Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 27
ТЮМЕНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства Кафедра энергообеспечения с/х Курсовой проект по дисциплине Электроснабжение сельского хозяйства Тема: Электроснабжение деревни Анисовка Выполнил студент гр. Э-047 «б»___________ Шипицин Ю.А. Содержание ЗАДАНИЕ Нагрузки 0,4 кВ Введение Расчет электрических нагрузок Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1 Линия Л1 Линия Л2 Линия Л3 Линия Л4 Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2 Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности Линия Л1 Выбор потребительских трансформаторов Электрический расчет воздушных линий 10 кВ Выбор сечения проводов Участок линии 10 кВ № 0-1 Участок линии 10 кВ № 1-2 Участок линии 10 кВ № 1-3 Расчет основные технические характеристики проводов Расчет потерь напряжения на участках Участок линии 10 кВ № 0-1 Участок линии 10 кВ № 1-2 Участок линии 10 кВ № 1-3 Потери электрической энергии на участках Участок линии 10 кВ № 0-1 Участок линии 10 кВ № 1-2 Участок линии 10 кВ № 1-3 Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ Участок Л1 Участок 1-2 Участок 3-4 Участок 5-6 Участок Л2 Участок 1-2 Участок 3-4 Участок 5-6 Участок Л3 Участок 1-2 Участок 3-4 Участок 5-6 Участок Л4 Участок 1-2 Участок 3-4 Основные технические характеристики проводов Расчет потерь напряжения на участках Участок Л1 Участок линии Л2 Участок линии Л3 Участок линии Л4 Потери электрической энергии на участках Участок линии Л1 Участок линии Л2 Участок линии Л3 Участок линии Л4 Расчет ТП-2. Участок Л1 Участок 1-2 Участок 3-4 Основные технические характеристики проводов Расчет потерь напряжения на участках Участок Л1 Участок линии 1-2 Участок линии 3-4 Потери электрической энергии на участках Участок линии Л1 Участок линии 1-2 Участок линии 3-4 Расчет токов короткого замыкания Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки. 30 Линия Л1 Расчет заземляющего устройства Расчет молниезащиты Заключение Литература Вместе с развитием электроэнергетики страны стала развиваться электрификация сельских районов. На первых порах она сводилась главным образом к обеспечению в селе электрического освещения, но постепенно электроэнергия во все возрастающих объемах стала внедряться и в технологические процессы сельскохозяйственного производства. Сельская электрификация обеспечивалась в основном строительством мелких колхозных и совхозных гидроэлектростанций и тепловых электростанций на местном топливе, а с 50-х годов в стране началось широкое строительство сельских электрических сетей, присоединенным к мощным государственным энергосистемам. Дальнейшее развитие электрификации сельскохозяйственных объектов неразрывно связано с повышением качества и надежности поставляемой электрической энергии. На сегодняшний день без большого преувеличения можно сказать, что без электроэнергии не обходится ни один технологический процесс. Электроэнергия так тесно вплелась в сегодняшнее производство, что первоочередной задачей при проектировании тех или иных технологических процессов является электрификация — расчет и создание качественной, надежной и в тоже время простой и дешевой, удовлетворяющей поставленным требованиям системы энергоснабжения. Именно такую систему энергоснабжения деревни Анисовка я рассчитаю в данном курсовом проекте. При количестве потребителей 18 коэффициент одновременности Ко
=0,34. При количестве потребителей 16 коэффициент одновременности Ко
=0,34. При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко
=0,42. При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко
=0,42. Тогда нагрузки: Рд
= Ко
Σ Рд
i
; Рв
= Ко
Σ Рв
i
; Qд
= Ко
ΣQд
i
; Qв
= Ко
ΣQв
i
. В случаях,когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер,то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками: Рд
=Рд. наиб.
+ Qд
= Qд. наиб.
+ Итого по линии Л1, Л2,Л3 и Л4: Рд
=24+23+18+26=91 кВт; Рв
=37+37+29+36=139 кВт; Qд
=7+8+6+11=32 кВар; Qв
=10+11+6+9=36 кВар Уличное освещение: Длина линии Л1 составляет 172*8+262*2=1900 М. Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М длины линии. Тогда полная мощность Sв
=1900·0,003·1,2=6,84 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно: Рв
=S·cosφ=6,84·0.9=6,156кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами); Qв
= S- Рв
=6,84-6,156=0,684 кВар. Результаты расчетов сведем в таблицу №1 Л4 Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП-1 Таблица №1 Расчет проводим аналогично расчету нагрузок ТП-1: Рд
= Ко
Σ Рд
i
; Рв
= Ко
Σ Рв
i
; Qд
= Ко
ΣQд
i
; Qв
= Ко
ΣQв
i
. В случаях, когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер, то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками: Рд
=Рд. наиб.
+ Qд
= Qд. наиб.
+ При количестве производственных потребителей 4 коэффициент одновременности Ко
=0,8. Итого по линии: Рд
= 71,2 кВт; Рв
= 29 кВт; Qд
= 52,8 кВар; Qв
= 25,4 кВар; Наружное освещение зданий. Длина периметра территории (237+239)*2=952 М. Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М периметра. Тогда полная мощность Sв
=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно: Рв
=S·cosφ=3,4·0.9=3,06 кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами); Qв
= S- Рв
=3,4-3,06=0,34 кВар. Результаты расчетов сведем в таблицу №2 Определение нагрузок ТП-2 Таблица №2 Sд
= Iд
= Sд
/( cos Sд
= Sв
= Iд
= Sд
/( Iв
= Sв
/( cos cos аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2. Результаты расчетов сведем в таблицу №3 Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ таблица №3 Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100. Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4. Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ Таблица №4 Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М. Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко
=0,85. Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений: Рд
= Ко
Σ Рд
i
; Рв
= Ко
Σ Рв
i
; Qд
= Ко
ΣQд
i
; Qв
= Ко
ΣQв
i
; Sд
= учтя, что Uном
=10 кВ. Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк
[5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву: Fрасч.
= Iр.
max
/ jэк
; Iдоп
≥ Iр
. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
[5]. Тогда: Fрасч.
=9,3/1,3=7,2 мм2
, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=7,2 А — выполняется. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
. Тогда: Fрасч.
=9/1,3=6,9 мм2
, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=6,9 А — выполняется. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
. Тогда: Fрасч.
=5,1/1,3=3,9 мм2
, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=3,9 А — выполняется.
Расчет основные технические характеристики проводов
Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro
=1,146 Ом/км. Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода: хо
=0,145·lg(2·Dср
/d) + 0,0157·μ Dср
=1500 мм — среднее геометрическое расстояние между проводами; d=6,9 мм — диаметр провода; μ≈1 — относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ≈1) Поэтому хо
=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км. Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5. Таблица №5 Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах. ΔUд
= ΔUв
= ΔUд
= ΔUв
= Участок линии 10 кВ № 1-3: ΔUд
= ΔUв
= Участок линии 10 кВ № 0-1: ΔW=3· Участок линии 10 кВ № 1-2: ΔW=3· Участок линии 10 кВ № 1-3: ΔW=3· Потери электрической энергии по всей линии: ΔWл
=47+62+635=744 кВт·ч/год. Годовое потребление электроэнергии: Wгод
=Ррасч
·Тmax
=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год. Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят: ΔWл
%= ΔWл
/ Wгод
·100=744/105700=0,7%. Суммарные потребительские потери во всех ТП 10: ΔWт
=2067 кВт·ч/год. Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах: ΔWт
%= ΔWт
/ Wгод
·100=2067/105700·100=1,87% Результаты расчетов сведем в таблицу №6. Электрический расчет ВЛ 10кВ Таблица №6 В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву: Fрасч.
= Iр.
max
/ jэк
; Iдоп
≥ Iр
. Расчет ТП-1 Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
[5]. Тогда: Fрасч.
=59/1,3=45,4 мм2
. Применим провод АС50. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=210 А ≥ Iр
=59 А — выполняется. Fрасч.
=27,4/1,3=21,1 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Fрасч.
=32,8/1,3=24,2 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Fрасч.
=32,8/1,3=24,2 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
[5]. Тогда: Fрасч.
=60/1,3=46,2 мм2
. Применим провод АС50. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=210 А ≥ Iр
=60 А — выполняется. Fрасч.
=32,4/1,3=24,9 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=32,4 А — выполняется. Fрасч.
=32,8/1,3=24,2 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Fрасч.
=32,8/1,3=24,2 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
[5]. Тогда: Fрасч.
=46/1,3=35,4 мм2
. Применим провод АС50. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=210 А ≥ Iр
=60 А — выполняется. Fрасч.
=18,1/1,3=13,9 мм2
. Применим провод АС16. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=111 А ≥ Iр
=13,9 А — выполняется. Fрасч.
=32,8/1,3=24,2 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Fрасч.
=14,3/1,3=11 мм2
. Применим провод АС16. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=111 А ≥ Iр
=14,3 А — выполняется. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
[5]. Тогда: Fрасч.
=57/1,3=43,8 мм2
. Применим провод АС50. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=210 А ≥ Iр
=43,8 А — выполняется. Fрасч.
=24,8/1,3=19 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=24,8 А — выполняется. Fрасч.
=32/1,3=24,6 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=32 А — выполняется. Fрасч.
=32,8/1,3=24,2 мм2
. Применим провод АС25. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=135 А ≥ Iр
=27,4 А — выполняется. Таблица №7 Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах. ΔUд
= ΔUв
= Участок линии Л2: ΔUд
= ΔUв
= Участок линии Л3: ΔUд
= ΔUв
= Участок линии Л4: ΔUд
= ΔUв
= Участок линии Л1: ΔW=3· Участок линии Л2: ΔW=3· Участок линии Л3: ΔW=3· Участок линии Л4: ΔW=3· Потери электрической энергии по всей линии: ΔWл
=5564+2431+3100+4760=15855 кВт·ч/год. Годового потребление электроэнергии : Wгод
=Ррасч
·Тmax
=36*(1000+1000)/2=25200 кВт·ч/год. Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят: ΔWл
%= ΔWл
/ Wгод
·100=15855/25200=0,6%. Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax
=700 ч, экономическая плотность тока составляет jэк
=1,3 А/мм2
[5]. Тогда: Fрасч.
=138/1,3=106,2 мм2
. Применим провод АС120. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=390 А ≥ Iр
=106,2 А — выполняется. Fрасч.
=57,2/1,3=44 мм2
. Применим провод АС50. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=210 А ≥ Iр
=44 А — выполняется. Fрасч.
=86,6/1,3=66,6 мм2
. Применим провод АС95. Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву: Iдоп
=330 А ≥ Iр
=66,6 А — выполняется. Таблица №8 Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах. ΔUд
= ΔUв
= Участок линии 1-2: ΔUд
= ΔUв
= ΔUд
= ΔUв
= ΔW=3· ΔW=3· ΔW=3· Потери электрической энергии по всей линии: ΔWл
=3149+872+505=4526кВт·ч/год. Годового потребление электроэнергии: Wгод
=Ррасч
·Тmax
=71*(1000+1000)/2=49700 кВт·ч/год. Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят: ΔWл
%= ΔWл
/ Wгод
·100=4526/49700=0,09%.
Расчет токов короткого замыкания
Токи короткого замыкания необходимы для выбора оборудования, расчета и проверки защит, выбора устройств грозозащиты и заземления подстанции и т. п. Составим исходную схему для расчета токов короткого замыкания:
Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания
: Для приведения сопротивлений к базисным условиям воспользуемся системой именованных единиц, приведя все сопротивления к базисному напряжению Uб
=0,4 кВ. Тогда сопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям: Сопротивление системы: Хсб
= Сопротивление трансформатора: Rт.б
=ΔРк.з
/Sт.ном
· Хтб
=uр
%/100· Сопротивление линии: rб
=ro
·L·(Uб
/Uс.ном
)2
; хб
=хo
·L·(Uб
/Uс.ном
)2
, тогда Л1: rб
=2,45·10-3
Ом; хб
=3,49·10-3
Ом. Л11-2
: rб
=5,98·10-3
Ом; хб
=7,14·10-3
Ом. Л11-3
: rб
=8,97·10-3
Ом; хб
=10,7·10-3
Ом. Л13-4
: rб
=29,6·10-3
Ом; хб
=19·10-3
Ом. Л13-5
:rб
=29,6·10-3
Ом; хб
=19·10-3
Ом. Участок 0-1: rб
=45,8·10-3
Ом; хб
=16·10-3
Ом. Участок 1-2: rб
=0,28·10-3
Ом; хб
=0,1·10-3
Ом. Участок 1-3: rб
=0,8·10-3
Ом; хб
=0,3·10-3
Ом. Результирующие сопротивления до точек короткого замыкания: К1: RΣ
=0 Ом; XΣ
=1,33·10-3
Ом. К2: RΣ
=45,8·10-3
+0,28·10-3
=46,08·10-3
Ом; XΣ
=1,33·10-3
+16·10-3
+0,1·10-3
= 17, 43·10-3
Ом. К3: RΣ
=61,08·10-3
Ом; XΣ
=44,43·10-3
Ом. К4: RΣ
=69,51·10-3
Ом; XΣ
=55,06·10-3
Ом. К5: RΣ
=93,13·10-3
Ом; XΣ
=66,92·10-3
Ом. К6: RΣ
=93,13·10-3
Ом; XΣ
=66,92·10-3
Ом. Полные сопротивления: ZΣ
= К1: ZΣ
= К2: ZΣ
= К3: ZΣ
=75,2·10-3
Ом; К4: ZΣ
=88,2·10-3
Ом; К5: ZΣ
=114·10-3
Ом; К6: ZΣ
=114·10-3
Ом; Токи трехфазного короткого замыкания
: К1: К2: К5: Токи двухфазного короткого замыкания
: К1: К2: К5: Ударные токи: iу
= К1: К2: К3: К4: К5: К6: Мощность короткого замыкания
: К1: К2: К3: К4: К5: К6: Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ определяется с целью проверки защиты на чувствительность. Этот ток как правило однофазный и возникает он у потребителя из-за неисправности технологического оборудования: где для трансформатора 10/0,4 кВ со схемой соединения обмотки «звезда-звезда с нулем» при Sт.ном
=400 кВА, составляет где
|