конденсаторів є:

— залежність реактивної енергії від напруги;

— відсутність плавного регулювання напруги;

— чутливість до вищих гармонік;

— малий термін роботи (8−10 років).

Ємність трифазної батареї конденсаторів визначаю співвідношенням

. (3,1)

З виразу (3) слідує, що конденсатори доцільно з'єднувати трикутником, а не зіркою. В цьому випадку напруга на конденсаторах збільшується в 1,73, а потужність — втричі. З цих же міркувань можна зробити висновок про те, що конденсатори вигідніше розташовувати на стороні більш високої напруги трансформаторів, зокрема вищої напруги підстанції. Крім того, трансформатори, виготовлені на вищу напругу, є дешевшими. Проте при такому розташуванні не можна не враховувати втрат напруги і енергії (за рахунок реактивних струмів) в трансформаторах 10/0,4 кВ. Тому для компенсації реактивної потужності окремих споживачів великої потужності з тривалим режимом роботи в сільських мережах застосовується паралельне підімкнення конденсаторів до навантаження.

Реактивну потужність приймачів електроенергії слід компенсувати так, щоб коефіцієнт потужності при максимумі навантаження був на рівні 0,92.

Розрахункова реактивна потужність компенсації i-го споживача Qk (д, в)і визначається за формулою

Qk (д, в)і = kcQ(д, в)і (3,2)

де kc=0,7- коефіцієнт сезонності.

Потужність конденсаторної установки Qкуi вибираємо за|із| умовою

Qк (д, в) i Qкуi. (3. 3)

Конденсатори напругою 380 В виготовляють трифазними із з'єднанням у трикутник. Реактивна потужність одного елемента складає 4… 10 кВАр. Тому для отримання необхідної сумарної реактивної потужності конденсатори об'єднують у батареї.

В табл. 2.1 наведено результати розрахунків до компенсації.

Таблиця 3.1 Навантаження споживачів після|потім| компенсації реактивній потужності

№ з/п

Pді, кВт

Pві, кВт

cosцді

сosцві

tgцді

tgцві

Qді, кВАр

Qві, кВАр

Sді, кВА

Sві, кВА

1

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

2

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

3

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

4

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

5

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

6

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

7

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

8

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

9

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

10

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

11

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

12

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

13

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

14

0,60

1,50

0,90

0,93

0,48

0,40

0,29

0,60

0,67

1,61

15

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

16

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

17

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

18

2,90

7,40

0,90

0,93

0,48

0,40

1,39

2,96

3,22

7,96

19

5,60

15,10

0,90

0,93

0,48

0,40

2,69

6,04

6,22

16,24

20

5,60

15,10

0,90

0,93

0,48

0,40

2,69

6,04

6,22

16,24

21

48,75

29,45

0,85

0,85

0,88

0,62

30,03

12,78

57,35

34,65

22

6,00

3,80

0,85

0,85

0,88

0,62

5,28

2,36

7,06

4,47

23

18,75

11,45

0,85

0,85

0,88

0,62

16,50

7,10

22,06

13,47

24

97,50

58,70

0,85

0,90

0,62

0,48

42,32

19,73

114,7

65,22

25

3,75

2,45

0,85

0,90

0,62

0,48

2,33

1,18

4,41

2,72

26

7,50

4,70

0,85

0,90

0,62

0,48

4,65

2,26

8,82

5,22

27

63,75

38,45

0,70

0,75

1,02

0,88

45,52

23,69

91,07

51,27

28

3,75

2,45

0,92

0,96

0,43

0,29

1,61

0,71

4,08

2,55

29

15,00

9,20

0,85

0,90

0,62

0,48

9,30

4,42

17,65

10,22

30

22,50

13,70

0,70

0,75

1,02

0,88

22,95

12,06

32,14

18,27

Вимоги до надійності та економічної ефективності електропостачання

До переліку сільськогосподарських споживачів електроенергії першої та другої категорій за надійністю електропостачання належать [2]:

Споживачі другої категорії:

1. Тваринницькі і пташині ферми з меншою продуктивністю, ніж для споживачів першої категорії.

2. Тепличні комбінати і розсадні комплекси.

3. Кормоприготівельні цехи.

4. Для всіх підприємств: установки для гасіння пожеж, котельні з котлами високого і середнього тиску.

Споживачами третьої категорії є споживачі, що не увійшли до списку споживачів першої та другої категорій.

4. Визначення координат трансформаторної підстанції

Координати центрів навантажень населеного пункту визначаються окремо для денного і вечірнього максимумів навантаження на основі співвідношень:

(3. 1)

(3. 2)

де х, у — абсциса і ордината введення i того споживача по координатній сітці.

Таблиця (3. 1) Дані обчислення координат трансформаторної підстанції

№ з/п

xi

yi

Pді

Pді xi

Pді yi

Pві

Pві xi

Pві yi

1

3

3

0,60

1,8

1,8

1,50

4,5

4,5

2

4

3

0,60

2,4

1,8

1,50

6

4,5

3

5

3

0,60

3

1,8

1,50

7,5

4,5

4

6

3

0,60

3,6

1,8

1,50

9

4,5

5

7

3

0,60

4,2

1,8

1,50

10,5

4,5

6

8

3

0,60

4,8

1,8

1,50

12

4,5

7

9

3

0,60

5,4

1,8

1,50

13,5

4,5

8

10

3

0,60

6

1,8

1,50

15

4,5

9

11

3

0,60

6,6

1,8

1,50

16,5

4,5

10

12

3

0,60

7,2

1,8

1,50

18

4,5

11

5

5

0,60

3

3

1,50

7,5

7,5

12

6

5

0,60

3,6

3

1,50

9

7,5

13

7

5

0,60

4,2

3

1,50

10,5

7,5

14

8

5

0,60

4,8

3

1,50

12

7,5

15

9

5

2,90

26,1

14,5

7,40

66,6

37

16

10

5

2,90

29

14,5

7,40

74

37

17

12

5

2,90

34,8

14,5

7,40

88,8

37

18

13

5

2,90

37,7

14,5

7,40

96,2

37

19

14

5

5,60

78,4

28

15,10

211,4

75,5

20

16

5

5,60

89,6

28

15,10

241,6

75,5

21

15

3

48,75

731,25

146,25

29,45

441,75

88,35

22

16

3

6,00

96

18

3,80

60,8

11,4

23

18

3

18,75

337,5

56,25

11,45

206,1

34,35

24

1

6

97,50

97,5

585

58,70

58,7

352,2

25

2

6

3,75

7,5

22,5

2,45

4,9

14,7

26

3

6

7,50

22,5

45

4,70

14,1

28,2

27

4

6

63,75

255

382,5

38,45

153,8

230,7

28

2

9

3,75

7,5

33,75

2,45

4,9

22,05

29

8

8

15,00

120

120

9,20

73,6

73,6

30

6

9

22,50

135

202,5

24

144

216

Сумма:

318,45

2165,95

1755,75

265,45

2092,75

1445,55

Xд=2165,95/318,45=6,801 539 Xв=265,45/318,45=5,513 424

Yд=2092,75/265,45=7,883 782 Yв=1445,55/265,45=5,445 658

Координати отриманої точки визначають центр навантажень населеного пункту, в якому буде розташована ТП 10/0,4 кВ.

5. Розрахунок мережі 0,38 КВ

5.1 Розрахунок електричного навантаження в мережах 0,38 кВ

Визначення сумарних електричних навантажень ліній 0,38 кВ виконується окремо для денного і вечірнього максимумів навантаження, починаючи з найбільш віддаленої від ТП ділянки.

У випадку, якщо значення навантажень споживачів відрізняється менш ніж в 4 рази, розрахунок виконується за формулою:

(5. 1)

де Р(д, в) макс — найбільша з денних або вечірніх активних навантажень на введенні споживача розрахункової ділянки, кВт; Р(д, в) — добавки (додаток 11)

Середньовиважені коефіцієнти потужності і реактивної потужності розрахункової ділянки для денного і вечірнього максимумів навантаження, визначаються з співвідношень

(5. 2)

(5,3)

де: сos(д, в) i, tg(д, в) i — відповідно коефіцієнти потужності і реактивної потужності споживачів розрахункової ділянки.

Таблиця 6.1 Таблиця навантажень ділянок ліній 0,38 кВ

№ ділянки

Назва ділянки

Pдділ, кВт

Pвділ, кВт

сosцд

сosцв

tgцд

tgцв

Qдділ, кВАр

Qвділ, кВАр

Sдділ, кВА

Sвділ, кВА

Лінія 1

1

1.8 -ТП

17

45

0,9

0,85

0,62

0,48

10,54

21,6

18

52,9

2

1. 9−1. 11

73,5

44,7

0,93

0,9

0,48

0,4

35,28

17,88

79

49,6

Лінія 2

1

2.8 — ТП

8,2

20,8

0,93

0,9

0,48

0,4

3,9

8,32

8,8

23,1

2

2. 9−2. 19

6

15

0,9

0,85

0,62

0,48

3,7

7,2

53

33

Лінія 3

1

3. 5-ТП

41,25

25,35

0,93

0,9

0,48

0,4

0,6

10,1

44,35

28,2

2

3. 6−3. 11

172,5

104,3

0,9

0,85

0,62

0,48

106

49,9

191

122

5.2 Визначення допустимої довжини ліній електропередач

Враховуючи, що максимальний переріз проводів повітряних ліній напругою 0,38 кВ має значення 50 мм2, допустима довжина лінії, яка проходить вулицею, розраховується за формулою:

км, (5. 4)

км

де ?U% < 9%- допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ;

5.3 Вибір перерізу проводів ліній електропередач

Вибір перерізів проводів в мережах 0,38 кВ виконується за найменшими приведеними річними витратами (за економічним інтервалом) [1] з наступною їх перевіркою на допустиму втрату напруги.

Розрахунок виконується для найбільших значень (денних або вечірніх) навантажень на ділянках ліній в такій послідовності.

1. Кожному значенню площі перерізу проводу відповідає інтервал навантажень [1], який характеризується мінімальними приведеними витратами.

Проводи вибирають за еквівалентною потужністю Sеквj

(5. 5)

де kн — коефіцієнт динаміки зростання навантаження для ліній, що будуються

(kн = 1,35… 1,4); Sрj — розрахункова повна потужність j-тої ділянки лінії, кВА.

2. Обраний переріз проводів для ліній мереж напругою менше 35 кВ необхідно перевіряти за втратами напруги.

3. Вибір перерізу проводів за втратою напруги. Метод застосовується для вибору значень площі поперечного перетину проводів в розподільних мережах, де дуже важливим є фактор втрат напруги, тому що способи регулювання напруги в таких мережах є досить обмеженими.

Формула для визначення реального значення втрати напруги ДU в розподільній мережі з одним навантаженням на її кінці має вигляд

, (5. 6)

де Uном -- номінальна лінійна напруга мережі, В; Ro і Xо — відповідно активний та індуктивний опір одного кілометра лінії, який обирається з довідникових таблиць (Додаток К), Ом/км, Pр — розрахункова активна потужність навантаження, кВт, L — довжина лінії, км.

Для трифазної лінії з ділянками довжиною Lj змінного перерізу проводів, що живить розподілені уздовж неї навантаження з розрахунковими струмами Ipj і відповідними коефіцієнтами потужності cosцj відносна втрата напруги до найвіддаленішого приймача дорівнює

, (5. 7)

де Pрj — активна потужність j-ої ділянки лінії.

На рис. 6.1 наведено характер залежностей погонного активного і реактивного опору від площі поперечного перерізу проводів.

У розподільних мережах значення реактивного опору для повітряних ліній знаходиться на рівні Xо? 0,325 Ом/км для мереж напругою 0,38 кВ і Xо? 0,4 Ом/км — для повітряних ліній напругою 6…10 кВ. Для кабельних ліній напругою 0,38 кВ Xо? 0,06 Ом /км, а для кабельних ліній напругою до 6…10 кВ значення реактивного опору задають на рівні Xо? 0,09 Ом /км.

Лінія 1: Ця лінія поділена на 2 ділянки з різним інтервалом потужності на відрізку 1.8 -ТП марка провода 2А25+А25, а для 1. 9−1. 11 марка провода 2А16-А16

Лінія 2: Ця лінія поділена на 2 ділянки, з різним інтервалом потужності на відрізку 2. 9−2. 19 марка провода 2А16-А16, а для 2.8 — ТП марка провода 2А25+А25.

Лінія 3: Ця лінія поділена на 2 ділянки з різним інтервалом потужності на відрізку 3. 6−3. 11 марка провода 2А16-А16, а для 3. 5-ТП марка провода 2А25+А25

Після виконаного вибору визначені перерізи проводів необхідно перевірити за основними критеріями:

1) механічною міцністю;

2) допустимим відхиленням напруги на затискачах електроприймачів;

3) надійним спрацюванням струмового релейного захисту;

4) допустимим струмом за нагрівом для нормального та аварійного режимів;

5) рівнем коливанням напруги під час пуску асинхронних двигунів з короткозамкненим ротором.

Для повітряних ліній 0,38 кВ, враховуючи, що товщина стінки ожеледі для енергорайону Миколаївської області досягає значення 10 мм, переріз проводів розраховується за формулою

(мм2), (5. 8)

12 мм2

де Рj — активне навантаження j-тої ділянки, кВт;

Lj — довжина j-тої ділянки, км;

г — питома електропровідність алюмінієвого проводу (0,032 км/Ом·мм2);

?Uа %- активна складова допустимої втрати напруги, %;

Uн — номінальна лінійна напруга (0,38 кВ).

Реактивна складова втрати напруги до віддаленого споживача визначається за формулою

, %, (5. 9)

=0. 4%

де X0 = 0,325 Ом/км — індуктивний погонний опір для мережі 0,38 кВ [2];

Qj— реактивне навантаження j-тої ділянки лінії, кВАр;

Uн — номінальна лінійна напруга.

Активна складова втрати напруги визначається за формулою

(5. 10)

?Uа%=9−0,4=8,6%

де ?Uд % - допустима втрата напруги в лінії електропередачі;

?Uр % - реактивна складова втрати напруги.

5.4 Перевірка коливань напруги під час пуску асинхронного короткозамкненого електродвигуна

Під час відімкнення до мережі асинхронних двигунів електроприводу, в ній виникає перехідний процес, який характеризується короткочасним зменшенням («провалом») напруги мережі.

Перевірка величини коливань напруги під час пуску асинхронних двигунів (АД) з короткозамкненим ротором виконується з урахуванням наступного.

Рівень зміни напруги під час пуску двигуна визначається за формулою

(5. 11)

=16,6

де Zc — повний опір електричної мережі з урахуванням опору силового трансформатора та лінії електропередач, Ом;

Zдв — повний опір короткого замикання асинхронного двигуна, Ом.

Імпеданс лінії дорівнює

Ом, (5. 12)

=0,574 Ом,

де R0, X0 — значення активного та індуктивного погонних опорів [2], Ом/км;

L — довжина лінії електропередач, км.

Опір короткого замикання асинхронного двигуна визначається як

Ом, (5. 13)

Ом,

де Uндв, Iндв — номінальна напруга та номінальний струм асинхронного двигуна;

Кп — кратність пускового струму відносно номінального (Кп = Iп/Iн).

5.5 Розрахунок втрат напруги в лініях 0,38 кВ

Розрахунок втрат напруги в лініях напругою 0,38 кВ виконується в послідовності визначення дійсних втрат напруги та порівняння їх з допустимими значеннями втрат.

Дійсні втрати напруги до найвіддаленішої точки лінії визначаються за активними і реактивними потужностями і довжинами її ділянок за формулою

(5. 14)

%

де R0, X0 — активні та індуктивні погонні опори лінії, Ом/км;

Pj, Qj — активна та реактивна потужність j-тої ділянки лінії (кВт, кВАр);

Uн — номінальна напруга лінії, кВ.

6. Розрахунок аварійних режимів електричної мережі

Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) виконується з метою вибору і перевірки обладнання, струмопровідних частин на термічну та динамічну стійкість в режимах коротких замикань, проектування релейного захисту, грозозахисту, пристроїв заземлення.

Для визначення струмів короткого замикання під час виконання курсової роботи доцільно застосувати метод іменованих одиниць.

6.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 10 кВ

Для лінії 10 кВ струми короткого замикання. необхідно розраховувати в таких точках схеми заміщення (рис. 6. 1):

Рис. 6.1. Схема заміщення електричної мережі 10 кВ

— точка К1 (шини 10 кВ РТП 35/10 кВ) — для вибору масляного вимикача, роз'єднувача, трансформаторів струму та розрахунку релейного захисту;

— точка К2 (шини 10 кВ віддаленої ТП 10/0,4 кВ) — для розрахунку релейного захисту;

— точка К3, (шини 10 кВ розрахункової ТП 10/0,4 кВ, що проектується в курсовій роботі) — з метою вибору роз'єднувача і запобіжників на ТП 10/0,4 кВ;

— точка К4 (шини 10 кВ найближчої ТП) — для розрахунку струмової відсічки лінії.

В курсовій роботі розрахунок струмів короткого замикання виконується у відносних одиницях. Згідно цьому методу всі опори схеми приводяться до однієї базисної напруги Uб.

Як базисна напруга приймається середня напруга тієї ділянки схеми, в якій визначається струм короткого замикання

. (6. 1)

— опір трансформатора

(6. 2)

де — напруга короткого замикання трансформатора (за паспортними даними для обраного трансформатора), %; Sнтр — номінальна потужність трансформатора, ВА.

Імпеданс до точки короткого замикання обчислюється згідно співвідношенню

. (6. 3)

З рівняння (6. 3) слідує, що активний опір доцільно враховувати тільки в тому випадку, коли

.

Струм трифазного короткого замикання розраховується за формулою

. (6. 4)

Потужність трифазного короткого замикання дорівнює

. (6. 5)

Ударний струм трифазного короткого замикання

, (6. 6)

Струм двохфазного короткого замикання

. (6,7)

Як відомо, мережі з напругою 10… 35 кВ є мережами з ізольованою нейтраллю. Тому в них однофазних коротких замикань не виникає

6.2 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 0,38 кВ

Для визначення струмів короткого замикання в мережі 0,38 кВ необхідно на розробленому під час курсової роботи кресленні електричної мережі визначити характерні точки короткого замикання, скласти схему заміщення і виконати розрахунок струмів короткого замикання у визначених точках.

Так, в курсовій роботі необхідно визначити струм короткого замикання на шинах 0,38 кВ розрахункової трансформаторної підстанції та струм однофазного короткого замикання в кінці кожної лінії 0,38 кВ.

Струм трифазного короткого замикання на шинах 0,38 кВ ТП 10/0,4 кВ визначається за формулою

. (6. 8)

Струм однофазного короткого замикання визначається в найбільш віддаленій точці кожної лінії 0,38 кВ за формулою

, (6. 9)

56. 09

де Uф — фазна напруга на зажимах трансформатора; - повний опір силового трансформатора протіканню струму короткого замикання на корпус [1 с. 195], Ом; Zn — повний опір петлі фазний — нульовий провід до точки короткого замикання, Ом.

, (6. 10)

де lj — довжина j-ої ділянки лінії; Roфj, Roнj — погонний активний опір відповідно фазного і нульового проводів на j-й ділянці лінії, Ом/км; Xфн — погонний індуктивний опір петлі «фаза-нуль» (для проводів з кольорового металу (мідь, алюміній) приймається хфн = 0,6 Ом/км.

Основною метою розрахунків короткого замикання є розрахунок та вибір апаратів релейного захисту і перевірка чутливості його спрацювання за вимогами «Правил експлуатації електроустановок».

7. Розробка схеми головних з'єднань підстанції та вибір комутаційної апаратури

Схема головних з'єднань підстанції розробляється в однолінійному виконанні. В основному напису креслення наводиться назва пристрою, а в пояснювальній записці - також його технічні характеристики.

Головна схема електричних з'єднань підстанції - це сукупність основного устаткування (трансформатори, лінії), збірних шин, комутаційної й іншої первинної апаратури з усіма виконаними між ними з'єднанями. Підстанція, що розробляється або обирається, призначена для живлення окремих споживачів. Підстанція є знижувальною і складається з розподільного пристрою вищої напруги (РПВН), трансформатора, розподільного пристрою нижчої напруги. Для потужностей трансформаторів підстанцій, що не перевищують значення 1000 кВА, підстанції комплектуються запобіжником та роз'єднувачем. Основними вимогами до головних електричних схем є:

а) можливість автоматизації функціонування схеми;

б) експлуатаційна зручність комплектного пристрою, який відповідає розробленій схемі;

в) економічність схеми.

Згідно з умовами «Правил експлуатації електроустановок» під час виконання курсової роботи електрична апаратура обирається за такими параметрами:

— за напругою Uа апарата

Uа? Uм;

600 ?380

— за номінальним струмом Iан апарата

, (7. 1)

30?25

Термічна стійкість електричного апарата визначається за формулою

(кА2 с), (7. 2)

(3)2·0,5?(2)2·2 (кА2 с)

де I(3)а мах — струм термічної стійкості апарата (каталожні дані), апарати промисловістю виготовляються з часом термічної стійкості 1; 3; 5; 10 с;

I(3)кз — струм короткого замикання в точці установки аппарата;

tзв — зведений час дії короткого замикання, знаходиться в межах 1,5…2 с.

Електродинамічну і термічну стійкість трансформаторів струму перевіряють за допомогою коефіцієнтів односекундної стійкості за формулами

А, (7. 3)

де Кл = 250 — коефіцієнт динамічної стійкості;

Іні — номінальний первинний струм.

8. Вибір апаратури захисту мережі 0,38 кв від короткого замикання, перевантаження та перенапруги

Згідно «Правилам експлуатації електроустановок» лінії електричних мереж напругою 0,38 кВ захищають від коротких замикань за допомогою теплових та електромагнітних розчіплювачів, а також плавких вставок запобіжників.

Розрахунок струмів комутації теплових розчіплювачів автоматичних вимикачів виконується за формулою:

, (8. 1)

25?1,34,1

де Кн — коефіцієнт надійності, яким враховують умови пуску електродвигунів, приєднаних до лінії:

Кн = 1 для легкого пуску з тривалістю 2…3 с, з частотою комутацій, що не перевищує 15 пусків на годину та Кн=1,25…1,5 для важких умов пуску;

Ір mах — розрахунковий максимальний струм лінії напругою 0,38 кВ;

Іртр — розрахунковий струм комутації теплового розчіплювач

Коефіцієнт чутливості визначається згідно співвідношенню

(8. 2)

Іч=56/18?3

де І(1)mіп — струм однофазного короткого замикання зони захисту у найвіддаленішій точці лінії напругою 0,38 кВ;

Ідтр — дійсне значення струму комутації теплового розчіплювача.

Далі визначається кратність струму комутації електромагнітного розчіплювача відносно теплового та визначається чутливість спрацювання відсічки

, (8. 3)

22/15?1,1

де Ікз(2) — струм однофазного короткого замикання в місці установки автомата;

Іер — значення струму комутації електромагнітного розчіплювача.

Розрахунковий струм комутації відсічки визначається за формулою

, (8. 4)

Ірер=1,25 197=246

де І(3)кзmах — струм трифазного короткого замикання в точці установки попереднього захисту, струм в кінці лінії напругою 0,38 кВ, струм пусковий максимальної потужнсті асинхронного двигуна та ін.

Струм комутації апарата захисту від міжфазних коротких замикань

, (8. 5)

Ісз=1,1(4,1+0,316)=9,79

де Індв — номінальний струм асинхронного двигуна найбільшої потужності;

Струм комутації апарата захисту від однофазних коротких замикань визначається таким чином

, (8,6)

Ісзо=1,229=34. 8

де Кн = 1,2 — коефіцієнт надійності;

Інсmах — максимальний струм максимальної несиметрії, який приймається як 0,51 від значення однофазного

Від атмосферної перенапруги силові трансформатори підстанції КТП захищаються за допомогою розрядників типу РВО-10, які встановлені на стороні 10 кВ та РВН, які встановленні на стороні 0,38 кВ. Для відводу імпульсів для лінії напругою 0,38 кВ передбачається повторне захисне заземлення, яке виконується через кожні 200 метрів, а також обов’язково — на кінцевих опорах та на опорах вводу в будівлю.

електричний замикання мережа перенапруга

9. Розрахунок заземлення підстанції 10/0,4 кв та ліній 0,38 кВ

Заземлення підстанції виконується за допомогою провідників та електродів заземлення, з'єднаних між собою. Електроди заземлення безпосередньо контактують з землею. Конструктивно заземлення підстанції стаціонарних установок виконується спільним, якщо електрообладнання знаходиться всередині площадки, створеної заземленням, і заземлення підстанції слугує для захисту електрообладнання різних класів напруг та грозозахисту, або індивідуальним, призначеним для захисту електроустаткування кожної напруги.

В електричних мережах і на підстанції заземлення виконується, в основному, спільним. Критерієм ефективності заземлення підстанції слугує величина допустимого опору. Заземлення підстанції визначається за:

— необхідною кількістю заземлювачів;

— величиною опору заземлення згідно будівельних вимог.

Електроди заземлення виготовляють з металевих стрижнів (прутків).

В траншеї глибиною до 0,7 м вертикально вбиваються стрижні (рис. 9. 1), а їх верхні кінці, що виступають із землі, з'єднуються обов’язковим зварюванням металевою смугою або прутом (рис. 9. 2), якщо як матеріал заземлення застосовують сталь.

Стрижні-електроди можна розташовувати в ряд (рис. 9. 2) або у вигляді будь-якої іншої простої геометричної фігури (квадрата, прямокутника) в залежності від зручності монтажу і площі, яку можна використати для заземлення в даних умовах. Сукупність стрижнів-електродів, з'єднаних смугою або прутом утворюють контур заземлення. В приміщенні контур заземлення приварюється до корпусу силового щита і до магістралі заземлення (шина заземлення, яка кріпиться уздовж стін приміщення, будівлі).

Довжина стрижня-електрода повинна бути не меншою, ніж 1,5…2 м, щоб досягти шару грунту, що не замерзає. Крім того, вологість поверхневого шару грунту є змінною. Тому опір заземлення буде тим стабільнішим, чим глибшим буде розташування стрижнів-електродів в грунті.

Рис. 9.1. Розташування стрижня-електрода в грунті.

З'єднувальна смуга

Рис. 9.2. З'єднання стрижнів-електродів у контур металевою полосою.

Для розрахунку заземлення підстанції мережі 0,38 кВ вибирається довжина заземлювачів та їх форма. Як заземлювачі найчастіше застосовують сталеві прутки.

Опір заземлення підстанції не повинен перевищувати величини Rg = 4 Ом.

Спочатку визначається розрахункова величина питомого електричного опору розтіканню струму від елементів заземлення

, Ом·м, (10. 1)

де Кс — коєфіцієнт сезонності, Кс = 1,5…2; сг — питомий опір грунту, Ом·м. Величина питомого грунтів різних середовищ з вологістю 10…12% мають значення [4]: для чорнозема — сг = 20 Ом·м, ораної землі - сг = 23 Ом·м, глини — сг = 40 Ом·м, суглинку — сг = 100 Ом·м, супесі - сг = 300 Ом·м, піску — сг = 700 Ом·м.

Грунт в місці розташування заземлення може виявитися неоднорідним, тобто складатися, як мінімум, з двох середовищ з різним питомим опором. Еквівалентним питомим опором грунту с називається такий питомий опір землі з однорідною структурою, для якої опір пристрою заземлення має те ж саме значення, що й в грунті з неоднорідною структурою. Якщо грунт має два шари, то його еквівалентний питомий опір визначається згідно співвідношенню

, (10. 2)

Опір окремого вертикального стрижня-електрода обчислюється за формулою

, (10. 3)

Далі необхідно оцінити кількість електродів контуру заземлення без урахування з'єднувальної металевої смуги

?5

де n — орієнтовна кількість вертикальних електродів.

Розрахунок опору розтікання струму від горизонтальної смуги виконується за формулою

, (10. 6)

Довжина з'єднувальної смуги визначається за орієнтовною кількістю вертикальних електродів. Наприклад, якщо вони розташовані в ряд, довжина смуги дорівнюватиме

Lс = K (n — 1), (10. 7)

Lс=1 (5−1)=4

де К — відстань між двома сусідніми стрижневими електродами, м (рис. 10. 2).

Розрахунок необхідного значення опору Rв вертикальних заземлювачів (стрижневих електродів) з урахуванням опору розтікання струму з'єднувальної смуги Rc виконується за формулою визначення опору параллельного з'єднання Rв і Rc, значення якого не повинно перевищувати допустиму нормовану величину опору заземлення підстанції Rg. Тобто, Rв · Rc / (Rв + Rc) = Rg. На основі цього співвідношення розраховується необхідне значення опору Rв

(10. 8)

Остаточна кількість стрижнів-електродів в контурі заземлення nk дорівнює

(10. 9)

де Rg = 4 Ом — допустима величина опору заземлення електроустаткування підстанції напругою 380 В.

Остаточна кількість стрижнів-електродів в контурі заземлення nk дорівнює:

де Rg = 4 Ом — допустима величина опору заземлення електроустаткування підстанції напругою 380 В.

Висновок

В курсовому проекті виконано розрахунок забезпечення підприємств і установ агропромислового комплексу, сільських населених пунктів електричною енергією на основі застосування високоефективного, надійного в експлуатації устаткування, яке дозволяє досягти за сукупністю параметрів відповідного сучасним вимогам рівня якості її параметрів є актуальним завданням електроенергетики. У зв’язку з цим метою даної проектної розробки є засвоєння основних знань, способів і методів проектування систем електропостачання населених пунктів.

Проект електропостачання населеного пункту вміщує розрахунок електричних навантажень, підімкнених до мережі, розробку електричної мережі напругою 380 В, визначення кількості, потужності і місця знаходження трансформаторних підстанцій мережі споживання електроенергії, вибір їх електричних схем і конструктивного виконання.

Складовими графічної частини курсового проекту є план електричної мережі населеного пункту із зазначенням марок проводів ліній електропостачання енергії, креслення електричної принципової схеми підстанції.

Література

1. Будзко И. А., Зуль Н. М. Электроснабжение сельского хозяйства. — М.: Агро-промиздат, 1990. — 496 с.

2. Романюк Ю. Ф. Електричні системи і мережі. — К.: Знання, 2008. — 292 с.

3. Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных пред-приятий. Учебник для студентов вузов. — М.: Высшая школа, 1986.- 400 с.

4. Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов. — М.: Мастерство, «Высшая школа», 2001. — 320 с.

5. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хазяйства / Васильев Л. И., Ихтейман Ф. М., Симоновский С. Ф. и др. — М.: ВО «Агропромиздат», 1989. — 160 с.

6. Мукосеев Ю. Л. «Электроснабжение промышленных предприятий. — М.: Энергия, 1989. — 584 с.

7. Сибикин Ю. Д., Сибикин М. Ю., Яшков В. А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Высшая школа, 2001. — 336 с.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 2002. — 323 с.

9. Федоров А. А., Стариков Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по энергоснабжению промышленных предприятий. — М: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.

10. Электрическая часть станций и подстанций / А. А. Васильев, И. П. Крючков Е.Ф. Наяшков и др. — М: Энергоатомиздат, 1990.- 576 с.

11. Умов П. А. Обслуживание городских электрических сетей, М.: Высшая школа, 1984. — 263 с.

12. Борисов Б. П., Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Шидловский А. К. Повышение эффективности использования электроэнергии в системах электро-технологий. Киев, Наукова думка, 1990. — 240 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой