2451

Електропостачання сільськогосподарського підприємства та населеного пункту с. Голубівка

Контрольная

Энергетика

Територіальна адреса, географічне положення та кліматичні умови. Розрахунок радіуса електропередачі схеми електропостачання підприємства. Аналіз роботи системи електропостачання в нормальному та післяаварійному режимах з урахуванням вимог надійності та використання поновлювальних джерел електричної енергії. Розрахунок струмів короткого замикання. Розрахунок капітальних вкладень, витрат на амортизацію,обслуговування та інше. Розрахунок показників ефективності та прибутковості проекту.

Украинкский

2013-01-06

77.91 KB

109 чел.

Харківський національний технічний університет сільського господарства

імені Петра Василенка

Кафедра :”Електропостачання сільського господарства”

Курсовий проект

на тему : “Електропостачання сільськогосподарського підприємства та населеного пункту с. Голубівка, Новомосковського району Дніпропетровської області”.

Харків 2008


Україна, область Дніпропетровська район Новомосковський

Населений пункт с. Голубівка

Схема мережі 10 кВ

35 10

АС 50 l = 8 км

 S=4000 кВА

Рівні напруг в мережі 10 кВ в місці приєднання ТП 10/0.38 кВ об’єкту який електрифікується 10,4кВ при Р мін; 10,2 кВ при Р макс

Сумарна площа об’єкту 2,4 км Ожеледь 10 мм

№№

споживачів

Найменування споживача

Рном АД

> 14 квт

Навантаження

Кількість

споживачів

Активне, кВт

Реактивне,кВАр

ФЕРМА ВРХ

1.

Кормоцех

50

50

45

45

1

2.

Пологове відділення

6

6

---

---

1

3.

Телятник

5

8

3

5

2

4.

Склад гранульованих кормів

20

1

12

1

5.

Молочний блок

15

15

15

15

1

6.

Корівник прив’язного утримання на

100 корів

 

 6

6

6

6

3

7.

Ветеринарно-фельдшерський пункт

3

3

 

1

8.

Гараж

20

10

18

8

1

9.

Майстерня

20

15

5

12

4

1

10.

Бригадний дім

 

2

5

1

11.

Водонапірна башта

1

12.

Котельня

15

15

10

10

-

13.

Теслярня

10

1

8

1

14.

Столярня

15

1

10

 

-

15.

Будинок тваринників

1.5

1.8

 

1

16.

Агрегат для приготування трав’яної

Муки

 40

185

185

170

170

-

17.

Убивчо-санітарний пункт

6

2

5

2

-

18.

Житлові будинки

1.5

1.8

40

19.

Школа

7

2

 

1

20.

Клуб

3

10

1.5

6

1

21.

Дитячі ясла

4

3

1

22.

Їдальня

20

10

10

4

1

23.

Магазин

2

4

1

24.

Лазня

3

3

2

2

-

25.

Адмінприміщення (сільська рада)

2

2

1

Зразок плану об’єкту для проектування

Примітка: СТУДЕНТ (проектант) самостійно складає план об’єкту, що електрифікується.

ЗАВДАННЯ № 6

на курсовий проект по дисципліні “Електропостачання с.г.”

студентці Камці К.В. 48-Е групи 4-го курсу

Розробити проект електропостачання сільського населеного пункту, який розташований у кліматичному районі, у наступому об’ємі:

  1.  Визначити категорію об’єкта проектування та окремих груп споживачів у відношенні надійності електропостачання.
  2.   Зробити підрахунок навантаження, обгрунтувати число, потужність і місце встановлення трансформаторних пунктів.
  3.  Розробити схему електричних мереж вищої та нижчої напруг, зробити розрахунок живлячих та розподільнихліній електропередач.
  4.  Зробити розрахунок струмів короткого замикання.
  5.  Вибрати обладнання однієї із трансформаторних підстанцій (за вказівкою керівника) та перевірити його за умовами термічної і динамічної стійкості.
  6.  Зробити розрахунок захисту електричної мережі від ненормальних режимів роботи та від атмосферних перенапруг.
  7.  Зробити розрахунок заземлюючого пристрою підстанції 10/0,4 кВ.
  8.  Визначити техніко-економічні показники проекту.

Графічна частина проекту:

1. План населеного пункту з нанесенням трас ліній електропередачі, трансформаторних

пунктів та відомості про них.

Завдання видано січень 2008р.

Термін здачі проекту до 1.05.2008р.

Керівник проекту Котляр О.А.

 

Вступ

Сучасний розвиток електроенергетики, який направлений на забезпечення безперебійного постачання електроенергією всіх галузей народного господарства, базується на основі створення потужної та розгалуженої енергосистеми, що складається з електростанцій, ліній електропередачі, внутрісистемних та міжсистемних зв’язків в якості електричних мереж,зв’язку з споживачами.

Основним джерелом електропостачання сільськогосподарських районів є мережі енергосистем. Безпосередніми джерелами живлення сільських споживачів є підстанції, які діляться на районні трансформаторні підстанції (РТП) та споживчі (ТП). Найбільш поширені в сільській місцевості районні трансформаторні підстанції напругою 110/10, 35/10 кВ.

Призначення РТП – перетворювати електроенергію з напруги 35…220 кВ на напругу 10…35 кВ з метою більш економічного її розподілу в районі та передачі по повітряним лініям до споживчих ТП.

До числа важливих задач сільського електропостачання відноситься підтримка достатнього рівня напруг у споживачів. Зміна напруги, особливо вище допустимого значення здійснює значний вплив на роботу споживачів.Зниження напруги приводить до пониження потужності і звісно до погіршення нагріву електронагрівальних та інших побутових приборів. Підвищення напруги також погано впливає на роботу побутових електроприборів, зменшуючи у більшості випадків строк їх служби.

Максимальний ефект від підвищення надійності електропостачання може бути отриман при комплексному застосуванні різних засобів та заходів.

 

  1.  Характеристика об’єкта проектування.
  2.  Територіальна адреса, географічне положення та кліматичні умови.

ТОВ “Колос” розташоване у південно-східній частині Новомосковського району Дніпропетровської області в с.Голубівка на відстані 20 км від районного центру.

Господарство знаходиться у першій кліматичній зоні. Грунт – чорнозем звичайний, клімат – помірно-континентальний, рельєф – рівнинний. Середньорічна температура +8 ̊ С, максимальна +39 ̊ С, мінімальна -25̊С тривалість безморозного періоду 170 днів. Середньорічна сума опадів приблизно становить 530мм, середня швидкість вітру - 5 м/сек, максимальна – 20 м/сек, напрям вітру з дебільшого східний.

  1.   Характеристика джерел живлення.

Електропостачання ТОВ “Колос” здійснюється від Голубівської районної електричної мережі. Споживачі першої категорії забезпечуються надійним електропостачанням. Лінії електропередач на території господарства розташовані на проміжних і анкерних залізобетонних опорах і виконані проводами АС – 50,А - 25. Всі лінії находяться на балансі Голубівського РЕМ.

  1.  Характеристика споживачів.

На території населеного пункту знаходяться виробничі та побутові споживачі. Відомості про навантаження та інші дані споживачів приведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Відомості про навантаження споживачів.

п/п

Ит

 

Назва споживача

Кількість споживачів

Максимальна потуж-

ність АД,≥14 кВт

 Розрахункове навантаження на вводі

Категорія споживача

за надійністю ел.пос-

тачання

Допустимий час пере-

рви технологічного

процесу,гол . год.

Денний

Максимум

Вечірній

максимум

Активне на-

вантаження,

Рд, кВт

Реактивне на-

вантаження,

Qд, кВАр

Активне на-

вантаження,

Рв, кВт

Реактивне на-

вантаження,

Qв, кВАр

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.

Кормоцех

1

50

45

50

45

1

0.01

2.

Пологове відділення

1

6

-

6

-

1

0.01

3.

Телятник

2

5

3

8

5

1

0.01

4.

Склад гранульованих кормів

1

20

12

1

-

2

0.5

5.

Молочний блок

1

15

15

15

15

2

0.5

6.

Корівник прив’язного утримання на

100 корів

 3

 

6

6

6

6

2

0.5

7.

Ветеринарно-фельдшерський пункт

1

3

-

3

-

3

24

8.

Гараж

1

20

18

10

8

3

24

9.

Майстерня

1

20

15

12

5

4

3

24

10.

Бригадний дім

1

2

-

5

-

3

24

11.

Водонапірна башта

1

-

-

-

-

2

0.5

12.

Теслярня

1

10

8

1

-

3

24

13.

Будинок тваринників

1

1.5

-

1.8

-

3

24

14.

Житлові будинки

40

1.5

-

1.8

-

3

24

15.

Школа

1

7

-

2

-

3

24

16.

Клуб

1

3

1.5

10

6

3

24

17.

Дитячі ясла

1

4

-

3

-

3

24

18.

Їдальня

1

20

10

10

4

3

24

19.

Адмінприміщення (сільська рада)

1

2

-

2

-

3

24

Визначаємо окремо сумарне навантаження ( активне, реактивне, повне) споживачів населеного пункту та сільськогосподарського підприємства за формулами:

 

Рд = Ко Σ Р ід , кВт ; (1.1)

Рв = Ко Σ Р в , кВт ;

 Q д = КоΣ Q ідд , кВАр ; (1.2)

 Q в = КоΣ Q в ,кВАр ;

 S д =√ P2д +Q2д , кВА ;

 

 S в =√ P2в +Q2в ,кВА ; (1.3)

де Ко – коефіцієнт одночасності, приймається по [2], але не менше 0,65;

Р і д(в) ,Q і д(в) – активне та реактивне навантаження колонок 5;7 та 6;8 таблиці 1.1.

Рд = 0,65*98 = 63,7 кВт ;

Рв = 0,65*103 = 66,955 кВт ;

Qд = 0,65*11,5 = 7,48 кВАр ;

Qв = 0,65*10 = 6,5 кВАр ;

Sд(в) = √4057,69 + 55,95 = 64,13 кВА ;

Sв = √4482,30 + 42,25 = 67,26 кВА ;

2. Формування схеми електропостачання.

2.1. Визначення відхилення напруги у споживачів та допустимої втрати напруги в мережі 0,38 кВ.

Креслимо пояснювальну електричну схему мережі виду, рис.2.1

Рисунок 2.1- Схема мережі 10-0,38 кВ

де U(25) 10 – рівень напруги на шинах 10 кВ ТП 10/0,4 кВ при номінальному навантаженні,кВ; U(100) 10 - рівень напруги на шинах 10 кВ ТП 10/0,4 кВ при максимальному навантаженні,кВ;

Uд _- допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ,яку треба визначити.

Визначають (в процентах) відхилення напруги на шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ за формулами :

δU(25)0,4=δU(25)10 - ∆U(25)0,4 + ∆Eт;

 δU(100)0,4=δU(100)10 - ∆U(100)10 ∆Eт; (2.1)

де δU(25)0,4,δU(100)0,4 - відповідно відхилення напруги на шинах 0,4 кВ при мінімальному і максимальному навантаженні , %;

 δU(25)10,δU(100)10 - відповідно відхилення напруги на шинах 10 кВ ТП в режимі мінімального та максимального навантаження, %;

 

∆Ет - надбавка напруги за рахунок відгалуження обмоток силового трансформатора типу ТМ з ПБЗ (0%; 2,5%; 5%; 7,5%; 10%),яка вибирається за

умови ,щоб відхилення напруги на затискачах споживачів при мінімальному та максимальному навантаженні були не більші +/_ 5 % ;

U(25)т=1 % ; ∆U(100)т=4 % ; - втрата напруги в трансформаторі відповідно для режиму 25 % та 100 % навантаження.

 

Отже відхилення напруги на шинах 0,4 кВ ТП становлять:

δU(25)0,4 = 4 - 1 + 5 = + 8 % ;

δU(100)0,4 = 2 – 4 + 5 = + 3 % ;

Допустима втрата напруги зовнішньої і внутрішньої мережі 0,38кВ визначається за формулою:

U0,38(доп)= δU(100)0,4 + 5 (2.2)

U0,38(доп)= 3 + 5 = 8 %

Згідно з нормами технологічного проектування /8/,для внутрішніх мереж 0,38/0,22 кВ допустима втрата напруги приймається 1… 1,5 %.

Таким чином ,допустима втрата напруги при проектуванні лінії 0,38 кВ становить (4) %.

Ці данні ми використовуемо при:

- визначенні радіуса електропередачі; допустимої довжини розподільчої лінії споживачів;

- визначенні перерізу проводів повітряних ліній 0,38 кВ;

- визначенні типу силового трансформатора та вибору закону регулювання напруги,[2,стр.148,473]

2.2 Розрахунок радіуса електропередачі схеми електропостачання підприємства.

Визначаємо радіус електропередачі за умовами, що втрати напруги не будуть більше допустимих.

Радіус визначаємо за формулою [4] :

RU = 10∆U0,38(доп)Uн ⁄ ρJпр Кк ξ√3,км (2.3)

Де ∆U0,38(доп) – допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ, % ;

 Uн - номінальна напруга, 0,38 кВ;

 ρ – питомий опір проводів,(для алюмінієвих,ρ = 29,5 Ом * мм2 /км);

Кк – коефіцієнт криволінійності траси лінії, 1,1 … 1,2;

 Jпр – приведена густина струму, середньо – статистична величина, 0,67 – 0,71 А/мм2;

 ξ – коефіцієнт,який враховує зміни електричного опору при зміні коефіцієнта потужності в лінії електропередачі і приймається 1,05 … 1,08.

RU = 10*8*0,4 / 29,5*1,1*0,7*1,06*1,73 = 0,768 км.

2.3. Розрахунок необхідної кількості підстанцій на території підприємства та вибір місця їх розташування.

Визначаємо кількість ТП 10/0,4 кВ для створення схеми електропостачання споживачів сільськогосподарського підприємства:

 Nmn = F/πRU2,шт, (2.4)

де F – площа електрифікації підприємства, км2;

 π – 3,14 – число.

 

Nmn = 2,4/3,14*0,768 = 0,995; приймаємо N = 1 шт

Визначаємо місце встановлення підстанції,керуючись вимогами:

  1.  підстанцію встановлюємо по можливості в еквівалентному центрі навантаження;
  2.  можливості підведення без перешкод лінії 10 кВ;
  3.  недалеко від проїзної частини доріг,щоб можна було підстанцію експлуатувати та обслуговувати без зайвих перешкод;
  4.  на рівних площадках,не в руслі паводкових струмків;
  5.  поближче від місця роботи асинхронних двигунів з короткозамкнутим ротором потужністю більше 14 кВ,щоб можна було забезпечити пуск двигунів без значних коливань напруги.

Координати центра ваги навантаження визначаемо за формулою:

n n n n

 Xцн = Σ Pi x i /Σ Pi; yцн = Σ Piyi /Σ Pi , (2.5)

1 1 1 1

де xi;yi - координати (в одиницях виміру) на плані відносно центрів навантаження окремих споживачів, які попали в круг, описаний радіусом, та які можуть одержувати електроенергію від цієї підстанції;

 

 Pi – активна складова навантаження споживача,(табл.1.1) денного або вечірнього максимуму, прийнятого за розрахункове.

Хцн = 72*19 + 2*22 + 10*38 + 3*50 + 10*58 + 4*70 + 2*92 /103 = 29

yцн = 2*92 + 4*90 + 10*79 + 10*71 + 3*65 + 2*50 + 72*38 /103 = 49,5

2.4. Вибір типу підстанції 10/0,38 кВ.

Підстанція призначенна для розподілу електричної енергії між споживачами.Данна підстанція складається з трьох основних вузлів : ввідного високовольтного пристрою , силового трансформатора , РП низької напруги.В цьому курсовому проекті ми використовуємо однотрансформаторну підстанцію 10 / 0,4 закритого прохідного типу , з повітрянними вводами та виводами. На нашій підстанції ми ставимо трансформатор типу ТМ 1000.Данне ТП буде забезпечувати електроенергією як споживачів першої (1,2,3) , другої (4,5,6,11), та третьої (всі інші) категорій.Також для споживачів першої категорії (за правилами)ми ставимо так званний “аварійний “ трансформатор.Подача електроенергії до споживачів виконується за допомогою провода А - 50 закріпленного на залізобетонних опорах з заземлювачами.

2.5. Визначення допустимої довжини лінії електропередачі, розрахунок кількості і вибір місця встановлення трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ в населеному пункті.

Враховуючи, що максимальний переріз проводів ПЛ 0,38 кВ 50мм2,допустима довжина лінії,яка проходить по вулиці,визначається за формулою:

 Lд = 5∆Uд% / Рр , км, (2.6)

 

де ∆Uд% - допустима втрата напруги 0,38 кВ;

Рр – розрахункове навантаження вулиці, яке визначається за формулою:

 n

Рр = КоΣ Ріб, кВт, (2.7)

1

де К – коефіцієнт одночасності (табл. 2.1);

Ріб – розрахункове навантаження будинку (табл. 1.1).

Рр = 0,53*40*19,2 = 407,04 кВт.

Lд = 5*0,38/ 407,04 = 0,98 км.

В сільських населених пунктах, як правило, використовують підстанції типу КТП, встановлені на фундаменті.Вибираємо містце встановлення ТП за умовами:

- від містця розташування ТП до першого будинку приєднання відгалужень не менше 60…80 м;

- допустима довжина лінії менша за довжину вулиці.

3. Розрахунок мереж 0,38 – 10 кВ.

3.1. Розрахунок навантаження лінії.

Розрахунок починаємо з креслення розрахункових схем лінії електропередач.На схемі вказуємо навантаження споживачів (табл 1.1), денного і вечірнього максимумів.

Загальна форма запису навантаження лінії має вигляд :

 

Житлові будинки спочатку групуємо з непарним числом, а потім розраховуємо навантаження груп споживачів за формулою:

 n

Ргр = Ко Σ Ріб (3.1)

1

Загальне навантаження ділянки мережі та її потужність визначаємо за допомогою [2. стр. 39 ], або з використанням коефіцієнта підсумовування за формулою :

Рділ = Рбіл + Кс Рм;

 Qділ = Qбіл + Кс Рм; (3.1)

де Рділ, Qділ – активне та реактивне навантаження ділянок;

Рбіл, Qбіл , Рм, Qм – більше та менше активне і реактивне навантаження ,які підсумовуються;

Кс – коефіцієнт підсумовування меншого навантаження до більшого , табл.3.1

Р1 = 90,3кВт;

Р2 = 61 кВт;

Р3 = 45 кВт;

Р4 = 22 кВт.

3.2. Вибір перерізу проводів ліній електропередачі.

Вибрані перерізи проводів перевіряють по одному з основних критеріїв:

  1.  механічній міцності;

допустимому відхиленню напруги на затискачах електроприймачів.

  1.  надійності спрацювання струмового релейного захисту,
  2.  допустимому струмові навантаження по нагріванню для нормального та аварійного режимів,
  3.  коливанню напруги при пуску асинхронних двигунів з короткозамкнутим ротором.

Для повітряних ліній 0,38 кВт враховуючи, що товщина стінки ожеледі 10мм, переріз проводів вибираємо за формулою:

 n

 F = Σ*Pід*Lід / 10∆Uа%U2 , мм2, (3.2)

1

де Рід – активне навантаження і - тої ділянки, (розділ 3.1), кВт;

 Lід – довжина і – тої ділянки, км;

Uа – активна складова допустимої втрати напруги, %;

 Uн – номінальна лінійна напруга, 0,38 кВ;

 γ – питома провідність алюмінієвого проводу 0,032 км/Ом*мм2 .

F = 22*0,8 + 45*0,5 + 0,7*61 + 90,3*0,5 / 10*8*0,38*0,032 = 131,52 мм2

Реактивна складова втрати напруги до віддаленого споживача визначається за формулою:

 n

Uр = хо*ΣQі*Lі / 10*U2 , %, (3.3)

1

де хо – індивідуальний питомий опір=, для мережі 0,38 кВ можна прийняти 0,325 Ом/км [ 2, стр. 470 ] ;

 Qі – реактивне навантаження і – тої ділянки лінії, (розділ 3.1),кВАр;

 Lі – довжина і – тої ділянки лінії,км;

 U – лінійна напруга, 0,38 кВ.

Uр = 0,325*(2,5 / 10*0,382) = 0,6 %

Активна складова напруги визначається :

Uа % = U∆д % - ∆Uр % , (3.4)

де ∆Uд % - допустима втрата напруги в лінії електропередачі ( розділ 2.1);

Uр % - реактивна складова втрати напруги .

U = 5 - 0,6 = 4,4 %

Переріз проводів для лінії з іншою кількістю проводів визначається :

  1.  дві фази та нуль:

n

F = 2,25*ΣPі*Lі / 10*γ*∆Uд % Uд ,мм2 , (3.5)

 1

F = 2,25*127,94 / 10*0,032*8*0,38 = 50 мм2.

- одна фаза і нуль:

 n

 F = 2*ΣРі*Lі /10*γ*∆Uд % Uд2 , мм2, (3.6)

1

 F = 2*127,94 / 10*0,032*8*0,38 = 45 мм2

3.3. Розрахунок навантаження вуличного та зовнішнього освітлення.

Розрахунок навантаження вуличного та зовнішнього освітлення - починаємо з визначення питомих норм освітлення доріг,вулиць ,виробничіх будинків.Світильники освітлення вулиць приєднуємо до загального нульового проводу та окремо прокладеного фазного проводу.Приймаємо до уваги всі норми для вуличного та зовнішнього освітлення ми використовуємо світильники типу СЗПР – 250, або НКУ – 200, з лампами розжарювання та лампами типу ДРЛ . Світильники розташовуємо на опорах по двох сторонах вулиці в шахматному порядку.

 

Розрахунок вуличного освітлення проводимо за формулою:

 n

Росв = Σ*Рісb = 218 кВт, (3.7)

1

Ці данні ми використовуємо при визначенні розрахункової потужності силового трансформатора підстанції , 10 / 0,4 кВ.

3.4. Розрахунок навантаження підстанції та вибір номінальної потужності трансформаторів 10/0,4 кВ.

Розрахунок навантаження підстанції та вибір номінальної потужності трансформатора:

Рис. 3.1. Розрахункова схема з данними навантаження ТП 10/0,4 кВ

Р1(д) = 30,5Вт Q1(д) = 11,5 кВар Р1(в) = 34,8 кВт Q1(в) = 10 кВар

Р2(д) = 18 кВт Q2(д) = 0 кВар Р2(в) = 21,6 кВт Q2(в) = 0 кВар

Р3(д) = 17 кВт Q3(д) = 0 кВар Р3(в) = 24 кВт Q3(в) = 0 кВар

Р4(д) = 34 кВт Q4(д) = 10 кВар Р4(в) = 20,4 кВт Q4(в) = 4 кВар

Рав(д) = 127,94 кВт; Qав(д) = 92,6 кВар Росв = 218 кВт

За допомогою коефіцієнта одночасності лінії (так як у нас їх 4 приймаємо – 0,9), сумують навантаження активного та реактивного максимумів за формулами :

Рmn(д) = Код Σ Рід + Рав(д) ; Qmn(д) = Код Σ Qід + Qав(д) ;

(3.8)

Рmn(в) = Ков Σ Рів + Росв(д) ; Qmn(в) = Код Σ Qів + Qосв(в) ;

Pmn(д) = 0,9*99,5 + 127,94 = 217,94 кВт;

Рmn(в) = 0,9*100,8 + 218 = 308,72 кВт;

Qmn(д) = 21,5*0,9 + 92,6 = 111,95 кВар;

Qmn(в) = 0,9*14 + 87,2 = 99,8 кВар.

Визначаємо повне навантаження максимуму, яке потім використаємо в подальших розрахунках вибору номінального навантаження силового трансформатора та коефіцієнта навантаження :

 Sр =√Рmn2 + Qmn2 , кВА ; (3.9)

Sp = √ 526,722 + 211,752 = 738,4 ,кВА

Враховуючи зміни навантаження денного і вечірнього максимумів розрахункового сезону та перспективного росту навантаження, номінальну потужність трансформатора вибираємо по економічним інтервалам

( Sін ≤ Sн ≤ Sев ) додатку 3,

де Sен, Sев – економічна нижня та верхня границі інтервалу , кВА;

 Sн – номінальне навантаження трансформатора , кВА.

Щоб трансформатор не був перевантажений в умовах довгої експлуатації , його

перевіряють за допомогою коефіцієнта , який згідно з ГОСТ , установлено рівним 1,4, тобто Sр / Sн ˂ 1,4

Термічну стійкість роботи силового трансформатора в аварійному режимі перевіряють після розрахунку струмів короткого замикання (розділ 4.5) та вибору пристроїв для його захисту за формулою :

 tк = 1500 / К2, (3.10)

де К2 = (I(3) / Iн)2 ;

де I(3) – струм трифазного к.з. ;

 Iн – номінальний струм трансформатора.

К2 =( 58,58 /12) = 23,81

Тк = 1500 / 23,81 = 62,99

 

3.5. Перевірка коливання напруги при пуску асинхронного короткозамкнутого двигуна потужністю більше 14 кВт.

Виконуємо перевірку коливань напруги при пуску асинхронних двигунів (АД) з короткозамкнутим ротором.

Коливання напруги визначаємо за формулою :

δVt % =( Zс / Zc + Zдв)*100 % . (3.11)

де Zc – повний опір електромережі, включаючи опір силового трансформатора та лінії електропередачі, Ом;

 Zдв – повний опір короткого замикання АД ,Ом.

δV % =( 6,2 / 6,2*10)*100 % = 10 %

Повний опір силового трансформатора визначається :

 Zм = Uк % Uн /100*√3Iн , Ом, (3.12)

де Uк% - напруга короткого замикання трансформатора ,%

 Uн , Iн – номінаьна напруга та струм трансформатора (В),(А).

Zм = 6,5*6,5 / 100*1,73*1,5 = 0,16 Ом.

Повний опір лінії :

 Zл =√ (ro*L)2 + (xo*L)2, Ом, (3.13)

де ro , xo – питомі опори активний опір та індуктивний [2] ,Ом/км;

 L – довжина лінії електропередачі, км.

Zл = √(8*0,2)2 + (0,325*8)2 = 3,06 Ом

Опір короткого замикання АД :

 Zдв = Uн / √3Iн *Кі , Ом, (3.14)

де Uн,Iн – номінальна напруга та номінальний струм АД ,(В),(А);

Кі – кратність пускового струму відносно номінального ,Iп / Iн .

Zдв = 0,38 / 45,2 = 0,084 Ом

3.6. Розрахунок втрат напруги в лініях 0,38 кВ.

Проводимо розрахунок втрат напруги в лініях 0,38 кВ в послідовності визначення дійсних втрат напруги та порівняння їх з допустимими.

Дійсні втрати напруги до найвіддаленішої точки лінії визначаються за формулою :

 n n

U% = r o *Σ Pі * Lі + xo Σ Qі * Lі / 10U2н , (3.15)

1

де ro, xo – питомі опори, активні та індуктивні, лінії, Ом/км;

 Pі,Qі – активна та реактивна потужність і – тої ділянки лінії (кВт,кВАр);

 Lі – довжина і – тої ділянки лінії, км.

U% = 0,325*2,*108 + 2,4*10*0,592 / 14*0,382 = 7,21 %

4. Розрахунок аварійних режимів.

4.1. Розрахунок струмів короткого замикання.

Основною метою розрахунків к.з. являється розрахунок та вибір апаратів релейного захисту і перевірка чутливостійого спрацювання за вимогами ПУЭ.Розрахунок нижче приведенних величин виконують за наближиними формулами.

Періодичну складову струму трифазного короткого замикання визначають за формулою:

 I(3) = U / 1,73*√rΣ 2 xΣ 2 = U / √3*Zк , А (4.1)

де U – середня номінальна напруга , 400 В;

 x2Σ,r2Σ – сумарні активні та реактивні опори кола к.з.,Ом.

I(3) = 400 /1,73*0,036 = 64,2 А .

Опори, визначені для напруги 10кВ (лінії 10кВ), приводять до напруги 0,4 кВ за формулою:

 rпр = ro*L(U2 /U1)2 , Ом; (4.2)

xпр = xo*L(U2 / U2)2 , Ом.

де rо,xопитомі опори лінії 10 кВ, [2],Ом/км;

L – довжина лінії електропередачі, км;

 U2 / U1 – середня величина вторинної і первинної напруг(0,4 та 10,5), кВ.

 

rпр = 0,325*8*(0,4 / 10,5) = 0,1 ,Ом;

xпр = 0,592*8*0,038 = 0,2 , Ом.

Навантаження трьохфазного к.з. :

 S(3) = √3I(3)U (4.3)

S(3) = 1,73*58,58*0,38 = 38,51, кВА

Струм двохфазного к.з. визначається :

 I(2) = U /2Zк = 1,73 / 2 *I(3) = 33,31, А (4.4)

Ударний струм :

іуд = Ку√2*I(3) ,А (4.5)

де Ку – ударний коефіцієнт,який в установках низької напруги беруть 1,2… 1,3.

іуд = 1,2*1,41*64,2 = 108,62 А.

І(1) = 230 / (2,58 / 3) + 12,36 = 279,8 А.

Струм однофазного к.з. визначають за формулою :

 I(1) = Uф / (Z(1)m /3) + Zn ,А (4.6)

де Uф – фазна напруга ,230 В;

 Z(1)m – опір струму силового трансформатора при заземленні на корпус, вибираємо по таблиці 4.1;

 Zn – повний опір петлі фазний - нульовий провід лінії.

Повний опір петлі визначається за формулою :

 Zn = √(rоф *L + rон*L)2 + (xон *L)2 , (4.7)

де rоф, rон – питомий активний опір – фазного та нульового проводу ,Ом /км;

 xон – питомий індуктивний опір,для проводів з кольорових металів приймають рівним 0,6 Ом/км;

 L – довжина лінії,км.

Zn = √(0,72*8 + 0,7*8)2 + (0,6*8)2 = 12,36 ,Ом

При з’єднанні обмоток “зірка – зигзаг з нулем “ , тоді струм однофазного к.з. визначаємо за формулою:

 I(1) = Uф / Z(1)m + Zn ,А (4.8)

I(1) = 230 / 2,58 + 12,36 = 15,39 А

4.2. Опис схеми головних з’єднань підстанції.

Креслимо схему головних з’єднань підстанції в однолінійному виконанні , на якій вказуємо назву пристрою а також його технічні характеристику.

Головна схема електричнихз’єднань підстанції – це сукупність основного устаткування (трансформатори , лінії),збірних шин комутаційної й іншої первинної апаратури з усіма виконаними між ними з’єднанями. Данна підстанція призначена для живлення окремих споживачів. Підстанція являється понижуючою та складається з: розподільного пристрою вищої напруги (РПВН) ,трансформатор,розподільчий пристрій нижчої напруги .Так як у нас потужність трансформатора дорівнює 1000 кВА ми комплектуємо її запобіжником та роз’єднувачем.Головними вимогами до головних електричних схем є :

1) Автоматичність схеми ;

2) Експлуатаційні зручності схеми;

3) Економічність схеми.

4.3. Перевірка роботи апаратів підстації в нормальному та аварійному режимах.

Згідно з умовами ПУЕ електричну апаратуру вибираємо за параметрами :

- по напрузі Uа ≥ Uм ;

- по номінальному струму Iан ≥ Iр мх , (4.9)

- по комутаційним можливостям. Iа мах ≥ Iк мах ; Sа мах ≥ Sк мах .

Електродинамічну стійкість рахуємо за формулами :

іа мах ≥ іу(3); іа мах ≥ іа мах ≥ іу” (4.10) іа мах ˃ іу; іа мах = іу” .

Термічну стійкість апарата визначаємо за формулою :

[I(3)а мах]2 xta ≥ [I(3)к.з]2 хtзв (кА2 с), (4.11)

де I(3)а мах - струм термічної стійкості апарата,каталожні данні:апарати промисловістю виготовляються для часу термічної стійкості 1;3;5;10 с;

 I(3)к.з – струм к.з в точці установки аппарату;

 tзв – зведений час дії к.з, приймаємо 1,5…2 с

52 *1,5*0,2 = 0,2*1,5*52

Електродинамічну і термічну стійкість трансформаторів струм перевіряють за допомогою коефіцієнтів односекундної стійкості за формулами :

Імах = Кл*√2*Іні ≥ іу(3), А (4.12)

де Кл = 250 – коефіцієнт динамічної стійкості;

ІвІ – номінальний первинной струм.

Імах = 750 ˃ 99,11 , А

Щоб забезпечити задану точність вимірювання , потужність навантаження для трансформаторів струму визначають за формулами:[11,12,13];

 

 Sн ≥ S2 = Σ Sн + І2н2(Rк + Rпр) , або S2 = І2н2 * Z2 (4.13)

 

де Sн2,Zн2 – номінальна потужність та опір;

 S2,Z2 – розрахункове навантаження та опір;

Ін2 – вторичний номінальний струм,5 А;

 Rк – опір контактів,0,1,Ом;

 Rпр – опір проводів,Ом;

 Sпр – потужність струмового навантаження приладів,ВА.

S2 = 5*9,2 = 46 ВА.

Sн2 = 1000*5*2*(0,592 + 0,1) = 692 ВА.

4.4. Розрахунок захисту мережі 0,38 кВ від короткого замикання, перевантаження та перенапруги.

Згідно з ПУЭ – 87,3.1.8. стр 283,”электрические сети должны иметь защиту от токов к.з.”Лінії 0,38 кВ будуть захищені від к.з. за допомогою теплових та електромагнітних розчиплювачив,плавких вставок ,запобіжників.Вибір автоматичних вимикачив та запобіжників виконується за умовами розділу 4.3 .

Одже з допомогою розрахунків попереднього пункту ми вибрали автомат типу АП 502 ,який вимикае розсічку нульового проводу.Для додаткового захисту вибираемо блок “запобіжник вимикач” типу БПВ 31 - 34 з запобіжниками ПР – 2(рис.Д.4,в)

Розрахунок струмів спрацювання теплових розчіплювачів, автоматичних вимикачів виконуємо за формулою:

Іртр ≥ Кн*Ір мах , (4.14)

де Кн – коефіцієнт надійності , яким враховують умови пуску електро двигунів,приєднаних до лінії;Кн = 1 для легкого пуску зчасом 2…3 с,небільше 15 на годину ; та Кн = 1,25…1,5 для важких умов.

Ір мах - розрахунковий максимальний струм лінії0,38кВ;

 Іртр - розрахунковий струм спрацювання теплового розчиплювача.

Іртр = 1*58,58 = 58,58 А

Визначаємо коефіцієнт чутливості :

Іч = І(1)мін / Ід.тр ≥ 3; (4.15)

де І(1)мін - струм однофазного к.з зони захисту у найвіддаленішій точці лінії 0,38;

Ідтр – дійсне значення струму спрацювання теплового розчіплювача.

Визначають кратність спрацювання електромагнітного розчіплювача відносно теплового (АП 502)та визначаємо чутливість спрацювання відсічки :

Кчв = Ік.з(2)/Кв*Ідтр = Ік(2)/Іе.р.≥1,1 (4.16)

де Ік.з(2) – струм однофазного к.з в місці установки автомата;

Іе.р – установка спрацювання електромагнітного розчіплювача.

Кчв = / 33,31*4 = 8,32

Кчв ˃ 1,1

Розрахунковий струм спрацювання відсічки визначаємо за формулою :

Ірер = 1,25*І(3)к.з.мах , (4.17)

де І(3)к.з.мах - струм трьохфазного к.з. в точці установки попереднього захисту,

струм в кінці лінії 0,38 кВ, струм пусковий максимальної потужнсті АД та ін.

Ірер = 1,25*64,2 = 80,25 А.

Розрахунок параметрів спрацюванння ЗТ – 0,4 виконують за формулами [2,стр.329].

Струм спрацювання від міжфазних к.з.:

Іс.з = 1,1*(Ір,мах + 0,3*Ін.дв). (4.18)

де Ін.дв – номінальний струм АД найбільшої потужності.

Іс.з = 1,1*(58,58 + 0,3*50) = 80,93 А

Вибираємо установку реле ЗТИ – 0,4 з уставками: на міжфазне к.з. – 100 А; однофазне к.з. на нульовий провід – 40 А; замикання на землю 5 А.

Чутливість захисту визначають за формулами :

Кч = І(2)к.з.мін / Іу ≥ 1,5 , (4.19)

де І(2)к.з.мін – струм двохфазного к.з в кінці лінії;

Іу – струм вставки реле.

Кч = 33,31/16 = 2,08 ˃ 1,5

Струм спрацювання захисту від однофазних к.з. визначають :

Іс.з.о. = Кн*Ін.с,мах , (4.20)

де Кн = 1,2 – коефіцієнт надійності;

Ін.с,мах – максимальний струм максимальної несиметрії,який приймається 0,51р.мах.

Іс.з.о =1,2*20,4 = 24,5 А.

Струм плавкої вставки 16 А.Перевіряємо коефіціент чутливості :

Кч = (І(t)мін – Ін.с.мах) / Іу.д ≥ 1,5. (4.21)

де І(t)мін - струм однофазного к.з в кінці зони захисту;

Іу.д – струм вставки.

Кч = (15,39 – 20,4) / 16 = 14,12

Термічна стійкість трансформатора визначається за формулою :

 tп.в ˂ tдоп = 1500*І2н / (І(3))2 ˂ 5 с, (4.22)

де Ін - номінальний струм трансформатора з високої сторони ,А;

І(3) - струм к.з.низької сторони,приведений до високої сторони;

 t - час перегорання плавкої вставки.

tп.в ˂ tдоп = 1500*33,31 / 64,22 =1,2 с

Від атмосферної перенапруги силові трансформатори підстанції КТП захищаються за допомогою розрядників типу РВО – 10,які встановлені на стороні 10кВ та РВН, які встановленні на стороні 0,38кВ.Захист від ударів блискавки ми не виконуємо.Для відводу імпульсів для лінії 0,38 передбачається повторне захистне заземлення,яке виконується через кожні 200 метрів ,а також обов’язково на кінцевих опорах та на опорах вводу в будівлю.

4.5. Розрахунок заземлення підстанції 10/0,4 кВ та ліній 0,38 кВ.

Заземлення виконуємо за допомогою заземлюючих провідників та заземлювачів, з’єднаних між собою.Заземлювач безпосередньо стикаєтьсь з землею.Конструктивно (ЗП) стаціонарних установок виконується конструктивним,якщо електрообладннаня знаходиться в середині площадки,створенної заземленням.Коли ЗП служить для електрообладнання різних класів напруг та грозозахисту,або індивідуальним ,тобто для обладнання кожної напруги.

В електричних мережах, на підстанції ЗП виконується в основному загальним.Критерієм ефективності ЗП служить величина допустимого опору,при якому напруга та струм будуть безпечними для людини чи тварини .

При створенні ЗП визначаємо :

- визначення кількості заземлювачів,яка потрібна для побудови ЗП;

- визначення величини опору ,створеного ЗП,згідно будівельних вимог.

В сільському електропостачанні другий підхід має переваги ,так як підстанції займають малу площу,ЗП являється контурним.

Для розрахунку ЗП мережі 0,38 кВ вибираємо довжину заземлювачів,їх форму : стальний пруток.

Визначаємо розрахункову величину електричного опору:

  = Кс* ,Ом*м, (4.23)

де Кс – коєфіцієнт сезонності ,Кс = 1,5…2;

  - питомий опір грунту,Ом*м – чорнозем, орана земля , ῥ = 20 Ом*м

= 23Ом*м.

Опір одного вертикального заземлювача за формулою :

 Rв = 0,36*ῥр / L*(lg*(2L / d) + (½)*lg*(4t` + L / 4t` - L)) , (4.24)

де L – довжина заземлювача;

 d – діаметр електрода, d = 0,95*b.

 t` = L / 2 + t0 , (4.25)

де t0 – відстань заглиблення електрода 0,5…0,8 м

t` = 5 / 2*0,5 = 3

Rв = 0,36*23 / 5*((lg*10 / 0,5) +1/2*(12 +5 /12 – 5)) = 10,9 Ом.

Визначаємо еквівалентний опір всіх вертикальних заземлювачів :

 RBe = RB / nηB ,Ом (4.26)

де n – кількість вертикальних електродів;

 ηВ – коефіцієнт ефективності використання вертикальних електродів.

RBe = 10,9 /4*0,66 = 4,12 Ом.

Визначаємо опір розтікання струму горизонтальної смуги :

 Rr = (0,366*ῥp / Lгр )*lg*(2L2гр / t0*d) (4.27)

де Lгр – розрахункова довжина горизонтальної смуги ЗП, м;

 d – діаметр з’єднуючого стержня,d = 0,5*b;

 t0 – глибина заглиблення з’єднуючої смуги, t ≥ 0,5, Ом.

Rr = (0,366*23 / 6)*lg(2*62 / 0,5*0,5) = 3,5 Ом.

З врахуванням ефективності використання горизонтальної смуги визначають дійсний опір розтікання струму :

 R`r = Rr / η ,Oм (4.28)

де ηr – коефіцієнт ефективності використання горизонтальної смуги.

R`r = 3,5 / 0,45 = 1,6 Ом.

За правилом складання паралельних опорів визначаємо опір ЗП :

 Rк = RBe*R`r / R + R`r ≤ Rg , (4.29)

де Rg – допустима велечина опору .

Rк = 4,12*1,6 / 1,6 + 4 = 1,2 Ом.

Rк ˂ Rg .

5. Техніко-економічні показники проекту.

 

5.1. Розрахунок капітальних вкладень, витрат на амортизацію, обслуговування.

При визначенні економічного ефекту капітальних вкладень застосовується показник чистого прибутку, який являє собою перевищення суми доходів над витратами. Для інвестиційних проектів з невеликим строком будівництва по електропостачанню, з практично постійними щорічними доходами та витратами, користуємось критерієм оцінки ефективності капітальних вкладень, який визначаємо за формулою:

П = Д – З, (5.1)

де П – поточний річний чистий прибуток;

Д – вартість реалізованої продукції електричної енергії та інші доходи за рік;

З – річні затрати, які визначаються:

П = 56437,78 – 7143,087 = 49294,693 грн.

 

З = ЕК + В, (5.2)

де Е – норма прибутку, Е = 0,1;

К – капітальні вкладення;

В – щорічні експлуатаційні витрати з урахуванням амортизаційних відрахувань на реновацію.

Формула (5.2) використовується для оцінки статичних умов, практичній стійкості щорічних витрат. В практиці проектування наведений критерій називається приведеними затратами і для визначення економічних показників в курсовому проекті має вигляд:

З = ЕК + αрК + Воб.+ Вел. → min, (5.3)

де Е – коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, національна банківська ставка , 0,1% (10 %);

 αр – коефіцієнт реновації, який при нормативному строку служби електрообладнання 15 років приймається 0,0315 (3,15%);

К – капітальні вкладення вартість лінії електропередачі, підстанцій та інше;

Воб.- витрати на обслуговування мережі 0,38 кВ;

Вел. – вартість втрат електроенергії в елементах електропередачі, лініях, трансформаторах.

З = 0,1*4518 + 0,0315*4518 + 32457,6 + 57,45 = 7143,087

Капітальні вкладення лінії електропередачі, з різним перерізом проводів, визначаємо:

Кл = Ку L∑ , (5.4)

де Ку – питома вартість лінії, Ку= 11,5 грн/км [3];

 L∑ - загальна довжина лінії електропередачі з проводами відповідної марки перерізу, кількість опор кріплення проводів.

Кд =1416,5 * 2,4 = 3399,6

 

Питому вартість лінії [3] в цінах 1990-х років приводимо до вартості сучасної, в гривнях, за допомогою коефіцієнтів долларового еквіваленту та коефіцієнта інфляції.

Затрати на обслуговування визначаємо за нормами питомих умовних одиниць [2,стор. 485] та питомих затрат на обслуговування умовної одиниці, за формулою:

 n

Воб. = γni.y.y. , (5.5)

1

де γ – вартість обслуговування однієї умовної одиниці ( в рублевому еквіваленті – 28 руб./у.о.) [2];

 ni.y.y. – кількість умовних одиниць, необхідних для обслуговування проектуємої мережі [2].

Воб. = 322 * 100,8 = 32457,6 у.о

5.2. Розрахунок втрат електричної енергії.

Затрати на технічні витрати електричної енергії в лініях електропередачі визначаємо за формулою:

 n n

Вел. =(10-5*τ βел./U2 cos2 φ) ∑ P2i li roi= 3*10-5 τ βел.Σ I2ili roi , грн., (5.6)

  1.  1

де τ – число годин втрат, τ= 900 [2],рік;

Рі – розрахункова активна потужність і-тої ділянки лінії електропередачі, кВт;

 lі – довжина і-тої ділянки, км;

 ro – питомий опір проводу, Ом/км;

 βел.- вартість втрат електроенергії, грн/кВт·год.

Вел = (10-5*900*0,19*2,4*19,2*80,252) = 57,45 грн.

5.3. Розрахунок показників ефективності та прибутковості проекту.

Визначаємо прибуток від передачі (виробництва) електричної енергії, яка передається по лініям 0,38 кВ за формулою:

П = (Цт - Цк) * СРТм, грн., (5.7)

де Цт – тариф на продаж (транспортування) електроенергії, грн/кВт·год.;

С – собівартість передачі (виробництва) електричної енергії, грн/кВт·год;

Цк – тариф на купівлю електричної енергії;

Р – розрахункове навантаження підстанції, кВт;

Тм – число годин максимуму, рік [2 табл. 3.8].

 П = (0,28 – 0,19) * 738,4*0,003*3400 = 677,85 грн.

Собівартість, з врахуванням (5.3), відпущеної з шин 0,4 кВ електроенергії визначаємо за формулою:

 n

С = Σ В/РТм = αрК + Воб. + Вел./W, грн/кВт·год., (5.8)

1

С = 6691,287 / 3400*738,4 = 0,003 грн/кВт·год.,

Рентабельність визначаємо:

 

 R% = (П/К)100. (5.9)

R% =(677,85 / 4518)*100% =15 %

Період повернення капіталу, строк окупності:

Ток = 1/R = К/П. (5.10)

Ток = 4518 /677,85 = 6,6


Література

  1.  Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат, 1987 – 648 с.
  2.  Будзко И. А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат, 1990 – 496 с.
  3.  Справочник по сооружению сетей 0,4 – 10 кВ / Под. Ред. А.Д. Романова / - М.: Энергия, 1974 – 424 с.
  4.  Притака І. П. Електропостачання сільського господарства. – К.: Вища школа, 1983 – 343 с.
  5.  Методичні вказівки до виконання курсового проекту.

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

49292. Составление математической модели турбокомпрессора по заданным расходным характеристикам 149.54 KB
  В качестве недостатка таких методов можно привести пример когда для вновь создаваемого или форсируемого двигателя основной технической проблемой становится к примеру выбор параметров турбокомпрессора или топливного насоса высокого давления ТНВД. Применительно к турбокомпрессорам это могут быть расходные характеристики которые широко распространяются их производителями с целью увеличения рынка сбыта. 1 составить математическую модель турбокомпрессора.
49293. Учет заработной платы сотрудников предприятия 354.85 KB
  Задача «Учет заработной платы сотрудников предприятия» решается с целью получения сведений о средней и суммарной заработной плате каждого сотрудника с начала года до указанного месяца, упорядоченные по алфавиту.
49295. Разработка грузового плана нефтеналивного судна т/х «Сейфула Кади» 161.78 KB
  В данной работе разрабатывается грузовой план нефтеналивного судна т х Сейфула Кади выполняется расчет ходовых запасов; размещение груза расчет кренящего момента дифферентовка и соответствующее принятие балласта расчет остойчивости и прочности составления чертежа грузового плана. Основные характеристики и размерения судна: Тип Стальное однопалубное двухвинтовое наливное судно без седловатости с двойным дном двойным бортом с баком с машинным отделением и рубками расположенными в корме с 6 грузовыми танками.9 1438 63257...
49296. Автоматизация поддержания параметров микроклимата в животноводческом помещении 1.02 MB
  Состояние микроклимата закрытых животноводческих помещений определяет комплекс физических факторов температура влажность движение воздуха солнечная радиация атмосферное давление освещение и ионизация газовый состав воздуха кислород углекислый газ аммиак сероводород и др. Описание работы технологической линии ОВС включает калорифер радиальный центробежный вентилятор магистральный воздуховод и воздуховоды равномерной раздачи воздуха выходные отверстия которых оборудованы жалюзийными решетками. Отопительновентиляционная...