Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГОУ ВПО «Башкирский государственный аграрный университет» Факультет: Электрификация и автоматизация с.х. Кафедра: Электроснабжение и применение электрической энергии в с.х. Специальность: Электрификация и автоматизация с.х. Курсовой проект Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта Беликов Кирилл Юрьевич Форма обучения: очная Курс, группа: 4, ЭАСПО Уфа – 2009 Оглавление Введение 1. Исходные данные и варианты заданий на проектирование 2. Расчет электрических нагрузок 3. Компенсация реактивной мощности 4. Выбор потребительских трансформаторов 5. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ 6. Оценка качества напряжения у потребителей 7. Электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ 8. Проверка сети на успешный запуск электродвигателей Заключение Библиографический список Введение Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов. Главная из них Ї это необходимость подводить электроэнергию к огромному количеству сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по всей территории страны. В результате протяженность сетей на единицу мощности потребителя во много раз превышает эту величину в других отраслях народного хозяйства, а стоимость электроснабжения в сельском хозяйстве составляет до 65-75% от общей стоимости электрификации, включая затраты на приобретение рабочих машин. Протяженность сельских электрических линий напряжением 0,38-20 кВ превысила 5 миллионов километров и во много раз больше, чем во всех других отраслях народного хозяйства, вместе взятых. От его рационального решения в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельском хозяйстве и быту сельского населения. Поэтому первостепенная задача правильного электроснабжения заключается в доведении стоимости электроэнергии до минимальной. Надежность подачи электроэнергии тоже важнейший показатель качества электроснабжения. В связи с бурным ростом электрификации сельскохозяйственного производства, особенно в связи с созданием в сельском хозяйстве комплексов промышленного типа, всякое отключение Ї плановое (для ревизии и ремонта) и особенно аварийное Ї наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе. Поэтому применение эффективных и экономически целесообразных мер для обеспечения оптимальной надежности электроснабжения Ї важнейшая задача специалистов, работающих в этом направлении электрификации сельского хозяйства. 1. Исходные данные и варианты заданий на проектирование Схема сети напряжением 10 кВ для питания населенного пункта приведена на рисунке 1.1. Вариант задания: 2. Исходные данные для проектирования: · Sск 3 - мощность трехфазного короткого замыкания (КЗ) на шинах 10 кВ ГПП; · V100 - отклонение напряжения на этих шинах в максимальном режиме; · V25 - отклонение напряжения на этих шинах в минимальном режиме; · Lnn - длины участков линии 10 кВ; · активные дневные Ртпд и вечерние Ртпв нагрузки ТП2, ТП3,ТП4, ТП6; · данные по потребителям ТП1 и ТП 5. Длины неуказанных участков в таблице 1.1 принять равными 0,7 км. Количество потребителей, подключенных к ТП1 и ТП5, а также длины линий 0,38 кВ ТП также приведены ниже Рисунок 1.1 Исходная схема электропередачи V100 =+5 %; V25 =+1 %. Длина участков 10 кВ, км: L0-1= 3,3; L1-2 =3,7; L2-3 =1,7; L3-4 =1,9; L4-5 =1,3; L3-6 =3,2; L6-7 =0,46; L6-8 =2,5; L8-0 =1,2. Данные по ТП: Дневные: Вечерние: Ртп 2 =110 кВт; Qтп 2 =84 квар; Ртп 2 =55 кВт; Qтп 2 =40 квар; Ртп 3 =60 кВт; Qтп 3 =40 квар; Ртп 3 =82 кВт; Qтп 3 =51 квар; Ртп 4 =0 кВт; Qтп 4 =0 квар; Ртп 4 =129 кВт; Qтп 4 =19 квар; Ртп 6 =66 кВт; Qтп 6 =44 квар; Ртп 6 =139 кВт; Qтп 6 =22 квар; Количество (знаменатель) и номера потребителей (числитель), подключенных к ТП-5 в точках: 3;12;9/3;6/1. Длина линий 0,38 кВ ТП-5 : L 1 =1,84 км; L 0-1 =1,6 км; L 1-2 =0,5 км. Потребители ТП-1: 1;8;2; Нагрузки на вводе потребителей ТП-5: 1. Мельница с жерновым поставом 8/4: РД =17 кВт; QД =13 квар; РВ =1 кВт; QВ =0 квар; Рэд =22 кВт; 2. ЗАВ-40: РД =35 кВт; QД =35 квар; РВ =36 кВт; QВ =32 квар; 3. Материальный склад: РД =3 кВт; QД =2 квар; РВ =1 кВт; QВ =0 квар; 4. Столярный цех: РД =15 кВт; QД =10 квар; РВ =1 кВт; QВ =0 квар; Нагрузки на вводе потребителей ТП-1: 1. Лесопильный цех с пилорамой ЛРМ-79: РД =16 кВт; QД =18 квар; РВ =18 кВт; QВ =2 квар; Рэд =22 кВт; 2. Стоянка для тракторов: РД =5 кВт; QД =3 квар; РВ =3 кВт; QВ =0 квар; 3. Р-65: РД =23 кВт; QД =27 квар; РВ =2 кВт; QВ =0 квар; 2. Расчет электрических нагрузок Расчет электрических нагрузок линий напряжением 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и коэффициентов одновременности: Рд =ко SРд i , (2.1) Рв =ко SРв i , (2.2) Qд =ко SQд i , (2.3) Qв =ко SQв i , (2.4) где Рд , Рв — расчетные активные дневная и вечерняя нагрузки на участке линии; Qд , Qв – то же, реактивные нагрузки; Рд i , Рв i , Qд i , Ов i — нагрузки на вводе i-го потребителя; ко — коэффициент одновременности. Если нагрузки потребителей отличаются более чем в 4 раза, то расчетные нагрузки участков линий определяют по добавкам мощностей: Рд = Рд наиб + , (2.5) Рв = Рв наиб + , (2.6) где Рд – наибольшая дневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей; - добавка к наибольшей нагрузке от активной нагрузки i-го потребителя. Определение электрических нагрузок ТП-5 Мельница с жерновым поставом 8/4: РД =17 кВт; QД =13 квар; РВ =1 кВт; QВ =0 квар; Рэд =22 кВт; кВА; (2.7) кВА; (2.8) А; (2.9) ; (2.10) Расчет параметров других нагрузок ТП-5 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 1. 2. Расчет параметров освещения. В курсовом проекте освещение территорий хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Вт на помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора. Принимаем периметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количество хоздворов равно n= 4, имеем: кВт. Освещение помещений: кВт. Суммируем нагрузки ТП-5 учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности: кВт; кВт; квар; квар; кВА; кВА; ; Таблица 1 Определение нагрузок линии 0,38 кВ и ТП-5 Линии Потребители Количество, шт. К0 Активная нагрузка, кВт Реактивная нагрузка, квар на вводе расчетная на вводе расчетная Рдi Рвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв Л1 1. Мельница с жерновым поставом 8/4 1 1 17 1 17 1 13 - 13 - 2.ЗАВ-40 1 1 35 36 35 36 35 32 35 32 Л2 3.Материальный склад 3 0,8 3 1 7,2 2,4 2 - 4,8 - 4.Столярный цех 1 1 15 1 15 1 10 - 10 - Наружное освещение: помещений 12 1 - 0,25 - 3 - - - - Хоздворов (100*0,003 кВт /м) 12 1 - 0,3 - 3,6 - - - - Нагрузка ТП5 - - - - 60,2 43,2 - - 52,5 32 Определение электрических нагрузок ТП-1 Например, для мельницы с жерновым поставом: РД =17 кВт; QД =13 квар; РВ =1 кВт; QВ =0 квар; кВА; кВА; ; . Расчет параметров других нагрузок ТП-1производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 2. Расчет параметров освещения. Принимаем периметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количество хоздворов равно n= 3, имеем: кВт. Освещение помещений: кВт. Суммируем нагрузки ТП-1 учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности: кВт; кВт; квар; квар; кВА; кВА; ; Таблица 2 Определение электрических нагрузок ТП-1 Потребители Кол-во Ко Активная нагрузка, кВт Реактивная нагрузка,квар на вводе расчетная на вводе расчетная Рдi Рвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв 1. Мельница вальцовая 1 1 16 2 16 2 18 - 18 - 2.Материальный склад 1 1 5 2 5 2 3 - 3 - 3.Мастерские 1 1 23 2 23 2 27 - 27 4 Наружное освещение помещений 3 1 - 0,25 - 0,75 - - - - Наружное освещение хоздворов периметром по 100 м 3 1 - 0,3 - 0,9 - - - - Нагрузка ТП1 - - - - 35,8 7,65 - - 40 4 Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 3. Токи ТП1 и ТП5 не рассчитываются, так как расчетные мощности этих ТП будут определены только после компенсации реактивной мощности. Таблица 3. Сводные данные расчета нагрузок Элементы сети Мощность Ток, А Коэффициент мощности Активная, кВт Реактивная, квар Полная, кВт Рд Рв Qд Qв Sд Sв Iд Iв Cosjд Cosjв 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 ТП-1 35,8 7,7 40 - 53,7 7,7 81,3 11,6 0,67 1 ТП-2 110 55 84 40 138,4 68 209,7 103,1 0,79 0,81 ТП-3 60 82 40 51 72,1 96,6 109,3 146,3 0,83 0,85 ТП-4 - 129 - 19 - 130,4 - 197,6 - 0,99 ТП-5 60,2 43,2 52,5 32 79,9 53,8 121 81,5 0,75 0,8 ТП-6 66 139 44 22 79,3 140,7 120,2 213,2 0,83 0,99 После компенсации реактивной мощности ТП-1 35,8 7,7 10 - 37,2 10 56,4 15,2 0,96 1 ТП-2 110 55 9 10 110,4 55,9 167,3 84,7 0,99 0,98 ТП-3 60 82 10 1 60,8 82 92,1 124,2 0,99 1 ТП-4 - 129 - 19 - 130,4 - 197,6 - 0,99 ТП- 5 60,2 43,2 2,5 2 60,3 43,3 91,4 138,5 0,99 0,99 ТП-6 66 139 4 22 66,1 140,7 100,2 213,2 0,99 0,99 3. Компенсация реактивной мощности При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности /2/. Необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП5 и ТП1 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП. По естественному коэффициенту мощности (таблица 3 определяют, где и когда необходима компенсация. Для ТП-1 согласно данным таблицы: Рд= 35,8 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,67; Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosjв = 1; Для ТП-2: Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosjд = 0,79; Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosjв = 0,81; Для ТП-3: Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,83; Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosjв = 0,85; Для ТП-4: Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosjв = 0,99; Для ТП-5: Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosjд = 0,75; Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosjв = 0,8; Для ТП-6: Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosjд = 0,83; Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosjв = 0,99; Определяем реактивную мощность Qк , которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95 Qк = Qест - 0,33 P (3.1) где Qест — естественная (до компенсации) реактивная мощность. Для ТП-2 согласно данным таблицы 3: Qкд = 84 - 0,33·110 = 47,7 кВАр; Qкв = 40 - 0,33·55 = 21,85 кВАр. Для других ТП расчет производиться аналогично. Выбираем мощность конденсаторных батарей Qбк , при этом перекомпенсация не рекомендуется: Qк < Qбк <Qест . (3.2) Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д. Например, для ТП-2: QбкД = 75 кВАр; QбкВ = 30 кВАр; Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна. Например, для ТП-5: QбкД = 50 кВАр; QбкВ = 30 кВАр, причем в дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи QбкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум нагрузки включается только одна батарея QбкВ = 30 кВАр. Для других ТП мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и выбора представлены в таблице 4. Определяют некомпенсированную реактивную мощность Q= Qест - Qбк (3.3) Для ТП-2: Qд = Qест д - Qбк = 84 – 75 = 9 кВАр; Qв = Qест в - Qбк = 40 – 30 = 10 кВАр. Для других ТП некомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 4. Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций с учетом компенсации S= . (3.4) Для ТП-1: Sд = кВА; Sв = кВА. Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации рассчитывается аналогично. Определяем коэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11). Для ТП-1: соsjд = ; cosjв = . Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в таблицу 4. Сводные данные после компенсации, занесены в таблицу 3. Таблица 4 Сводные данные по компенсации реактивной мощности ТП Расчетная мощность, квар естественная для компенсации БК расчетная Qест д Qест в Qк д Qк в Qбк д Qбк в Qд Qв ТП-1 40 - 28.2 - 30 - 10 - ТП-2 84 40 47,7 21,9 75 30 9 10 ТП-3 40 51 20,2 23,9 30 50 10 1 ТП-4 - - - - - - - - ТП-5 52,5 32 32,6 17,7 50 30 2,5 2 ТП-6 44 - 22,2 - 40 - 4 - 4 Выбор потребительских трансформаторов Номинальную мощность трансформаторов 6/0,4; 10/0,4; 20/0,4 и 35/0,4 кВ выбираем по экономическим интервалам нагрузок в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Для рассматриваемого примера на ТП1 и ТП5 необходимо установить трансформаторы мощностью 40 кВА и 100 кВА. Для всех ТП выбираем трансформаторы и записывают их основные технические данные (таблица 5). Таблица 5 Основные технические данные трансформаторов 10 / 0,4 кВ № ТП Sрасч , кВа Тип Sт ном , кВа Uвн ном , кВ Uнн ном , кВ DРхх , кВт DРк, кВт Uк% ПБВ % DW, кВт/ ч год 1 37,2 ТМ 63 10 0,4 0,265 1,28 4,5 ±2 × 2,5 2767,2 2 110,4 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2 × 2,5 6715,7 3 82 ТМ 100 10 0,4 0,365 1,97 4,5 ±2 × 2,5 4919,4 4 130,4 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2 × 2,5 7413,7 5 60,3 ТМ 63 10 0,4 0,265 1,28 4,5 ±2 × 2,5 3845,8 6 140,7 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2 × 2,5 7818,3 Итого 706 30480,1 Потери энергии в трансформаторах определяют по формуле (4.1) где DРх и DРк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе; t — время максимальных потерь, определяют по зависимости t=f (Tmax ), где время использования максимальной мощности Tmax выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6 Таблица 6 Зависимость Тmax и t от расчетной нагрузки Ррасч , кВт Характер нагрузки Коммунально-бытовая производственная смешанная Время,ч Tmax t Tmax t Tmax t 0...10 900 300 1100 400 1200 500 1200 500 1500 500 1700 600 20...50 1600 600 2000 1000 2200 1100 50...100 2000 1000 2500 1300 2800 1500 100...250 2350 1200 2700 1400 3200 2000 250...300 2600 1400 2800 1500 3400 2100 300…400 2700 1450 2900 1530 3450 2120 400…600 2800 1500 2950 1600 3500 2150 600...1000 2900 1600 3000 1630 3600 2200 Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей 6 для производственного характера нагрузки для Ррасч = 30,38 кВт = 1000 часов, тогда потери на ТП-1 определятся как: кВт/ч год. Для других ТП потери энергии рассчитывается аналогично. Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 5. 5. Электрический расчет линии напряжением 10 кВ Электрический расчет воздушных линий (BЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии (таблица 5.1). Приведем пример расчета линии по схеме (рисунок 5.1.) Определим нагрузку в точке 3 S3 = S4 + S5 = 92 + j16 + 145 + j16 = 237 + j32 кВА. Раскольцуем сеть и получим расчётную схему (рисунок 5.2). Рисунок 5.1 Расчётная схема ВЛ 10 кВ Рисунок 5.2 Раскольцованная сеть Определим потоки мощности на головных участках цепи: S = , (5.1) кВА; кВА. Определим потоки мощности на остальных участках сети по первому закону Кирхгофа: S1-2 = S0 / -1 – S1 = 207,2 + j24 – (35,8 + j10) = 171,4+ j14 кВА; S2-3 = S1-2 – S2 = 171,4 + j14 – (110 + j9) = 61,4 + j5 кВа; S8-6 = S0 // -8 – S8 = 348,8 + j 39,5 – (139 + j22) = 209,8 + j17,5 кВа; S6-3 = S8-6 – S6 = 209,8+ j17,5 – (60,2 + j2,5) = 149,6 + j15 кВа. Нанесем полученные потоки мощности на схему 5.3 и определим точку потокараздела для активной и реактивной мощности, в данном случае имеется одна точка потокараздела как для активной, так и для реактивной мощности. Рисунок 5.3 Определение точки потокораздела: 2 – точка потокораздела; ® - направление потока мощности. Таблица 7 Электрический расчет ВЛ 10 кВ Параметры 0’ - 1 1 - 2 2 - 3 0’’ - 8 8 - 6 6 – 3 L, км 3,3 3,7 1,7 1,2 2,5 3,2 Pmax , кВт 207,2 171,4 61,4 348,8 209,8 149,6 Qmax , квар 24 14 5 39,5 17,5 15 Smax , кВА 208,6 171,97 61,6 351,03 210,5 150,4 Imax , А 13 10 4 21 13 9 Марка провода АС35 АС25 АС25 АС35 АС35 АС25 DUуч. max , % 0,81 0,5 0,08 0,5 0,62 0,39 DUГПП уч. max , % 0,81 1,31 1,39 1,89 2,51 2,9 DWL , кВТч/год 2684,63 1201,2 81,9 2783,7 2033,6 841,5 По экономическим интервалам нагрузок выбираем провода (таблица 9). Таблица 9 Экономические интервалы нагрузок I р max, А 0…12 12…22 22…31 31…47 47…70 70 Провод АС25 АС35 АС50