Министерство сельского хозяйства и продовольствия

Республики Беларусь

Белорусский Аграрный Технический Университет

Кафедра Электроснабжения с/х

Курсовой проект

по дисциплине "Электроснабжение сельского хозяйства"

на тему

"Электроснабжение населенного пункта Горны"

Выполнил

студент 4-го курса АЭФ

17э группы

Сачек А.В.

Руководитель

Кожарнович Г.И.

Минск – 2009

Аннотация

Курсовая работа представлена расчетно-пояснительной запиской на страницах машинописного текста, содержащей 22 таблицы, 5 рисунков и 5 схем и графической частью, включающей 2 листа формата А1.

В работе выполнены расчеты для определения расчетных электрических нагрузок, выбор числа и мощности трансформаторов, были составлены расчетные схемы сетей 10 и 0.38кВ, были произведены электрические расчеты этих сетей, определение допустимых потерь напряжения в этих сетях, а также потерь электрической энергии в этих сетях. Далее, было описано конструктивное исполнение линий и ТП, защита от перенапряжений и заземление, произведен расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов подстанции.

Графическая часть работы выполняется на двух листах формата А1 и включает в себя план электрических сетей 0.38 , расчетную схему линии 0.38кВ , а также конструктивная часть распределительных пунктов .

Содержание

Задание на курсовой проект

Аннотация

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Расчет электрических нагрузок

3. Выбор числа и мощности трансформаторов

4. Определение числа ТП и места их расположения

5. Составление схем сетей 10 и 0.38 кВ

6. Электрический расчет сети 0.38кВ

7. Электрический расчет сети 10кВ

8. Определение потерь электрической энергии

9. Конструктивное выполнение линий и ТП

10. Расчет токов короткого замыкания

11. Выбор аппаратуры подстанции

12. Защита от перенапряжений и заземление

13. Защита отходящих линий 0.38кВ

Литература

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электрической энергии во всех отраслях народного хозяйства – один из важнейших факторов технического прогресса.

На базе электрификации стала развиваться промышленность, электроэнергия стала "проникать" в сельское хозяйство и транспорт.

Сегодня все объекты сельского хозяйства используют электроэнергию, все жилые дома в сельских населенных пунктах имеют электрический ввод. Воздушными ЛЭП охвачены все населенные пункты. Однако, это не значит, что работы по электрификации сельского хозяйства закончились – электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, появляется необходимость в реконструкции, расширении линий электропередачи. Достаточно большие перспективы открываются перед электрификацией сельского хозяйства в будущем. Намечается повысить энерговооруженность сельского хозяйства, увеличить объем потребления электроэнергии в сельскохозяйственном производстве, а также отпуск ее на коммунально-бытовые нужды сельского населения.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленных предприятий и городов. Основные особенности – необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по все территории, низкое качество электроэнергии, требования повышенной надежности и т.д. Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационально решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.

1. Исходные данные

1. Населенный пункт Волынцы;

2. Существующее годовое потребление электроэнергии на одноквартирный жилой дом 1950 кВт·ч;

3. Тип потребительской подстанции – КТП;

4. Сопротивление грунта ρ=195 Ом·м

5. Коммунально-бытовые и производственные потребители в таблице 1.1 (из таблицы 2.1[2])

Таблица 1.1 Коммунально-бытовые и производственные потребители.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем всех коммунально-бытовых потребителей, присваиваем номера группам.

Расчетная мощность соизмеримых потребителей определяется по формулам:

где Pд, Pв, - соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n – количество потребителей в группе, шт.;

Pр – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт, определяем в зависимости от существующего годового потребления электроэнергии на одноквартирный жилой дом, Wсущ = 1950 кВт.ч по номограмме 3.1 [2] на седьмой год, Pр = 3,4 кВт;

Kд, Кв – соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей Kд = 0,3, Кв = 1 [1];

Ко – коэффициент одновременности (таблица 3.5 [2]).

Группа1

Проведем расчет для группы из 5 (Д-5) домов, подставляя числовые значения в формулы (2.1) и (2.2), получаем:

Аналогичным образом рассчитываем нагрузки для других групп. Данные сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Расчетные нагрузки коммунально-бытовых потребителей

Расчетная нагрузка всего н.п. Рр

Делим, все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группы:

Группа1

Жилые дома (79).

Группа2

Общеобразовательная школа на 190 учащихся, Клуб со зрительным залом на 300-400 мест, Сельская амбулатория на 3 врачебные должности, Баня на 5 мест.

Группа3

Детские ясли сад, Баня на 20 мест, Магазин на 4 места продовольственный.

2.2 Расчет нагрузки наружного освещения

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

(2.3)

где Pул.осв. – нагрузка уличного освещения, Вт; Руд.ул. – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5..7 м Руд.ул. = 5,5 Вт/м; lул. – общая длина улиц, м, из плана поселка lул. = 1712 м; Руд.пл. – удельная нагрузка освещения площадей, Вт/м; Fпл. – общая площадь площадей, м.

В данном случае площадь отсутствует. Подставляя числовые значения, получаем:

2.3 Расчет средневзвешенного cosj

Средневзвешенный cosj определяется из следующего выражения:

(2.4)

Где Pi – мощность i-го потребителя, кВт;

cosji – коэффициент мощности i-го потребителя;

Коэффициент мощности потребителей определяется из треугольника мощностей:

(2.5)

где S – полная мощность потребителя, кВА;

P – активная мощность потребителя, кВт;

Q - реактивная мощность потребителя, кВАр;

Потребитель "Общеобразовательная школа с мастерскими на 190 учащихся".

Подставляя числовые значения, получаем:

Аналогичным образом рассчитываем значения cosjд, cosjв для других производственных потребителей. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Расчет коэффициентов мощности производственных потребителей

Для жилых домов без электроплит принимаем (таблица 13,1 [5]):

cosjд = 0.9;

cosjв = 0.93;

Для нагрузки наружного освещения – лампы ДРЛ принимаем cosj = 0.9; Подставляя числовые значения, получаем:

2.4 Определение суммарной нагрузки

Суммируя расчетные нагрузки всех 3-ех групп по таблице 5.3[] получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший.

С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП:

2.5 Определение полной мощности

Полная мощность определяется по следующей формуле:

(2.6)

где – расчетная нагрузка, кВт;

cosjср.вз. – средневзвешенный коэффициент мощности.

Подставляя числовые значения в формулу (2.6) определяем полную дневную и вечернюю мощность:

3. Выбор числа трансформаторных подстанций. Определение допустимых потерь напряжения в сетях 0,38кВ

Для дальнейшего расчета составляем таблицу отклонений напряжения и определяем по ней допустимые потери напряжения в сетях. Согласно нормам технологического проектирования электрических сетей, потери в электрических сетях 0,38 кВ не должна превышать 8%, из них во внутренних сетях – 2%, во внешних - 6%. Потери напряжения в линии 10 кВ не должны превышать 10%. Надбавку трансформатора принимаем +7.5%, потери в трансформаторе -4% (при 100% нагрузке) и -1% (при 25%). Напряжение у потребителя не должно повышаться или снижаться более чем на 5% от номинального.

Таблица 3.1. Таблица отклонений напряжений

Полученные значения потерь напряжения в сетях будут использованы в дальнейшем расчете курсового проекта.

Число ТП для населенного пункта определяется по формуле:

Площадь населенного пункта F=0,313 определена по плану.

Допустимая потеря напряжения определяется по таблице отклонений [6] . В расчете мы приняли

Так как принимаем одну ТП.

4. Определение места расположения ТП

Для определения места расположения ТП на план поселка наносим оси координат, определяем координаты нагрузок и их групп. Результаты сводим в таблицу 4.1. Далее определяем координаты центра нагрузки, т.е. место расположения ТП. Координаты центра нагрузки определяются по следующим формулам:

(4.2)

(4.3)

где Xi и Yi – координаты центров нагрузок;

Pр – расчетная мощность потребителей или их групп.

Таблица 4.1. Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп для Т П 1

Таблица 4.2. Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп для Т П 2

Используя данные таблицы 4.1 и 4,2, подставляя числовые значения в формулы (4.2) и (4.3) получаем:

Для ТП1

Для ТП 2

Расположение ТП корректируем по месту с учетом требований заказчика, возможности подхода линии высокого напряжения и выхода линий низкого напряжения. Это место должно быть свободным от застроек.

5. Составление схемы сетей 0.38 кВ

Используя методические указания по составлению расчетной схемы 0.38кВ составляем расчетные схемы.

На расчетной схеме указываем:

- Источник питания (ТП);

- Линии (Л1,Л2, Л3);

- Номера узлов;

- Расстояние между узлами (в метрах);

- Шифр потребителя;

- Дневную и вечернюю расчетную мощность потребителя.

Рис.5.1 Схема сети 0,38 кВ ТП-1

6. Электрический расчет сети 0,38 кВ

Электрический расчет сети 0.38кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.

6.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки участков сети определяются по сумме расчетных мощностей участков сети, по следующей формуле:

Pр = Pнаиб. + SDР,

где Рр – расчетное значение максимальной мощности, кВт;

Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт;

SDР – сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой низковольтной сети (рисунок 5.1) определяем максимальные нагрузки. Для ТП 2, фидер 1:

Аналогично рассчитываем остальные линии и результаты сводим в таблицу 6.1

6.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

где P_i – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;

cosji - коэффициент мощности i – го потребителя.

Результаты дальнейших расчетов также приведем в таблице 7.1.

6.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

Для ТП2 фидер 1 участок сети 5-6:

кВА; кВА

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.1.

6.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

где Sр – расчетная мощность на участке, кВА;

Kд – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей Kд = 0.7

Для ТП2 фидер 1 участок сети 5-6:

кВт; кВт

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

6.5 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

Выберем марку и сечение проводов. В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений. При этом учитываем, что минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм² . Толщина слоя гололёда b=5 мм.

Для выбора сечения проводов используем справочные таблицы. Сечения подбираем таким образом чтобы эквивалентная мощность входила в пределы интервала экономических нагрузок.

Результаты сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 Предварительное сечения проводов на участках линии

6.6 Определение потерь напряжения на участках линии.

Находим фактические потери напряжения на участках ВЛ:

,

где Sp - расчетная мощность участка сети, кВА;

l_уч – длина участка, км;

Uн – номинальное напряжение на участке, кВ;

r0, x0 – соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по справочным таблицам для среднегеометрического расстояния между проводами 400 мм;

Потеря напряжения для ТП2 фидер 1 на участке 5-6 сети в процентах:

В;

В;

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 Потери линии 0,38 кВ

Производим расчёт потерь напряжения в конце самого протяженного участка, Таким является участок 16-8 ТП2 фидера3.

D =3,7%

DU_26-0в =3,92 %

Проверяем соблюдаются ли условия:

DUдоп% ³ DU_26-0 ,

где DUдоп – потеря напряжения в сети 0,38 кВ, DUдоп = 4 %.

Так как условие 4>3,7; 4>3,92 ; выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

7. Электрический расчет сети 10кВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок, изложенным в пункте 3.2 [1].

Рисунок 7.1. Схема сети 10кВ

7.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно – дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

Pр = Pнаиб. + SDР, (7.1)

где Рр – расчетное значение максимальной мощность, кВт; Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт; SDР – сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети (рисунок 7.1) определяем максимальные нагрузки.

7.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

(7.2)

Где Pi – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;

cosji - коэффициент мощности i – го потребителя, определяется по номограмме 15,2 [3] в зависимости от соотношения Рп/Р0. Значения cosji сведены в таблицу 6.1.

Таблица 7.1 Значения cosj для всех участков линии.

7.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

(7.3)

где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

Участок сети 9-8:

кВА,

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.

7.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

(7.4)

Где Sр – расчетная мощность на участке, кВА;

Kд – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей Kд = 0.7 [1].Получаем:

Участок сети 8-7:

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

7.5 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений. Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Т.к. рассчитываемая линия – 10кВ, то повторяемость – 1 раз в 10 лет [3]. Район по гололеду – I [3]. Для выбора сечения проводов используем приложение 33 [3]. Подбираем:

Участок 9-8:

Интервал экономических нагрузок (Приложение 33 [3]): 80…225 кВА.

Выбираем провод АС35 (т.к. по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ – АС35). Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

7.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

(7.5)

где Sp – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

Uн – номинальное напряжение на участке, кВ;

r0, x0 – соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по таблице приложений 1 и 15 для среднегеометрического расстояния между проводами 1000мм;

Потеря напряжения на участке сети в процентах определяется по следующей формуле:

(7.6)

Участок 8-7:

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.4.

Падения напряжения проверяем до населенного пункта Забелишины. В нашем случае этим участком является ИП-6 . Падение напряжение для этого участка будет определяется следующим образом:

Получаем:

%

Проверяем условие DUдоп ,

Где DUдоп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп = 6 %.

Так как условие 6 > 4,75 и 6>5,89выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

Таблица 6.4

8. Определение потерь электрической энергии

8.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

(8.1)

Где r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l – длина участка, км;

Imax – максимальное значение тока на участке, А:

(8.2)

t - время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь зависит от времени использования максимальной нагрузки T для сельскохозяйственных потребителей (определяется по таблице 3,8 [3]). Из задания: при годовом потреблении электрической энергии W =1350 кВт.ч – T = 1300 ч. По графику 5.5 [3] определяем t = 565 ч. ТП2 (Фидер 1) Участок 10-12:

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицы 8.1 и 8,2.

8.2 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по следующей формуле:

(8.3)

где DPм.н – потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, кВт;

Smax – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь трансформатора, ч;

DPх.х. – потери холостого хода трансформатора, кВт;

8760 – число часов в году.

Получаем:

8.3 Определение общих потерь.

Общие потери определяются по следующей формуле:

(8.4)

где DWтр – потери в трансформаторе, кВт.ч;

SDWтр – потери в фидерах, кВт.ч;

Получаем:

Таблица 8.1 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 1.