 |
 |
 |
|
|||||||||
|
 | |||||||||||
|
 |
||||||||
|
МЕНЮ
|
БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Электроснабжение сельского населенного пунктаЭлектроснабжение сельского населенного пунктаМИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ БРЯНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ КАФЕДРА СИСТЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ Курсовой проект по дисциплине: Электроснабжение сельского хозяйства на тему: Электроснабжение сельского населенного пункта Брянск 2009 Содержание 1. Введение 2. Исходные данные 3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта 4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок 5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ 6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции 7. Выбор типа подстанции 8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения 9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения 10 Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения 11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе 12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе 13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ 14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ 15 Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя 16. Расчёт токов короткого замыкания 17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии 18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции 19. Выбор устройств от перенапряжений 20. Расчёт контура заземления подстанции 21. Определение себестоимости распределения электроэнергии Список литературы 1. ВведениеЕще в первые месяцы после Великой Октябрьской социалистической революции В.И. Лениным была сформулирована задача о необходимости обратить особое внимание на электрификацию промышленности и транспорта и применение электричества к земледелию. Проблема электрификации всех отраслей народного хозяйства, а, следовательно, и электроэнергетики начиная с конца XIX века стояла, достаточно остро во всех странах в связи с высокими технико-экономическими показателями электрической энергии, легкостью ее преобразования в другие виды энергии и простотой передачи на расстояние. К началу первой мировой войны (1914 г.) электроэнергетическая база ведущих мировых стран развивалась весьма быстрыми темпами, но царская Россия, несмотря на огромные запасы топлива, и гидроресурсов, и в этой ведущей отрасли народного хозяйства заметно отставала от других капиталистических стран по установленной мощности на электростанциях и по производству электрической энергии. В настоящее время развитие сельского электроснабжения в основном пойдет по линии развития существующих и строительства новых сетей, улучшения качества электроэнергии, поставляемой сельским потребителям, и особенно повышения надежности электроснабжения. Одновременно, конечно, будет продолжаться процесс электрификации сельских районов, удаленных от мощных энергосистем, путем строительства укрупненных колхозных и межколхозных электростанций с использованием дизельного топлива, а также гидроэнергии малых и средних водотоков существенно увеличиваются. Следует подчеркнуть, что в настоящее время степень загруженности существующих сельских электрических сетей и потребительских подстанций для подавляющего большинства территории нашей страны невелика, и важной задачей, разрешение которой способно повысить рентабельность сельского электроснабжения - является широкое внедрение электроэнергии в производственные процессы сельского хозяйства и в быт сельского, населения.2. Исходные данные
3. Расчёт электрических нагрузок населённого пунктаРасчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам (3.1) (3.2) где n – количество домов; ко – коэффициент одновремённости; Р – активная мощность одного дома, кВт; Q – реактивная мощность одного дома, квар. По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов Pд=0,26×96×0,7=17,471 кВт, Qд=0,26×96×0,32=7,987 кВАр, Pв=0,26×96×2=49,92 кВт, Qв=0,26×96×0,75=18,719 кВАр. Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7). Мощность уличного освещения определяется по формулам (3.3) (3.4) где Руд – удельная активная мощность, Вт/м; L – длина улицы, м; tgφ – коэффициент реактивной мощности. Pу.о.=5,5×1440×10-3=7,919 кВт, Qу.о.=7,92×1,02=8,08 кВАр. Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора. Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам (3.5) (3.6) Где П – периметр приусадебного участка, м; Руд.о – удельная мощность освещения, Вт/м. Pосв=0,26×96×3×120×10-3=8,985 кВт, Qосв=8,985×1.02=9,165 кВАр. Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам (3.7); (3.8); Pв.с.=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт, Qв.с.=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле (3.9); 4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузокПотребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам (4.1), (4.2), где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА; хi уi – координаты i-ro потребителя. Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1 Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети
X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182 Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1 Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ 5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВОпределение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам: где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; ΔPi, Δ Qi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар. Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1. Ppд =3+0,6=3,6 кВт; Qpд=2+0=2 кВАр; Ppв=3+0,6=3,6 кВт; Qpв=0+0=0 кВАр; Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ
Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2 Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП
6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанцииДля потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение I таблицы 8 [1]). Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле (6.1) где кр - коэффициент роста нагрузок. Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [1] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия, Где Sэн – нижний экономический интервал; Sэв – верхний экономический интервал. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [1]. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 6.1 Таблица 6.1 - Технические данные трансформатора
7. Выбор типа подстанцииДля электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы. Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. К установке принимается комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа с силовым трансформатором мощностью 400 кВА. 8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряженияРаспределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ. Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения
Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок. Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1 Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения. Оптимальное напряжение определяется по формуле где Lэк – эквивалентная длина линии, км; Р1 – расчётная мощность на головном участке, кВт. Эквивалентная длина участка определяется по формуле Где Li – длина i-го участка линии, км; Рi – мощность i-го участка линии, кВт. Эквивалентная длина составит Lэк=5,385+0,000771×(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км кВ. 9. Определение нагрузок в сети высокого напряженияНагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам где ко – коэффициент одновремённости; в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам , , Где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; DРi; DQi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар. Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1 Pд=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт, Qд=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар, кВА Pв=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт, Qв=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар, кВА Таблица 9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения
10. Расчёт сечения проводов сети высокого напряженияРасчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока Где Iр – расчётный ток участка сети, А; jэк – экономическая плотность тока, А/мм2 Продолжительность использования максимума нагрузки Тм приводится в табл.10 П.1[1]. Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле , Где Sp – полная расчетная мощность, кВА; Uном – номинальное напряжение, кВ. Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения
11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформатореПотери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле где Р – активная мощность участка, кВт; Q – реактивная мощность участка, квар; rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]); хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]); L – длина участка, км. Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1 Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения
Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле , где Smax – расчётная мощность, кВА; Sтр – мощность трансформатора, кВА; Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %; Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %. активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле , где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт. реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле , где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %. Коэффициент мощности определяется по формуле , где Рр –расчётная активная мощность, кВт; Sр – расчетная полная мощность, кВА. Uа=0,09 %, Up=6,499 %, 0,994, sin(j)=0,104 (503,881/400)×(0,089+0,682)=0,972 % 12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформатореПотери мощности в линии определяются по формуле где I – расчётный ток участка, А; rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км; L – длина участка, км. Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле где t - время потерь, час. Время потерь определяется по формуле где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час. Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1 Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения
Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле , , ∆P%=0,866 %, ∆W%=0,479 %. Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%. Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); DРк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); b - коэффициент загрузки трансформатора. Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле , ∆Pтр= 1,35+1,586×5,5= 10,077 кВт, ∆Wтр= 1,35×8760+1,586×5,5×1885,992= 13720,72 кВт×ч. 13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВВ минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %; - потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %; - потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %; - конструктивная надбавка трансформатора, %. Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле , Vрег=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %, ∆Uдоп=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %, что составляет 48,26 В. 14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВСечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2); DUдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В; Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт; Li – длина i-го участка сети, м; Uном – номинальное напряжение сети, В. Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле , где DUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В. реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле , где Qi – реактивная мощность i-го участка сети, квар; Li – длина i-го участка сети, км; хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км; Uном – номинальное напряжение, кВ. Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки. Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле , где Рр – расчетная мощность кВт; – коэффициент реактивной мощности до компенсации; – оптимальный коэффициент реактивной мощности. Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле , где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации. Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113 ∆Up= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В, ∆Uд.а.=48,259-0,039=48,22 В, 106492/586361,599=0,181 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм2 марки AC-16. ∆Uф= ((3,6×1,8+2×0,299×25)/380+((1×1,8+0×0,299×16,492)/380)=0,543 В, ∆U%ф= (0,543/380)×100=0,143 %. Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155 ∆Up= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В, ∆Uд.а= 48,259-4,001=44,258 В, 10996925/538182,757=20,433 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм2 марки AC-25. ∆Uф=((27,399×1,139+12×0,299×182,2)/380+((25×1,139+12×0,299×240,185)/ /380)=36,992 В, ∆U%ф= (36,992/380)×100=9,734 %. Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545 ∆Up= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В, ∆Uд.а =48,259-9,945=38,314 В, 30338154/465904,953=65,116 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм2 марки AC-70. ∆Uф=((54,799×0,411+23,6×0,299×275,181)/380+((50×0,411+20×0,299×305,163)/ /380)=42,838 В, ∆U%ф= (42,838/380)×100=11,273 %. Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603 ∆Up= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В, ∆Uд.а =48,259-5,177=43,082 В, 15265120/523889,05=29,138 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм2 марки AC-35. ∆Uд.а=((35,399×0,829+15,199×0,299×428,122)/380+((0,699×0,829+0,32×0,299×156,54)//380)=38,519 В, ∆U%ф= (38,519/380)×100=10,136 %. Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети
Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 14.2 Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ
15. Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателяКогда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме. Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с. Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3 Паспортные данные электродвигателя Рном=7,5 кВт cosjном=0,88 КПД=0,875 lmax=2,799 lmin=1,8 lпуск=2 lкр=2 Rк.п=0,076 Хк.п=0,149 Sк=17 кI=7,5 lтр=1,199 Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле , dUдоп.д.=-(1-0,851)×100=-14,853 % Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам , rл=0,411×0,275=0,113 Ом, xл=0,299×0,275=0,082 Ом. Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле , где δUд.д.пуск - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %; DUтр.пуск - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %; ΔUЛ.0,38 пуск – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %. Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле Мощность двигателя при пуске определяется по формуле , где КI – кратность пускового тока. Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле . Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется . Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие Пусковой коэффициент реактивной мощности равен Мощность асинхронного двигателя при пуске равна Pд.пуск= (25,688×0,724)/0,77=24,186 кВт. Потери напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны ∆Uл 0,38пуск= (24,186×12,751)/400=0,771 %. Потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны ∆Uл 0,38пуск= ((24186,873×(0,113+0,16))/(144400))×100%=4,592 % Отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска ∆Uл 0,38пуск=11,273 % Фактическое отклонение напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя при пуске составит δUд.пус.ф.=-16,637 %. Пуск двигателя состоится. 16. Расчёт токов короткого замыканияПо электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений. Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания. Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены на рисунке 16.1 и рисунке 16.2. Рисунок 16.1 - Расчётная схема для определения токов короткого замыкания. Рисунок 16.2 - Схема замещения для определения токов короткого замыкания. Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения наиболее удаленной ТП и на шинах высокого напряжения расчетной ТП-6. Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн.=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле , где Z – полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом. , где rл – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом; хл – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом; хсист – реактивное сопротивление системы, Ом. , Sк – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА. Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле . Ударный ток определяется по формуле , где куд – ударный коэффициент, который определяется по формуле , где Та – постоянная времени затухания определяется по формуле Реактивние сопротивление системы Xсист = 5,923 Ом В.В. линия № 1 Длина линии 5,385 км Сопротивление линии Roл = 6,139 Ом Сопротивление линии Xoл = 2,423 Ом В.В. линия № 2 Длина линии 2 км Сопротивление линии Roл = 3,6 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,9 Ом В.В. линия № 3 Длина линии 1,802 км Сопротивление линии Roл = 3,244 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,811 Ом В.В. линия № 4 Длина линии 5,099 км Сопротивление линии Roл = 9,178 Ом Сопротивление линии Xoл = 2,294 Ом В.В. линия № 5 Длина линии 0,5 км Сопротивление линии Roл = 0,9 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,225 Ом В.В. линия № 6 Длина линии 2 км Сопротивление линии Roл = 3,6 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,9 Ом Н.В. линия № 1 Длина линии 41,492 м Сопротивление линии Roл = 0,074 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,012 Ом Н.В. линия № 2 Длина линии 422,385 м Сопротивление линии Roл = 0,481 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,126 Ом Н.В. линия № 3 Длина линии 580,345 м Сопротивление линии Roл = 0,239 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,174 Ом Н.В. линия № 4 Длина линии 584,663 м Сопротивление линии Roл = 0,485 Ом Сопротивление линии Xoл = 0,175 Ом Сопротивление трансформатора Rтр = 0,002 Ом Сопротивление трансформатора Xтр = 0,171 Ом Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 17.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38кВ Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП-6 и в конце каждой отходящей линии. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле , где хтр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом; rтр – активное сопротивление трансформатора, Ом. Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле , где Uк.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; Sном. – мощность трансформатора 35/0,4 кВА. Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле , где Uк.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания, %; Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле где zтр /3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[1]); zп – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом. где rФ – активное сопротивление фазного провода, Ом; rN – активное сопротивление нулевого провода, Ом; xФ – реактивное сопротивление фазного провода, Ом; xN – реактивное сопротивление нулевого провода, Ом; Расчёты ведутся для точек К4 и К5, результаты остальных расчётов приведены в таблице 16.1 Ik1(3)= 0,4/10,259 = 3,581 Ik1(2)= 0,866/3,581 = 3,102 Ik2(3)= 0,4/24,672 = 1,489 Ik2(2)= 0,866/1,489 = 1,289 Ik3(3)= 0,4/24,672 = 1,489 Ik3(2)= 0,866/1,489 = 1,289 Ik4(3)= 36,75/0,296 = 1,35 Ik4(2)= 0,866/1,35 = 1,169 Ik5(3)= 36,75/0,344 = 1,16 Ik5(2)= 0,866/1,16 = 1,005 Ik6(3)= 36,75/0,984 = 0,406 Ik6(2)= 0,866/0,406 = 0,352 Ik7(3)= 36,75/0,729 = 0,548 Ik7(2)= 0,866/0,548 = 0,474 Ik8(3)= 36,75/1,036 = 0,386 Ik8(2)= 0,866/0,386 = 0,334 Tak1 = 5,923/0 = 0 Kak1 = 1+exp(-0.01/0) = 1 iудk1 = 1.41*1*3,581 = 5,065 Tak2 = 9,471/3340,673 = 0,002 Kak2 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029 iудk2 = 1.41*1,029*1,489 = 2,168 Tak3 = 9,471/3340,673 = 0,002 Kak3 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,029 iудk3 = 1.41*1,029*1,489 = 2,168 Tak4 = 0,171/0,747 = 0,228 Kak4 = 1+exp(-0.01/0,228) = 1,957 iудk4 = 1.41*1,957*1,35 = 3,737 Tak5 = 0,183/24,198 = 0,007 Kak5 = 1+exp(-0.01/0,007) = 1,267 iудk5 = 1.41*1,267*1,16 = 2,08 Tak6 = 0,297/151,944 = 0,001 Kak6 = 1+exp(-0.01/0,001) = 1,006 iудk6 = 1.41*1,006*0,406 = 0,578 Tak7 = 0,345/75,825 = 0,004 Kak7 = 1+exp(-0.01/0,004) = 1,111 iудk7 = 1.41*1,111*0,548 = 0,861 Tak8 = 0,346/153,122 = 0,002 Kak8 = 1+exp(-0.01/0,002) = 1,012 iудk8 = 1.41*1,012*0,386 = 0,552 Таблица 16.1- Результаты расчётов токов короткого замыкания
17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линииСогласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом, выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис. Рисунок 17.1 - Однолинейная упрощённая схема КРУН. Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные. Таблица 17.1 - Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока
Как видно из таблицы 17.1 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям. 18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанцииРазъединитель QS1 выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии: тип РНД(З)-35/1000; номинальный ток 1000 А; номинальное напряжение 35 кВ; амплитуда сквозного тока 64 кА; ток термической стойкости 25 кА Для защиты трансформатора с высокой стороны устанавливаются предохраните FU1 – FU3. Ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условию А. Принимается предохранители типа ПК-16 с током плавкой вставки 16 А. Шины 0,4 кВ подключаются к трансформатору через рубильник QS2 типа Р2315 с номинальным током 600А. Трансформаторы тока ТА1-ТА3 типа ТК20 служат для питания счётчика активной энергии СА4-И672. Линия уличного освещения защищается предохранителями FU4-FU6, типа НПН-2 с номинальным током плавкой вставки 16А, управление уличным освещением осуществляется магнитным пускателем КМ типа ПМЛ. Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий 1. , кс.з = 1; 2. ; 3. ; 4. . Линия №1 Максимальный ток – 6,257 А, ударный ток – 2,08 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 1005,036 А, однофазный ток короткого замыкания – 561,452 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 8 А, током электромагнитного расцепителя 96, и током динамической стойкости 15 кА. 1. 8 А>6,257 А; 2. 15 кА>2,08 кА; 3. 1005,036/96=10,469; 4. 561,452/96=5,848 Линия №2 Максимальный ток – 45,448 А, ударный ток – 0,578 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 352,013 А, однофазный ток короткого замыкания – 183,942 А. К установке принимается автоматический выключатель А3163 с номинальным током А, током теплового расцепителя 50 А, током электромагнитного расцепителя 500, и током динамической стойкости 15 кА. 1. 50 А>45,448 А; 2. 15 кА>0,578 кА; 3. 352,013/500=0,704; Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент: 2,816 4. 183,942/500=0,367 Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент: 1,471 Следовательно все условия выполняются Линия №3 Максимальный ток – 90,655 А, ударный ток – 0,861 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 474,812 А, однофазный ток короткого замыкания – 271,27 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2056 с номинальным током А, током теплового расцепителя 100 А, током электромагнитного расцепителя 1200, и током динамической стойкости 15 кА. 1. 100 А>90,655 А; 2. 15 кА>0,861 кА; 3. 474,812/1200=0,395; Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300 А. Получаем коэффициент: 1,582 4. 271,27/1200=0,226 Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 300 А. Получаем коэффициент: 0,904 Линия №4 Максимальный ток – 58,534 А, ударный ток – 0,552 кА, двухфазный ток короткого замыкания – 334,351 А, однофазный ток короткого замыкания – 178,793 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2064 с номинальным током А, током теплового расцепителя 63 А, током электромагнитного расцепителя 756, и током динамической стойкости 15 кА. 1. 63 А>58,534 А; 2. 15 кА>0,552 кА; 3. 334,351/756=0,442; Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет третьему условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189 А. Получаем коэффициент: 1,769 4. 178,793/756=0,236 Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 189 А. Получаем коэффициент: 0,945 Следовательно все условия выполняются 19. Выбор устройств от перенапряженийЗащиту подстанций напряжением 20 – 35 кВ выбирают в зависимости от их мощности. Если мощность подстанции менее 630 кВА, на каждой ее системе шин устанавливают комплект вентильных разрядников, расположенных возможно близко к трансформаторам и присоединенных к заземляющему контуру подстанции кратчайшим путем. Кроме того, на расстоянии 150 – 200 м от подстанции на всех подходящих воздушных линиях монтируют комплекты трубчатых разрядников РТ-1 или заменяющих их защитных искровых промежутков ПЗ-1 (при токах короткого замыкания, меньших нижнего предела, гасящегося трубчатыми разрядниками). Сопротивление заземления этих разрядников РТ-1 или промежутков ПЗ-1 должно быть не более 10 Ом. На питающих линиях для защиты разомкнутых разъединителей или выключателей у приемных порталов или у вводов в закрытое распределительные устройства дополнительно устанавливают трубчатые разрядники РТ-2 или защитные промежутки ПЗ-2, присоединяя их к заземляющему контуру подстанции. Подстанции мощностью 630 кВ-А и больше защищают так же, но дополнительно все воздушные линии передачи, подходящие к этим подстанциям на расстояние 150 – 200 м, При этом трубчатые разрядники РТ-1 или защитные промежутки ПЗ-1 устанавливают в начале подходов линий передачи, защищенных тросами. Протяженные молниеотводы заземляют на каждой опоре подходов, причем импульсные сопротивления заземлений должны быть не более 10 Ом. В начале подхода к заземлению опоры присоединяют трос и разрядник РТ-1 или промежуток ПЗ-1. В конце подхода трое к заземленному контуру подстанции не присоединяют, а обрывают на первой опоре от подстанции. При этом пролет (50 – 60 м), не защищенный тросом, должен перекрываться защитными зонами стержневых молниеотводов, устанавливаемых для защиты открытых подстанций такой мощности. 20. Расчёт контура заземления подстанцииСопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена, нейтраль трансформатора, должно быть не более 4 Ом при номинальном напряжении 380 В. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом за-землителей нулевого провода ВЛ-0,38 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в не-, посредственной близости от нейтрали трансформатора, т.е. на ТП, и сопротивление повторного заземлителя не должны быть более 30 Ом. Сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ-0,38 кВ должно быть не более 10 Ом. В сельских сетях в качестве заземлений рекомендуется применять угловую сталь. Сопротивление одного электрода из угловой стали, погруженного вертикально с вершиной на поверхности земли, определяется по формуле , где bуг – ширина уголка, м; р – удельное сопротивление грунта, Ом м; 1с. – длина стержня, м. 18,849×6,7=126,295 Ом Предварительное число стержней одиночного повторного заземления нулевого рабочего провода, которое нужно выполнить на концах ВЛ длиной более 200 м и на вводах от ВЛ к электроустановкам, подлежащим занулению, определяется по формуле , Число стержней на ТП без учета взаимного экранирования , Зная под, lод и а – расстояние между стержнями, по приложению П.1 [Л1] определяется коэффициент взаимного экранирования ηс. Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей на ТП определяется по формуле 126,295/19,2=6,577Ом. Сопротивление соединительной полосы вп = 40мм, длиной l = 33 м, проложенной на глубине h = 0,5м с учетом коэффициента экранирования ηc определяется по формуле , Ом, расчетное сопротивление заземляющего устройства одиночного повторного заземлителя на ВЛ-0,38 кВ не должно превышать 30 Ом , Ом. Если на одной линии ВЛ-0,38 кВ имеется п одиночных повторных заземлителей, то сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода не должно превышать 10 Ом , Ом. Тогда при количестве отходящих линий ВЛ-0,38 кВ сопротивление нейтрали трансформатора ТП не должно превышать 4 Ом , Ом. 21. Определение себестоимости распределения электроэнергииЭта себестоимость складывается из отчислений на амортизацию и текущий ремонт соответствующих звеньев передающего устройства, стоимости потерь электроэнергии в этих звеньях и расходов на их обслуживание и эксплуатацию. Чтобы определить стоимость ежегодных отчислений на амортизацию и текущий ремонт, необходимо вычислить стоимость сооружений , где Кт.п – стоимость КТП; К0,38 – стоимость сооружения линий 0,38 кВ. К=10000+60000×1,628=107733,233руб. Отчисления от капиталовложений определяются по формуле , где Ен – нормативный коэффициент эффективности, Ен= 0,12. руб. Издержки на амортизацию вычисляются по формуле , где ра = 0,064 и ра = 0,05 нормативы амортизационных отчислений капитальных затрат для ТП и ЛЭП. руб. Стоимость обслуживания линий 0,38 кВ и трансформаторной подстанции где γ – стоимость одной условной единицы, γ = 35 руб; п – количество условных единиц. Количество условных единиц определяется по формуле , 3,909+2.5=6,409, 24,326 руб. Стоимость потерь энергии в трансформаторе и ВЛ-0,38 кВ определяются по формуле , где С0 – 1кВт ч потерянной энергии, С0 = 5коп; ΔWmр – потери энергии в трансформаторе, кВтч; ΔW0,38 – потери энергии в линиях 0,38 кВ, кВтч. руб. Общая стоимость потерь определяется по формуле , руб. Стоимость 1 кВтч отпущенного потребителю от шин высокого напряжения ТП6 определяется по формуле , коп. Список литературы1. Коваленко В.В., Ивашина А.В., Нагорный А.В., Кравцов А.В. Электроснабжение сельского хозяйства. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. – СтГАУ, АГРУС, 2004. –99с. 2. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства. –М., Агропромиздат, 1990. –496с.: ил. 3. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Учебное пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1987. –368с.: ил. 4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновксого. –М.: Энергия, 1981. 5. Федосеев А.М. Релейная защиты электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб. Пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1984. –520с.: ил. 6. Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и в системах электроснабжения: учебное пособие для вузов. –2-е изд., перераб. и доп. –М.: Высшая школа, 1985. –391с.:ил. 7. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. –3-е изд.. перераб. и доп. –Л.: Энергоатомиздат, 1985. –296с.:ил. 8. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства. /Под ред. В.Ю. Гессен, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский, Г.Н. Катович, -М.: Колос, 1981. –208с.:ил. 9. Каганов И.П. курсовое и дипломное проектирование. –3-е изд. перераб. и доп. –М.: Агропромиздат, 1990. –391с.: ил. 10. Левин М.С., Мурадян А.Б., Серых Н.Н. Качество электроэнергии в сетях сельских районов. –М.: Колос, 1975. –324с. |
РЕКЛАМА
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА | ||
 |
© 2010 | |