Подсчёт электрических нагрузок
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
- Подсчёт электрических
нагрузок
3 - Подсчёт нагрузок по объекту электрификации в целом и его
характеристика
- Подсчёт нагрузок по участкам воздушной линии 380/220 В 3
- Выбор мощности и
типа трансформатора
7 - Выполнение воздушной линии 0,38 кВ 8
- Электрический расчёт линий 0,38 кВ 9
- Определение допустимых потерь напряжения 9
- Выбор проводов
11 - Проверка линии на колебание напряжения при
пуске электродвигателей 14
- Выбор защиты отходящих от трансформаторной подстанции
линий 380/220 В
- Защита от атмосферных перенапряжений 22
- Расчёт повторных заземлений и заземления трансформаторной
подстанции
- Выбор оборудования трансформаторной подстанции 26
- Спецификация оборудования 28
- Заключение
29
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Основой системы сельского электроснабжения являются электрические сети. К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения относятся те, по которым более 50% расчетной нагрузки передается и распределяется между производственными сельскохозяйственными потребителями, а также непроизводственными и бытовыми потребителями в сельской местности.
Электроснабжение производственных предприятий в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов. Основные особенности: необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по всей территории; низкое качество электроэнергии; требования повышенной надежности и т.д.
Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.
Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии направлены на реконструкцию модернизацию и строительство электрических сетей с применением дополнительного оборудования и материалов.
В настоящее время для систем электроснабжения сельскохозяйственных потребителей наиболее актуальны такие мероприятия, как: замена недогруженных трансформаторов на потребительских подстанциях трансформаторами меньшей мощности; замена проводов на перегруженных участках линий проводами большего сечения (в том числе самонесущими изолированными проводами); повышение качества электроэнергии и компенсация реактивной мощности в электрических сетях.
Самонесущие изолированные провода (далее - СИП) применяют для ЛЭП с рабочими напряжениями 0,4 кВ, 10 кВ и 20 кВ 50 Гц npи температуре от -50 до 50 °С. Они обеспечивают работу линии даже при схлестывании проводов или падении на них деревьев. При применении СИП снижаются реальные эксплуатационные расходы до 80%, отсутствует гололедообразование на проводах, уменьшается ширина просеки.
В связи с ростом потребления электрической энергии в производственной сфере наиболее перспективным направлением развития распределительных сетей на напряжение 0,4 кВ является применение воздушных линий с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ).
1 ПОДСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
1.1 Подсчёт нагрузок по объекту электрификации в целом
и его характеристика
Производственный участок СПК «Звенячи» Толочинского района имеет специализацию мясомолочношерстного направления с хорошо развитой внутренней отраслью растениеводства и промышленности. Он находится на расстоянии 17 км от районной подстанции. Климат местности носит умеренно-континентальный характер с расчетной зимней температурой -250С, числом грозовых часов в году не более 40 и районом с толщиной стенки гололеда – II. Нормативная ветровая нагрузка составляет 250 Па, существенно преобладают суглинистые почвы.
Различают дневной Pд и вечерний Pв расчётные максимумы нагрузки потребителя или группы потребителей.
Расчётные нагрузки потребителей несоизмеримой мощности (отличается в 4 и более раз) и разнородных групп суммируют пользуясь таблицей надбавок (табл.3.6 [3]). Сумму нескольких нагрузок получают в результате прибавления к большей нагрузке надбавок DP, соответствующих меньшим слагаемым нагрузкам P.
Значения полных мощностей на участках сети напряжением 0,38 кВ определяют по формуле
S=
где значения сosj принимаем по таблице 2 ([6]).
Таблица 1. Нагрузки потребителей.
|
Потребитель |
Расчетная нагрузка, кВт |
Мощность эл. двигателя, кВт | |
Дневной максимум |
Вечерний максимум | ||
2. Коровник на 100 коров с электроводонагревателем |
13 |
13 |
- |
9. Кормоприготовительный цех |
20 |
10 |
- |
11. Ферма откорма КРС |
50 |
40 |
14 |
13. Овцеводческая ферма |
10 |
25 |
- |
15. Зернохранилище 500 т |
14 |
4 |
- |
23. Кирпичный завод 1,5 млн. кирпича в год |
25 |
8 |
20 |
1.2 Подсчёт нагрузок по участкам воздушной линии 400/230 В
Чтобы рассчитать нагрузки, выберем место расположения ТП и нанесем низковольтные линии. Разобьём линию №1 на участки и составим расчетную схему.
Рисунок 1 - Расчетная схема фидера №1.
Подсчет нагрузок по участкам ведем от конца линии к ТП, величину их указываем на расчетной схеме.
Участок 1-2 Кирпичный завод 25/8.
Pд = 25 кВт;
Pв = 8 кВт;
Значение коэффициента мощности определяем из соотношения
соsφд=0,75; соsφв=0,8;
Sд = = 33,33 кВА; Sв = = 10 кВА.
Участок ТП-1 Кирпичный завод 25/8, кормоприготовительный цех 20/10.
Pд=25+DP20 =25+12,5=37,5 кВт
Pв=10+DP8 =10+4,8=14,8 кВт
соsφд=0,75; соsφв=0,8;
Sд = = 50 кВА; Sв = = 18,5 кВА.
Разобьём линию №2 на участки и составим расчетную схему.
Рисунок 2 - Расчетная схема фидера №2.
Участок ТП-1 Ферма откорма КРС 50/40;
Pд = 50 кВт;
Pв = 40кВт;
соsφд=0,78; соsφв=0,84;
Sд = = 64,1 кВА; Sв = = 47,62 кВА.
Разобьём линию №3 на участки и составим расчетную схему.
Рисунок 3 - Расчетная схема фидера №3.
Участок 2-3 Коровник 13/13.
Pд = 13 кВт;
Pв = 13 кВт;
соsφд=0,8; соsφв=0,89;
Sд = = 16,25 кВА; Sв = = 14,61 кВА.
Участок 1-2 Овцеводческая ферма 10/25, коровник 13/13.
Pд=13+DP10 =13+6=19 кВт
Pв=25+DP13 =25+7,9=32,9 кВт
соsφд=0,9; соsφв=0,95;
Sд = = 21,11 кВА; Sв = = 34,63 кВА.
Участок ТП-1 Овцеводческая ферма 10/25, коровник 13/13, зернохранилище 14/4.
Pд=14+DP13+DP10=14+7,9+6=27,9 кВт
Pв=25+DP13+DP4=25+7,9+2,4=35,3 кВт
соsφд=0,85; соsφв=0,93;
Sд = =32,82 кВА; Sв = = 14,61 кВА.
Подсчет нагрузок уличного освещения.
Нагрузка уличного освещения определяется по формуле
Pул=PудĦl, Вт (1.2)
где Pуд – удельная мощность, для улиц и дорог местного значения
шириной 5 – 7 м составляет 3 Вт/м (табл.15.4 [3]);
l – длина расчетного участка, м.
Нагрузка наружного освещения территории хоздворов принимается из расчета 250 Вт на помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора.
Линия 1: Участок 1 – 2 Pул=3∙90+3∙(50+50)∙2+250=1120 Вт;
ТП – 1 Pул=3∙90+3∙(40+80)∙2+250+1120=
Линия 2: Участок ТП – 1 Pул=3∙120+3∙(40+80)∙2+250=1330 Вт = 1,33 кВт.
Линия 3: Участок 2 – 3 Pул=3∙60+3∙(50+80)∙2+250=1210 Вт;
1 – 2 Pул=3∙60+3∙(40+80)∙2+250+1210=
ТП–1 Pул=3∙30+3∙(40+80)∙2+250+2360=
Таблица 2 - Подсчет нагрузок и выбор проводов по участкам ВЛ 380/220 В
Расчетный участок |
Длина расчетного участка, м |
Расчетная мощность участка, кВт |
Коэффициент мощности |
Полная мощность, кВА |
Уличное освещение, кВт |
Количество, марка и сечение проводов |
Потеря напряжения в % от номинального | ||||||||
в дневной максимум |
в вечерний максимум |
сos jд |
сos jв |
Sд |
Sв |
в дневной максимум |
в вечерний максимум |
в фонарном проводе | |||||||
на расч. участке |
от начала линии |
на расч. участке |
от начала линии |
на расч. участке |
от начала линии | ||||||||||
ВЛИ1 |
СИП-2 |
||||||||||||||
ТП-1 |
90 |
37,5 |
14,8 |
0,75 |
0,8 |
50 |
18,50 |
2,36 |
3х35+1х25+ 1х35 |
2,69 |
2,69 |
0,51 |
0,51 | ||
1-2 |
90 |
25 |
8 |
0,75 |
0,8 |
33,33 |
10 |
1,12 |
3х35+1х25+ 1х35 |
1,79 |
4,48 |
0,24 |
0,75 | ||
ВЛИ2 |
СИП-2 |
||||||||||||||
ТП-1 |
120 |
50 |
40 |
0,78 |
0,84 |
64,1 |
47,62 |
1,33 |
3х50+1х25+ 1х50 |
3,53 |
3,53 |
0,38 |
0,38 | ||
ВЛИ3 |
СИП-2 |
||||||||||||||
ТП-1 |
30 |
27,9 |
35,3 |
0,85 |
0,93 |
32,82 |
37,96 |
3,42 |
3х25+1х25+ 1х25 |
0,80 |
0,80 |
0,96 |
0,96 |
0,25 |
0,25 |
1-2 |
60 |
19 |
32,9 |
0,9 |
0,95 |
21,11 |
34,63 |
2,36 |
3х25+1х25+ 1х25 |
1,06 |
1,86 |
1,75 |
2,71 |
0,34 |
0,59 |
2-3 |
60 |
13 |
13 |
0,8 |
0,89 |
16,25 |
14,61 |
1,21 |
3х25+1х25+ 1х25 |
0,77 |
2,63 |
0,73 |
3,44 |
0,17 |
0,76 |
- ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРА
Мощность трансформатора для его работы в нормальном режиме рекомендуется выбирать по экономическим интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок, чтобы выполнялось условие:
Sэ.н .< Sрасч £ Sэ.в., кВА (2.1)
где Sэ.н. и Sэ.в. – соответственно нижняя и верхняя границы интервалов
нагрузки для трансформаторов принятой номинальной
мощности (таблица 41 [4]), кВА;
Sрасч – расчетная нагрузка подстанции, кВА.
Для определения расчетной нагрузки необходимо найти суммарную дневную и вечернюю нагрузки трансформатора, большую из них принимают за расчетную. Нагрузки суммируют методом надбавок, но мощность уличного освещения учитывают полностью.
Рисунок 4 - Расчетная схема.
Расчётная нагрузка для ТП
Pдå=50+DP37,5+DP27,9=50+24,6+
Pвå =40+DP35,3+DP14,8 +РулΣ= 40+23+9+2,36+1,33+3,42 =79,11 кВт;
; соsφд=0,78; соsφв=0,84;
Sдå = = 118,2 кВА; Sвå = = 94,2 кВА.
Принимаем расчетную мощность Sрасч=118,2 кВА.
Для производственной нагрузки из соотношения 87 < 118,2 < 145 принимаем Sн.т.=100 кВА.
Таблица 3 - Паспортные данные трансформатора
Номинальная мощность, кВА |
Верхний предел номинального напряжения обмотки ВН, кВ |
Потери, Вт |
Напряжение к.з. в % от ном. |
Ток х.х. в % от номинального |
Сопротивление тр-ра при однофазном к.з. Z(1)т (Ом) | ||
х.х. |
к.з. | ||||||
Уровень А |
Уровень В | ||||||
100 |
10 |
330 |
365 |
1970 |
4,5 |
2,6 |
0,779 |
- ВЫПОЛНЕНИЕ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 0,4 кВ
Все опоры воздушных линий с изолированными проводами (далее ВЛИ) 0,38 кВ выполняются на базе стоек СВ 95-2, СВ 110-1-а по проекту воздушных линий с изолированными проводами.
Расположение ТП 10/0,4 кВ, сложных опор на линиях, их типы, а также количество промежуточных опор, марки и сечения проводов на каждом участке указаны на плане ВЛИ 0,38 кВ.
Крепление проводов на магистральных участках линий осуществляется только за нулевой несущий провод. На промежуточных опорах — с помощью поддерживающих зажимов, а на анкерных — с помощью натяжных зажимов.
Для крепления зажимов применяются крюки (угольники). При этом изоляция нулевой жилы от крюка (угольника) не требуется.
Для устройства ответвлений к вводам в здания применяются специальные натяжные зажимы, подсоединяемые к тем же крюкам (угольникам) на опорах.
Расстояние от самонесущих изолированных проводов ВЛИ до отметки поверхности проезжей части улиц при высшей температуре воздуха или расчетной толщине стенки гололеда и температуре воздуха -50С должно быть не менее 6,0 м. Расстояние до поверхности земли при этих условиях должно быть не менее 4,5 м.
При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от магистрали ВЛИ к вводам расстояние от самонесущих изолированных проводов при наибольшей стреле провеса до земли, тротуаров и пешеходных дорожек допускается уменьшить до 3,5 м. Расстояние до поверхности земли от изолированных проводов ввода должно быть не менее 2,75 м.
Расстояние от проводов ВЛИ до деревьев и кустов не нормируется.
4 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ЛИНИЙ 0,4 кВ
4.1 Определение допустимых потерь напряжения
Расчет сети по отклонениям напряжения ведут для двух случаев: для нагрузок 100 и 25% максимума. Очевидно, в первом случае потеря напряжения в сети наибольшая и напряжение у удаленных потребителей самое низкое. Следовательно, линию рассчитывают так, чтобы отклонение напряжения были больше –5%, то есть V100³-5%Uн.
Наоборот, при нагрузке 25% максимума потеря напряжения в сети приблизительно в 4 раза меньше, поэтому напряжение, особенно, у близко расположенных к источнику питания потребителей, может значительно превысить номинальное. В этом случае принимают меры, чтобы отклонения напряжения при нагрузке 25% не были больше +5%, то есть V25£+5%Uн.
Шины питающих подстанций. Для определения отклонения напряжения на шинах подстанции при максимальной нагрузке используем указанный уровень напряжения питающей линии U=10,5 кВ.
Трансформаторы. При прохождении тока через обмотки трансформатора потерю напряжения в них определяют по формуле:
где Sрасч – расчетная нагрузка трансформатора, кВА;
Sн – номинальная мощность трансформатора, кВА;
а - активная составляющая напряжения короткого замыкания, %.
где DРм – потери в меди, кВт.
(4.3)
где - потери в меди по паспорту, кВт;
р - реактивная составляющая напряжения к.з., %.
где k - напряжение к.з. по паспорту, %.
В трансформаторах происходит не только потеря напряжения, но и повышение – надбавка напряжения. С учетом особенностей конструкции трансформатора надбавка составляет +7,5%.
Допустимую потерю напряжения в воздушной сети определяют из таблиц отклонений напряжения, составленных для данной схемы сети.
Уровень напряжения в точке присоединения питающей линии составляет 10,5 кВ, тогда отклонение напряжения при Smax составляет 5 %.
Рисунок 5 – Схема элементов сети.
Таблица 4 - Таблица отклонений напряжения
|
Элемент электроустановки |
Отклонения напряжения (%) при нагрузке | |
ТП | ||
100% |
25% | |
Сборные шины 10 кВ |
+5 |
0 |
Линия 10 кВ |
-6,33 |
-1,58 |
Трансформатор: |
||
надбавка |
+7,5 |
+7,5 |
потеря |
-5,17 |
-1,29 |
Линия 0,38кВ |
-6 |
- |
Потребитель |
-5 |
+4,63 |
Определим потери короткого замыкания в трансформаторе при фактической нагрузке
Активная составляющая напряжения к.з.
Реактивная составляющая напряжения к.з.
Потеря напряжения в трансформаторе
Найденное значение заносим в таблицу со знаком «минус». Допустимая потеря напряжения в сетях напряжением 0,38 и 10 кВ при полной нагрузке составит
DU100 = +5+7,5-5,17-(-5)=12,33 %
Полученное значение распределяют примерно поровну между линиями (но на линию 10кВ разрешено отпускать до 60%) и заносят в таблицу со знаком минус.
В период минимальной загрузки в наихудших условиях находится ближайший к шинам подстанции потребитель. Вследствие того, что потребитель может быть присоединен непосредственно к шинам подстанции, потерю напряжения до него принимают равной нулю, в таблице прочерк.
Отклонения напряжения у ближайшего потребителя при минимальной нагрузке
V25 = 0-1,58+7,5-1,29=4,63%, что соответствует требованиям.
4.2 Выбор проводов
Провода электрических сетей по допускаемым потерям напряжения выбирают в следующем порядке:
а) составляют таблицу отклонений напряжения, из которой определяют допускаемую потерю напряжения DUдоп для проектируемой линии;
б) определяют моменты всех участков линии и сумму моментов всех участков линии
Mn=Sn∙ln, кВА∙км (4.5)
где Sn – полная мощность на расчетном участке, кВА;
ln – длина расчетного участка, км.
SМ=М1+М2+М3+…+Мn
в) для расчетного участка определяют удельную потерю напряжения DUуд по выражению
Значение DU½доп и SМ| для расчетного участка находят по выражениям:
DU½доп=DUдоп-D UфS (4.8)
SМ| =SМ-SМнач,
где DUфS - суммарная фактическая потеря напряжения от начала
линии до расчетного участка, %/кВА∙км;
SМнач – сумма моментов всех участков от начала линии до
расчетного, кВА∙км;
г) по значениям DUуд и cosj по таблицам принимают марку и площадь сечения провода и для выбранного провода по той же таблице определяют удельную фактическую потерю напряжения.
д) определяют фактическую потерю напряжения на расчетном участке
DUф=DUуд.ф.∙Мn, % (4.10)
где Мn – момент расчетного участка, кВА·км.
Все расчетные данные по выбору проводов сводим в таблицу 2.
Выбор проводов для ВЛИ №1.
Допустимая потеря напряжения в наружной сети с учетом того, что потери во внутренних сетях в производственном секторе равны 1,5 %, составит:
DU|доп=6-1,5=4,5%.
Расчет ведем по дневной нагрузке, так как она преобладает на всех участках.
Определим моменты участков и суммарный момент
МТП – 1=50∙0,09=4,5 кВА∙км;
М1 – 2=33,33∙0,09=3 кВА∙км;
SМ=4,5+3=7,5 кВА∙км.
Участок ТП – 1: DUуд = 4,5/7,5=0,6%/кВА∙км;
cosjд=0,75;
Принимаем провод СИП-2 3х35+1х25+1х35; DUуд.ф.=0,597%/кВА∙км;
Фактические потери напряжения на расчетном участке
DUф=0,597∙4,5=2,69%.
Участок 1-2 DUIдоп=4,5-2,69=1,81%;
SМI = 3 кВА∙км;
DUуд=1,81/3=0,603%/кВА∙км;
cosjд=0,75;
Принимаем провод СИП-2 3х35+1х25+1х35; DUуд.ф.=0,597%/кВА∙км;
DUф=0,597∙3=1,79%.
Выбор проводов для ВЛИ №2.
Расчет ведем по дневной нагрузке, так как она преобладает на всех участках. Определим моменты участков и суммарный момент
МТП – 1=64,1∙0,12=7,69 кВА∙км;
SМ=7,69 кВА∙км.
Участок ТП – 1: DUуд = 4,5/7,69=0,585%/кВА∙км;
cosjд=0,78;
Принимаем провод СИП-2 3х50+1х25+1х50; DUуд.ф.=0,459%/кВА∙км;
DUф=0,459∙7,69=3,53%.
Выбор проводов ВЛИ №3.
Расчет ведем по вечерней нагрузке. Определим моменты участков и суммарный момент
МТП – 1=37,96∙0,03=1,14 кВА∙км;
М1 – 2=34,63∙0,06=2,08 кВА∙км;
М2– 3=14,61∙0,06=0,88 кВА∙км;
SМ=1,14+2,08+0,88=4,09 кВА∙км.
Участок ТП – 1: DUуд = 4,5/4,09=1,1%/кВА∙км;
cosjв=0,93;
Принимаем провод СИП-2 3х25+1х25+1х25; DUуд.ф.=0,84%/кВА∙км;
DUф=0,84∙1,14=0,96%.
Участок 1-2 DUIдоп=4,5-0,96=3,54%;
SМI = 2,08+0,88=2,96 кВА∙км;
DUуд=3,54/2,96=1,19%/кВА∙км;
cosjв=0,95;
Принимаем провод СИП-2 3х25+1х25+1х25; DUуд.ф.=0,843%/кВА∙км;
DUф=0,843∙2,08=1,75%.
Участок 2-3 DUIдоп=3,54-1,75=1,79%;
SМI = 0,88 кВА∙км;
DUуд=1,79/0,88=2,034%/кВА∙км;
cosjв=0,89;
Принимаем провод СИП-2 3х25+1х25+1х25; DUуд.ф.=0,833%/кВА∙км;
DUф=0,833∙0,88=0,73%.
Так как дневная нагрузка на одном участке больше, чем вечерняя, то произведем проверку потери напряжения в дневной максимум.
Участок ТП-1 Для провода СИП-2 3х25+1х25+1х25; при cosjд=0,85
DUуд.ф.=0,815 %/кВА∙км
DUф =DUуд.ф.∙Мд=0,815∙32,82∙0,03=
Участок 1-2 Для провода СИП-2 3х25+1х25+1х25; при cosjд=0,9
DUуд.ф.=0,833 %/кВА∙км
DUф =DUуд.ф.∙Мд=0,833∙21,11∙0,06=
Участок 2-3 Для провода СИП-2 3х25+1х25+1х25; при cosjд=0,8
DUуд.ф.=0,792 %/кВА∙км
DUф =DUуд.ф.∙Мд=0,792∙16,25∙0,06=
Найденные значения потерь напряжения DUф для каждого участка заносим в соответствующую колонку таблицы 2. Потери напряжения от начала линии для каждого участка представляют собой сумму потерь данного участка и предшествующих от начала линии.
Из таблицы видно, что потери напряжения от начала линии до наиболее отдаленных точек составляют в дневной максимум 4,48; 3,53; 3,44%, что не превышает DUдоп=4,5%. Провода выбраны правильно. Результаты расчетов заносим в соответствующие колонки таблицы 2.
Для расчета потерь напряжения в фонарном проводе для любого участка необходимо мощность уличного освещения этого участка, в кВт, умножить на его длину lул, в км, и на удельную потерю напряжения DUуд, в %/кВА·км, для фонарного провода
DUул=DUуд ∙Рул∙lул, % (4.11)
DUтп-1=2,407∙2,4∙0,09=0,51 %.
Результаты расчета остальных участков заносим в соответствующие колонки таблицы 2.
4.3 Проверка линии на колебание напряжения при пуске электродвигателей
При пуске асинхронных электродвигателей пусковые токи многократно превышают значения номинальных. Поэтому в сети возникают большие потери напряжения, в результате снижается напряжение и на зажимах двигателей. В связи с этим после расчета сети по допустимым потерям напряжения необходимо ее проверить кратковременные колебания напряжения при пуске двигателей. Снижение напряжения в момент пуска электродвигателя определяется по формуле
где Zт – полное сопротивление трансформатора, Ом;
Zс –сопротивление сети, Ом;
Zд – полное сопротивление двигателя, Ом.
Сопротивление сети определяем по формуле
где Zл – полное сопротивление линии, Ом.
Зная марку провода, рассчитывают активное сопротивление линии. Поскольку линия выполнена изолированными проводами, то индуктивное сопротивление принимают равным нулю, тогда
