МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВАРОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФГОУ ВПО «Башкирский государственныйаграрный университет»
Факультет: Электрификация иавтоматизация с.х.
Кафедра: Электроснабжение иприменение электрической энергии в с.х.
Специальность: Электрификация и автоматизацияс.х.
Курсовой проект
Система электроснабжениясельскохозяйственного населенного пункта
Беликов Кирилл Юрьевич
Форма обучения: очная
Курс, группа: 4, ЭАСПО
Уфа – 2009
Оглавление
Введение
1. Исходные данные иварианты заданий на проектирование
2. Расчет электрическихнагрузок
3. Компенсация реактивноймощности
4. Выбор потребительскихтрансформаторов
5. Электрический расчетвоздушной линии напряжением 10 кВ
6. Оценка качестванапряжения у потребителей
7. Электрический расчетвоздушной линии напряжением 0,38 кВ
8. Проверка сети науспешный запуск электродвигателей
Заключение
Библиографический список
Введение
Электроснабжениепроизводственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеетсвои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов.Главная из них Ї это необходимость подводить электроэнергию к огромномуколичеству сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по всейтерритории страны. В результате протяженность сетей на единицу мощностипотребителя во много раз превышает эту величину в других отраслях народного хозяйства,а стоимость электроснабжения в сельском хозяйстве составляет до 65-75% от общейстоимости электрификации, включая затраты на приобретение рабочих машин.
Протяженность сельскихэлектрических линий напряжением 0,38-20 кВ превысила 5 миллионов километров иво много раз больше, чем во всех других отраслях народного хозяйства, вместевзятых.
От его рациональногорешения в значительной степени зависит экономическая эффективность примененияэлектроэнергии в сельском хозяйстве и быту сельского населения. Поэтомупервостепенная задача правильного электроснабжения заключается в доведениистоимости электроэнергии до минимальной. Надежность подачи электроэнергии тожеважнейший показатель качества электроснабжения. В связи с бурным ростомэлектрификации сельскохозяйственного производства, особенно в связи с созданиемв сельском хозяйстве комплексов промышленного типа, всякое отключение Їплановое (для ревизии и ремонта) и особенно аварийное Ї наносит огромный ущербпотребителю и самой энергетической системе. Поэтому применение эффективных иэкономически целесообразных мер для обеспечения оптимальной надежностиэлектроснабжения Ї важнейшая задача специалистов, работающих в этом направленииэлектрификации сельского хозяйства.
1. Исходные данные иварианты заданий на проектированиеСхемасети напряжением 10 кВ для питания населенного пункта приведена на рисунке 1.1.Вариантзадания: 2.Исходныеданные для проектирования: · Sск3 — мощность трехфазного короткого замыкания(КЗ) на шинах 10 кВ ГПП;
· V100 — отклонение напряжения на этих шинахв максимальном режиме;
· V25 — отклонение напряжения на этих шинахв минимальном режиме;
· Lnn — длины участков линии 10 кВ;
· активные дневные Ртпд ивечерние Ртпв нагрузки ТП2, ТП3, ТП4, ТП6;
· данные по потребителям ТП1 и ТП 5.
Длины неуказанныхучастков в таблице 1.1 принять равными 0,7 км.
Количество потребителей, подключенных к ТП1 и ТП5, а также длины линий0,38 кВ ТП также приведены ниже
/>
Рисунок 1.1 Исходнаясхема 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; Ртп2=55 кВт; Qтп 2 =40 квар;
Ртп 3=60 кВт; Qтп 3 =40 квар; Ртп3=82 кВт; Qтп 3 =51 квар;
Ртп 4=0 кВт; Qтп 4 =0 квар; Ртп4=129 кВт; Qтп 4 =19 квар;
Ртп 6=66 кВт; Qтп 6 =44 квар; Ртп6=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;Нагрузкина вводе потребителей ТП-5:
1. Мельница с жерновымпоставом 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;Нагрузкина 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 электрическихнагрузок
Расчетэлектрических нагрузок линий напряжением 0,38 кВ производится исходя израсчетных нагрузок на вводе потребителей и коэффициентов одновременности:Рд=ко SРдi, (2.1)
Рв=коSРвi, (2.2)
Qд=ко SQдi, (2.3)
Qв=ко SQвi, (2.4)
где Рд,Рв — расчетные активные дневная и вечерняя нагрузки на участкелинии;
Qд, Qв – то же, реактивныенагрузки;
Рдi, Рвi, Qдi, Овi — нагрузки на вводе i-гопотребителя;
ко— коэффициент одновременности.
Если нагрузкипотребителей отличаются более чем в 4 раза, то расчетные нагрузки участковлиний 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 отактивной нагрузки i-го потребителя.
Определение электрическихнагрузок ТП-5
Мельница сжерновым 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 другихнагрузок ТП-5 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице1.
2. Расчет параметровосвещения.
В курсовомпроекте освещение территорий хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Втна помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора.
Принимаемпериметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количествохоздворов равно n= 4, имеем:
/> кВт.
Освещение помещений:
/>/>кВт.
Суммируем нагрузки ТП-5учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности:
/>кВт;
/>кВт;
/>квар;
/>квар;
/> кВА;
/>кВА;
/>;
/>
Таблица 1 Определениенагрузок линии 0,38 кВ и ТП-5Линии 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 Определениеэлектрических нагрузок ТП-1
Например, для мельницы сжерновым поставом:
РД=17 кВт; QД =13 квар;
РВ=1 кВт; QВ =0 квар;
/> кВА;
/> кВА;
/> ;
/>.
Расчет параметров другихнагрузок ТП-1производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице2.
Расчет параметровосвещения.
Принимаемпериметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количествохоздворов равно n= 3, имеем:
/> кВт.
Освещение помещений:
/>/>кВт.
Суммируем нагрузки ТП-1учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности:
/>кВт;
/>кВт;
/> квар;
/> квар;
/> кВА;
/>кВА;
/>;
/>
Таблица 2 Определениеэлектрических 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 расчетанагрузок сводятся в таблицу 3. Токи ТП1 и ТП5 не рассчитываются, так какрасчетные мощности этих ТП будут определены только после компенсации реактивноймощности.
Таблица 3. Сводные данные расчетанагрузок 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. Компенсацияреактивной мощности
Приестественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуетсякомпенсация реактивной мощности /2/.
Необходимовыбрать конденсаторные батареи БК для ТП5 и ТП1 и установить их на шинах 0,4 кВэтих ТП.
Поестественному коэффициенту мощности (таблица 3 определяют, где и когданеобходима компенсация.
Для ТП-1согласно 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;
Определяемреактивную мощность Qк, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95
Qк = Qест — 0,33 P (3.1)
где Qест — естественная (докомпенсации) реактивная мощность.
Для ТП-2 согласно даннымтаблицы 3:
Qкд= 84 — 0,33·110 =47,7 кВАр;
Qкв= 40 — 0,33·55 =21,85 кВАр.
Для других ТПрасчет производиться аналогично.
Выбираеммощность конденсаторных батарей Qбк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:
Qк
Номинальныемощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25,30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д.
Например, дляТП-2:
QбкД = 75 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр;
Батареюконденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернегомаксимумов. Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногдабольше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.
Например, дляТП-5: QбкД = 50 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр,
причем вдневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи QбкД = 125 кВАр, а в вечерний максимумнагрузки включается только одна батарея QбкВ = 30 кВАр.
Для других ТПмощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов ивыбора представлены в таблице 4.
Определяютнекомпенсированную 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 ТПнекомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результатырасчетов представлены в таблице 4.
Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций сучетом компенсации
S=/>. (3.4)
Для ТП-1: Sд = /> кВА;
Sв = /> кВА.
Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанцийс учетом компенсации рассчитывается аналогично.
Определяемкоэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11).
Для ТП-1: соsjд = />;
cosjв =/>.
Данные по компенсацииреактивной мощности сводятся в таблицу 4.
Сводныеданные после компенсации, занесены в таблицу 3.
Таблица 4 Сводные данныепо компенсации реактивной мощностиТП Расчетная мощность, квар естественная для компенсации БК расчетная
Qестд
Qест в
Qкд
Qкв
Qбкд
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 зависимостиот расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха ивида нагрузки.
Для рассматриваемогопримера на ТП1 и ТП5 необходимо установить трансформаторы мощностью 40 кВА и100 кВА.
Для всех ТП выбираемтрансформаторы и записывают их основные технические данные (таблица 5).
Таблица 5 Основные техническиеданные 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 втрансформаторах определяют по формуле
/> (4.1)
где DРх и DРк — потери мощности холостого хода и короткогозамыкания в трансформаторе;
t — время максимальных потерь,определяют по зависимости t=f (Tmax), где время использованиямаксимальной мощности Tmax выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6
Таблица 6Зависимость 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 таблицей6 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 потерьнапряжения 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 Расчётнаясхема ВЛ 10 кВ
/>
Рисунок 5.2Раскольцованная сеть
Определим потоки мощностина головных участках цепи:
S/>= />, (5.1)
/> кВА;
/>кВА.
Определим потоки мощностина 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 + j15кВа.
Нанесем полученные потокимощности на схему 5.3 и определим точку потокараздела для активной и реактивноймощности, в данном случае имеется одна точка потокараздела как для активной,так и для реактивной мощности.
/>
Рисунок 5.3 Определениеточки потокораздела:
2 – точкапотокораздела; ® — направление потока мощности.
Таблица 7 Электрическийрасчет ВЛ 10 кВПараметры
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 интерваламнагрузок выбираем провода (таблица 9).
Таблица 9 Экономическиеинтервалы нагрузокI р max, А 0…12 12…22 22…31 31…47 47…70 70 Провод АС25 АС35 АС50 АС70 А95 А120
Принимаем провод АС 35 научастках: 0-1, 8-6, 0-8.
Принимаем провод АС 25 научастках: 1-2,2-3, 6-3.
Выбранное сечениепроверяется по допустимому нагреву /5/ (таблица 10)
I доп > I max, (5.3)
Таблица 10 Допустимый токпровода по нагревуПровод А16 А25 А35 А50 А70 А95 А120 АС11 АС12 АС25 АС25 АС50 АС70 I доп, А 105 135 170 215 265 320 375 80 105 130 130 210 265
Для провода АС 35 Iдоп=170 А — условие выполняется.
Для провода АС 25 Iдоп=130 А — условие выполняется.
Для провода АС 50 Iдоп=210А – условие выполняется.
Для выбранных проводоввыписываем сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо. Дляопределения хо принимаем среднее геометрическое расстояние междупроводами (для ВЛ 10 кВ принимаем Дсp » 1500 мм). Данные по проводам сводятв таблицу 11.
Таблица 11 Данные попроводамПровод
Д ср, мм
Ro Ом/км
Хо, Ом/мм
Imax, А
I доп, А АС 25 1500 1,146 0,391 8,1 130 АС 35 1500 0,773 0,402 17 170
Рассчитываем потеринапряжения на участках в процентах по формуле:
/>, (5.4)
Например, для участка1-2:
/>
Для других участковпотери напряжения на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результатырасчета представлены в таблице 7.
Определяем потериэлектрической энергии на участках
/>, (5.5)
где t определяют по таблице 6.
Например, для участка1-2:
/>кВтч/год;
Для других участковпотери электрической энергии на участках в процентах рассчитываются аналогично.Результаты расчета представлены в таблице 7.
6. Оценка качестванапряжения у потребителей
Для оценки качестванапряжения у потребителей составляем таблицу отклонений напряжения (таблица12), из которой определяем допустимую потерю напряжения DUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблицу составляемдля ближайшей, расчетной и удаленной трансформаторных подстанций.
ТП6 является ближайшей,ТП5 расчетной, а ТП4 удаленной подстанцией.
Таблица 12 Оценкакачества напряжения у потребителей
Элемент электро -
передачи Величи-на, %
Ближайшая ТП
10 / 0,4 Удаленная ТП 10 / 0,4
Расчетная ТП
10 / 0,4 Нагрузка, % 100 25 100 25 100 25 Шины 10 кВ ГПП V +5 +1 +5 +1 +5 +1 Линия 10 кВ DU -1,89 -0,47 -1,39 -0,35 -2,51 -0,63 Трансформатор 10 / 0,4: потери напряжения DU -2,01 -0,5 -1,83 -0,46 -2,1 -0,53 надбавка конструктив-ная V +5 +5 +5 +5 +5 +5 Надбавка регулируемая V Шины 0,4 кВ (£+7,5 %) V 6,1 9,03 6,78 9,19 5,39 8,84 Линия 0,38 кВ: DU -11,1 - -11,78 - -10,39 - Наружная часть
DUдоп 8,6 - 4,28 - 7,89 - Внутренняя часть DU -2,5 - -2,5 - -2,5 - Удаленной потребитель
Vдоп -5 +5 -5 +5 -5 +5
Из таблицы 12 выясняем,есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств дляподдержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.
Отклонение напряжения влюбой точке электропередачи определяем как
Vк = SV + SDU, (6.1)
где SV и SU — сумма надбавок и сумма потерь напряжения от ГПП дорассматриваемой точки с учетом знака.
В качестве минимальногорассматривают обычно режим 25 %-й нагрузки, в котором потери напряжения могутбыть приняты как 1/4 часть от максимальных потерь.
В потребительскихтрансформаторах рассчитываем потери напряжения, %:
/>; (6.2)
где Р и Q — мощности, протекающие черезтрансформатор (дневные или вечерние) полная мощность которых больше;
Uнoм — номинальное напряжение трансформатора (обмоткинизшего или высшего напряжений);
RТ и ХТ — активное и реактивное сопротивлениетрансформатора:
/>; (6.3)
/>; (6.4)
где Uт.ном — берется то же напряжение, что и в(5.2), В;
Sт.ном — номинальная мощностьтрансформатора, ВА.
Например, для ТП-6:
/> Ом;
/>Ом;
/>.
Для другихтрансформаторных подстанций 10/0,4 кВ потери напряжения рассчитываютсяаналогично. Результаты расчета представлены в таблице 12.
7. Электрическийрасчет линий напряжением 0,38 кВ
В наружных линиях 0,38 кВпровода выбираем по допустимой потере напряжения или по экономическиминтервалам нагрузок. Выбранные провода проверяем по допустимой потеренапряжения и по нагреву.
Расчет линий 0,38 кВ производимпо данным нагрузок таблицы 13.
Таблица 13 Расчет линийнапряжением 0,38 кВПотребители Кол-во
К0
Рдi, кВт
Рвi, кВт
Qдi, квар
Qвi, квар
Рд, кВт
Рв, кВт
Qд, квар
Qв, квар
Sд, кВА
Sв, кВА
Iд, А
Iв, А Линия Л1 1 Лесопильный цех с пилорамой Р-65 1 1 17 1 13 - 17 1 13 - 21 1 31,8 1,5 2 Зернохранилище на 500т 1 1 35 36 35 32 35 36 35 32 49,5 48 75 72,7 Итого: 70,5 49 406,8 74,2 Линия Л2 3 Зернохранилище на 1000т 3 0,8 3 1 2 - 7,2 2,4 4,8 - 8,7 2,4 13,2 3,6 4 Столярный цех 1 1 15 1 10 - 15 1 10 - 18 1 27,3 1,5 Итого: 26,7 3,4 40,5 5,1 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Выбор проводов в линии Л1
К линии Л1подключен потребитель, имеющий крупный асинхронный электродвигатель, призапуске которого протекают большие пусковые токи, вызывая значительные потеринапряжения. Поэтому для линии Л1 провода рекомендуется выбирать поэкономическим интервалам.
Выбираемпровод в зависимости от нагрузки (таблица 14). В таблице 14 данные по выборупроводов приведены с учетом коэффициента кд, учитывающего динамикуроста нагрузок на пятилетнюю перспективу.
Таблица14 Интервалы экономических нагрузок для выбора проводов в линиях 0,38 кВ
S расч, кВА 0…12 12…17 17…24 24…33 33…50 50…70 70 Провод А 16 А 25 А 35 А 50 А 70 А 95 А120
В зависимостиот нагрузки выбираемпровод А240
Для выбранныхпроводов выписываем сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо;для определения хо необходимо принять среднее геометрическоерасстояние между проводами (для ВЛ 0,38 кВ принимаем Дсp»600 мм).
r0= 0,122 Ом / км;
х0= 0,145 lg (2×600) / 20 +0,016 = 0,274 Ом;
dпр = 20 мм.
Выбранное сечениепроводов проверяем по допустимому нагреву по (5.3), и по таблице10.
I доп > I max,
590 А > 76 А.
Условие 5.3 выполняется.
Рассчитываются потеринапряжения в линии:
/>; (7.1)
/>
Условиевыполняется, окончательно принимаем провод А240
Выбор проводов в линии Л2
Сечения проводов в линииЛ2 рекомендуется выбирать по допустимой потере напряжения, причем различными научастках Л0-1 и Л1-2.
Определяем допустимуюпотерю напряжения на участке Л0-1 (в процентах):
/>; (7.4)
где S0-1 и S1-2 — полные мощности участков Л0-1 и Л1-2,дневные или вечерние, которые вызывают большую потерю напряжения в Л2.
/>
Определяем допустимуюпотерю напряжения на участке Л1-2:
/>; (7.5)
/>.
При этом должно быть
DUдоп.0-1 + DUдоп.1-2 = DUдоп ;
-6,31+(-4,08) = -10,39.
Выбираем провод научастке Л0-1:
1. Задаемся реактивнымсопротивлением 1 км провода в линиях 0,38 кВ x0= 0,4 Ом/км.
2. Определяетсясоставляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях (в процентах):
/>; (7.6)
где Q — реактивная мощность, ВАр, дневнаяили вечерняя, которой соответствует большая полная мощность.
/>;
3. Определяетсядопустимая составляющая потери напряжения в активных сопротивлениях (впроцентах):
/>; (7.7)
DUа.доп = 10,39 – 2,13 =8,26 %;
4.Расчетное сечениепровода:
/>;(7.6)
где g=32 м/(Ом×мм2) — удельнаяпроводимость алюминия.
/>.
5.Выбирается стандартноесечение провода
Fстанд ³ Fрасч; (7.7)
Выбираем провод АС35:
Fстанд = 34,3 мм2;
dпр = 7,5 мм ;
r0= 0,830 Ом / км;
x0 = 0,773 Ом /км.
6. Выбранное сечениепроводов проверяем по допустимому нагреву по формуле (5.3) с использованиемданных таблицы 10.
/>;
130 А > 13,2 А.
7. Определяем фактическиепотери напряжения на участках:
/>
Так как условие невыполняется, увеличим сечение провода и выберем провод АС 50 :
Fстанд = 49,5 мм2;
dпр = 9 мм ;
r0= 0,576 Ом / км;
x0 = 0,592 Ом /км.
/>
Условие выполняется, окончательнопринимаем провод АС50
/>
Расчет и выбор провода научастке 1-2 линии Л1-2 проводятся аналогично.
8. Проверка сети науспешный запуск электродвигателей
Нормами определеныследующие допущения номинального напряжения на зажимах электродвигателя:
а) при длительнойработе в установившемся режиме: V =+5%;
б) уэлектродвигателей, присоединенных к электрическим сетям общего назначения –5%,+10%;
в) при длительнойработе в установившемся режиме для отдельных особо удаленных электродвигателейв номинальных условиях допускаются, снижения напряжения на –8…-10%, а ваварийных –10…-12%;
г) прикратковременной работе в установившемся режиме, например, при пуске соседнихэлектродвигателей на –20…-30%;
д) на зажимахпускаемого электродвигателя: при частых пусках –10%, при редких пусках –15%;
В тех случаях, когданачальный момент не превышает 1/3 Мном рабочей машины, допускаетсяснижение напряжения на 40%. Это, как правило, приводы с ременной передачей,приводы насосов и вентиляторов.
Потери напряжения в сетипри пуске электродвигателя от трансформатора или генератора приблизительносоставляют:
/>; (8.1)
где zc – полное сопротивление сети, Ом;
zэд — сопротивление электродвигателя в пусковом режиме, Ом:
/>; (8.2)
где k – кратность пускового тока;
Iн – ток номинальный.
1. Выбираемэлектродвигатель 4А180S2У3:
Р0= 22 кВт; k = 7,5; cos j = 0,91; h = 88,5 %.
Определяем номинальныйток:
/>; (8.3)
/>;
Сопротивлениеэлектродвигателя в пусковом режиме:
/>Ом.
При пускеэлектродвигателя от сети с трансформатором:
zc = zл + zтр; (8.4)
/>
где Uк% — напряжение короткого замыканиятрансформатора ТП5, Uк% = 4,5 %.
/> Ом.
Выбираем провод А240:
Fстанд = 239 мм2;
dпр = 20 мм;
r0= 0,12 Ом / км;
x0= 0,274 Ом / км.
/>; (8.5)
Z п =0,478 Ом
zc = 0,857 Ом.
Потери напряжения в сетипри пуске электродвигателя:
/>
Условие не выполняется, установимпродольно – емкостную компенсацию реактивного сопротивления.
Необходимая мощностьконденсаторов
/>
где Sрасч = 70,5 МВА
k – коэффициент, определяемый поформуле
/>
где ДUC – надбавка напряжения, которуюжелательно получить.
Примем ДUC = 10%
/>
Определяем реактивноесопротивление
/>
где />
/>
/>
Условие выполняется,окончательно принимаем провод на участке 0-1 А240 с продольно емкостнойкомпенсацией
Заключение
В ходе выполнениякурсового проекта был произведен расчет кольцевой линии 10 кВ и линии 0,38 кВдля электроснабжения потребителей населенного пункта. Были рассчитаныэлектрические нагрузки линий 0,38 кВ, выбраны конденсаторные батареи длякомпенсации реактивной мощности. Произведен выбор потребительскихтрансформаторов 10/0,4 кВ типа ТМ с номинальными мощностями Sном: 63, 100, 160 кВА, оценка качестваэлектрической энергии у потребителей. Выполнен электрический расчет ВЛ 10выбраны провода марок АС-35 на участках (0-1,0-8,8-6) и АС-25 на участках(1-2,2-3,6-3), для 0,38 кВ выбраны провода марки А240 с продольно-емкостнойкомпенсацией.
Библиографический список
1. Методическиеуказания к курсовому проекту по дисциплине «Электроснабжение сельскогохозяйства». Составители Андрианова Л.П., Набиева Е.Б. Уфа: БГАУ, 2005.-72с.
2.Правила устройства электроустановок. М. – Л.: Энергия, 2000.
3.Справочник по сооружению сетей 0,4 – 10 кВ/ Под ред. А. Д. Романова. М.:Энергия, 1974.
4.Электроснабжение сельскохозяйственного производства. Справочник/ Под ред. И.А.Будзко. М.: Колос, 1977.
5.БудзкоИ.А. и др. Электроснабжение сельского хозяйства/ И.А.Будзко, Т.Б.Лещинская,В.И.Сукманов. – М.: Колос, 2000. – 536 с.: ил.
6.Савченко П.И. и др. Практикум по электроприводу в сельском хозяйстве/П.И.Савченко, И.А.Гаврилюк, И.Н. Земляной и др. – М.: Колос, 1996. – 224 с.:ил.
7.Ерошенко Г.П., Медведько Ю.А., Таранов М.А. Эксплуатация энергооборудованиясельскохозяйственных предприятий. – Ростов-на-Дону: ООО «Терра» .2001.-592 с.
8.Пястолов А.А., Геращенко Г.В., Ерошенко Г.П. Эксплуатация электрооборудования.– М.: Агропромиздат, 1996. – 327 с.
9.Алиев И.И. Электротехнический справочник. – 4-е изд., испр. – М.: ИП РадиоСофт,2002. – 384 с.: ил.
10. Пястолов А.А. Монтаж,эксплуатация и ремонт электрооборудования. – М.: Колос.1981. – 334 с.