Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство сельского хозяйства и продовольствия Р.Ф.

ФГОУ ВПО «Бурятская государственная сельскохозяйственная академия им. В.Р. Филиппова»

Курсовой проект

«Электроснабжение»

Тема: «Проектирование системы сельского электроснабжения»

Выполнил: ст-т гр. 4406

Тарнуев А. Б.

Проверил: Хусаев Н.С.

Улан-Удэ, 2010



Введение

Электроэнергия в наше время имеет не маловажную роль, мы уже не можем представить себе жизнь без электричества. Первоочередное действие, которое мы делаем, придя домой вечером с работы? Естественно включаем свет! Не задумываясь, как и откуда берется эта энергия и как ее произвести. И именно электроснабжение занимается задачами производства, транспортировки и преобразования электроэнергии, ее учетом и качеством.



1. Исходные данные

Обстоятельное изучение электрических нагрузок в сельском хозяйстве - сложная самостоятельная задача. Для распространенных в сельском хозяйстве электроприемников показатели нагрузки определены институтом «Сельэнергопроект» на основе многолетних экспериментальных исследований и приводятся в приложении 1.

Задание №29;Сто-ть эл/энергии =06руб/кВт; Расстояниеот подстанции до поселка-10,2км

2. Расчет электрических нагрузок расчетного населенного пункта

Расчет нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновременности по формулам,

где п - количество домов;

к_о - коэффициент одновременности, (приложение1 таблицы 1);

Р - активная мощность одного дома, кВт (приложение1 таблицы 1);

Q - реактивная мощность одного дома, квар (приложение1 таблицы 1).

Для освещения улицы в темное время суток необходимо принять тип светильников и тип источника света, а также высоту подвеса. Согласно рекомендациям приложения 1 таблица 2 выбирается удельная мощность уличного освещения.

Мощность, уличного освещения определяется по формулам,



Росв=9,61 кВт; Qосв=3,15 квар

где Р_осв =Руд удельная мощность уличного освещения, Вт/м (приложение1 таблицы 1);

L - длина улицы, м;

tgц - коэффициент реактивной мощности светильника.

Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей расчётного населённого пункта с учётом нагрузки уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки,

,=51,57

=18,178

Полная потребляемая мощность расчётного населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле,

,

3. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчётном месте, то её необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам,

,

Х1=37; Y1=43;

где S_i - расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА,

х_i, у_i - координаты i-го потребителя.

Если рекомендуемое в задание место расположение 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.

4. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

,

,



где Р_max; Q_max - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

Р_i; Q_i - надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.Расчёты приводятся для одного участка линии 0,38 кВ для дневного и вечернего максимумов, результаты остальных расчётов.

Суммирование нагрузок на ТП-1 - ТП-6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично, и результаты расчётов заносятся в таблицу 1

Таблица 1

Номер ТП	Р, кВт	Q, квар	S, кВА
ТП-1	337,45	131,01	397
ТП-2	99,02	38,44	116,5
ТП-3	175,1	67,98	206

5. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчётной нагрузки могут применятся трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. Для питания электрической энергией потребителей I категории необходимо применять трансформаторный подстанции с двумя трансформаторами или однотрансформаторные подстанции с резервированием дизельными электростанциями. с учётом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение 1 таблица 8).

Расчётная нагрузка с учётом перспективы развития определяется по формуле,

,



где к_р - коэффициент роста нагрузок.

Мощность трансформатора выбирается по таблице 22 - 24 приложения 1 «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов» исходя из условия,

,

где S_э.н - нижний экономический интервал;

S_э.в - верхний экономический интервал.

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок.

Выбрал 3 трансформатора : S1=400 кВАр; и два 2 трансформатора S2=160 кВАр и S2=250 кВАр;

6. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока,

,

где I_р - расчётный ток участка сети, А,

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² (приложение 1 таблицы 11 [1])

Продолжительность использования максимума нагрузки Т_м приводится в таблице 10 приложения 1 [1].

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле,

,

где S_p - полная расчетная мощность, кВА,

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для одного участка сети, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 2.

Участок сети	Sр, кВА	Рр, кВт	Iр, А	Тм, час	jэк., А/мм2	Fэк, мм2	Марка провода
1	397	337,45	22,92	1700	1,3	17,63	АС-35
2	116,5	99,02	6,72	1700	1,3	5,16	АС-35
3	707,18	671,57	11,89	1700	1,3	9,14	АС-35

7. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле,

,

где Р - активная мощность участка, кВт,

Q - реактивная мощность участка, квар,

r_о - удельное активное сопротивление провода, Ом/км (таблица 18 приложения 1 [1]);

х_о - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (таблица 19 приложения 1),

L - длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле,

,

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле,

,

?Uтр1=0,25; ?Uтр2=4,70; ?Uтр3=5,34

где S_max - расчётная мощность, кВА;

S_тр - мощность трансформатора, кВА;

U_а - активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р - реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле,

,

Uа1=1,37; Uа 2=1,65; Ua 3=1,48

где Р_к.з. -потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле,

,

Uр1=4,28; Uр 2=4,18;Up3=4,24

где U_к.з. - напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле,

,

Cosц1,2=0.84, Cosц3=0.94

где Р_р -расчётная активная мощность, кВт;

S_р - расчетная полная мощность, кВА.

8. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле,

,



где I - расчётный ток участка, А;

r_о - удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L - длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле,

,

где - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле,

,

где Т_м - число часов использования максимума нагрузки, час.

Огромные потери активной мощности объясняются большим потреблением реактивной мощности на участках сети, где имеются производственные потребители (фермы).

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле,

,

,

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле,



,

?Ртр1=5,3; ?Ртр2=2,39; ?Ртр3=4,3 (кВт)

где Р_х.х - потери холостого хода трансформатора, кВт (таблица 28 приложения 1 [1];

Р_к.з - потери в меди трансформатора, кВт (таблица 28 приложения 1 [1];

- коэффициент загрузки трансформатора.(0,84;0,84; 0,94)

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле,

.

?Wтр1=15617,1; ?Wтр2=5021,65; ?Wтр3= 11663,34

Для понижения потерь необходимо увеличить cosц. Отсюда следует:

1. Уместны установки компенсации реактивной мощности

2. Устранение потребителей реактивной мощности, или последовательное их использование.

9. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования U¹⁰⁰=6%; U²⁵=2%.



,

Vрег1=1,192; Vрег2=1,843

где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %; (0,389)

- потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, (10,29) %;

- конструктивная надбавка трансформатора, %.

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле,

.=20,013

11. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.

Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле,

,



где - удельная проводимость провода, (для алюминия =32 Ом м /мм²);

U_доп.а - активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Р_i - активная мощность i-го участка сети, Вт;

L_i - длина i-го участка сети, м;

U_ном - номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле,

,

где U_р - реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле,

,

где Q_i - реактивная мощность i-го участка сети, квар;

L_i - длина i-го участка сети, км;

х_о - удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки. Для повышения пропускной способности линии и уменьшения сечения проводов у потребителей, имеющих большую реактивную мощность устанавливается поперечная емкостная компенсация. Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле,



,

где Р_р - расчетная мощность кВт; - коэффициент реактивной мощности до компенсации; - оптимальный коэффициент реактивной мощности. Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле,

,

где Q_p.дк. - расчетная реактивная мощность до компенсации.

При этом фактические потери напряжения определяются,

.

Для компенсации потери напряжения в линии устанавливаются последовательно включенные конденсаторы. По формуле (6) определяется фактическая потеря напряжения в линии с принятым сечением провода.

Необходимая мощность конденсаторов определятся по формуле,

Q_c = K·S,

где S - максимальная мощность электроприемников подключенных к линии в месте установки конденсаторов.

К - коэффициент определяемый по формуле,

,



где - требуемая надбавка напряжения, выражается в относительных единицах к напряжению сети;

ц - угол сдвига фаз нагрузки в максимальном режиме;

,

где U_фак. - фактическое напряжение на участке компенсации.

Для подбора конденсаторов необходимо определить их реактивное сопротивление,

,

где I - ток, проходящий через конденсаторы, А, определяется по формуле.

,

Фактические потери напряжения после установки продольной компенсации определяются по формуле,

.

Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии.

Установка конденсаторная для автоматической компенсации реактивной мощности, номинальной мощностью 536 кВА, напряжение ном 0,4 кВ,Частота питающей линии 50 Гц, количество и мощность ступеней 8*67, масса 340 кг.

.

12. Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий

На стороне 10 кВ выбираем опоры СК-2; высота опоры 22,6 М. Высота то земли до ближайшего провода 12,6 М, расстояние между проводами (крепежными балками) 3 м.

13. Расчёт токов короткого замыкания

По 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 короткого замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сети 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 расчёта и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.

Для расчётов токов короткого замыкания составляется расчётная схема и схема замещения.

Расчёт токов короткого замыкания в высоковольтной сети.

Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения наиболее удалённой ТП и на шинах высокого напряжения расчётной ТП-6.

Токи короткого замыкания определяются методом относительных базисных или именованных величин. За основное напряжение принимается напряжение равное U_осн.=1,05U_ном.. Ток трёхфазного короткого замыкания определяется по формуле,

,

где Z - полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.

,

где - активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

- реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

- реактивное сопротивление системы, Ом.

,

где S_к - мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВМА.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле,



.

Ударный ток определяется по формуле,

.

где к_уд - ударный коэффициент, который определяется по формуле,

,

где Т_а - постоянная времени затухания, определяется по формуле,

.

Расчёт 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 U_осн.=1,05U_ном.. Ток трёхфазного короткого замыкания определяется по формуле 17.1. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле,

,

где х_тр - реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

r_тр - активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле,



,

где U_к.р.% - реактивная составляющая тока короткого замыкания, %;

S_ном. - мощность трансформатора 35/0,4 кВМА.

активное сопротивление трансформатора определяется по формуле,

,

где U_к.а.% - активная составляющая тока короткого замыкания, %.

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле,

,

где - полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (таблица 29 приложение 1 [1]);

- полное сопротивление петли фазного и нулевого провода, Ом.

,

где - активное сопротивление фазного провода, Ом; - активное сопротивление нулевого провода, Ом; - реактивное сопротивление фазного провода, Ом; - реактивное сопротивление нулевого провода, Ом.



14. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

Разъединитель QS выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии:

тип - РЛНДА-1-10/630 ;

номинальный ток - 11010 А;

номинальное напряжение - 10.5 кВ;

амплитуда сквозного тока -35,5 кА;

ток термической стойкости - 12,5 кА.

Для защиты трансформатора с высокой стороны устанавливается предохранители FU1 - FU3. Ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условию,

.

Номинальный ток плавкой вставки округляется до ближайшего большего стандартного значения.

Шины 0,4 кВ подключаются к трансформатору через выключатель Q, типа Р2315 с номинальным током I_ном. = 500 А.

Трансформаторы тока ТА1 - ТА3 типа ТК-20 для питания счетчика активной энергии.

Линия уличного освещения защищается предохранителем FU4, типа НПН-2 с номинальным током плавкой вставки I_{ном.пл.вст.}=16 А, управление уличным освещением осуществляется при помощи магнитного пускателя типа ПМЛ.

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий,



,

где к_с.з.=1,

,

,

.

При защите отходящих линий предохранителями должны соблюдаться следующие условия,

1. ,

2. К_н = при постоянной нагрузке,

К_н = 1,6 - 2,5 при наличии двигателей.

Предохранитель на высокой староне ПКЗ-6У3 с плавкой вставкой на 80 кА. Предохранители на Высокой староне для производственных потребителей: ПКЗ-3У3 с плавкой вставкой на 160 кА.

Предохранитель на освещение ПК1-6У3 с плавкой вставкой 10 А.

15. определение себестоимости распределения электроэнергии

Эта 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,



+К_ЭС, К=263380 руб.

где - стоимость КТП;

- стоимость сооружения линий 0,38 кВ;

К_ЭС - стоимость резервной электростанции.

Отчисления от капиталовложений определяются по формуле,

, =31605,6 руб

где - нормативный коэффициент эффективности, .

Издержки на амортизацию вычисляются по формуле,

,

Иа=15176,32

где = 0,064 и р_а=0,05 - нормативы амортизационных отчислений от капитальных затрат для ТП и ВЛ.

Стоимость обслуживания линий 0,38 кВ и трансформаторной подстанции,

,

Иэкс=35*2178,41=76244

где - стоимость одной условной единицы, ;

- количество условных единиц.

Количество условных единиц определяется по формуле,



=2178,4

Стоимость потерь энергии в трансформаторе и ВЛ-0,38 кВ определяются по формуле,

=7153,5

где - стоимость 1 кВтч потерянной энергии, ;

- потери энергии в трансформаторе, кВтч;

- потери энергии в линиях 0,38 кВ, кВтч.

Общая стоимость потерь определяется по формуле,

=15176,32+76244+7153,5=98573,82 руб

Стоимость 1 кВтч отпущенного потребителю от шин высокого напряжения ТП-6 определяется по формуле,

=31605,6+98573,82/1843,5*10⁵=0,000706 руб

Затраты на производство электроэнергии достаточно малы, что влечет к получению прибыли.

Проект экономически выгодный и быстро окупаем.

Размещено на Allbest.ru

...