Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание.
Введение. 3
1. Электроснабжение населенного пункта. 5
1.1. Исходные данные. 5
1.2. Определения центра электрических нагрузок, числа трансформаторных подстанций. 6
1.3. Расчет электрических нагрузок. 6
1.4. Выбор сечения проводов линии. 14
1.5. Определение потерь напряжения. 15
1.6. Потери энергии в электрических сетях. 16
1.7. Проверка сети по условиям пуска двигателя 20
2. Электрические сети района 21
2.1. Исходные данные 21
2.2. Определение центра электрических нагрузок 21
2.3. Расчет электрических нагрузок 22
2.4. Выбор сечения проводов 24
2.5. Определение потерь напряжения 26
2.6. Потери энергии в сетях 10 кВ 27
3. Выбор электрической аппаратуры 30
3.1. Схема замещения сети и ее преобразования 30
3.2. Токи трехфазного короткого замыкания 32
3.3. Токи двухфазного короткого замыкания 32
3.4. Ударные токи короткого замыкания 33
3.5. Расчет токов однофазного короткого замыкания 33
3.6. Выбор высоковольтного оборудования 35
3.7. Выбор защиты на низкой стороне 36
4. Расчет заземления 38
Заключение. 39
Список используемой литературы. 40
Большое значение имеет проблема электроснабжения сельского хозяйства. От ее рационального решения в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельском хозяйстве и в быту сельского населения. Поэтому первостепенная задача правильного электроснабжения заключается в доведении стоимости электроэнергии до минимальной. Этого следует добиваться при соблюдении всех требований, правил и норм, и, прежде всего необходимого качества электроэнергии, то есть постоянства частоты и напряжения, а также надежности ее подачи.
Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными, не только количественными, но и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Особенно это связано с появлением сельскохозяйственных предприятий промышленного типа, в первую очередь животноводческих ферм.
Развитие сельскохозяйственного производства все в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения. В связи с этим необходимо повышение квалификации инженеров – электриков в хозяйствах.
1 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА
1.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Проект электроснабжения населенного пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380 В, определение расчетных нагрузок, числа, мощности и места расположения потребительских подстанций, выбор их электрической схемы и конструктивного исполнения.
В качестве исходных данных необходим план населенного пункта, сведения о потребителях, характеризующие их расчетные нагрузки и режимы потребления электроэнергии.
|
Вариант: 321 Код нагрузки: 610 |
|||||
|
№ объекта |
Наименование |
x |
y |
Рмд |
Рмв |
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 |
Одноквартирные дома (электроплита и электроводонагреватель) |
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 |
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 20 21 22 23 |
4,5 |
7,5 |
|
15 16 17 18 |
Четырехквартирные дома |
5 5 5 5 |
19 18 17 16 |
3,96 |
6,6 |
|
19 20 |
Двенадцатиквартирные дома |
5 5 |
14 12 |
11,88 |
19,8 |
|
21 22* 23 24 25 26 27 28 29 30 |
Коровник привязного содержания с механизированной уборкой навоза, доением и водонагревателем на 400 коров Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов Помещение для ремонтного и откормочного молодняка, с механизированной уборкой навоза на 300-330 голов Кормоцех фермы КРС на 800-1000 голов Ветеринарно-фельдшерский пункт Кузница Гараж с профилакторием на 25 автомашин Магазин на 2 раб места, смешанный ассортимент Баня на 10 мест Прачечная производительностью 0,125 т белья в смену |
15 16 18 6 6 6 6 6 9 8 |
3 3 3 1 2 3 4 5 2 8 |
45 1 7 50 3 5 30 2 7 10 |
45 3 13 50 3 1 15 4 7 10 |
|
31 |
Сумма |
263 |
322 |
Таблица 1.1-Исходные данные
22*-необходима проверка условий пуска асинхронного электродвигателя.
По исходным данным строим план населенного пункта.
Строения с номерами 01…..14 – одноквартирные дома, с номерами 15….18 – четырех квартирные, с номерами 19 и 20 – двенадцати квартирные, а остальные – это производственные помещения, учреждения и бытовые предприятия.
1.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК, ЧИСЛА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
На практике широко распространен метод размещения ТП в центре тяжести нагрузок. Его координаты X и Y вычисляют по формулам:
X = ∑ Pi Xi / ∑ Pi (1)
Y = ∑ Pi Yi / ∑ Pi (2)
где Xi и Yi – координаты каждого потребления,
Pi – расчетная нагрузка потребителя,
n – число потребителей.
При дневной нагрузке
X = 5
Y = 11,896
При вечерней нагрузке
X = 5
Y = 11,896
Выбираем среднее значение
Значит (5; 12) – координаты ТП-1.
При дневной нагрузке
X = 9,375
Y = 2,838
При вечерней нагрузке
X = 10,185
Y = 2,755
Выбираем среднее значение
Значит (3; 10) – координаты ТП-2.
1.3 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.
Рд=Ко·∑Рдi (3)
Рв=Ко·∑Рвi (4)
где, Ко- коэффициент одновременности;
Рдi, Рвi- дневная и вечерние нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети.
Коэффициент одновременности для сетей напряжением 0,38 кВ принимаются по таблице 4.1[1].
|
Способ приготовления пищи и нагрева воды в доме (квартире) |
Код нагрузки |
Дневной максимум акт. нагрузки Рм.д., кВт |
Вечерний максимум акт. нагрузки Рм.в.,кВт |
|
Эл.плита и эл.водонагреватель |
610 |
4,5 |
7,5 |
Для одноквартирных домов:
Рд. = 4,5 кВт
Рв. = 7,5 кВт
Для четырех квартирных домов:
Рд. = 0,22 · 4 · 4,5 =3,96 кВт
Рв. = 0,22 · 4 · 7,5 = 6,6 кВт
Для двенадцати квартирных домов:
Рд. = 0,22 · 12 · 4,5 = 11,88 кВт
Рв. = 0,22 · 12 · 7,5 =19,8 кВт
|
Исходные данные линии С1 |
Результаты расчета электрических нагрузок по участкам линии С1 |
||||||||
|
№ Узла |
Код нагрузки |
Длина участка, м |
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВт |
Sд, кВт |
Рв, кВт |
Qв, кВт |
Sв, кВт |
|
8 |
610 |
30 |
7-8 |
4,5 |
1,917 |
4,891 |
7,5 |
2,188 |
7,813 |
|
7 |
610 |
30 |
6-7 |
6,57 |
2,799 |
7,141 |
10,95 |
3,194 |
11,406 |
|
6 |
610 |
30 |
5-6 |
8,37 |
3,566 |
9,098 |
13,95 |
4,069 |
14,531 |
|
5 |
610 |
100 |
4-5 |
10,08 |
4,294 |
10,957 |
16,8 |
4,9 |
17,5 |
|
4 |
4·610 |
30 |
3-4 |
12,48 |
5,316 |
13,565 |
21 |
6,125 |
21,875 |
|
3 |
4·610 |
30 |
2-3 |
14,88 |
6,339 |
16,174 |
25,2 |
7,35 |
26,25 |
|
2 |
4·610 |
30 |
1-2 |
17,28 |
7,43 |
18,81 |
29,4 |
8,526 |
30,611 |
|
1 |
4·610 |
100 |
ТП-1 |
19,68 |
9,531 |
21,867 |
33,6 |
14,314 |
36,522 |
|
Исходные данные линии С2 |
Результаты расчета электрических нагрузок по участкам линии С2 |
||||||||
|
№ Узла |
Код нагрузки |
Длина участка, м |
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВт |
Sд, кВт |
Рв, кВт |
Qв, кВт |
Sв, кВт |
|
4 |
610 |
40 |
3-4 |
4,5 |
1,917 |
4,891 |
7,5 |
2,188 |
7,813 |
|
3 |
610 |
50 |
2-3 |
6,57 |
2,799 |
7,141 |
10,95 |
3,194 |
11,406 |
|
2 |
12·610 |
60 |
1-2 |
15,9 |
3,857 |
16,361 |
26,7 |
4,393 |
27,059 |
|
1 |
12·610 |
10 |
ТП-1 |
23,2 |
11,236 |
25,778 |
39,2 |
16,699 |
42,609 |
|
Исходные данные линии С3 |
Результаты расчета электрических нагрузок по участкам линии С3 |
||||||||
|
№ Узла |
Код нагрузки |
Длина участка, м |
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВт |
Sд, кВт |
Рв, кВт |
Qв, кВт |
Sв, кВт |
|
8 |
610 |
45 |
7-8 |
4,5 |
1,917 |
4,891 |
7,5 |
2,188 |
7,813 |
|
7 |
610 |
45 |
6-7 |
6,57 |
2,799 |
7,141 |
10,95 |
3,194 |
11,406 |
|
6 |
610 |
45 |
5-6 |
8,37 |
3,566 |
9,098 |
13,95 |
4,069 |
14,531 |
|
5 |
610 |
45 |
4-5 |
10,08 |
4,294 |
10,957 |
16,8 |
4,9 |
17,5 |
|
4 |
610 |
45 |
3-4 |
11,25 |
4,792 |
12,228 |
18,75 |
5,469 |
19,531 |
|
3 |
610 |
45 |
2-3 |
12,555 |
5,348 |
13,647 |
20,925 |
6,103 |
21,797 |
|
2 |
610 |
45 |
1-2 |
15,255 |
6,56 |
16,606 |
25,425 |
7,373 |
26,473 |
|
1 |
610 |
150 |
ТП-1 |
17,955 |
8,696 |
19,95 |
29,925 |
12,748 |
32,527 |
|
Исходные данные линии С1 |
Результаты расчета электрических нагрузок по участкам линии С1 |
||||||||
|
№ Узла |
Код нагрузки |
Длина участка, м |
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВт |
Sд, кВт |
Рв, кВт |
Qв, кВт |
Sв, кВт |
|
2 |
562,550 |
50 |
1-2 |
11,2 |
6,944 |
13,178 |
12,4 |
5,952 |
13,755 |
|
1 |
339,376 |
150 |
ТП-1 |
39,7 |
40,502 |
56,714 |
22,9 |
20,196 |
30,533 |
|
Исходные данные линии С2 |
Результаты расчета электрических нагрузок по участкам линии С2 |
||||||||
|
№ Узла |
Код нагрузки |
Длина участка, м |
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВт |
Sд, кВт |
Рв, кВт |
Qв, кВт |
Sв, кВт |
|
2 |
132,199 |
125 |
1-2 |
51,8 |
45,116 |
68,693 |
51,8 |
40,864 |
65,978 |
|
1 |
560 |
80 |
ТП-1 |
56 |
57,131 |
80 |
56 |
49,387 |
74,667 |
|
Исходные данные линии С3 |
Результаты расчета электрических нагрузок по участкам линии С3 |
||||||||
|
№ Узла |
Код нагрузки |
Длина участка, м |
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВт |
Sд, кВт |
Рв, кВт |
Qв, кВт |
Sв, кВт |
|
3 |
117 |
147 |
2-3 |
7 |
6,173 |
9,333 |
13 |
8,057 |
15,294 |
|
2 |
113* |
95 |
1-2 |
7,6 |
6,688 |
10,124 |
14,8 |
9,176 |
17,414 |
|
1 |
110 |
100 |
ТП-1 |
49,5 |
50,5 |
70,714 |
54,2 |
47,8 |
72,267 |
|
Расчетная нагрузка на шинах ТП |
|||||
|
Рдтп, кВт |
Qдтп, кВар |
Sдтп, кВА |
Рвтп, кВт |
Qвтп, кВар |
Sвтп, кВА |
|
46,9 |
22,715 |
52,111 |
80,2 |
37,12 |
87,174 |
Таблица 1.5-Нагрузка на шинах трансформатора (ТП-1)
Выбираем трансформаторы по таблице 19.2 2
Таблица 1.6-Технические данные трехфазного масляного 2-х обмоточного трансформатора
|
Тип трансформатора |
Номиналь-ная мощность, кВ·А |
Номинальное напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Напря-жение к.з., % |
Ток х.х., % |
Схема и группа соединения обмоток |
||
|
ВН |
НН |
Х.Х. |
К.З. |
|||||
|
ТМ 100/10 |
100 |
6 |
0,4 |
0,33 |
2,27 |
4,7 |
2,6 |
Y/Zн- -11, |
|
Расчетная нагрузка на шинах ТП |
|||||
|
Рдтп, кВт |
Qдтп, кВар |
Sдтп, кВА |
Рвтп, кВт |
Qвтп, кВар |
Sвтп, кВА |
|
116,5 |
118,854 |
166,429 |
107,2 |
96,794 |
142,933 |
Таблица 1.7-Нагрузка на шинах трансформатора (ТП-2)
Таблица 1.8-Технические данные трехфазного масляного 2-х обмоточного трансформатора
|
Тип трансформатора |
Номиналь-ная мощность, кВ·А |
Номинальное напряжение, кВ |
Потери , кВт |
Напря-жение к.з., % |
Ток х.х., % |
Схема и группа соединения обмоток |
||
|
ВН |
НН |
Х.Х. |
К.З. |
|||||
|
ТМФ 250/10 |
250 |
10 |
0,4 |
0,74 |
4,2 |
4,7 |
2,3 |
Y/Zн- -11, |
1.4 ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЛИНИИ
Основное условие выбора проводов и кабелей проектируемой электрической сети – экономическая целесообразность, т.е. значение приведенных народнохозяйственных затрат должно быть минимальным. Некоторые из ограничений играют определяющую роль при выборе проводов. Соблюдение условий допустимых потерь напряжения особенно важно для сельских распределительных сетей, характеризуемых значительной протяженностью и относительно небольшой плотностью нагрузки.
Сечение проводов сельских распределительных сетей выбирают по экономическим показателям с последующей оценкой по потерям напряжения. Провода и кабели по экономическим показателям выбирают для нормального рабочего режима сети.
Выбор сечения по экономической плотности тока – наиболее простой метод расчета экономически целесообразного сечения, мм2, провода
Fэк = Ip max / jэк , (5)
где Ip max – сила тока, протекающего по проводам линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, А
jэк – экономическая плотность тока, А/мм2
jэк =1,1 А/мм2
Если потребители присоединены к линии на небольшом расстоянии один от другого, то из практических и конструктивных соображений нецелесообразно иметь на каждом участке разные сечения проводов. Одинаковое сечение провода выбирается в таком случае по всей длине с учетом поправочного коэффициента Кп, который учитывает неравномерность
нагрузки по линии.
Fэ= Imax/jэк, (6)
(7)
где, Imax-максимальный ток наиболее загруженного участка сети (головного участка), А;
L-полная длина линии, м
Imaxi- максимальный ток i-го участка линии, А;
Li-длина i-го участка линии, м
Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:
I = S / √3·Uн, А (8)
где, S – полная мощность каждого из потребителей, кВА
Uн - номинальное напряжение, кВ
Определяем токи на участках линии по формуле (8)
I2-3=15,3/(√3·0,4)=27,3А
I1-2=17,4/(√3·0,4)=31,1А
Iтп-1=72,3 /(√3·0,4)=129,2А
Для остальных линий расчет токов производится так же.
Определяем сечение повода:
расчёт будет произведён с помощью программы MathCAD
Расчеты показаны только для линии (С3) на трансформаторной подстанции ТП-2, а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицу.
Далее найденные значения сечений проводов округляют до ближайших стандартных. Полученные сечения проверяют: по допустимым потерям напряжения (не более 7%) и потерям энергии в электрической сети, по отклонению напряжения.
Сечение проводов выбирают на стр. 499, 510 [2]
Провода марок АС , r0, x0
r0 – удельное электрическое сопротивление постоянному току, Ом / км
x0 – индуктивное сопротивление для ВЛ с проводами из AС, Ом / км
1.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЙ
Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента ( вначале и конце участка линии ).
Расчет потерь напряжения производится для определения показаний качества электроэнергии и конкретно – отклонение напряжения от его номинального значения. Потери напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно ) определяют по формуле:
U = PRл + Qxл / Uн, (9)
где P – расчетная активная нагрузка потребителей, кВт
Q – реактивная мощность потребителей, кВАр
Uн – номинальное напряжение, кВ
Активное и реактивное сопротивление линии определяются по формулам:
Rл= ro·L (10)
Xл= хо·L (11)
где, r0 – удельное активное сопротивление, Ом / км
x0 – индуктивное сопротивление провода, Ом / км
L - длина участка линии, м
Потери напряжения в линии выражаем в процентах:
∆U%= ∆U/Uном.·100 (12)
Расчет линии С3(ТП-2).
∆U2-3=(13·0,299·0,147)+(8,1·0,274·0,147)/0,38=2,358В
∆U1-2=(14,8·0,299·0,095)+(9,2·0,274·0,095)/0,38=1,735В
∆Uтп-1=(54,2·0,299·0,1)+(47,8·0,274·0,1)/0,38=7,711В
∑∆U=2,358+1,735+7,711=11,804В
U%=11,804/380·100=3,106 %
Расчет для других линий приводится так же. Все сводится в таблицу.
Потери напряжения в наших расчетных линиях не превысили 5%, а значит, сечение проводов выбрали верно.
1.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Для определения потерь энергии используем метод максимальных потерь, согласно чему потери энергии определяются по максимальной нагрузке и часов использования Тм принимаем = 3500ч.
Потери энергии в трехфазной линии определяются по формуле:
Wл = Рmax · (13)
где: Рmax – потери мощности в трехфазной линии.
Рmax = 3·I2max · Rл (14)
где : Rл – активное сопротивление лини.
Rл = ro·l
- время максимальных потерь определяется:
= 0,69·Тм – 584
= 0,69·3500-584 = 1831 ч
Потери энергии определяем по формуле:
W= (∆Рмах · ) / 1000 [кВт ч] (15)
Рассчитываем активное сопротивление линии.
Расчет линии С3(ТП-2).
∆W2-3=(3·13²·0,299·0,147·1831)/1000=40,8кВт ч
∆W1-2=(3·14,8²·0,299·0,095·1831)/1000=34,2кВт ч
∆Wтп-1=(3·54,2²·0,299·0,1·1831)/1000=482,5кВт ч
∆Wл=40,8+34,2+482,5=557,5кВт ч
∆Wл=0,6 МВт ч
Расчет для других линий приводится так же. Все сводится в таблицу.
Потери энергии в % считаются по следующей формуле
W% = Wгод/Wгод (16)
где: Wгод – суммарные потери в линии и в трансформаторе.
Wгод – потери энергии за год.
Wгод = Wл+Wтр-ра (17)
Wгод = Рmax·Тм (18)
Потери энергии в трансформаторе определяются:
Wтр-ра = 8760·Рхх+Ркз·(Smax/Sн)2· (19)
где: Рхх и Ркз – потери (хх) и (кз) трансформатора.
Расчёт годовых потерь энергии произведён с помощью программы MathCAD.
Потери энергии в процентах для первой ТП=2,647%
для второй ТП=2,227%
Потери энергии согласно (ПУЭ) находятся в пределах допустимых.
Таблица 1.9-Расчет электрической сети при максимуме нагрузок
|
Длина участка, м |
Участок |
Рmax, кВт |
Qmax, кВт |
Smax, кВт |
R0,Ом/км |
X0, Ом/км |
Imax, А |
Fэ, мм2 |
Сечение и марка провода |
∆U, кВ |
∆U, % |
∆W,кВт*ч |
∑∆W,кВт*ч |
∆Wл+∆Wт,кВт*ч |
Wгод,кВт*ч |
|
ТП-1 |
|||||||||||||||
|
С1 |
|||||||||||||||
|
30 |
7-8 |
7,5 |
2,2 |
7,8 |
0,592 |
0,325 |
14,0 |
40,5 |
АС-50 |
0,407 |
5,5 |
|
|||
|
30 |
6-7 |
10,95 |
3,2 |
11,4 |
20,4 |
|
0,594 |
11,7 |
|
||||||
|
30 |
5-6 |
13,95 |
4,1 |
14,5 |
26,0 |
|
0,756 |
19,0 |
|
||||||
|
100 |
4-5 |
16,8 |
4,9 |
17,5 |
31,3 |
|
3,036 |
91,8 |
|
||||||
|
30 |
3-4 |
21 |
6,1 |
21,9 |
39,1 |
|
1,139 |
43,0 |
|
||||||
|
30 |
2-3 |
25,2 |
7,4 |
26,3 |
46,9 |
|
1,366 |
62,0 |
|
||||||
|
30 |
1-2 |
29,4 |
8,5 |
30,6 |
54,7 |
|
1,593 |
84,3 |
|
||||||
|
100 |
ТП-1 |
33,6 |
14,3 |
36,5 |
65,3 |
|
6,459 |
367,1 |
|
||||||
|
С2 |
4,039 |
|
684,4 |
||||||||||||
|
40 |
3-4 |
7,5 |
2,2 |
7,8 |
0,592 |
0,325 |
14,0 |
34,1 |
АС-50 |
0,542 |
7,3 |
|
|||
|
50 |
2-3 |
10,95 |
3,2 |
11,4 |
20,4 |
|
0,990 |
19,5 |
|
||||||
|
60 |
1-2 |
26,7 |
4,4 |
27,1 |
48,4 |
|
2,721 |
139,1 |
|
||||||
|
10 |
ТП-1 |
39,2 |
16,7 |
42,6 |
76,2 |
|
0,754 |
50,0 |
|
||||||
|
С3 |
1,317 |
|
215,9 |
||||||||||||
|
45 |
7-8 |
7,5 |
2,2 |
7,8 |
0,592 |
0,325 |
14,0 |
38,5 |
АС-50 |
0,610 |
8,2 |
|
|||
|
45 |
6-7 |
10,95 |
3,2 |
11,4 |
20,4 |
|
|
0,891 |
17,5 |
|
|||||
|
45 |
5-6 |
13,95 |
4,1 |
14,5 |
26,0 |
|
|
1,135 |
28,5 |
|
|||||
|
45 |
4-5 |
16,8 |
4,9 |
17,5 |
31,3 |
|
|
1,366 |
41,3 |
|
|||||
|
45 |
3-4 |
18,75 |
5,5 |
19,5 |
34,9 |
|
|
1,525 |
51,4 |
|
|||||
|
45 |
2-3 |
20,925 |
6,1 |
21,8 |
39,0 |
|
|
1,702 |
64,1 |
|
|||||
|
Длина участка, м |
Участок |
Рmax, кВт |
Qmax, кВт |
Smax, кВт |
R0,Ом/км |
X0, Ом/км |
Imax, А |
Fэ, мм2 |
Сечение и марка провода |
∆U, кВ |
∆U, % |
∆W,кВт*ч |
∑∆W,кВт*ч |
∆Wл+∆Wт,кВт*ч |
Wгод,кВт*ч |
|
45 |
1-2 |
25,425 |
7,4 |
26,5 |
47,3 |
|
|
2,066 |
94,6 |
|
|||||
|
150 |
ТП-1 |
29,925 |
12,7 |
32,5 |
58,1 |
|
|
8,628 |
436,8 |
|
|||||
|
ТП-2 |
4,717 |
|
742,5 |
8024,7 |
320800 |
||||||||||
|
С1 |
|
|
|||||||||||||
|
50 |
1-2 |
12,4 |
6,0 |
13,8 |
0,299 |
0,274 |
24,6 |
80,6 |
АС-95 |
0,702 |
12,6 |
|
|||
|
150 |
ТП-1 |
39,7 |
40,5 |
56,7 |
101,4 |
|
9,066 |
388,3 |
|
||||||
|
С2 |
|
2,571 |
|
400,9 |
|||||||||||
|
125 |
1-2 |
51,8 |
45,1 |
68,7 |
0,316 |
0,292 |
122,8 |
119,4 |
АС-120 |
9,718 |
582,2 |
|
|||
|
80 |
ТП-1 |
56 |
57,1 |
80,0 |
143,0 |
|
7,238 |
435,5 |
|
||||||
|
С3 |
4,462 |
|
1017,7 |
||||||||||||
|
147 |
2-3 |
13 |
8,1 |
15,3 |
0,299 |
0,274 |
27,3 |
67,1 |
АС-95 |
2,358 |
40,8 |
|
|||
|
95 |
1-2 |
14,8 |
9,2 |
17,4 |
31,1 |
|
|
1,735 |
34,2 |
|
|||||
|
100 |
ТП-1 |
54,2 |
47,8 |
72,3 |
129,2 |
|
|
7,711 |
482,5 |
|
|||||
|
3,106 |
557,5 |
9265,0 |
466000 |
||||||||||||
|
|
|
1.7 ПРОВЕРКА СЕТИ ПО УСЛОВИЯМ ПУСКА ДВИГАТЕЛЯ
Проверка пуска осуществляется следующим образом. Вначале определяют параметры системы электроснабжения, а затем потеря напряжения при пуске двигателя определяются:
Uпуск= Zc/(Zc+Zэдп)·100% ≤ 30 % (20)
где, Zc- суммарное сопротивление элементов сети, по которым протекает ток
Zэдп.- пусковое сопротивление электродвигателя
Суммарное сопротивление элементов сети:
Zc= Zл10+ Zт10/0,38+ Zл0,38 (21)
где, Zл10- Zл0,38 - полное сопротивление линии 10кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ
Zт10/0,38- полное сопротивление трансформатора
Zт= uk%·U²н/100·Sном. (22)
Определяем полное сопротивление линии:
Приведенное полное сопротивление линии 10кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ
Z·л10= Zл10·(U0,38/U10)²=1,25·(0,38/10)²=0,0018Ом
Сопротивление трансформатора
Zт=4,7·400²/ 250000·100=0,03 Ом
Zc=0,0018+0,03+0,044+0,047=0,123Ом
Пусковое сопротивление электродвигателя
Zэдп.= Uн/(√3·Iн·Кп) (23)
Zэдп.= 380/(√3·27·7)=1,161 Ом
Потеря напряжения при пуске двигателя
Uпуск= Zc/(Zc+Zэдп)·100%=0,123/(0,123+1,161)·100%=9,6 % (24)
Согласно правилам эксплуатации электропотребителей при пуске двигателя допускается до 30%.
Вывод: расчёт показал, что выбранное оборудование обеспечивает необходимые условия работы двигателя.
2.1 ЦЕЛЬ РАЗРАБОТКИ. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
В условиях, когда электрические сети имеются почти по всей обжитой территории страны, их проектирование для сельскохозяйственного района предполагает отыскание оптимального варианта с целью обеспечения электроэнергией новых потребителей, повышение надежности электроснабжения и улучшения качества напряжения.
Для проектирования необходимы исходные данные: план района, с указанием мест ТП и их расчетные нагрузки, сведения о климатических условиях, об источниках электроснабжения, требования потребителей к надежности электроснабжения и качеству напряжения.
Расчеты будут показаны только для линии (С1), а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицы.
Координаты ( х; y) населенных пунктов
Таблица 2.1-Исходные данные
|
№ |
Наименование |
Х |
Y |
Рмд, кВт |
Рмв, кВт |
|
1 |
Населенный пункт |
13 |
8 |
280 |
160 |
|
2 |
Населенный пункт |
13 |
6 |
150* |
120* |
|
3 |
Населенный пункт |
14 |
8 |
360 |
80 |
|
4 |
Населенный пункт |
15 |
9 |
260 |
180 |
|
5 |
Населенный пункт |
16 |
8 |
180 |
70 |
|
6 |
Населенный пункт |
15 |
7 |
280 |
300 |
|
7 |
Населенный пункт |
16 |
6 |
280 |
200 |
|
8 |
Населенный пункт |
14 |
5 |
200 |
160 |
|
9 |
Населенный пункт |
17 |
7 |
140 |
230 |
|
10 |
Населенный пункт |
18 |
6 |
263 |
322 |
|
11 |
Населенный пункт |
16 |
4 |
250 |
340 |
|
12 |
Населенный пункт |
17 |
5 |
300 |
180 |
|
13 |
Населенный пункт |
14 |
2 |
150 |
180 |
|
14 |
Населенный пункт |
17 |
2 |
250 |
210 |
|
15 |
Населенный пункт |
18 |
1 |
170 |
520 |
2.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Число питающих подстанций первоначально определяют по исходным данным, позволяющим рассчитать плотность нагрузки. Месторасположение обычно намечают вблизи крупного потребителя. Если же крупных потребителей нет или их несколько, то центр нагрузки определяют тем же методом, что и центр нагрузки потребительских подстанций населенного пункта по формулам (1) и (2).
Когда суммарная расчетная нагрузка одного из максимумов существенно отличается от нагрузки другого, координаты определяют по тем нагрузкам каждого потребителя, которые обеспечили наибольшую суммарную.
Х = 15,75
У = 5
Значит (15,75 ; 5) – координаты ТП.
2.3 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
При подсчете нагрузок электрифицируемого района используются данные о дневных Рд и вечерних Рв нагрузках, кВт, населенных пунктов.
Значком (*) отмечены населенные пункты с потреблением первой категории. К первой категории относят электроприемники птицефабрик, обеспечивающие основные технологические процессы, включая электрооборудование санитарно – уборочного пункта и цеха убоя, а также электроприемники цехов, обеспечивающих функционирование предприятия. У электроприемников первой категории перерыв электроснабжения может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный ущерб народному хозяйству. Электроприемники и потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Расчетные нагрузки каждой группы суммируют, прибавляя к большей нагрузке надбавку, определяемую в зависимости от значения меньшей нагрузки. К полученной сумме прибавляют надбавку от следующей группы или от единичного потребителя, не вошедшего в группу.
В дальнейшем произведенные расчеты будут показаны для линии С1, а результаты расчетов для остальных сетей линии будут снесены в таблицы.
Расчет электрических нагрузок ВЛ 10кВ.
Для определения значения коэффициента мощности (cos) можно принимать отношение дневного максимума нагрузок к вечернему по таблице. 4.7 [1]
Расчет электрических линий ведем с конца линии:
Линия С1.
Участок 3 – 4.
Рд = 360 кВт Рв = 80 кВт
Рд/Рв = 360/80 = 4,5
cosд = 0,73 cosв = 0,76
Sд = 360/0,73=493,15 кВ·А Sв = 80/0,76=105,26 кВ·А
Участок 2 – 3.
Рд = 360+Δ280 = 580 кВт Рв = 160+Δ80 = 219,5 кВт
Рд/Рв = 580/219,5 = 2,64
cosд = 0,73 cosв = 0,76
Sд = 580/0,73=794,5 кВ·А Sв = 219,5/0,76=288,8кВ·А
Участок 1 – 2.
Рд = 580+Δ150=695 кВт Рв = 219,5+Δ120=309,5 кВт
Рд/Рв = 695/230=2,24
cosд = 0,73 cosв = 0,76
Sд = 695/0,73=952 кВ·А Sв = 309,5/0,76=407,24 кВ·А
Участок ТП - 1.
Рд = 695+Δ200=850 кВт Рв = 309,5+Δ160=432,5 кВт
Рд/Рв = 850/432,5 = 1,96
cosд = 0,73 cosв = 0,76
Sд = 850/0,73 = 1164,4 кВ·А Sв = 432,5/0,76= 569,1 кВ·А
Расчет остальных участков линий производим аналогично, данные сводим в таблицу 9
Определение суммарной дневной нагрузки на шинах трансформаторной подстанции:
∑Pтд=Рдп1+Рдп2+Рдп3+Рдп4+Рдп5=850+∆280+∆725+∆505+∆690=850+220+590+404+561==2625 кВт
Определение суммарной вечерней нагрузки на шинах трансформаторной подстанции:
∑Pтв=Рвп1+Рвп2+Рвп3+Рвп4+Рвп5=1088+∆433+∆300+∆565+∆461=1088+342+235+452+
+361=2478 кВт
∑Рд/∑Рв = 2625/2478 = 1,06
cosд = 0,78 cosв = 0,87
Определяем полную мощность:
Sд=∑Ртд/cosд=2625/0,78=3365,4кВА (25)
Sв.=∑Ртв /cosв =2478/0,87=2848,3 кВА
Таблица 2.2-Расчет электрических нагрузок
|
Участок |
Рд, кВт |
Qд, кВАр |
Рв, кВт |
Qв, кВАр |
cosфд |
cosфв |
Sд, кВА |
Sв, кВА |
|
С1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3-4 |
360 |
337,553 |
80 |
68,4081 |
0,73 |
0,76 |
493,5 |
105,26 |
|
2-3 |
580 |
542,983 |
219,5 |
187,684 |
0,73 |
0,76 |
794,5 |
288,8 |
|
1-2 |
695 |
650,599 |
309,5 |
264,677 |
0,73 |
0,76 |
952 |
407,24 |
|
ТП-1 |
850 |
795,819 |
432,5 |
369,89 |
0,73 |
0,76 |
1164,4 |
569,1 |
|
С2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТП-1 |
280 |
224,68 |
300 |
169,962 |
0,78 |
0,87 |
359 |
344,8 |
|
С3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3-4 |
260 |
243,472 |
180 |
153,864 |
0,73 |
0,76 |
356,2 |
236,8 |
|
2-3 |
399 |
373,591 |
232 |
198,454 |
0,73 |
0,76 |
546,6 |
305,3 |
|
1-2 |
505 |
431,897 |
410 |
286,182 |
0,76 |
0,82 |
664,5 |
500 |
|
ТП-1 |
725 |
619,92 |
565 |
394,33 |
0,76 |
0,82 |
953,9 |
689 |
|
С4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1-2 |
263 |
176,795 |
322 |
146,596 |
0,83 |
0,91 |
316,9 |
353,8 |
|
ТП-1 |
505 |
405,095 |
461 |
261,494 |
0,78 |
0,87 |
647,4 |
530 |
|
С5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3-4 |
170 |
72,4641 |
520 |
171,017 |
0,92 |
0,95 |
184,8 |
547,4 |
|
2-3 |
381 |
205,738 |
682 |
269,453 |
0,88 |
0,93 |
433 |
733,3 |
|
1-2 |
496 |
267,636 |
821 |
324,492 |
0,88 |
0,93 |
563,6 |
882,8 |
|
ТП-1 |
690 |
463,637 |
1088 |
495,697 |
0,83 |
0,91 |
831,3 |
1195,6 |
|
Шины ТП |
3050 |
2509,15 |
2846,5 |
1691,4 |
0,776 |
0,846 |
3956 |
3328,5 |
По максимальной мощности ( Sд =3365,4 кВА ) выбираем трансформатор.
Таблица 2.3-Технические данные трехфазного масляного 2-х обмоточного трансформатора
|
Тип трансформатора |
Номинальная мощность, кВ·А |
Номинальное напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Напряжение К.З., % |
Ток х.х., % |
Схема и группа соединения обмоток |
||
|
ВН |
НН |
Х.Х. |
К.З. |
|||||
|
ТМ-4000 |
4000 |
35 |
11 |
6,7 |
33,5 |
7,5 |
1,0 |
Y/Δ-11 |
2.4 ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
Схему распределительной сети напряжением 10 кВ строят по магистральному принципу, применяя сталеалюминевые провода одного сечения, но не менее 70 мм2.
Согласно (ПУЭ) экономическая плотность тока должна равняться
jэк. = 1,1 А/мм2 . Так как линия выполняется одним сечением провода, расчет ведем по наиболее загруженным участкам.
Определение тока нагрузки в нормальном режиме при максимальной нагрузке:
I = S / √3 · Uн
где S – полная мощность каждого потребителя, А
Uн = 10 кВ – номинальное напряжение
В расчет вводим поправочный коэффициент, учитывающий неравномерность нагрузки по линии:
Fэк = Ip max /( jэк кп) (26)
Поправочный коэффициент
(27)
где L – полная длина линии в км.
Li – длина отдельных участков линии, км.
Ip max i – ток нагрузки i – го потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке.
I3-4=493,5/(√3·10)=28,5 А
I2-3=794,5/(√3·10)=45,9 А
I1-2=952/(√3·10)=55 А
Iтп-1=1164,4/√(3·10)=67,2А
Расчёт для линии С1 произведён с помощью программы MathCAD
Далее найденные значения сечений проводов округляют до ближайших стандартных. Полученные сечения проверяют: по допустимым потерям напряжения и потерям энергии в электрической сети, по отклонению напряжения.
Сечение проводов выбирают на стр. 499, 510 [2]
Провода марок АС, r0, x0
r0 – удельное электрическое сопротивление постоянному току, Ом / км
х0 – индуктивное сопротивление, Ом / км
Линия С1
Выбираем провод марки АС-95, у которого: r0 = 0,299 Ом/км
х0 = 0,274 Ом/км
|
Таблица 2.4-Выбор сечений проводов |
||||||||
|
Участок |
L, км |
Smax, кВА |
Imax, А |
Кп |
Fэк, мм2 |
Марка провода |
r, Ом/км |
x, Ом/км |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
С1 |
||||||||
|
3-4 |
1,8 |
493,5 |
28,5 |
1,3 |
48,753 |
АС-95 |
0,299 |
0,274 |
|
2-3 |
3,6 |
794,5 |
45,9 |
АС-95 |
0,299 |
0,274 |
||
|
1-2 |
2,2 |
952 |
55,0 |
АС-95 |
0,299 |
0,274 |
||
|
ТП-1 |
3 |
1164,4 |
67,2 |
АС-95 |
0,299 |
0,274 |
||
|
С2 |
||||||||
|
ТП-1 |
3 |
359 |
20,7 |
1 |
18,818 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
|
С3 |
||||||||
|
3-4 |
2,8 |
356,2 |
20,6 |
1,62 |
30,952 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
|
2-3 |
2,8 |
546,6 |
31,6 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
||
|
1-2 |
2 |
664,5 |
38,4 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
||
|
ТП-1 |
1 |
953,9 |
55,1 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
||
|
С4 |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1-2 |
3 |
353,8 |
20,4 |
1,45 |
23,387 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
|
ТП-1 |
1 |
647,4 |
37,4 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
||
|
С5 |
||||||||
|
3-4 |
2 |
547,4 |
31,6 |
1,5 |
41,438 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
|
2-3 |
2,4 |
733,3 |
42,3 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
||
|
1-2 |
4 |
882,8 |
51,0 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
||
|
ТП-1 |
0,4 |
1195,6 |
69,0 |
АС-70 |
0,42 |
0,283 |
2.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ
Электрический ток проходя по проводнику, создает в нем падение напряжения. В следствии этого напряжение в конце линии может сильно отличатся от напряжения в начале. Так как сечение провода я уже выбрал, можно и нужно проверить его по потери напряжения.
Согласно действующих норм (ПУЭ) напряжение на зажимах токоприемников не должно отличатся от номинального напряжения сети более чем (+5%; -5% ).
Определение потерь напряжения проведем по формуле:
U = PRл + Qxл / Uн,
где P – расчетная активная нагрузка потребителей, кВт
Q – реактивная мощность потребителей, кВАр
Uн – номинальное напряжение, кВ
Активное и реактивное сопротивление линии определяются по формулам:
По абсолютному значению потерь напряжения трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения, определяют по формуле:
U% = U/U ном · 100%
Расчёт потерь напряжения лини 10кВ, аналогичен расчёту линии 0,38кВ
Полученные данные сносим в таблицу 2.5
|
Таблица 2.5-Определение потерь напряжения |
|||||||
|
Участок |
l, км |
Рдmax, кВт |
Qдmax, кВАр |
r, Ом/км |
x, Ом/км |
ΔU, В |
ΔU % |
|
С1 |
|||||||
|
3-4 |
1,8 |
360 |
337,6 |
0,299 |
0,274 |
36,0233 |
|
|
2-3 |
3,6 |
580 |
543,0 |
0,299 |
0,274 |
115,991 |
|
|
1-2 |
2,2 |
695 |
650,6 |
0,299 |
0,274 |
84,9352 |
|
|
ТП-1 |
3 |
850 |
795,8 |
0,299 |
0,274 |
141,661 |
3,78611 |
|
С2 |
|||||||
|
ТП-1 |
3 |
300 |
224,7 |
0,42 |
0,283 |
56,8753 |
0,56875 |
|
С3 |
|||||||
|
3-4 |
2,8 |
260 |
243,5 |
0,42 |
0,283 |
49,8687 |
|
|
2-3 |
2,8 |
399 |
373,6 |
0,42 |
0,283 |
76,5258 |
|
|
1-2 |
2 |
505 |
431,9 |
0,42 |
0,283 |
66,8654 |
|
|
ТП-1 |
1 |
725 |
619,9 |
0,42 |
0,283 |
47,9937 |
2,41254 |
|
С4 |
|||||||
|
1-2 |
3 |
322 |
176,8 |
0,42 |
0,283 |
55,5819 |
|
|
ТП-1 |
1 |
461 |
405,1 |
0,42 |
0,283 |
30,8262 |
0,86408 |
|
С5 |
|||||||
|
3-4 |
2 |
520 |
171,0 |
0,42 |
0,283 |
53,3596 |
|
|
2-3 |
2,4 |
682 |
269,5 |
0,42 |
0,283 |
87,0468 |
|
|
1-2 |
4 |
821 |
324,5 |
0,42 |
0,283 |
174,66 |
|
|
ТП-1 |
0,4 |
1088 |
495,7 |
0,42 |
0,283 |
23,8897 |
3,38957 |
2.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Для определения потерь энергии используем метод максимальных потерь, согласно чему потери энергии определяются по максимальной нагрузке и часов использования Тм принимаем = 3500 ч.
Потери энергии в трехфазной линии определяются по формуле:
Wл = Рmax ·
где : Рmax – потери мощности в трехфазной линии.
Рmax = 3·I2max · Rл
где : Rл – активное сопротивление линии.
Rл = ro·L
- время максимальных потерь определяется:
= 0,69·Тм – 584
= 0,69·3500-584 = 1831 ч
Полученные данные сносим в таблицу 14.
Потери энергии в % считаются по следующей формуле:
W% = Wгод/Wгод
где: Wгод – суммарные потери в линии и в трансформаторе.
Wгод – потери энергии за год.
Wгод = Wл+Wтр-ра
Wгод = Рmax·Тм
Потери энергии в трансформаторе определяются:
Wтр-ра = 8760·Рхх+Ркз·(Smax/Sн)2·
где: Рхх и Ркз – потери (хх) и (кз) трансформатора.
|
Таблица 2.6-Определение потерь энергии |
|||||
|
Участок |
Rл, Ом |
l. км |
Imax,А |
Wmax, кВт·ч |
Wmax, кВт·ч |
|
С1 |
|||||
|
3-4 |
0,299 |
1,8 |
28,49 |
2400,0 |
|
|
2-3 |
0,299 |
3,6 |
45,87 |
12440,8 |
|
|
1-2 |
0,299 |
2,2 |
54,96 |
10915,8 |
|
|
ТП-1 |
0,299 |
3 |
67,23 |
22268,2 |
48024,8 |
|
С2 |
|||||
|
ТП-1 |
0,42 |
3 |
20,73 |
2973,4 |
2973,4 |
|
С3 |
|||||
|
3-4 |
0,42 |
2,8 |
20,57 |
2732,0 |
|
|
2-3 |
0,42 |
2,8 |
31,56 |
6433,3 |
|
|
1-2 |
0,42 |
2 |
38,36 |
6791,4 |
|
|
ТП-1 |
0,42 |
1 |
55,07 |
6997,5 |
22954,2 |
|
С4 |
|||||
|
1-2 |
0,42 |
3 |
20,43 |
2887,8 |
|
|
ТП-1 |
0,42 |
1 |
37,38 |
3223,2 |
6111,0 |
|
С5 |
|||||
|
3-4 |
0,42 |
2 |
31,60 |
4608,7 |
|
|
2-3 |
0,42 |
2,4 |
42,34 |
9924,6 |
|
|
1-2 |
0,42 |
4 |
50,97 |
23973,0 |
|
|
ТП-1 |
0,42 |
0,4 |
69,03 |
4397,1 |
42903,4 |
Расчёт годовых потерь энергии произведён с помощью программы MathCAD
Оценка качества электроэнергии (Таблица 2.7)
Потери энергии согласно (ПУЭ) находятся в пределах возможно допустимых.
Линии 10кВ (ТП35/10---СвойТП10/0,4)=2,108%.
Линия 0,4кВ ( Потери напряжения максимальные) =2,647%.
|
Таблица 2.7-Оценка качества электроэнергии |
||
|
Элементы |
Нагрузка 100% |
Нагрузка 25% |
|
Шины 10кВ |
+1 |
-4 |
|
Линия 10кВ |
-2,108 |
-0,527 |
|
Трансформатор 10/0,4 кВ |
||
|
Надбавка |
+5 |
+5 |
|
Потери |
-2,65 |
-0,66 |
|
ПБВ |
+2,5 |
+2,5 |
|
Линия 0,4кВ |
-2,647 |
-0,663 |
|
Потребитель |
+1,1 |
+1,65 |
3 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ
3.1 СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ СЕТИ И ЕЁ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
Токи к.з. рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, выбора грозозащитных разрядников, релейных защит и заземляющих устройств.
Расчет токов к.з. методом относительных единиц.
Принимаем за Sб = 100 МВА,
Sкз = 2700 МВА
Ек = 1
Рисунок 3.1-Расчетная схема
Рисунок 3.2-Схема замещения
Расчет токов нормального режима работы сети.
В нормальном режиме из условия 100% загрузки силовых трансформаторов по линии 35 кВ.
Iраб л 35= Sн.т./√3·Uн=4000/√3·35=66А (28)
по линиям 10 кВ.
Iраб л 10= 100/√3·10=5,77 А
Iраб л 10= 250/√3·10=14,4 А
На выводах трансформаторов 35/10 кВ.
Iраб т 10=4000/√3·10=231 А
Расчет будем производить в относительных единицах.
Определим параметры схемы замещения:
Rл 35= rо· L · Sб/U2ср.н.=0,42·28·100 / 372 =0,859 (30)
Xл 35 = х0 · L · Sб/U2ср.н=0,366 · 28 · 100 / 372 = 0,748 (31)
3. Линия 10,5
Rл 10,5= rо· L · Sб/U2ср.н.=0,42·4·100 / 10,52 = 1,524
Xл 10,5 = х0 · L · Sб/U2ср.н=0,283·4·100 / 10,52 = 1,027
Линия 0,38 кВ (ТП-1)
С1:
Rл0,4/ТП-8 = 0,592 · 0,38 · 100 / 0,42 = 140,6
Хл0,4/ТП-8 = 0,325 · 0,38 · 100 / 0,42 = 77,2
∑Rл0,4 = 140,6
∑Хл0,4 = 77,2
С2:
Rл/ТП-4 = 0,592 · 0,16 · 100 / 0,42 = 59,2
Хл/ТП-4 = 0,325 · 0,16 · 100 / 0,42 = 32,5
∑Rл0,4 = 59,2
∑Хл0,4 = 32,5
С3:
Rл/ТП-8 = 0,592 · 0,465 · 100 / 0,42 = 172,05
Хл/ТП-8 = 0,325 · 0,465 · 100 / 0,42 = 94,45
∑Rл0,4 = 172,05
∑Хл0,4 = 94,45
Линия 0,38 кВ (ТП-2)
С1:
Rл0,4/ТП-2 = 0,299 · 0,2 · 100 / 0,42 = 37,37
Хл0,4/ТП-2 = 0,274 · 0,2 · 100 / 0,42 = 34,25
∑Rл0,4 = 37,37
∑Хл0,4 = 34,25
С2:
Rл/ТП-2 = 0,316 · 0,205 · 100 / 0,42 = 40,5
Хл/ТП-2 = 0,292 · 0,205 · 100 / 0,42 = 37,4
∑Rл0,4 = 40,5
∑Хл0,4 = 37,4
С3:
Rл/ТП-3 = 0,299 · 0,342 · 100 / 0,42 = 64
Хл/ТП-3 = 0,274 · 0,342 · 100 / 0,42 = 58,6
∑Rл0,4 = 64
∑Хл0,4 = 58,6
4. Трансформатор 37 / 10,5 (РТП)
Zт = Uк % / 100 · Sб / Sнт = (7,5 / 100) · (100 · 103 / 4000) = 1,875 (32)
rт = Ркз · Sб / S2н.т. = 33,5 · 100 · 103 / 40002 = 0,2093 (33)
Xт = √Z2т – r2т = √ 1,8752 – 0,20932 = 1,863 (34)
Трансформатор 10,5 / 0,4 кВ (ТП-1)
Zт = (4,7 / 100) · (100 · 103 / 100) = 47
rт = 2,27 · 103· 100 / 1002 = 22,7
Хт = √472 – 22,72 = 41,15
Трансформатор 10,5 / 0,4 кВ (ТП-2)
Zт = (4,7 / 100) · (100 · 103 / 250) = 18,8
rт = 4,2 · 103· 100 / 2502 = 6,72
Хт = √18,82 – 6,722 = 17,56
3.2 ТОКИ ТРЁХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчёт токов короткого замыкания произведён с помощью программы MathCAD
3.5 РАСЧЁТ ТОКОВ ОДНОФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Zт- полное сопротивление к.з. на корпус трансформатора
Zп=L√(rо.ф+rо.н)²+(хо.ф+хо.н)² (35)
где rо.ф-rо.н- хо.ф-хо.н- удельное сопротивления фазного и нулевого провода соответственно.
Ток однофазного к.з., по которому проверяют чувствительность защиты, определяют в соотвествии с ПУЭ по формуле:
I(1)к=UФ / (Z(1)т / 3 + Zn) , (36)
где UФ – фазное напряжение, В
Z(1)т – сопротивление трансформатора при замыкании на корпус (таблица 7.4) [2]
Z(1)т = 0,43 Ом
Zп – полное сопротивление петли фаза-нуль до точки к.з., Ом
l – длина петли от ТП до точки к.з.
Ток однофазного к.з. для проверки чувствительности защиты определяется в самой электрически удаленной точке сети, где Zп = max
Линия С1:
Участок:
ТП-8 АС-50; L=0.38 км; r о=0,592 Ом/км; хо=0,325Ом/км;
Zп = 0,38·√(0,592+ 0,592)2+0,62=0,504
∑Zп=0,504 Ом
I(1) к = UФ / Z(1)т / 3 +Zп , (А) (37)
I(1) к = 230 / (0,43 / 3 + 0,504) = 355,3А
Таблица 3.1-Расчёт тока однофазного к.з.
|
Участок |
Сечение |
Длина, км |
rо,Ом/км |
∑Zп; Ом |
I(1) к; А |
|
ТП-1(10/0,4) |
|
|
|
|
|
|
С1 |
АС-50 |
0,38 |
0,592 |
0,504 |
355,088 |
|
ТП-8 |
|
|
|
|
|
|
С2 |
АС-50 |
0,16 |
0,592 |
0,212 |
646,596 |
|
ТП-4 |
|
|
|
|
|
|
С3 |
АС-50 |
0,465 |
0,592 |
0,617 |
302,412 |
|
ТП-8 |
|
|
|
|
|
|
ТП-2(10/0,4) |
|
|
|
|
|
|
С1 |
АС-95 |
0,2 |
0,299 |
0,169 |
735,397 |
|
ТП-2 |
|
|
|
|
|
|
С2 |
АС-120 |
0,205 |
0,316 |
0,179 |
714,329 |
|
ТП-2 |
|
|
|
|
|
|
С3 |
АС-95 |
0,342 |
0,299 |
0,290 |
531,121 |
|
ТП-3 |
|
|
|
|
|
3.6 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Разъединители предназначены для создания видимого разрыва в высоковольтных сетях при выводе электрооборудования в ремонт.
Разъединители включают и выключают без нагрузки (предварительно цепь должна быть отключена выключателями).
Таблица 3.2- Выбор разъединителей
Условиявыбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные выключателя ВМПП – 10 – 630 |
Каталожные данные разъединителя РЛНДА – 10/200 |
|
Uуст≤Uном |
10 кВ |
10кВ |
10 кВ |
|
Iраб. max ≤ Iном. |
1,4·14,4=20,2 А |
630А |
200 А |
|
Iк.з. ≤ Iоткл.ном. |
2,876кА |
20кА |
- |
|
Iк.з. ≤ Iпр.с. |
2,876кА |
20кА |
8 кА |
|
iу ≤ iпр.с. |
6,468кА |
52кА |
20 кА |
|
Вк ≤ I2t·It |
2,8762·(0,1+0,1)=1,654кА2·с |
202·4=160 кА2·с |
52·10=250 кА2·с |
Выбор измерительных трансформаторов тока отходящей линии 10 кВ.
Таблица 3.3-Выбор измерительных трансформаторов тока
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные трансформатора тока ТПОЛ - 10 |
|
Uуст ≤ Uном. |
10 кВ |
10 кВ |
|
Iраб.мах ≤ Iном. |
20,2 А |
40 А |
|
Iкз ≤ kдин· Iном |
2,876 кА |
250·40 =10 кА |
|
Вк ≤ (kt·Iном)2·tt |
0,15кА2·с |
(90·40)2 =12,96 кА2·с |
Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Таблица 3.4-Вторичная нагрузка трансформатора тока
|
Приборы Тип |
Нагрузка фазы, ВА |
|||
|
А |
В |
С |
||
|
Амперметр |
Э 351 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Счетчик активной энергии |
И680 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
Счетчик реактивной энергии |
И673 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
Итого: |
5,5 |
0,5 |
5,5 |
Выбор измерительных трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ подстанции.
Таблица 3.5-Выбор измерительных трансформаторов напряжения
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
Uуст ≤ Uном |
10 кВ |
10 кВ |
|
Sуст ≤ Sном |
120 ВА |
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
Таблица 3.6-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
|
Прибор |
Тип |
Мощность одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
соs |
sin |
Число приборов |
Общая потребляемая мощность |
|
|
P, Bт |
Q, Baр |
|||||||
|
Вольтметр |
Э350 |
3 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
0 |
|
Счетчик активной энергии |
И680 |
2,3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
3 |
5,24 |
12,77 |
|
Счетчик реактивной энергии |
И637 |
3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
3 |
6,84 |
16,65 |
|
Ваттметр |
Д365 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
Итого: |
18,08 |
29,42 |
3.7 ВЫБОР ЗАЩИТЫ НА НИЗКОЙ СТОРОНЕ
Выбор плавких предохранителей напряжением выше 1000 В.
В электрических сетях высоковольтные предохранители применяют для защиты силовых трансформаторов и измерительных трансформаторов напряжения.
На напряжении 10 кВ понижающих подстанций устанавливают предохранители типа ПК (с кварцевыми наполнителями).
Предохранители для защиты трансформаторов выбираются:
Таблица 3.7-Выбор плавких предохранителей
Условие выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные предохранителя ПК – 10/50 |
|
Uуст≤Uном |
10 кВ |
10 кВ |
|
Iраб. max ≤ Iном. пред. |
1,4·14,4 =20,2А |
50 А |
|
Iк≤Iоткл ном. |
1,615 кА |
200/(1,73·10)=11,56 кА |
|
Iраб.max ≤ Iвст.ном. |
20,2 А |
30 А |
Воздушные автоматические выключатели в основном предназначены для защиты электроустановок напряжением до 1000В от коротких замыканий и перегрузок.
Автоматы могут быть также использованы для нечастых оперативных включений и отключений.
Автоматы дороже плавких предохранителей, более сложны по конструкции, имеют большие габаритные размеры. Однако ряд существенных преимуществ автоматов по сравнению с плавкими предохранителями обусловил их широкое применение в электроустановках разных назначений.
Таблица 3.8-Выбор автоматического выключателя
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные автомата А3720 |
|
Uн.а < U н.у. |
380 В |
380 В |
|
Iна>Iну |
101,4 А |
170А |
|
Iт.р. > 1,1.· Iр.max |
1,1·101,4=111,54 А |
170 А |
|
Iн.р. > 1,25 · Iк.max |
1,25·735,4=919,25 А |
12·170=2040А |
|
Iна>Iну |
143 А |
170А |
|
Iт.р. > 1,1.· Iр.max |
1,1·143=157,3 А |
170 А |
|
Iн.р. > 1,25 · Iк.max |
1,25·714,33=893 А |
12·170=2040А |
|
Iна>Iну |
129,2 А |
170А |
|
Iт.р. > 1,1.· Iр.max |
1,1·129,2=142,12А |
170 А |
|
Iн.р. > 1,25 · Iк.max |
1,25·531,1=664 А |
12·170=2040А |
Здесь Uн.а ,U н.у.- номинальные напряжения автомата и электроустановки;
Iн.р. – номинальный ток теплового расцепителя автомата.
Для обеспечения быстрого срабатывания защиты при однофазных к.з., ток однофазного к.з. должен быть не менее трехкратного значения номинального тока теплового расцепителя.
ТП-2(ТМ-250/10)
Линия С1
Чувствительность защиты при однофазном токе к.з.
Кч= Iк мин(1) / Iнв(т) ≥3 (38)
Iк мин(1) - минимальное значение тока однофазного к.з.
Кч= 735,4 / 170 =4,4 > 3
Ток срабатывания реле.
Iср.р=0,71· Iраб.макс. (39)
Iср.р=0,71· 101,4=72 А
Коэффициент чувствительности защиты.
Кч= Iк мин(1)- Iраб.макс / Iср.р ≥1,5 (40)
Кч= 735,4-101,4 / 72 = 8,8 > 1,5
Линия С2
Кч= 714,33 / 170 =4,2 > 3
Iср.р=0,71· 143=101,53 А
Кч=714,33-143 / 101,53 =5,63 > 1,5
Кч= 531,1 / 170 =3,124 > 3
Iср.р=0,71· 129,2=91,7 А
Кч= 531,1-129,2 / 91,7= 4,4 > 1,5
4 РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ
Рассчитать заземляющее устройство трансформаторной подстанции 250 кВА. Сеть 10кВ работает с изолированной нейтралью, к подстанции подведена воздушная линия длиной 4 км. На стороне низкого напряжения нейтраль трансформатора глухозаземлена. От ТП отходит три ВЛ 380/220В имеющие повторные заземления. Удельное сопротивление грунта составляет ризм.=100 Ом·м.
Намечаем выполнить заземляющее устройство в виде прямоугольного четырехугольника, заложенного в грунт. Контур состоит из вертикальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм. Глубина заложения стержней контура 0,8 м.
Расчетное сопротивление грунта:
Ррасч.=Кс · р (41)
где кс- коэффициент удельного сопротивления грунта
расч.в=1,9·100=190 Ом·м
расч.г= 5·100=500 Ом·м
Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали:
Rво=, (42)
где l – длина заземлителя, м;
d – диаметр заземлителя, м;
t – глубина заложенного заземлителя.
Rво= 0,366 ·190/5· (lg2·5/0,012+1/2·lg·4·3,3+5/4·3,3-5)=43,04 Ом
Rз=4 Ом т.к. к заземляющему устройству присоедена нейтраль обмотки трансформатора.
Общее сопротивление всех повторных заземлений
Ом; (43)
где n – количество повторных заземлений.
Расчетное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений
Ом; (44)
Теоретическое число стержней:
Ом; (45)
Принимаем 6 стержней и располагаем их в грунте на расстоянии 2,5м друг от
друга по контуру подстанции. Длина полосы связи: 2,5·6=15 м.
Сопротивление полосы связи:
Rго=0,366·500/15·lg(2·152/0,04·0,8)=50,606 Ом
при n=6, а/l=2,5/5=0,5
в=0,58; г=0,4 (из [1])
Действительное число стержней:
(46)
nд=43,04·0,4/0,58·(1/9·0,4-1/50,606)=8
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнен расчет электроснабжения населенного пункта и электрических сетей района. Найдены расчетные нагрузки, произведен расчет и выбор трансформаторных подстанций, определено сечение проводов, потерь напряжения и энергии. Все рассчитанные данные снесены в таблицы, произведен расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка аппаратуры защиты.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Л.П. Костюченко Проектирование систем сельского снабжения: Учебное пособие / КрасГАУ- Красноярск, 1999- 144с.
2.Будзко И.А. , Лещинская Т.Б. , Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства – М:” колос” , 2000 – 535с.
3. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат, 1990
4.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию в 2–х томах. П/ред. А.А. Федорова. Т.2., М.: Энергоиздат, 1987
PAGE
PAGE 44