Скачать:  1361978089_2_kursovaya_s_ramkami_moy.zip [522,79 Kb] (cкачиваний: 0)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропере­дачи, работающих на определенной территории. Таким образом, электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обес­печивает возможность выдачи мощности электростанций, ее передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии (напряжения, тока) на подстанциях и ее распределение по некоторой террито­рии вплоть до непосредственных электроприемников.

К электрическим сельскохозяйственным сетям относятся сети 0,4-110 кВ потребителей: производственных объектов (фермы, птицефабрики, теплицы, мелиорация), коммунально-бытового и культурного обслуживания населения.

Основная особенность – малая плотность нагрузки предопределяет значительные затраты на сооружение распределительных сетей, доходящие до 70 % от общих затрат на сельское электроснабжение.

Система централизованного электроснабжения состоит из двух типов сетей:

- питающих (ВЛ 35 и 110 кВ) с подстанциями 110/35/10; 110/10; 35/10 кВ;

- местных (ВЛ-10 кВ) с подстанциями 10/0,4 кВ и линии 380/220 В.

Задача повышения пропускной способности сети решается за счет увеличения количества двух трансформаторных подстанций: ПС с нагрузкой свыше 2 МВА как правило двух трансформаторные; увеличения ПС с двухсторонним питанием; резервирования по напряжению 10 кВ путем сооружения перемычек, автоматического секционирования сетей 35 и 10 кВ (АВР, АПВ).

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети на 20 распределительных подстанций и питающую линию районной сети.

1 Электрический расчет сети

1.1 Определение места расположения РТП

Для того, чтобы определить место расположения районной трансформаторной подстанции (РТП) необходимо найти нагрузку, эквивалентную нагрузке всех потребителей, а также точку приложения этой эквивалентной нагрузки. В соответствии со схемой расположения потребителей имеем их привязку к системе координат (рисунок 1).

Рисунок 1 – Определение центра нагрузок

Определим центр дневных нагрузок по дневным нагрузкам:

Х_ЦД = ∑S_{Д * Х} / ∑S_Д, км                                                                                      (1) [8]

У_ЦД = ∑S_{Д * У} / ∑S_Д, км                                                                                      (2) [8]

где        ∑S_Д – сумма дневных нагрузок

∑S_{Д * Х} – сумма произведений S_Д на координату по оси Х

∑S_{Д * У} – сумма произведений S_Д на координату по оси У

Х_ЦД = 40393,75 / 3165 = 12,76 (км)

У_ЦД = 43331,25 / 3165 = 13,69 (км)

Таблица 1 – Расчет центра электрических нагрузок

Определим центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам:

Х_ЦВ = ∑S_{В * Х} / ∑S_В, км                                                                                       (3) [8]

У_ЦВ = ∑S_{В * У} / ∑S_В, км                                                                                       (4) [8]

где        ∑S_В – сумма вечерних нагрузок

∑S_{В * Х} – сумма произведений S_В на координату по оси Х

∑S_{В * У} – сумма произведений S_В на координату по оси У

Продолжаем расчет центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам:

Х_ЦВ = 46562,5 / 3630 = 12,83 (км)

У_ЦВ = 50175 / 3630 = 13,82 (км)

Определяем координаты центра электрических нагрузок:

Х_Ц.СР. = , км                                                                                       (5) [8]

У_Ц.СР. = , км                                                                                      (6) [8]

где        Х_ЦД - центр дневных нагрузок по дневным нагрузкам по оси Х

Х_ЦВ - центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам по оси Х

У_ЦД - центр дневных нагрузок по дневным нагрузкам по оси У

У_ЦВ - центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам по оси У

Х_Ц.СР. =  = 12,8 (км)

У_Ц.СР. =  = 13,8 (км)

Определим плотность Р_А

Р_А = , кВ/км²                                                                                             (7) [8]

где        F – площадь распределения электроэнергии

∑S_В – сумма вечерних нагрузок, т.к. вечерние нагрузки больше дневных

F = А * В, км²                                                                                                      (8) [8]

где       А – длина стороны по оси Х = 21,25 км

В – длина стороны по оси У = 22,5 км

F = 21,25 * 22,5 = 478,13 (км²)

Продолжаем расчет плотности Р_А

Р_А =  = 7,59 (кВ/км²)

Вывод: выбранное место расположения РТП соответствует требования ПУЭ в центре электрических нагрузок.

1.2 Выбор трансформаторов потребительских подстанций 10/0,4

Рассчитываем суммарную нагрузку дневную и вечернюю

День: ∑S = 3165 (из таблицы 1)

Вечер: ∑S = 3630

Выбираем трансформаторы на подстанция и по вечерним нагрузкам т.к. они больше чем дневные нагрузки.

Мощность выбранного трансформатора определяется по справочным материалам.

Таблица 2 – Мощности трансформаторов 10/0,4 кВ

Основные технические данные трансформаторов, необходимые для расчетов, заносим в таблицу 3.

Таблица 3 – Технические данные трансформаторов

1.3 Разработка схем распределительной сети 10 кВ (не меньше двух          вариантов)

Составление схемы распределительной сети выполняется, исходя из общих принципов построения конфигурации сети:

1)РТП должна быть расположена в центре электрических нагрузок.

2)Все потребители должны быть присоединены линиями электропередач непосредственно к РТП напрямую, либо через других потребителей.

3)Потребители второй категории должны иметь резервное питание.

4)Линии электропередач должны иметь минимальную длину.

5)Естественные и искусственные преграды должны быть либо обойдены             (холмы, непроходимые болота, озера, различные сооружения), либо пересечены под прямым углом (реки, железные и автомобильные дороги).

6)При наличии автомобильных дорог линии электропередач для удобства эксплуатации желательно располагать вдоль дороги.

7)На рисунках 2  составляем два возможных варианта сети в масштабе 1:250000.

Схемы сети проектируем в виде от 4 до 5 фидеров для обоих вариантов схем, к каждому из которых подключаются  подстанции 10/0,4кВ при равномерном распределении нагрузок по фидерам.

Рисунок 2 - Схема распределительной сети 10 кВ (вариант 1)

Рисунок 3 - Схема распределительной сети 10 кВ (вариант 2)

1.4 Выбор оптимального варианта распределительной сети

Выбор наиболее целесообразной схемы электроснабжения потребителей производится на основе технико-экономического сопоставления сравниваемых вариантов. Упрощенный метод технико-экономического сравнения вариантов заключается в следующем:

- разрабатываем 2 схемы сети 10 кВ;

- определяем момент М_э каждого фидера по обеим схемам сети;

- находим сумму всех М фидеров для обеих схем;

- сравниваем полученные суммы и принимаем для дальнейшего проектирования схему с меньшей суммой М всех фидеров.

Момент фидеров рассчитывается по формуле:

M =∑ Sn Ln, кВА*км                                                                                         (9) [8]

где       Sn – мощность, протекающая по n-тому участку фидера, кВА.

Ln – длина n-того участка фидера, км.

n – номер подстанции фидера.

По результатам измерений и расчетов составим таблицы 5 и 6 для двух вариантов.

Таблица 5 – Вариант 1

Продолжение таблицы 5

Таблица 6  - Вариант 2

Вывод: для дальнейшего расчета сети выберем 2 вариант т.к. его момент меньше.

1.5 Расчет нагрузок по участкам. Выбор проводов

Для расчета сечения проводов найдем нагрузки по участкам выбранной схемы сети 10 кВ. схема разбита на 5 фидеров.

Определим среднее значение времени использования максимальной нагрузки по      фидерам по формуле:

Т_ср.ф1 =                                                                  (10) [8]

где        S_n – мощность, протекающая по n-тому участку фидера, кВА

T – число часов использования максимальной мощности за год, час

n – номер подстанции фидера

Т_ср.ф1 =  = 2680 (ч)

Т_ср.ф2 =  = 2716 (ч)

Т_ср.ф3 =  = 2539 (ч)

Т_ср.ф4 =  = 2681 (ч)

Т_ср.ф5 =  = 2715 (ч)

Т_ср.ф<3000 ч. – из этого следует что ϳ_эк =1,3

Мощность протекающую по линии находим табличным методом.

Определяем токи по участкам фидеров по формуле:

I_уч=, А                                                                                                  (11) [8]

где       S_max - максимальная мощность на участке

U_Н – номинальное напряжение на участке

Определяем расчетное сечение проводов по формуле:

F_p=, мм²                                                                                                        (12) [8]

где       I_уч – ток на участке

j_эк – экономическая плотность тока

Подберем фактическое сечение проводов [12, табл 6,54]

Результаты расчетов записываем в таблицу 7

Таблица 7 – Расчет и выбор проводов ВЛ-10 кВ

Таблица 8 – Технические данные выбранных марок проводов.

Найдем индуктивное сопротивление проводов

Х_о = 0,144 lg+ 0.0157                                                                              (13) [8]

где       D_ср – среднее расстояние между проводами

r – радиус провода

АС-35: Х_о = 0,144 lg+ 0.0157 = 0,36

АС-50: Х_о = 0,144 lg+ 0.0157 = 0,36

АС-70: Х_о = 0,144 lg+ 0.0157 = 0,35

1.6 Проверка выбранных проводов по потере напряжения

Потери напряжения в сети 10 кВ считаем для всех фидеров и в таблицу выписываем  потери по каждому фидеру.

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                                                 (14) [5]

где        ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети по ПУЭ составляет 8% от номинального, что составит:                                                                                    [5]

∆U_доп = ,В                                                                                             (15) [8]

где        U_Н – номинальное напряжение, В

∆U_{доп =} = 800 (В)

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

∆U=I_уч*l_уч*(r_ocosφ+x_osinφ), В                                                                (16) [8]

где        I_{уч –} ток на участке фидера, А

l_{уч -} длина участка, км

r_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

x_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

cosφ=0,86 – коэффициент активной мощности

sinφ=0,51 – коэффициент реактивной мощности

Результаты расчета сводим в таблицу 9.

Таблица 9 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Продолжение таблицы 9

Потери напряжения на фидерах не превышает допустимые потери  напряжения 800В, то выбранные сечения проводов по потери напряжения проходят.

1.7 Определение потерь электроэнергии и КПД сети 10 кВ

Определим отпущенную электроэнергию потребителям:

W_отп1 = S_max * cosφ * T_max, кВт*ч/год                                                             (17) [9]

где        сosφ=0,86 -коэффициент активной мощности

S_нагр– мощность нагрузки трансформатора, кВА

Т_макс – число часов использования максимальной мощности за год, ч.

Полученные результаты вносим в таблицу 10

Таблица 10 - Отпущенную электроэнергию потребителям