Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Электроснабжение деревни Анисовка

Электроснабжение деревни Анисовка

Определение электрических нагрузок линий напряжения 0,38 кВ, расчет трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности; токов короткого замыкания. Выбор потребительских трансформаторов. Электрический расчет воздушных линий 10 кВ.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 08.06.2010
Размер файла 207,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

42

ТЮМЕНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства

Кафедра энергообеспечения с/х

Курсовой проект

по дисциплине

Электроснабжение сельского хозяйства

Тема: Электроснабжение деревни Анисовка

Выполнил студент гр. Э-047 «б»___________ Шипицин Ю.А.

Тюмень 2006

  • Содержание
  • ЗАДАНИЕ
    • Нагрузки 0,4 кВ
  • Введение
  • Расчет электрических нагрузок
    • Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1
      • Линия Л1
      • Линия Л2
      • Линия Л3
      • Линия Л4
  • Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2
  • Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности
    • Линия Л1
  • Выбор потребительских трансформаторов
  • Электрический расчет воздушных линий 10 кВ
    • Выбор сечения проводов
      • Участок линии 10 кВ № 0-1
      • Участок линии 10 кВ № 1-2
      • Участок линии 10 кВ № 1-3
    • Расчет основные технические характеристики проводов
    • Расчет потерь напряжения на участках
      • Участок линии 10 кВ № 0-1
      • Участок линии 10 кВ № 1-2
      • Участок линии 10 кВ № 1-3
    • Потери электрической энергии на участках
      • Участок линии 10 кВ № 0-1
      • Участок линии 10 кВ № 1-2
      • Участок линии 10 кВ № 1-3
  • Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ
    • Участок Л1
      • Участок 1-2
      • Участок 3-4
      • Участок 5-6
      • Участок Л2
      • Участок 1-2
      • Участок 3-4
      • Участок 5-6
      • Участок Л3
      • Участок 1-2
      • Участок 3-4
      • Участок 5-6
      • Участок Л4
      • Участок 1-2
      • Участок 3-4
    • Основные технические характеристики проводов
    • Расчет потерь напряжения на участках
      • Участок Л1
      • Участок линии Л2
      • Участок линии Л3
      • Участок линии Л4
    • Потери электрической энергии на участках
      • Участок линии Л1
      • Участок линии Л2
      • Участок линии Л3
      • Участок линии Л4
  • Расчет ТП-2.
    • Участок Л1
      • Участок 1-2
      • Участок 3-4
    • Основные технические характеристики проводов
    • Расчет потерь напряжения на участках
      • Участок Л1
      • Участок линии 1-2
      • Участок линии 3-4
    • Потери электрической энергии на участках
      • Участок линии Л1
      • Участок линии 1-2
      • Участок линии 3-4
  • Расчет токов короткого замыкания
    • Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания
      • Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ
  • Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки 30
    • Линия Л1
  • Расчет заземляющего устройства
  • Расчет молниезащиты
  • Заключение
  • Литература
  • Введение
  • Вместе с развитием электроэнергетики страны стала развиваться электрификация сельских районов. На первых порах она сводилась главным образом к обеспечению в селе электрического освещения, но постепенно электроэнергия во все возрастающих объемах стала внедряться и в технологические процессы сельскохозяйственного производства. Сельская электрификация обеспечивалась в основном строительством мелких колхозных и совхозных гидроэлектростанций и тепловых электростанций на местном топливе, а с 50-х годов в стране началось широкое строительство сельских электрических сетей, присоединенным к мощным государственным энергосистемам. Дальнейшее развитие электрификации сельскохозяйственных объектов неразрывно связано с повышением качества и надежности поставляемой электрической энергии. На сегодняшний день без большого преувеличения можно сказать, что без электроэнергии не обходится ни один технологический процесс. Электроэнергия так тесно вплелась в сегодняшнее производство, что первоочередной задачей при проектировании тех или иных технологических процессов является электрификация -- расчет и создание качественной, надежной и в тоже время простой и дешевой, удовлетворяющей поставленным требованиям системы энергоснабжения. Именно такую систему энергоснабжения деревни Анисовка я рассчитаю в данном курсовом проекте.

Расчет электрических нагрузок

Определение электрических нагрузок линий 0.38 кВ ТП-1

Линия Л1:

При количестве потребителей 18 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л2:

При количестве потребителей 16 коэффициент одновременности Ко=0,34.

Линия Л3:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Линия Л4:

При количестве потребителей 11 коэффициент одновременности Ко=0,42.

Тогда нагрузки:

Рд= Ко У Рдi ; Рв= Ко У Рвi ; Qд= Ко УQдi ; Qв= Ко УQвi .

В случаях,когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер,то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ; Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ; Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

Итого по линии Л1, Л2,Л3 и Л4:

Рд=24+23+18+26=91 кВт; Рв=37+37+29+36=139 кВт;

Qд=7+8+6+11=32 кВар; Qв=10+11+6+9=36 кВар

Уличное освещение:

Длина линии Л1 составляет 172*8+262*2=1900 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М длины линии. Тогда полная мощность Sв=1900·0,003·1,2=6,84 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosц=6,84·0.9=6,156кВт (cosц=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=6,84-6,156=0,684 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №1

Линии

Потребители

Ко-во, шт

Ко

Активная нагрузка, кВт

Реактивная нагрузка, кВар

На вводе

Расчетная

На вводе

Расчетная

Рдi

Рвi

Рдi

Рвi

Qдi

Qвi

Qдi

Qвi

Л1

Жилой дом

17

0,34

3,5

6

20,2

34,7

1,15

1,5

6,6

8,7

Детский сад

1

0,34

12

8

4,1

2,7

6

4

2

1,4

Расчетная нагрузка Л1

-

-

-

-

24,3

37,4

-

-

6,6

10

Л2

Жилой дом

15

0,34

3,5

6

17,9

30,6

1,15

1,5

5,9

7,7

Школа

1

0,34

14

20

4,8

6,8

7

10

2,4

3,4

Расчетная нагрузка Л2

-

-

-

-

22,6

37,4

-

-

7,6

10,6

Л3

Жилой дом

10

0,42

3,5

6

14,7

25,2

1,15

1,5

4,8

6,3

Баня

1

0,42

8

5

3,4

2,1

8

5

3,4

2,1

Расчетная нагрузка Л3

-

-

-

-

18

28,6

-

-

5,6

5,6

Л4

Жилой дом

8

0,42

3,5

6

11,8

20,2

1,15

1,5

3,9

5

Корпус интерната

1

0,42

8

14

3,4

5,9

5

7

2,1

2,9

Клуб

1

0,42

5

14

2,1

5,9

3

8

1,3

3,4

Столовая

1

0,42

20

10

8,4

4,2

10

4

4,2

1,7

Расчетная нагрузка Л4

-

-

-

-

25,6

36,1

-

-

10,6

8,6

Итого по Л1, Л2 и Л3

-

-

-

-

90,8

139,5

-

-

30,4

34,8

Уличное освещение

-

1

-

-

-

6,2

-

-

-

0,7

Нагрузка ТП-1

-

-

-

-

90,8

145,7

-

-

30,4

35,5

Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП-1 Таблица №1

Определение нагрузки линии 0,38кВ ТП-2

Расчет проводим аналогично расчету нагрузок ТП-1:

Рд= Ко У Рдi ; Рв= Ко У Рвi ; Qд= Ко УQдi ; Qв= Ко УQвi .

В случаях, когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер, то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Рд=Рд. наиб.+ Рдi ; Рв=Рв. наиб.+ Рвi ;

Qд= Qд. наиб.+ Qдi ; Qв= Qв. наиб.+ Qвi ;

При количестве производственных потребителей 4 коэффициент одновременности Ко =0,8.

Итого по линии:

Рд= 71,2 кВт ; Рв= 29 кВт ; Qд= 52,8 кВар ; Qв= 25,4 кВар;

Наружное освещение зданий.

Длина периметра территории (237+239)*2=952 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М периметра.

Тогда полная мощность Sв=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosц=3,4·0.9=3,06 кВт (cosц=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=3,4-3,06=0,34 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №2

Определение нагрузок ТП-2 Таблица №2

Потребители

Ко-во, шт

Ко

Активная нагрузка, кВт

Реактивная нагрузка, кВар

На вводе

Расчетная

На вводе

Расчетная

Рдi

Рвi

Рдi

Рвi

Qдi

Qвi

Qдi

Qвi

Коровник

1

0,8

30

26

24

20,8

26

23

20,8

18,4

Молочный блок

1

0,8

25

25

20

20

12

12

9,6

9,6

Кормоприготовительное отделение

1

0,8

25

25

20

20

20

20

16

16

Ремонтная мастерская

1

0,8

9

4,5

7,2

3,6

8

4

6,4

3,2

Итого

--

--

--

--

71,2

29

--

--

52,8

25,4

Наружное освещение

--

1

--

--

--

3,06

--

--

--

0,34

Нагрузка ТП-2

--

--

--

--

71,2

32,06

--

--

52,8

25,74

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Sд=; Sв=;

Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);

cos= Рд\ Sд ; cos= Рв\ Sв ;

Линия Л1

Sд===25 кВА;

Sв===38 кВА;

Iд= Sд/(·Uном)= 25/(·0,38)=39 А;

Iв= Sв/(·Uном)= 38/(·0,38)=59 А;

cos= Рд/ Sд =24/25=0,96;

cos= Рв/ Sв =37/38=0,97.

аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.

Результаты расчетов сведем в таблицу №3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ таблица №3

Элементы сети

Мощность

Ток, А

Коэф. мощности

Активная, кВт

Реактивная, кВар

Полная, кВА

Рд

Рв

Од

Qв

Sд

Sв

Iд

Iв

cos

cos

Л1

24

37

7

10

25

38

39

59

0,96

0,97

Л2

23

37

8

11

24

39

37

60

0,96

0,95

Л3

18

29

6

6

19

30

29

46

0,95

0,97

Л4

26

36

11

9

28

37

43

57

0,93

0,97

ТП-1

100

146

30

36

104

150

161

232

0,96

0,97

ТП-2

71

32

53

26

89

41

138

63

0,80

0,78

Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ

Таблица №4

№ ТП

Sрасч., кВА

Тип

Sт.ном., кВА

Uвн.ном., кВ

Uнн.ном., кВ

ДРхх, кВт

ДРк.з., кВт

Uк.з., %

1

150

ТМФ

160

10

0,4

0,57

2,65

4,5

2

89

ТМ

100

10

0,4

0,37

2,27

4,5

У

260

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Рд= Ко У Рдi ; Рв= Ко У Рвi ; Qд= Ко УQдi ; Qв= Ко УQвi;

Sд=; Sв=; Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);

учтя, что Uном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ? Iр.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=7,2 А -- выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-2

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=6,9 А -- выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-3

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=3,9 А -- выполняется.

Расчет основные технические характеристики проводов

Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.

Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:

хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·м

Dср=1500 мм -- среднее геометрическое расстояние между проводами;

d=6,9 мм -- диаметр провода;

м?1 -- относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ?1)

Поэтому

хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.

Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.

Таблица №5

Провод

Dср, мм

ro, Ом/км

хо, Ом/км

Iр.max, А

Iдоп, А

АС25

1500

1,146

0,40

24,1

135

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ДUд=== 5,7%;

ДUв=== 5,7%.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ДUд=== 0,02%;

ДUв=== 0,03%.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ДUд=== 0,05%;

ДUв=== 0,02%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ДWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.

Годовое потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ДWл %= ДWл/ Wгод·100=744/105700=0,7%.

Суммарные потребительские потери во всех ТП 10:

ДWт=2067 кВт·ч/год.

Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:

ДWт %= ДWт/ Wгод·100=2067/105700·100=1,87%

Результаты расчетов сведем в таблицу №6.

Электрический расчет ВЛ 10кВ

Таблица №6

Участок

Сумма мощностей ТП заучастком

Количество трансформаторов за участком, шт.

Ко

Расчетная мощность учаска

Рабочий ток, А

Марка и сечение провода

Потери напряжения ДU, %

Потери энергии, ДWл , кВт·ч

№

Длина, М

Активных, кВт

Реактивных, кВар

Активная, кВт

Реактивная, кВар

Полная, кВА

Днем

Ночью

У Рд

У Рв

УQд

УQв

Рд

Рв

Од

Qв

Sд

Sв

Iд

Iв

На участке

От ГПП до конца участка

На участке

От ГПП до конца участка

0-1

25000

171

178

83

62

2

0,85

145

151

71

53

161

160

9,3

9,2

АС25

5,7

5,7

5,7

5,7

47

1-2

150

100

146

30

36

1

1

100

146

30

36

104

155

6

9

АС25

0,02

5,72

0,03

5,73

62

1-3

450

71

32

53

26

1

1

71

32

53

26

89

41

5,1

2,4

АС25

0,05

5,75

0,02

5,72

635

Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ? Iр.

Расчет ТП-1

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=59/1,3=45,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=59 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=27,4/1,3=21,1 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок Л2:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=60/1,3=46,2 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=60 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=32,4/1,3=24,9 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=32,4 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок Л3:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=46/1,3=35,4 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=60 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=18,1/1,3=13,9 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ? Iр=13,9 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Участок 5-6:

Fрасч.=14,3/1,3=11 мм2.

Применим провод АС16.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=111 А ? Iр=14,3 А -- выполняется.

Участок Л4:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=57/1,3=43,8 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=43,8 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=24,8/1,3=19 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=24,8 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=32/1,3=24,6 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=32 А -- выполняется.

Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.

Применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ? Iр=27,4 А -- выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №7

Провод

Dср, мм

Ro, Ом/км

хо, Ом/км

Iдоп, А

АС16

1500

1,772

0,416

111

АС25

1500

1,146

0,40

135

АС50

1500

0,592

0,380

210

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ДUд===7%;

ДUв=== 10,7%.

Участок линии Л2:

ДUд=== 6,9%;

ДUв=== 10,8%.

Участок линии Л3:

ДUд=== 4,9%;

ДUв=== 7,4%.

Участок линии Л4:

ДUд=== 7,5%;

ДUв=== 9,4%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·592·0,592·0,6·1500·10-3=5564 кВт·ч/год.

Участок линии Л2:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·392·0,592·0,6·1500·10-3=2431 кВт·ч/год.

Участок линии Л3:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·462·0,592·0,55·1500·10-3=3100 кВт·ч/год.

Участок линии Л4:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·572·0,592·0,55·1500·10-3=4760 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ДWл=5564+2431+3100+4760=15855 кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии :

Wгод=Ррасч·Тmax=36*(1000+1000)/2=25200 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ДWл %= ДWл/ Wгод·100=15855/25200=0,6%.

Расчет ТП-2

Участок Л1:

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=700 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=138/1,3=106,2 мм2.

Применим провод АС120.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=390 А ? Iр=106,2 А -- выполняется.

Участок 1-2:

Fрасч.=57,2/1,3=44 мм2.

Применим провод АС50.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=210 А ? Iр=44 А -- выполняется.

Участок 3-4:

Fрасч.=86,6/1,3=66,6 мм2.

Применим провод АС95.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=330 А ? Iр=66,6 А -- выполняется.

Основные технические характеристики проводов

Таблица №8

Провод

Dср, мм

Ro, Ом/км

хо, Ом/км

Iдоп, А

АС50

1500

0,592

0,380

210

АС95

1500

0,299

0,357

330

АС120

1500

0,245

0,349

390

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок Л1:

ДUд===3,8%;

ДUв=== 1,8%.

Участок линии 1-2:

ДUд=== 1,8%;

ДUв=== 1,6%.

Участок линии 3-4:

ДUд=== 0,9%;

ДUв=== 0,8%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии Л1:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·1382·0,245·0,15·1500·10-3=3149 кВт·ч/год.

Участок линии 1-2:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·57,22·0,592·0,1·1500·10-3=872 кВт·ч/год.

Участок линии 3-4:

ДW=3··rо·L· ф·10-3=3·86,62·0,299·0,05·1500·10-3=505 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ДWл=3149+872+505=4526кВт·ч/год.

Годового потребление электроэнергии:

Wгод=Ррасч·Тmax=71*(1000+1000)/2=49700 кВт·ч/год.

Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:

ДWл %= ДWл/ Wгод·100=4526/49700=0,09%.

Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания необходимы для выбора оборудования, расчета и проверки защит, выбора устройств грозозащиты и заземления подстанции и т. п.

Составим исходную схему для расчета токов короткого замыкания:

Схема замещения электропередачи для расчета токов короткого замыкания:

Для приведения сопротивлений к базисным условиям воспользуемся системой именованных единиц, приведя все сопротивления к базисному напряжению Uб=0,4 кВ. Тогда сопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям:

Сопротивление системы:

Хсб ===1,33·10-3 Ом;

Сопротивление трансформатора:

Rт.б=ДРк.з/Sт.ном·/Sт.ном=2270/1·105·4002/1·105=14,2·10-3 Ом;

Хтб=uр %/100· /Sт.ном=4,27/100·4002/1·105=26,7·10-3 Ом;

Сопротивление линии:

rб=ro·L·(Uб/Uс.ном)2; хб=хo·L·(Uб/Uс.ном)2, тогда

Л1: rб=2,45·10-3 Ом; хб=3,49·10-3 Ом.

Л11-2: rб=5,98·10-3 Ом; хб=7,14·10-3 Ом.

Л11-3: rб=8,97·10-3 Ом; хб=10,7·10-3 Ом.

Л13-4: rб=29,6·10-3 Ом; хб=19·10-3 Ом.

Л13-5: rб=29,6·10-3 Ом; хб=19·10-3 Ом.

Участок 0-1: rб=45,8·10-3 Ом; хб=16·10-3 Ом.

Участок 1-2: rб=0,28·10-3 Ом; хб=0,1·10-3 Ом.

Участок 1-3: rб=0,8·10-3 Ом; хб=0,3·10-3 Ом.

Результирующие сопротивления до точек короткого замыкания:

К1: RУ=0 Ом; XУ=1,33·10-3 Ом.

К2: RУ=45,8·10-3+0,28·10-3=46,08·10-3 Ом; XУ=1,33·10-3+16·10-3+0,1·10-3= 17,

43·10-3 Ом.

К3: RУ=61,08·10-3 Ом; XУ=44,43·10-3 Ом.

К4: RУ=69,51·10-3 Ом; XУ=55,06·10-3 Ом.

К5: RУ=93,13·10-3 Ом; XУ=66,92·10-3 Ом.

К6: RУ=93,13·10-3 Ом; XУ=66,92·10-3 Ом.

Полные сопротивления:

ZУ=

К1: ZУ===1,33·10-3 Ом;

К2: ZУ===49·10-3 Ом;

К3: ZУ=75,2·10-3 Ом;

К4: ZУ=88,2·10-3 Ом;

К5: ZУ=114·10-3 Ом;

К6: ZУ=114·10-3 Ом;

Токи трехфазного короткого замыкания:

К1: ==6,95 кА;

К2: 4,7 кА; К3: 3,1 кА; К4: 2,6 кА;

К5: 2,02 кА; К6: 2,02 кА;

Токи двухфазного короткого замыкания:

К1: ==6,05 кА;

К2: =4,1 кА; К3: =2,7 кА; К4: =2,2 кА;

К5: =1,7 кА; К6: =1,7 кА;

Ударные токи:

iу=

Ударный коэффициент:

=1+

К1: =1+=1+=2; iу===16,67 кА;

К2: =1; iу=6,58 кА;

К3: =1,01; iу=4,4 кА;

К4: =1,02; iу=3,7 кА;

К5: =1,01; iу=2,4 кА;

К6: =1,01; iу=2,4 кА;

Мощность короткого замыкания:

К1: =Sс.к=120 МВА;

К2: ==81,3 МВА;

К3: =2,1 МВА;

К4: =1,8 МВА;

К5: =1,4 МВА;

К6: =1,4 МВА;

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ

Ток минимального однофазного короткого замыкания в конце линии 0,38 кВ определяется с целью проверки защиты на чувствительность. Этот ток как правило однофазный и возникает он у потребителя из-за неисправности технологического оборудования:

,

где

-- минимальное фазное напряжение на шинах 0,4 кВ ТП-1, принятое с учетом оценки качества напряжения у потребителя Vш.0,4 =+4,9 %:

=220·(1+ Vш.0,4\100)=220·(1+4,9/100)=230,78 В.

-- полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус:

для трансформатора 10/0,4 кВ со схемой соединения обмотки «звезда-звезда с нулем» при Sт.ном=400 кВА, составляет =0,195 Ом.

-- полное сопротивление петли «фаза-нуль» от шин 0,4 кВ ТП-1 до конца линии 0,38 кВ:

=,

где

, , , -- активное и индуктивное сопротивление фазного и нулевого провода (сопротивлением вводных проводов не учитывается т. к. их длина менее 20 м);

L -- длина линии.

В моей системе самой удаленной точкой является точка 4 линии Л1, тогда

== =(0,01+0,03+0,05)·=0,04 Ом.

Тогда

=405 А.

Результаты расчетов сведем в таблицу №11.

Таблица №10 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Точка КЗ

Uс.ном, кВ

Сопротивление, ·10-3 Ом

Ку

Токи, кА

, МВА

RУ

XУ

ZУ

iу

К1

10

0

1,33

1,33

2

6,95

6,05

16,67

--

120

К2

10

46,08

17,43

49

1

4,7

4,1

6,58

--

81,3

К3

0,4

61,08

44,43

75,2

1,01

3,1

2,7

4,4

--

2,1

К4

0,4

69,51

55,06

88,2

1,02

2,6

2,2

3,7

405

1,8

К5

0,4

93,13

66,92

114

1,01

2,02

1,7

2,4

--

1,4

К6

0,4

93,13

66,92

114

1,01

2,02

1,7

2,4

--

1,4

Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания и перегрузки

Линии 0,38 кВ питающие 3-х фазные потребителей, защищаются в основном автоматическими выключателями (ВА) со встроенными электромеханическими тепловыми расцепителями и электромагнитной токовой отсечкой.

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ? Кз·Iр. max, где

Кз -- коэффициент учитывающий точность изготовления ВА, принимаемый 1,1-1,05.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч КЗ=Iк min/nотс·Iном АВ ? Кч.КЗ доп.,

где

Iк min -- минимальный ток КЗ, в нашем случае Iк min=;

nотс -- коэф. отсечки;

Кч.КЗ доп. -- допустимая чувствительность защиты к токам КЗ.

Также при выборе АВ учтем его номинальное напряжение и стойкость к токам КЗ.

Расчетный максимальный ток через мощность определяется:

Iр. max=

Линия Л1

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ? Кз·Iр. max=1,1·138=151,8 А, принимаем ВА51-35М2-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,25 (ток>100 А)

Кч КЗ= Iк min/nотс·Iном АВ ? Кч.КЗ доп.=2200/3·160 =4,6?1,25 -- выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит линию от перегрузки и токов КЗ.

Потребители:

Коровник:

Расчетный максимальный ток:

Iр. max=== 58,4 А;

Номинальный ток автоматического выключателя:

Iном АВ ?1,1·58,4=64,24 А,

принимаем ВА51-35М1-340010 с nотс=3.

Чувствительность защиты к токам КЗ:

Кч.КЗ доп.=1,4 (ток < 100 А)

Кч КЗ=2200/3·80 =9,1?Кч.КЗ доп.=7,9 -- выполняется.

Выбранный АВ надежно защитит потребителя от перегрузки и токов КЗ и т. д.

Таблица №12

Потребитель

Iр. max

Тип АВ

Iном АВ

Жилой дом

9,4

ВА51-35М1

16

Школа на 150 мест

37,1

ВА51-35М1

50

Спальный корпус школы-интерната на 70 мест

24,5

ВА51-35М1

31,5

Детские ясли-сад на 100 мест

21,9

ВА51-35М1

25

Клуб со зрительным залом на 200 мест

22,7

ВА51-35М1

25

Столовая на 30 мест

34,1

ВА51-35М1

40

Баня на 20 мест

14,3

ВА51-35М1

16

Коровник на 400 коров

58,4

ВА51-35М1

80

Молочный блок при коровнике на 10 тн. Молока

в сутки.

42,1

ВА51-35М1

50

Кормоприготовительное отделение при коровнике на 20 т/сут

48,7

ВА51-35М1

63

Центральная ремонтная мастерская на 15 тр-ров

18,3

ВА51-35М1

20

Расчет заземляющего устройства

Определим расчетное сопротивление одного вертикального электрода:

Rв=0,3·с·Ксез.в.=0,3·300·1,5=117 Ом

Находим предельное сопротивление совмещенного ЗУ:

Rзу1?==6,25 Ом;

Iз===20 А;

Принимаем Rзу2=4 Ом.Но так как с>100 Ом·м,то для расчета принимается

Rзу?4=4 =12 Ом

Определяется количество вертикальных электродов:

Расчетное:

N'в.р= Rв/ Rзу=117/12=9,75.

Принимаем N'в.р=10

С учетом экранирования:

Nв.р= N'в.р/?в=10/0,69=14,5.

Принимаем N'в.р=15

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1м,то длина по периметру закладки равна:

Lп=(А+2)·2+(В+2)·2=(15+2)·2+(12+2)·2=62 м.

Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта.По углам устанавливают по одному вертикальному электроду,а оставшиеся-между ними.Для равномерного распределения электродов окончательно принимается Nв=16,тогда

ав=В'/nв-1=14/4=3,5 м; аа=А'/ nа-1=17/4=4,25 м;

ав-расстояние между электродами по ширине объекта,м;

аа-расстояние между электродами по длине объекта,м;

nв-количество электродов по ширине объекта;

nа-количество электродов по длине объекта.

Расчет молниезащиты

Применим двойную тросовую молниезащиту. Высоту опор троса примем 22 м. Определим параметры молниезащиты. Найдем полную высоту молниеотвода:

h=hоп-2=22-2=20 м;

hо=0,85h=0,85·20=17 м;

ro=(1,35-25·10-4h)h=(1,35-25·10-4·20) ·20=26 м;

ro-радиус защиты на уровне земли.

Найдем высоту средней части молниеотвода:

hc= hо-(0,14+5·10-4·h)(L-h)=17-(0,14+5·10-4·20)·(25-20)=16,05 м;

rc=ro=26 м;

rc-ширина средней части зоны молниеотвода на уровне земли и на высоте защищаемого объекта.

rcх= rо(hc-hx)·1/hc=26·(16,05-10)·1/16,05=9,8 м;

rcх-длина зоны молниеотвода на уровне защищаемого сооружения.

rx=(1,35-25·10-4h)(h-1,2hx)=(1,35-25·10-4·20)·(20-1,2·10)=10,4 м.

Определяются максимальные габариты защищаемого сооружения:

А=а+2rcx=40+2·9,8=59,6 м.

Принимаем А=59 м.

В=L=2rx=25+2·10,4=45,8

Принимаем В=45 м.

А*В*Н=59*45*10

Заключение

Рассчитанная система электроснабжения деревни Анисовка полностью удовлетворяет поставленным требованием надежности, безопасности и качества электрической энергии с одной стороны и относительно небольшими затратами с другой, что особенно важно для сельскохозяйственных предприятий находящихся подчас в не самых выгодных условиях на экономической арене.

Достижение должной надежности электроснабжения обеспечивается установкой 2-х однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций. Система надежно защищена современными автоматическими выключателями марок ВА51-35М1, проверена на стойкость к токам короткого замыкания и надежность срабатывания при удаленном коротком замыкании.

Безопасность электроснабжения обеспечивается применением ТП закрытого типа, защитой внутренних проводок не только от коков КЗ, но и от перегрузки.

Литература

1. Методическое указание по расчету нагрузок в сетях 0,38 - 10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.: Сельэнергопроек, 1981г.

2. Методическое указание к курсовой работе по проектированию электрических осветительных установок. Челябинск 1999г.

3. П.М. Михайлов. Пособие по дипломному проектированию. Тюмень 2004г.

4. Будзко И.А., Гессен В.Ю. Электроснабжение сельского хозяйства. - Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Колос 1979г.

5. Правила Устройства Электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное, с изменениями. М.: Агропромиздат 2002г.


Подобные документы

  • Расчет электроснабжения ООО "Шахта Коксовая"

    Выбор схемы внешнего электроснабжения, величины напряжения, силовых трансформаторов. Расчет электрических нагрузок, воздушных и кабельных линий, токов короткого замыкания. Проверка кабельных линий по потерям напряжения. Компенсация реактивной мощности.

    дипломная работа [387,4 K], добавлен 28.09.2009

  • Строительство линий электропередач

    Проектирование электрических линий: расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания и защитного заземления, выбор потребительских трансформаторов, оценка качества напряжения у потребителей. Конструктивное выполнение линии с заданными параметрами.

    курсовая работа [729,3 K], добавлен 11.12.2012

  • Электроснабжение населенного пункта Борки

    Расчет электрических нагрузок. Выбор надбавок на трансформаторе. Выбор числа и мощности трансформаторов, определение их месторасположения. Электрический расчет сети. Расчет токов короткого замыкания. Защита от перенапряжений, защита отходящих линий.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2014

  • Электроснабжение промышленных предприятий

    Оценка электрических нагрузок цехов, характеристика электроприемников. Расчет осветительной нагрузки. Проектирование и конструкция трансформаторных подстанций. Выбор схемы питания подстанций и расчет питающих линий. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [1,7 M], добавлен 02.05.2012

  • Электроснабжение завода

    Расчет электрических нагрузок по предприятию, принципы составления соответствующих картограмм. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции. Расчет питающих линий, токов короткого замыкания.

    курсовая работа [631,6 K], добавлен 12.11.2014

  • Электроснабжение микрорайона города

    Расчет электрических нагрузок электропотребителей. Проектирование системы наружного освещения микрорайона. Выбор высоковольтных и низковольтных линий. Определение числа, места и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [680,8 K], добавлен 15.02.2017

  • Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС

    Разработка устройства для определения мест повреждения воздушных линий электропередач: расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания, релейной защиты силовых трансформаторов от аварийных режимов, выбор схем соединения и оборудования подстанций.

    дипломная работа [2,2 M], добавлен 07.09.2010

  • Электроснабжение токарного цеха

    Выбор схемы и линий электроснабжения оборудования. Расчет электрических нагрузок, числа и мощности питающих трансформаторов. Выбор компенсирующей установки, аппаратов защиты. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства и молниезащиты.

    курсовая работа [663,0 K], добавлен 04.11.2014

  • Разработка эскизного проекта электроснабжения горного предприятия

    Определение расчетной нагрузки сети, величины напряжения внешнего электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов. Расчет воздушных и кабельных линий электропередач. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, изоляторов и шин.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.03.2013

  • Расчет силового масляного трансформатора

    Виды трансформаторов и магнитопроводов. Выбор проводов воздушных линий. Предварительный расчет дифференциальной защиты и выбор типа реле. Расчет токов короткого замыкания. Монтаж оборудования трансформаторных подстанций. Расчет параметров схемы замещения.

    дипломная работа [2,7 M], добавлен 16.06.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены