Учебная работа. Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта

Для ТП-1
согласно данным таблицы:

Рд= 35,8 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,67;

Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosjв = 1;

Для ТП-2:

Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosjд = 0,79;

Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosjв = 0,81;

Для ТП-3:

Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,83;

Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosjв = 0,85;

Для ТП-4:

Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosjв = 0,99;

Для ТП-5:

Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosjд = 0,75;

Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosjв = 0,8;

Для ТП-6:

Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosjд = 0,83;

Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosjв = 0,99;

Определяем
реактивную мощность Qк, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95

Qк = Qест — 0,33 P (3.1)

где Qест — естественная (до
компенсации) реактивная мощность.

Для ТП-2 согласно данным
таблицы 3:

Qкд= 84 — 0,33·110 =
47,7 кВАр;

Qкв= 40 — 0,33·55 =
21,85 кВАр.

Для других ТП
расчет производиться аналогично.

Выбираем
мощность конденсаторных батарей Qбк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:

Qк< Qбк

Номинальные
мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25,
30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д.

Например, для
ТП-2:

QбкД = 75 кВАр;

QбкВ = 30 кВАр;

Батарею
конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов.
Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногда больше), причем в
один максимум они включены обе, в другой — только одна.

Например, для
ТП-5: QбкД = 50 кВАр;

QбкВ = 30 кВАр,

причем в
дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи QбкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум
нагрузки включается только одна батарея QбкВ = 30 кВАр.

Для других ТП
мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и
выбора представлены в таблице 4.

Определяют
некомпенсированную реактивную мощность

Q= Qест — Qбк (3.3)

Для ТП-2:

Qд = Qест д — Qбк = 84 – 75 = 9 кВАр;

Qв = Qест в — Qбк = 40 – 30 = 10 кВАр.

Для других ТП
некомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результаты
расчетов представлены в таблице 4.

Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций с
учетом компенсации

S=. (3.4)

Для ТП-1: Sд =  кВА;

Sв =  кВА.

Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанций
с учетом компенсации рассчитывается аналогично.

Определяем
коэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11).

Для ТП-1: соsjд = ;

cosjв =.

Данные по компенсации
реактивной мощности сводятся в таблицу 4.

Сводные
данные после компенсации, занесены в таблицу 3.

Таблица 4 Сводные данные
по компенсации реактивной мощности

ТП

Расчетная мощность, квар

естественная

для компенсации

БК

расчетная

Qест
д

Qест
в

Qк
д

Qк
в

Qбк
д

Qбк
в

Qд

Qв

ТП-1

40

—

28.2

—

30

—

10

—

ТП-2

84

40

47,7

21,9

75

30

9

10

ТП-3

40

51

20,2

23,9

30

50

10

1

ТП-4

—

—

—

—

—

—

—

—

ТП-5

52,5

32

32,6

17,7

50

30

2,5

2

ТП-6

44

—

22,2

—

40

—

4

—

4 Выбор потребительских трансформаторов

Номинальную мощность трансформаторов 6/0,4; 10/0,4;
20/0,4 и 35/0,4 кВ выбираем по экономическим интервалам нагрузок в зависимости
от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и
вида нагрузки.

Для рассматриваемого
примера на ТП1 и ТП5 необходимо установить трансформаторы мощностью 40 кВА и
100 кВА.

Для всех ТП выбираем
трансформаторы и записывают их основные технические данные (таблица 5).

Таблица 5 основные технические
данные трансформаторов 10 / 0,4 кВ

№ ТП

Sрасч,
кВа

Тип

Sт
ном, кВа

Uвн
ном, кВ

Uнн
ном , кВ

DРхх,
кВт

DРк,
кВт

Uк%

ПБВ %

DW, кВт/ ч год

1

37,2

ТМ

63

10

0,4

0,265

1,28

4,5

±2
× 2,5

2767,2

2

110,4

ТМ

160

10

0,4

0,565

2,65

4,5

±2
× 2,5

6715,7

3

82

ТМ

100

10

0,4

0,365

1,97

4,5

±2
× 2,5

4919,4

4

130,4

ТМ

160

10

0,4

0,565

2,65

4,5

±2
× 2,5

7413,7

5

60,3

ТМ

63

10

0,4

0,265

1,28

4,5

±2
× 2,5

3845,8

6

140,7

ТМ

160

10

0,4

0,565

2,65

4,5

±2
× 2,5

7818,3

Итого

706

30480,1

потери энергии в
трансформаторах определяют по формуле

 (4.1)

где DРх и DРк — потери мощности холостого хода и короткого
замыкания в трансформаторе;

 t — время максимальных потерь,
определяют по зависимости t=f (Tmax), где время использования
максимальной мощности Tmax выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6

Таблица 6
Зависимость Тmax и t от расчетной нагрузки

Ррасч,
кВт

Характер
нагрузки

Коммунально-бытовая

производственная

смешанная

Время,ч

Tmax

t

Tmax

t

Tmax

t

0…10

900

300

1100

400

1200

500

1200

500

1500

500

1700

600

20…50

1600

600

2000

1000

2200

1100

50…100

2000

1000

2500

1300

2800

1500

100…250

1200

2700

1400

3200

2000

250…300

2600

1400

2800

1500

3400

2100

300…400

2700

1450

2900

1530

3450

2120

400…600

2800

1500

2950

1600

3500

2150

600…1000

2900

1600

3000

1630

3600

2200

Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей
6 для производственного характера нагрузки для Ррасч= 30,38 кВт  = 1000 часов, тогда потери на
ТП-1 определятся как:

кВт/ч
год.

Для других ТП потери энергии рассчитывается аналогично.
Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 5.

5. электрический расчет линии напряжением 10 кВ

электрический расчет воздушных линий (BЛ)
производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь
напряжения и энергии (таблица 5.1). Приведем пример расчета линии по схеме
(рисунок 5.1.)

Определим нагрузку в точке 3

S3 = S4
+ S5 = 92 + j16 +
145 + j16 = 237 + j32 кВА.

Раскольцуем сеть и получим расчётную схему (рисунок 5.2).

Рисунок 5.1 Расчётная
схема ВЛ 10 кВ

рисунок 5.2
Раскольцованная сеть

Определим потоки мощности
на головных участках цепи:

S= , (5.1)

 кВА;

кВА.

Определим потоки мощности
на остальных участках сети по первому закону Кирхгофа:

S1-2
= S0/-1 – S1 = 207,2 + j24 – (35,8
+ j10) = 171,4+ j14 кВА;

S2-3
= S1-2 – S2 = 171,4 + j14 – (110 + j9) = 61,4 + j5 кВа;

S8-6
= S0//-8 – S8 = 348,8 + j 39,5 –
(139 + j22) = 209,8 + j17,5 кВа;

S6-3
= S8-6 – S6 = 209,8+ j17,5 – (60,2 + j2,5) = 149,6 + j15
кВа.

Нанесем полученные потоки
мощности на схему 5.3 и определим точку потокараздела для активной и реактивной
мощности, в данном случае имеется одна точка потокараздела как для активной,
так и для реактивной мощности.

рисунок 5.3 Определение
точки потокораздела:

2
– точка
потокораздела; ® —
направление потока мощности.

Таблица 7 электрический
расчет ВЛ 10 кВ

Параметры

0’ — 1

1 — 2

2 — 3

0’’ — 8

8 — 6

6 – 3

L, км

3,3

3,7

1,7

1,2

2,5

3,2

Pmax,
кВт

207,2

171,4

61,4

348,8

209,8

149,6

Qmax,
квар

24

14

5

39,5

17,5

15

Smax,
кВА

208,6

171,97

61,6

351,03

210,5

150,4

Imax,
А

13

10

4

21

13

9

Марка провода

АС35

АС25

АС25

АС35

АС35

АС25

DUуч.max, %

0,81

0,5

0,08

0,5

0,62

0,39

DUГПП уч.max,
%

0,81

1,31

1,39

1,89

2,51

2,9

 DWL, кВТч/год

2684,63

1201,2

81,9

2783,7

2033,6

841,5

По экономическим
интервалам нагрузок выбираем провода (таблица 9).

Таблица 9 Экономические
интервалы нагрузок

I р max, А

0…12

12…22

22…31

31…47

47…70

70

Провод

АС25

АС35

АС50

АС70

А95

А120

Принимаем провод АС 35 на
участках: 0-1, 8-6, 0-8.

Принимаем провод АС 25 на
участках: 1-2,2-3, 6-3.

Выбранное сечение
проверяется по допустимому нагреву /5/ (таблица 10)

I доп > I max, (5.3)

Таблица 10 Допустимый ток
провода по нагреву

Провод

А16

А25

А35

А50

А70

А95

А120

АС11

АС12

АС25

АС25

АС50

АС70

I доп, А

105

135

170

215

265

320

375

80

105

130

130

210

265

Для провода АС 35 Iдоп=170 А — условие выполняется.

Для провода АС 25 Iдоп=130 А — условие выполняется.

Для провода АС 50 Iдоп=210А – условие выполняется.

Для выбранных проводов
выписываем сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо. Для
определения хо принимаем среднее геометрическое расстояние между
проводами (для ВЛ 10 кВ принимаем Дсp » 1500 мм). Данные по проводам сводят
в таблицу 11.

Таблица 11 Данные по
проводам

Провод

Д ср, мм

Ro
Ом/км

Хо, Ом/мм

I max, А

I доп, А

АС 25

1500

1,146

0,391

8,1

130

АС 35

1500

0,773

0,402

17

170

Рассчитываем потери
напряжения на участках в процентах по формуле:

, (5.4)

например, для участка
1-2:

Для других участков
потери напряжения на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты
расчета представлены в таблице 7.

Определяем потери
электрической энергии на участках

, (5.5)

где t определяют по таблице 6.

например, для участка
1-2:

кВтч/год;

Для других участков
потери электрической энергии на участках в процентах рассчитываются аналогично.
Результаты расчета представлены в таблице 7.

6. Оценка качества
напряжения у потребителей

Для оценки качества
напряжения у потребителей составляем таблицу отклонений напряжения (таблица
12), из которой определяем допустимую потерю напряжения DUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблицу составляем
для ближайшей, расчетной и удаленной трансформаторных подстанций.

ТП6 является ближайшей,
ТП5 расчетной, а ТП4 удаленной подстанцией.

Таблица 12 Оценка
качества напряжения у потребителей

Элемент электро —

передачи

Величи-на, %

ближайшая ТП

10 / 0,4

Удаленная ТП 10 / 0,4

Расчетная ТП

10 / 0,4

нагрузка, %

100

25

100

25

100

25

Шины 10 кВ ГПП

V

+5

+1

+5

+1

+5

+1

Линия 10 кВ

DU

-1,89

-0,47

-1,39

-0,35

-2,51

-0,63

Трансформатор 10 / 0,4:

потери напряжения

DU

-2,01

-0,5

-1,83

-0,46

-2,1

-0,53

надбавка конструктив-ная

V

+5

+5

+5

+5

+5

+5

Надбавка регулируемая

V

0

0

0

0

0

0

Шины 0,4 кВ (£+7,5 %)

V

6,1

9,03

6,78

9,19

5,39

8,84

Линия 0,38 кВ:

DU

-11,1

—

-11,78

—

-10,39

—

наружная часть

DUдоп

8,6

—

4,28

—

7,89

—

Внутренняя часть

DU

-2,5

—

-2,5

—

-2,5

—

Удаленной потребитель

Vдоп

-5

+5

-5

+5

-5

+5

Из таблицы 12 выясняем,
есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для
поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.

Отклонение напряжения в
любой точке электропередачи определяем как

Vк = SV + SDU, (6.1)

где SV и SU — сумма надбавок и сумма потерь напряжения от ГПП до
рассматриваемой точки с учетом знака.

В качестве минимального
рассматривают обычно режим 25 %-й нагрузки, в котором потери напряжения могут
быть приняты как 1/4 часть от максимальных потерь.

В потребительских
трансформаторах рассчитываем потери напряжения, %:

; (6.2)

где Р и Q — мощности, протекающие через
трансформатор (дневные или вечерние) полная мощность которых больше;

Uнoм — номинальное напряжение трансформатора (обмотки
низшего или высшего напряжений);

RТ и ХТ — активное и реактивное сопротивление
трансформатора:

; (6.3)

; (6.4)

где Uт.ном — берется то же напряжение, что и в
(5.2), В;

Sт.ном — номинальная мощность
трансформатора, ВА.

например, для ТП-6:

 Ом;

Ом;

.

Для других
трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ потери напряжения рассчитываются
аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 12.

7. электрический
расчет линий напряжением 0,38 кВ

В наружных линиях 0,38 кВ
провода выбираем по допустимой потере напряжения или по экономическим
интервалам нагрузок. Выбранные провода проверяем по допустимой потере
напряжения и по нагреву.

Расчет линий 0,38 кВ производим
по данным нагрузок таблицы 13.

Таблица 13 Расчет линий
напряжением 0,38 кВ

потребители

Кол-во

К0

Рдi, кВт

Рвi, кВт

Qдi, квар

Qвi, квар

Рд, кВт

Рв, кВт

Qд,
квар

Qв,
квар

Sд, кВА

Sв,
кВА

Iд,
А

Iв,
А

1

Лесопильный цех с пилорамой Р-65

1

1

17

1

13

—

17

1

13

—

21

1

31,8

1,5

2

Зернохранилище на 500т

1

1

35

36

35

32

35

36

35

32

49,5

48

75

72,7

Итого:

70,5

49

406,8

74,2

Линия Л2

3

Зернохранилище на 1000т

3

0,8

3

1

2

—

7,2

2,4

4,8

—

8,7

2,4

13,2

3,6

4

Столярный цех

1

1

15

1

10

—

15

1

10

—

18

1

27,3

1,5

Итого:

26,7

3,4

40,5

5,1

Выбор проводов в линии Л1

К линии Л1
подключен потребитель, имеющий крупный асинхронный электродвигатель, при
запуске которого протекают большие пусковые токи, вызывая значительные потери
напряжения. поэтому для линии Л1 провода рекомендуется выбирать по
экономическим интервалам.

выбираем
провод в зависимости от нагрузки (таблица 14). В таблице 14 данные по выбору
проводов приведены с учетом коэффициента кд, учитывающего динамику
роста нагрузок на пятилетнюю перспективу.

Таблица
14 Интервалы экономических нагрузок для выбора проводов в линиях 0,38 кВ

S расч, кВА

0…12

12…17

17…24

24…33

33…50

50…70

70

Провод

А 16

А 25

А 35

А 50

А 70

А 95

А120

В зависимости
от нагрузки выбираем
провод А240

Для выбранных
проводов выписываем сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо;
для определения хо необходимо принять среднее геометрическое
расстояние между проводами (для ВЛ 0,38 кВ принимаем Дсp »
600 мм).

r0 = 0,122 Ом / км;

х0 = 0,145 lg (2×600) / 20 +0,016 = 0,274 Ом;

dпр = 20 мм.

Выбранное сечение
проводов проверяем по допустимому нагреву по (5.3), и по таблице10.

I доп > I max,

590 А > 76 А.

Условие 5.3 выполняется.

Рассчитываются потери
напряжения в линии:

; (7.1)

 < DUдоп = 10,76 %;

Условие
выполняется,окончательно принимаем провод А240

Выбор проводов в линии Л2

Сечения проводов в линии
Л2 рекомендуется выбирать по допустимой потере напряжения, причем различными на
участках Л0-1 и Л1-2.

Определяем допустимую
потерю напряжения на участке Л0-1 (в процентах):

; (7.4)

где S0-1 и S1-2 — полные мощности участков Л0-1 и Л1-2,
дневные или вечерние, которые вызывают большую потерю напряжения в Л2.

Определяем допустимую потерю
напряжения на участке Л1-2:

; (7.5)

.

При этом должно быть

DUдоп.0-1 + DUдоп.1-2 = DUдоп ;

-6,31+(-4,08) = -10,39.

выбираем провод на
участке Л0-1:

1. Задаемся реактивным
сопротивлением 1 км провода в линиях 0,38 кВ x0= 0,4 Ом/км.

2. Определяется
составляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях (в процентах):

;  (7.6)

где Q — реактивная мощность, ВАр, дневная
или вечерняя, которой соответствует большая полная мощность.

;

3. Определяется
допустимая составляющая потери напряжения в активных сопротивлениях (в
процентах):

; (7.7)

DUа.доп = 10,39 – 2,13 =8,26 %;

4.Расчетное сечение
провода:

;(7.6)

где g=32 м/(Ом×мм2) — удельная
проводимость алюминия.

.

5.Выбирается стандартное
сечение провода

Fстанд ³ Fрасч; (7.7)

Выбираем провод АС35:

Fстанд = 34,3 мм2;

dпр = 7,5 мм ;

r0 = 0,830 Ом / км;

 x0 = 0,773 Ом /км.

6. Выбранное сечение
проводов проверяем по допустимому нагреву по формуле (5.3) с использованием
данных таблицы 10.

;

130 А > 13,2 А.

7. Определяем фактические
потери напряжения на участках:

< DUдоп.0-1 = 6,31%;

Так как условие не
выполняется, увеличим сечение провода и выберем провод АС 50 :

Fстанд = 49,5 мм2;

dпр = 9 мм ;

r0 = 0,576 Ом / км;

 x0 = 0,592 Ом /км.

< DUдоп.0-1 = 6,31%;

Условие выполняется, окончательно
принимаем провод АС50

Расчет и выбор провода на
участке 1-2 линии Л1-2 проводятся аналогично.

8. Проверка сети на
успешный запуск электродвигателей

Нормами определены
следующие допущения номинального напряжения на зажимах электродвигателя:

а)      при длительной
работе в установившемся режиме: V =
+5%;

б)      у
электродвигателей, присоединенных к электрическим сетям общего назначения –5%,
+10%;

в)      при длительной
работе в установившемся режиме для отдельных особо удаленных электродвигателей
в номинальных условиях допускаются, снижения напряжения на –8…-10%, а в
аварийных –10…-12%;

г)       при
кратковременной работе в установившемся режиме, например, при пуске соседних
электродвигателей на –20…-30%;

д)      на зажимах
пускаемого электродвигателя: при частых пусках –10%, при редких пусках –15%;

В тех случаях, когда
начальный момент не превышает 1/3 Мном рабочей машины, допускается
снижение напряжения на 40%. Это, как правило, приводы с ременной передачей,
приводы насосов и вентиляторов.

потери напряжения в сети
при пуске электродвигателя от трансформатора или генератора приблизительно
составляют:

; (8.1)

где zc – полное сопротивление сети, Ом;

 zэд — сопротивление электродвигателя в пусковом режиме, Ом:

; (8.2)

где k – кратность пускового тока;

Iн – ток номинальный.

1. Выбираем
электродвигатель 4А180S2У3:

Р0 = 22 кВт; k = 7,5; cos j = 0,91; h = 88,5 %.

Определяем номинальный
ток:

; (8.3)

;

Сопротивление
электродвигателя в пусковом режиме:

Ом.

При пуске электродвигателя
от сети с трансформатором:

zc = zл + zтр ; (8.4)

где Uк% — напряжение короткого замыкания
трансформатора ТП5, Uк% = 4,5 %.

 Ом.

Выбираем провод А240:

Fстанд = 239 мм2;

dпр = 20 мм;

r0 = 0,12 Ом / км;

x0 = 0,274 Ом / км.

; (8.5)

Z п =0,478 Ом

zc = 0,857 Ом.

потери напряжения в сети
при пуске электродвигателя:

<40 %.

Условие не выполняется, установим
продольно – емкостную компенсацию реактивного сопротивления.

необходимая мощность
конденсаторов

где Sрасч = 70,5 МВА

k – коэффициент, определяемый по
формуле

где ДUC – надбавка напряжения, которую
желательно получить.

Примем ДUC = 10%

Определяем реактивное
сопротивление

где

<40 %.

Условие выполняется,
окончательно принимаем провод на участке 0-1 А240 с продольно емкостной
компенсацией

Заключение

В ходе выполнения
курсового проекта был произведен расчет кольцевой линии 10 кВ и линии 0,38 кВ
для электроснабжения потребителей населенного пункта. Были рассчитаны
электрические нагрузки линий 0,38 кВ, выбраны конденсаторные батареи для
компенсации реактивной мощности. Произведен выбор потребительских
трансформаторов 10/0,4 кВ типа ТМ с номинальными мощностями Sном: 63, 100, 160 кВА, оценка качества
электрической энергии у потребителей. Выполнен электрический расчет ВЛ 10
выбраны провода марок АС-35 на участках (0-1,0-8,8-6) и АС-25 на участках
(1-2,2-3,6-3), для 0,38 кВ выбраны провода марки А240 с продольно-емкостной
компенсацией.

Библиографический список

1. Методические
указания к курсовому проекту по дисциплине «Электроснабжение сельского
хозяйства». Составители Андрианова Л.П., Набиева Е.Б. Уфа: БГАУ, 2005.-72с.

2.
Правила устройства электроустановок. М. – Л.: Энергия, 2000.

3.
Справочник по сооружению сетей 0,4 – 10 кВ/ Под ред. А. Д. Романова. М.:
Энергия, 1974.

4.
Электроснабжение сельскохозяйственного производства. Справочник/ Под ред. И.А.
Будзко. М.: Колос, 1977.

5.Будзко
И.А. и др. Электроснабжение сельского хозяйства/ И.А.Будзко, Т.Б.Лещинская,
В.И.Сукманов. – М.:Колос, 2000. – 536 с.: ил.

6.
Савченко П.И. и др. Практикум по электроприводу в сельском хозяйстве/
П.И.Савченко, И.А.Гаврилюк, И.Н. земляной и др. – М.: Колос, 1996. – 224 с.:
ил.

7.
Ерошенко Г.П., Медведько Ю.А., Таранов М.А. Эксплуатация энергооборудования
сельскохозяйственных предприятий. – Ростов-на-Дону: ООО «Терра» .2001.-592 с.

8.
Пястолов А.А., Геращенко Г.В., Ерошенко Г.П. Эксплуатация электрооборудования.
– М.: Агропромиздат, 1996. – 327 с.

9.
Алиев И.И. Электротехнический справочник. – 4-е изд., испр. – М.: ИП РадиоСофт,
2002. – 384 с.: ил.

10. Пястолов А.А. монтаж,
эксплуатация и ремонт электрооборудования. – М.: Колос.1981. – 334 с.

Учебная работа. Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта