Электроснабжение населённого пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Департамент научно-технологической политики и образования

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Красноярский государственный аграрный университет"

Институт энергетики и управления энергетическими ресурсами АПК

Кафедра Электроснабжения с/х

Дисциплина "Электроснабжение"

Курсовой проект

на тему "Электроснабжение населённого пункта"

Выполнил: студент гр.

Чащин Ю.И.

Проверил: преподаватель

Чебодаев А.В.

Красноярск 2016 г.

1. Определение расчётной мощности на вводах потребителей

Исходные данные нагрузки на вводах производственных и жилых помещений

Наименование объекта	№ шифра	Установленная мощность кВт	Дневной максимум нагрузки	Вечерний максимум нагрузки
			активной, кВт	реактивной, квар	активной, кВт	реактивной, квар
Жилой дом	608	-	2	0,22	0,72	0,08	5	0,55	1,45	0,16
Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов	113	3	1	0,1	-	-	3	0,2	-	-
то же, с механизированной уборкой навоза на 300-330 голов	117*	20-42	7	1	6	1	13	3	9	1,5
Кормоцех фермы КРС на 800-1000 голов	132	130	50	20	45	20	50	20	45	20
Молочный блок при коровнике на 3т/сут.	133	135	15	4	15	4	15	4	15	4
Агрегат для приготовления травяной муки АВМ-0,65	181	105	80	45	70	40	80	45	70	40
Маслобойка	353	20	10	2	7	1	1	0,2	-	-
Гараж с профилакторием на 25 автомашин	376	85	30	10	17	15	15	4	12	2
Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов	379	110	45	20	40	15	25	8	20	6
Котельная с 4 котлами "Универсал-6" для отопления и горячего водоснабжения	386	55	28	13	20	8	28	13	20	8

Рассчитаем нагрузку на вводах многоквартирных домов с помощью коэффициента одновременности.

где К0 - коэффициент одновременности;

- дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети.

Коэффициент одновременности в зависимости от уровня напряжения сети принимаются по таблицам 4.4, 4.5 (1).

Четырёхквартирный дом:

кВт;

кВт;

Двенадцатиквартирный дом:

кВт;

кВт;

2. Выбор количества ТП и определение места их расположения

Для данного населённого пункта количество трансформаторов выбираем равное двум, так как имеются потребители с нагрузкой более 60 кВт.

Координаты расположения ТП определяем по формулам:

; ,

Координаты рассчитываем как для дневных, так и для вечерних нагрузок, формулы аналогичны.

Произведение координат с соответствующими нагрузками

№ объекта
ТП1
24	10	11	50	50	500	550	500	550
25	11	14	15	15	165	210	165	210
26	15	18	80	80	1200	1440	1200	1440
29	6	10	28	28	168	280	168	280
30	20	20	30	15	600	600	300	300
ТП2
1	2	3	2	5	4	6	10	15
2	2	4	2	5	4	8	10	20
3	2	5	2	5	4	10	10	25
4	2	6	2	5	4	12	10	30
5	2	7	2	5	4	14	10	35
6	2	8	2	5	4	16	10	40
7	2	9	2	5	4	18	10	45
8	2	10	2	5	4	20	10	50
9	2	11	2	5	4	22	10	55
10	2	12	2	5	4	24	10	60
11	2	13	2	5	4	26	10	65
12	2	14	2	5	4	28	10	70
13	2	15	2	5	4	30	10	75
14	2	16	2	5	4	32	10	80
15	2	18	5,28	12,8	10,56	95,04	25,6	230,4
16	2	20	5,28	12,8	10,56	105,6	25,6	256
17	2	22	5,28	12,8	10,56	116,16	25,6	281,6
18	2	24	5,28	12,8	10,56	126,72	25,6	307,2
19	2	26	10,56	25,2	21,12	274,56	50,4	655,2
20	2	28	10,56	25,2	21,12	295,68	50,4	705,6
21	4	7	1	3	4	7	12	21
22	6	7	1	3	6	7	18	21
23	8	7	7	13	56	49	104	91
27	3	8	45	25	135	360	75	200
28	4	17	10	1	40	170	4	17

Координаты расположения ТП

	ТП1	ТП2
Дневная нагрузка	12,97	15,17	2,84	13,95
Вечерняя нагрузка	12,41	14,79	2,57	15,93

Выбор наиболее оптимальной конфигурации электрической сети 0,38 кВ и расчёт нагрузок по участкам.

Расчёт электрических нагрузок в сетях 0,38 - 110 кВ производится суммированием нагрузок, на вводе или на участке сети, с учётом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

,

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицами 4.4, 4.5 (1), в которых - меньшая из слагаемых нагрузок, а - добавка к большей слагаемой нагрузки.

,

где - большая из слагаемых нагрузок.

Пример для линии С2:

участок 2-1

кВт, , ;

кВА, кВА;

участок 2-ТП

кВт, , ;

кВА, кВА;

Для определения мощности подстанции необходимо знать нагрузку уличного освещения и освещения территории. Для освещения территории приближённо принимаем 100 Вт на жилой дом и 250 Вт на производственное помещение.

Пример для линии С2:

кВт;

ВА.

Расчётные мощности на участках сети 0,38 кВ

Расчетный участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка	Расчетная мощность участка, кВА	Уличное освещение, кВА
	PД	РВ			SД	SВ
линия С1
1-ТП1	80	80	0,7	0,75	114,28	106,66	0,301
С2
1-2	50	50	0,75	0,78	66,66	64,1	0,602
2-ТП1	59,2	59,2	0,7	0,75	84,57	78,93
линия С3
1-0	30	15	0,7	0,75	42,85	20	0,903
2-0	28	28	0,8	0,83	35	33,73
0-ТП1	47,7	37,2	0,8	0,83	59,62	44,82
линия А1
6-5	10,56	25,2	0,9	0,93	11,73	27,1	0,723
5-4	8,87	21,17	0,9	0,93	9,85	22,76
4-3	12,17	29,07	0,9	0,93	13,52	31,26
3-2	15,47	36,97	0,9	0,93	17,18	44,54
2-1	18,77	44,87	0,9	0,93	20,85	54,06
1-ТП2	22,07	52,77	0,9	0,92	24,52	63,58
линия А2
14-13	2	5	0,9	0,93	2,22	5,37	1,686
13-12	3,04	7,5	0,9	0,93	3,37	8,06
12-11	4,56	11,25	0,9	0,93	5,06	12,09
11-10	6,08	15	0,9	0,93	6,75	16,13
10-9	7,6	18,75	0,9	0,93	8,44	20,16
9-8	9,12	22,5	0,9	0,93	10,13	24,19
8-7	10,64	26,5	0,9	0,93	11,82	28,22
7-6	12,16	30	0,9	0,93	13,5	32,25
6-5	13,68	33,75	0,9	0,93	15,2	36,29
5-4	15,2	37,5	0,9	0,93	16,88	40,32
4-3	16,72	41,25	0,9	0,93	18,57	44,35
3-2	18,24	45	0,9	0,93	20,26	48,38
2-1	19,76	48,75	0,9	0,93	21,95	52,4
1-ТП2	21,28	52,5	0,9	0,92	26,25	63,25
линия А3
1-2	7	13	0,75	0,85	9,33	15,29	1,506
2-3	7,6	14,8	0,8	0,83	9,5	17,83
3-4	8,2	16,6	0,8	0,83	10,25	20
4-0	49,8	35,2	0,8	0,83	54,6	42,41
5-0	10	1	0,8	0,85	12,5	1,17
0-ТП2	62,5	35,9	0,8	0,83	78,12	43,25

3. Выбор мощности силовых трансформаторов

Нагрузка на шинах трансформаторной подстанции (без освещения).

;

где - фидер с максимальной нагрузкой; - добавка от нагрузки остальных фидеров.

ТП1

кВт;

кВт;

кВА;

кВА;

С учётом уличного освещения: кВА;

ТП2

кВт;

кВт;

кВА;

кВА;

С учётом уличного освещения: кВА;

По табл6ице 6.2 (1), интервалов нагрузок для выбора мощности трансформаторов 10/0,38 кВ.

Интервалы нагрузок для выбора ТП

Вид нагрузки	Номинальная мощность трансформатора, кВА
	160
смешанная	124…229

Выбираем ТП1 и ТП2: ТМФ-160; ВН=10 кВ; НН=0,4 кВ; Вт; Вт; от ; от .

Выбор сечения проводов сети 0,38 кВ и схемы электрических соединений ТП 10/0,4 кВ. Расчёт сети 0,38 кВ по потери напряжения и определение потерь энергии.

Экономически целесообразное сечение провода (кабеля) определяются из соотношения:

;

где- наибольший ток, протекающий по линии в течение года, определяется по наибольшей мощности из дневного или вечернего максимума нагрузки.

- нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для сети 0,38 кВ А/мм2.

;

Если потребители присоединены к линии на небольшом расстоянии один от другого, то из практических и конструктивных соображений нецелесообразно иметь на каждом участке разные сечения проводов. Одинаковое сечение проводов выбирается в таком случае по всей длине с учётом поправочного коэффициента , который учитывает неравномерность нагрузки по линии.

;

Поправочный коэффициент

;

где- максимальный ток наиболее загруженного участка сети (головной участок);

- полная длинна линии, км;

Пример для линии С2:

А;

мм2;

Выбираем провод АС-120.

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяется:

;

где- активная и реактивная мощности, передаваемые по линии;

-удельные активное и реактивное сопротивление одного километра длины линии, в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между проводами фаз;

- длина линии, км.

По абсолютному значению напряжения, из-за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому их выражают в процентах от номинального напряжения.

.

Пример для линии С2:

Для АВВБ-70: Ом/км; Ом/км.

участок 2-1

км; В;

участок 2-ТП

км; В;

%

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Наиболее распространённый метод расчёта нагрузочных потерь - метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.

Потери энергии в трёхфазной линии:

;

где - потери мощности;

- время максимальных потерь, т.е. время в течение которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Потери мощности в трёхфазной линии:

;

Значение времени потерь можно определить, для сельских электрических сетей, из уравнения:

;

Из дополнительных условий известно, что ч.

ч.

Пример для линии С2:

участок 2-1

Вт; ;

Вт; ;

участок 2-ТП

Вт; ;

Вт; ;

Все расчёты сводим в таблицу.

Расчёт и выбор сечения проводов, расчёт потерь напряжения и энергии в сети 0,38 кВ

Расчетный участок	, мм2			наибольшая (вечерняя или дневная)	, после проверки на потери	,	, , по линиям
линия С1
1-ТП1	248	2,501	2,446	2,501	ААБл-70	6967,785	6967,785
линия С2
1-2	183,57	2,293	2,263	5,532	АВВБ-70	3556,118	10233,788
2-ТП1		3,239	3,167		ААБл-70	6677,670
линия С3
1-0	65,1	4,460	2,061	8,458	АС-95	2440,877	5599,164
2-0	60,77	3,998	3,544			2210,069
0-ТП1	129,4	0,713	0,549		ААБл-70	948,218
линия А1
6-5	95,83	0,319	0,709	7,259	АС-95	278,943	4629,582
5-4		0,268	0,595			196,753
4-3		0,368	0,818			371,154
3-2		0,468	1,285			753,488
2-1		0,568	1,560			1110,013
1-ТП2		0,835	2,293			1919,231
линия А2
14-13	76,37	0,030	0,070	5,720	АС-95	5,476	3290,120
13-12		0,046	0,105			12,337
12-11		0,069	0,158			27,759
11-10		0,092	0,211			49,410
10-9		0,115	0,264			77,184
9-8		0,138	0,316			111,127
8-7		0,161	0,363			151,238
7-6		0,184	0,422			197,518
6-5		0,207	0,475			250,104
5-4		0,230	0,527			308,736
1-ТП2		0,383	0,912			759,744
линия А3
1-2	37,1	0,414	0,683	5,905	АС-50	175,809	3986,370
2-3		0,425	0,798			239,072
3-4		0,102	0,199			66,846
4-0	118,5	3,868	3,289		АС-120	2783,413
5-0	27,13	0,410	0,038		АС-50	88,127
0-ТП2	169,55	0,687	0,373		АС-120	633,103

4. Проверка сети на колебание напряжения при запуске самого мощного электродвигателя

При проектировании систем электроснабжения часто возникает необходимость проверить сеть по условиям пуска мощных двигателей. Проверка пуска осуществляется следующим образом. Вначале определяют параметры системы электроснабжения (сопротивление питающих линий трансформаторов, запускаемого электродвигателя), а затем потеря напряжения при пуске. Приближенно потеря напряжения при пуске двигателя определяется:

,

где - суммарное сопротивление элементов сети, по которым протекает пусковой ток;

- пусковое сопротивление электродвигателя.

Суммарное сопротивление сети:

,

где- полное сопротивление линий 10 и 0,38 кВ (сопротивление линии 10 кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ);

- полное сопротивление трансформатора.

Приведение сопротивления линии 10 кВ к ступени напряжения 0,38 кВ:

,

Сопротивление трансформатора:

,

полное сопротивление линий 10 и 0,38 кВ:

,

Расчёт:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Объект моего населённого пункта, проверяемый на пуск двигателя, имеет наибольшую вводную нагрузку 13 кВт. Исходя из этого условия, выбираем двигатель, пуск которого будем рассчитывать.

Выбранный двигатель

Тип	РН, кВт	IН, А	nН, мин-1		, %				IДВ,	m, кг
4А132М2УЗ	11	21,2	2900	0,90	88	7,5	1,7	2,8	0,023	93,0

Ом;

.

Теоретическая проверка на пуск мощного двигателя прошла успешно, так как .

5. Расчет нагрузок по сети 10 кВ

Расчетные дневные и вечерние нагрузки на вводах населённых пунктов заданы в данных на проектирование.

Для определения полной мощности на участках сетей выше 1000 В. с достаточной степенью при учебном проектировании значение можно принимать в зависимости от отношения дневного максимума нагрузок PД к вечернему по таблице 4.7 (1).

Пример для линии L1

Дневная нагрузка	Вечерняя нагрузка
участок 1-2
участок 2-3
участок 3-0
участок 5-4
участок 4-0
участок 0-ТП

Результаты расчёта сети 10 кВ

Расчетный участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка	Расчетная мощность участка, кВА
	PД	РВ			SД	SВ
L1	Pд/Pв
1-2	170	210	0,83	0,91	204,82	230,77	0,81
2-3	411	365	0,78	0,87	526,92	419,54	1,13
3-0	605	616	0,78	0,87	775,64	708,05	0,98
5-4	420	480	0,78	0,87	538,46	551,72	0,88
4-0	543	539,5	0,78	0,87	696,15	620,11	1,01
0-ТП	1037	1048	0,78	0,87	1329,49	1204,60	0,99
L2
1-2	200	160	0,76	0,82	263,16	195,12	1,25
2-3	495	528	0,78	0,87	634,62	606,90	0,94
5-4	150	120	0,76	0,82	197,37	146,34	1,25
4-3	256	240	0,78	0,87	328,21	275,86	1,07
3-ТП	699	714	0,78	0,87	896,15	820,69	0,98
L3
1-2	380	160	0,73	0,76	520,55	210,53	2,38
2-3	600	423	0,73	0,76	821,92	556,58	1,42
3-4	723	635	0,78	0,87	926,92	729,89	1,14
5-4	280	70	0,73	0,76	383,56	92,11	4,00
4-ТП	1300	970	0,76	0,82	1710,53	1182,93	1,34

6. Расчёт на потери напряжения и выбор сечения проводов сети 10 кВ

Расчёт потерь напряжения проводится аналогично расчёту линии 0,4 кв. А для расчёта экономического сечения проводов, исходя из условий Тmax=3800 ч и для неизолированных алюминиевых проводов, принимаем экономическую плотность тока из таблицы 9.1 (1) А/мм 2

Результаты расчётов поетрь напряжения и сечения проводов линии 10 кВ

Расчетный участок		, мм2		по линиям	, после проверки на потери напряжения
L1
1-2	6,596	5,996	0,523	4,617	АС-70
2-3	19,038	17,307	0,761		АС-70
3-0	28,024	25,477	0,800		АС-70
5-4	19,455	17,686	0,999		АС-70
4-0	25,152	22,866	0,574		АС-70
0-ТП	48,035	43,668	0,960		АС-70
L2
1-2	9,875	8,977	0,489	4,234	АС-70
2-3	22,929	20,844	0,982		АС-70
5-4	7,406	6,733	0,408		АС-70
4-3	11,858	10,780	0,508		АС-70
3-ТП	32,378	29,435	1,848		АС-70
L3
1-2	20,541	18,673	1,077	7,454	АС-70
2-3	32,433	29,484	0,935		АС-70
3-4	33,490	30,446	2,199		АС-70
5-4	15,135	13,759	0,793		АС-70
4-ТП	64,187	58,351	2,651		АС-70

7. Определение числа, мощности и места расположения понизительной подстанции районных электрических сетей (РЭС)

Определим расчётную мощность на шинах 10 кВ при дневной и вечерней нагрузке:

кВт;

кВт;

;

По табл6ице 6.1 (1), интервалов нагрузок для выбора мощности трансформаторов 35/10 кВ.

Интервалы нагрузок для выбора ТП

Вид нагрузки	Номинальная мощность трансформатора, кВА
	4000
смешанная	2618…3900

Выбираем ТП: ТМН-4000; ВН=35 кВ; НН=11 кВ; кВт; кВт; от ; от .

Расчёты места расположения понизительной подстанции проводи аналогично расчётам места расположения подстанций населённого пункта.

 Произведение координат с соответствующими нагрузками

№ объекта
1	2	4	280	300	560	1120	600	1200
2	3	3	160	270	480	480	810	810
3	2	6	380	160	760	2280	320	960
4	4	5	420	480	1680	2100	1920	2400
5	5	2	450	360	2250	900	1800	720
6	7	1	280	70	1960	280	490	70
7	6	4	160	80	960	640	480	320
8	8	3	300	340	2400	900	2720	1020
9	9	2	304	315	2736	608	2835	630
10	11	1	200	160	2200	200	1760	160
11	12	3	150	120	1800	450	1440	360
12	10	4	140	150	1400	560	1500	600
13	8	5	250	320	2000	1250	2560	1600
14	7	6	280	200	1960	1680	1400	1200
15	5	8	170	210	850	1360	1050	1680

Координаты расположения ТП

Дневная нагрузка	6,115	3,77
Вечерняя нагрузка	6,134	3,88

8. Оценка качества напряжения у потребителей с учётом сетей 10 и 0,38 кВ и составление таблицы допустимых потерь напряжения

Таблица 11.1 Допустимые потери напряжения

Элемент установки	удалённые от ТП	ближние к ТП
	нагрузка в %
	100	25	100	25
Генератор	+5	-1	+5	-1
Линия 10 кВ	-7,5	-6,5	0	0
Трансформатор 10/0,4 - надбавка - потери - ПБВ	+5 -4 +5	+5 -1 +5	+5 -4 0	+5 -1 0
Линия 0,4 кВ	-8,5	0	-11	0
Потребитель	-5	+1,5	-5	+3

9. Расчёт токов короткого замыкания

Расчётная схема сети

Расчёт проведём в относительных единицах при базисных условиях. Принимаем Sб=100 МВА, Uб равно напряжению ступени КЗ.

Параметры схемы замещения:

Система

Трансформаторы

Линии

Результирующие сопротивления:

Базисные токи:



Токи трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках:

Токи двухфазного короткого замыкания:

Ударный ток короткого замыкания:



Ударные коэффициенты:

Результаты расчёта токов КЗ сведём в таблицу.

Результаты расчётов токов КЗ

№ точки КЗ	Ток КЗ, кА
	I(3)	I(2)
1	1,333	1,16	1,968
2	1,909	1,661	3,507
3	0,608	0,529	0,927
4	2,947	2,564	5,572
5	2,947	2,564	5,572
6	2,241	1,95	3,429
7	1,294	1,126	1,842
8	0,52	0,452	0,807
9	0,662	0,576	1,053
10	0,605	0,526	0,957
11	0,589	0,512	0,889

Выбор оборудования для подключения линии 10 кВ к подстанции РЭС и аппаратуры ТП 10/0,4 кВ.

Выбор отделителей и короткозамыкателей

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
		Отделитель ОДЗ-35/630	Коротко замыкатель КРН-35Y
	35 кВ	35 кВ	35 кВ
	92,37 А	630 А	-
		80 кА	-
	1,968 кА	-	42 кА

Выбор выключателя и разъединителей отходящей линии 10кВ

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВМПП-10-630	Разъединитель РНДЛА-10/200
	10 кВ	10 кВ	10 кВ
		630 А	200 А
	1,909 кА	20 кА	-
	1,909 кА	20 кА	8 кА
	3,507 кА	52 кА	20 кА

Выбор измерительных трансформаторов тока отходящей линии 10 кВ

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные ТПОЛ-10
	10 кВ	10 кВ
		40 А
	1,909 кА

Выбор измерительных трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ подстанции

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные ТПОЛ-10
	10 кВ	10 кВ
		120 ВА

Выбор высоковольтного предохранителчя

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные ТПОЛ-10
	10 кВ	10 кВ
		50 А
	2,947 кА

10. Расчёт заземляющих устройств

ТП 4000 кВА, напряжением 35/10 кВ. Общая длинна электрически связанных воздушных линий напряжением 35 кВ - 27 км, от распределительного устройства 10 кВ отходят три воздушных линии общей длинной 26,5 км. Удельное сопротивление грунта в районе расположения подстанции при нормальной влажности . Оборудование подстанции расположено на площади .

Ток замыкания на землю на стороне 10 кВ:

где U - напряжение сети, кВ;

и - длинна воздушных и кабельных линий, км.

.

На стороне 35 кВ:

.

Принимаем для расчёта наибольшее значение тока 2,7 А. Так как заземление выполняется общим для электроустановок выше и ниже 1000 В, сопротивление необходимо определить по формуле:

Ом.

Сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформатора 0,38 кВ должно быть не более 4 Ом, поэтому последнее требование является определяющим для расчёта Ом.

Заземляющее устройство выполняем вертикальными стержнями длинной 5м и диаметром 20 мм на расстоянии 5 м друг от друга. Вертикальные стержни забиваются по контуру на расстоянии 1 м от площади занимаемой оборудованием подстанции.

Расчётное сопротивление грунта с учётом сезонного коэффициента:

.

Для вертикальных электродов

.

Для горизонтальных полос связи

Сопротивление стержня:

Сопротивление полосы связи:

Необходимое число вертикальных заземлителей по формуле:

.

Эти 10 стержней располагаем по периметру подстанции ( м), тогда расстояние между вертикальными электродами:

м.

...