Электроснабжение военного городка

Содержание 

 
 
 
 

 

 

Введение 

      Курсовой  проект на тему «Электроснабжение  военного городка» представляет собой разработку технического проекта питающей линии и распределительной сети военного городка.

      В качестве исходных данных для проектирования выдается генеральный  план военного городка  со спецификацией, топографическая  карта местности  с нанесенными  существующими линиями электропередачи и указанными координатами строящегося городка, а также план зданий со спецификацией помещений и оборудования. Кроме  того, указывается место строительства и климатические условия, и технические условия на присоединение проектируемой сети к местной энергосистеме (координаты точек присоединения, номинальное напряжение существующей линии и допустимая потеря напряжения в проектируемом ответвлении). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Расчёт нагрузок городка 

    Определение расчётной мощности электроприёмников военного городка является главной задачёй при проектировании электрической сети. Расчетные нагрузки зданий определяются в зависимости от установленной (номинальной) мощности нагрузок P_у по формуле:

  

  P_р=0,9ּ11,9=10,7 кВт

где    Kс – коэффициент спроса, учитывающий неодновременность включения, неравномерность нагрузки, К.П.Д. потребителей и потери в сети.

    На  стадии технического проекта при отсутствии подробных данных об электроприемниках P_у определяют по средней удельной мощности нагрузки P_уд на 10 м² площади здания отдельно от осветительной и силовой нагрузок:

    Р_уд = Р × S,

где S – площадь здания в м² с учетом числа этажей.

P_уд=40ּ792/1000=31,7 кВт

    Расчет  нагрузки городка  в целом производят по формуле, куда подставляют значение полной мощности, так как расчет трансформаторных подстанций я произвожу руководствуясь ее значениями:

    

,

где К_нм = 1 – для сети напряжением до 380 В.

       К_нм = 0,9 – для распределительной сети напряжением 6…20 кВ.

      К_нм = 0,81 – для питающей сети напряжением 6…20 кВ.

S_расч=0,9ּ1549,89=1394,9 кВА 
 

   Расчетная таблица нагрузок городка дана в  Приложении 1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   2. Выбор числа, мощности и мест установки

   трансформаторных  подстанций 

      Число и мощность трансформаторных подстанций (ТП) выбираем исходя из экономических соображений в зависимости от поверхностной плотности нагрузок городка в целом. Для нахождения числа ТП необходимо определить в начале оптимальную мощность ТП, при которой суммарные расчетные затраты минимальны. ЕЕ определяют по формуле:

     

где G – поверхностная плотность нагрузок городка, кВА/га;

S_опт=24³√37,9²=270,72 кВА

      К - коэффициент, зависящий от номинального напряжения распределительной сети, удельной протяжённости линии на 1 га площади, допустимой потери напряжения  в сети, материала провода, стоимости сооружения ТП и распределительных сетей, отчислений на ремонт и обслуживание.

     Поверхностная плотность нагрузки определяется по формуле:

     

, кВA/га,

где S – площадь городка.

G=1394,9/36,75=37,9 кВA/га

     Коэффициент К при напряжении 380/220 В плотности нагрузок 10…60 кВA/га, удельной протяженности линии 0,2 км/га и алюминиевых проводов принимается равным 20…24.

     Число подстанций определяется в зависимости  от оптимальной мощности ТП по формуле:

     

     N=1394,9/270,72=5,16~ 6 шт

     Площадь городка, с целью  выбора более оптимального числа ТП, берется  равной 36,75 га. 
 

     Первая  зона:

     

∑Р=353,7 кВт

     ∑Q=139,4 кВар

     cos j  = 0,93 

     Так как cos j  в пределах допустимого, то КУ в данной зоне применять нецелесообразно.

     По  расчетным данным выбираем трансформатор  ТМ-400 6/04, мощностью 400 кВА.

     Так как в зоне  находятся потребители 2 категории, то ТП будет содержать 2 трансформатора.

     Вторая  зона:

     ∑Р=150,32 кВт

     ∑Q=31,77 кВар

     cos j  = 0,97

     Компенсирующее  устройство не используется, так как cos j  = 0,97 лежит в пределах допустимого.

     Используется  трансформатор ТМ-160 6/0,4. Так как в зоне расположены потребители 2 категории, то на ТП будут 2 трансформатора.

     Третья  зона:

     ∑Р=479,19 кВт

     ∑Q=170,33 кВар

                                               cos j  = 0,94

     Компенсирующее  устройство не используется, так как cos j  = 0,94 лежит в пределах допустимого.

     Используется  трансформатор ТМ-630 6/0,4, мощностью 630 кВА.

     Так как в зоне не расположены  потребители 2 категории, то на ТП будет 1 трансформатор. 
 

     Четвертая зона:

     ∑Р=220 кВт

     ∑Q=112,94 кВт

     cos j  = 0,88

     Так как cos j  меньше 0,93 то будет использоваться компенсирующее устройство УК1-0,4-75 У3. cos j  = 0,98.

     Используется  трансформатор ТМ-250 6/0,4, мощностью 250 кВА. Так как в зоне расположены здания 2 категории, то на ТП будут 2 трансформатора. 

     Пятая зона:

     ∑Р=132,8 кВт

     ∑Q=85,83 кВАР

     

cos j  = 0,83

     Так как cos j  меньше 0,93 то будет использоваться компенсирующее устройство УК1-0,4-50 У3. cos j  = 0,96.

     Используется  трансформатор ТМ-160 6/0,4, мощностью 160 кВА. Так  как в зоне расположены здания 2 категории, то на ТП будут 2 трансформатора. 

     Шестая  зона:

     ∑Р=127,47 кВт

     ∑Q=83,37 кВАР

     

cos j  = 0,83

     Так как cos j  меньше 0,93 то будет использоваться компенсирующее устройство УК1-0,4-50 У3. cos j  = 0,96.

     Используется  трансформатор ТМ-160 6/0,4, мощностью 160 кВА. Так  как в зоне расположены здания 2 категории, то на ТП будут 2 трансформатора. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Место расположений подстанций ТП 1 – 6

     ТП – 1

   

     ТП – 2

     ТП – 3

     ТП – 4

     ТП – 5

 

     ТП – 6

   Таблица 1 - Расчетная таблица по определению трансформаторных подстанций и

   потребляемой ими мощности

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   3. Выбор схемы и трассы электрической

   сети  свыше 1000В 

     Для начала выберем схему  и трассу электрической  сети. Трасса ВЛ должна иметь протяженность, обеспечивая в то же время выполнение прямой схемы сети. Наряду с этим надо стремиться к минимальному количеству переходов через железные дороги, автомобильные дороги, минимальному количеству поворотов трассы. Выбор схемы электрической сети осуществляется в соответствии с требованиями ПУЭ (гл.1.2). Имеющиеся в сети электроприёмники 2-ой категории рекомендуется обеспечивать электрической энергией от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. При выборе схемы учитывают требования по надёжности и живучести.

     Принимаем решение на устройство кольцевой схемы электрической сети, таким образом соседние подстанции взаиморезервируют друг друга, тем самым обеспечиватеся категорийность потребителей. Распределительные сети по площадкам городка принимаются кабельными. Выбрав магистральную схему распределительной сети, выбираем трассу ВЛ на топографической карте и строим продольный разрез трассы ВЛ. Опоры ЛЭП берутся железобетонные так как по карте видно, что трасса проходит по лесам и болотам, что означает повышенную влажность. Фундаменты опор ЛЭП устраиваются усиленными с щебневой засыпкой, чтобы обеспечить устойчивость на болотистых грунтах. Переходы через препятствия осуществляются с анкерными опорами по обе стороны преграды. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   4. Электрический расчет сети свыше 1000 В 

   4.1 Распределительная  сеть

   Задачей электрического расчёта  сети является определение  сечений проводов и кабелей. В соответствии с ПУЭ (1.3.25) выбор сечений проводов и кабелей свыше 1000В производится по экономической плотности тока с последующей проверкой по допустимой потере напряжения.

   

    где: I – расчётный ток в час максимума электросистемы, А

          J – нормированное значение экономической плотности тока,

   равное 1,9 А/мм .

   Начертим  схему кабельной  ЛЭП 
 

     

   

   

   

   Расчет  линии

   Определим точку раздела кольцевой схемы:

   P_п=936 кВт

   Р_А-1=936-372=564 кВт

   Р_1-2=564-155,2=408,8 кВт

   Р_2-3=408,8-592,2=-183,4 кВт

   Точкой  раздела является ТП № 3

   Видно что моменты нагрузок на участке А-3 больше, чем на А¹-3, поэтому расчет ведем для одного участка.

     Находим номинальный рабочий ток на участке А-3:

   

   

;

   

% (определяем по ГОСТ 13109-67)

   Рассчитываем  потери напряжения, выбираем кабель АПВвГ

   Для кабеля АПВвГ 3*70 величины сопротивлений следующие r=0,44 ом/км x=0,08 ом/км

   Потери  напряжения рассчитываем по формуле: 
 

   Участок А-3 (самый нагруженный)

 

    %

    %

    % 

      %

     

    , кабель подходит. 

   4.2 Воздушная линия 

   

    где: I – расчётный ток в час максимума электросистемы, А

          J – нормированное значение экономической плотности тока,

   равное 1,9 А/мм .

   

   Находим номинальный рабочий  ток:

    ;       

   Находим сечение

    ;        

   

   

    , провод подходит 
 
 
 
 
 

   5. Механический расчет проводов ВЛ выше 1 кВ

     Задачей механического расчета  проводов воздушной линии является определение максимально допустимых пролетов в городке и вне городка, при которых в расчетных условиях механическое напряжение в проводе не превышает допустимого, а нижняя точка провода не приближается к земле ближе допустимого расстояния.

     Климатические условия: Орловская область

     V_{ветра max}= 29 м/c; q_max = 40 даН/м²

     Максимальная  толщина стенки гололеда: b = 15 мм.

     Температура воздуха: Мах = +40⁰С, Мin = - 40⁰C.

1. Удельная нагрузка от собственного веса:

где G – вес 1 км провода, даН;

       F – сечение провода, мм².

2. Удельная  нагрузка от веса льда при гололеде

где b – толщина стенки гололеда, мм;

      d – внешний диаметр провода.

3. Суммарная удельная нагрузка от собственного веса и льда

 

4. Удельная нагрузка от давления ветра на провод при отсутствии гололеда

,

где К_l – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку, равной 1,2 – при длине пролета 50 м; 1,1 – при длине пролета 100 м. 

 

     a - коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету ВЛ, принимаемый равным 0,85 даН/м²;

    С_х – коэффициент лобового сопротивления, принимаемый для проводов и тросов диаметром менее 20 мм – 1,2;

    Q – нормативный скоростной напор ветра.

  
 

5. Удельная  нагрузка от давления ветра на провод при  гололеде

 

6. Результирующая  удельная нагрузка от собственного веса провода и  давления ветра на провод при отсутствии гололеда

 

 

7. Результирующая  удельная нагрузка от собственного веса провода, веса льда при гололеде и давлении ветра  на провод при гололеде

 

       

     Для обеспечения необходимого запаса прочности допустимое напряжение в проводе согласно ПУЭ следует принять равным 50 % от s_вр=15 дан/мм², т.е.

s_max=s_доп=7,5 дан/мм². 

      Определяем  критическую длину  пролета:

      

      Так как заданный пролет 100 метров и больше l_кр, то наибольшее максимальное напряжение s_max=7,5 дан/мм² будет в проводе при максимальной удельной нагрузке и температуре – 5⁰ С. 

     Определяем  напряжение при гололеде