Электрический расчет распределительных сетей
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Уральский государственный университет путей сообщения»
(ФГБОУ ВО УрГУПС)
Кафедра «Электроснабжение транспорта»
КУРСОВАЯ РАБОТА
По дисциплине: «Электрические сети и энергосистемы»
Тема работы: Проект распределительной сети 10 кВ
| Выполнил студент: Баяндин Павел Валерьевич 4 курса Группы СОэ-415(з) факультета «ЭМ» Специальности 23.05.05 Руководитель: доцент, кандидат технических наук, Шумаков К.Г. Дата сдачи:______________________ Дата защиты:_____________________ Оценка:_________________________ Подпись руководителя:______________ |
Екатеринбург
2019
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Уральский государственный университет путей сообщения»
(ФГБОУ ВО УрГУПС)
Кафедра «Электроснабжение транспорта»
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
Студент Баяндин Павел Валерьевич гр. СОэ-415(з)
Тема работы: Проект распределительной сети 10 кВ (вариант №39)
Срок сдачи работы: _10.06.2019_
Перечень вопросов, подлежащих исследованию или разработке:
1. Электрический расчет распределительных сетей.
1.1. Разработка вариантов схем;
1.2. Определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях;
|
|
|
1.3. Предварительное определение сечения проводов воздушных линий;
1.4. Экономические расчеты вариантов схем сети;
1.5. Определение отклонения напряжения на шинах подстанции;
1.6. Определение себестоимости передачи электрической энергии.
2. НИРС: Часть 1 – Заземляющие устройства______________________________
Часть 2 – Организация работ в электроустановках с оформлением наряда-допуска.
Исходные данные приведены в таблице 1.1 курсовой работы.
Руководитель _________________________________/____________/
дата подпись ФИО
Задание принял к исполнению __20.04.2019__________/____________/
дата подпись ФИО
План-график выполнения курсового проекта (работы)
Студент Баяндин Павел Валерьевич гр. СОэ-415(з)
Тема работы: Проект распределительной сети 10 кВ (вариант №39)
| Этапы работы | Сроки выполнения | Вид отчетности | Отметка о выполнении |
| 1. Выбор исходных данных | 21.04.19 | – | |
| 2. Электрический расчет распределительных сетей | 28.04.19 | Печатный отчет | |
| 3. Выполнение НИРС | 05.05.19 | Печатный отчет | |
| 4. Оформление пояснительной записки | 12.05.19 | Печатный отчет | |
| 5. Оформление графической части | 19.05.19 | Чертеж | |
| 6. Прикрепление эл.версии курсового в bb.usurt.ru для проверки на плагиат | 26.05.19 | Электронный отчет | |
| 7. Сдача пояснительной записки курсового проекта на кафедру | 10.06.19 | – |
|
|
|
Дата 20.04.2019 Подпись студента ________________/___________/
Дата 20.04.2019 Подпись руководителя _____________/____________/
Реферат
В данной курсовой работе всего: стр. 31, рис. 5, табл. 1, прил. 1, использованных источников 3.
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ СЕТЬ, ПОДСТАНЦИЯ, ИСТОЧНИК ПИТАНИЯ, ПОТРЕБИТЕЛЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР, ОТКЛОНЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА ШИНАХ, ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ, СЕБЕСТОИМОСТЬ.
Объектом исследования является проект распределительной сети 10 кВ железнодорожного узла, обеспечивающий требуемую надежность электроснабжения потребителей качественной электроэнергией и наибольшую экономичность работы сети.
Цель проекта – разработать и рассчитать оптимальный вариант схемы распределительной сети, выбрать число и мощность силовых трансформаторов на подстанциях, выполнить экономический расчет для выбранной схемы сети, определить себестоимость передачи электрической энергии, а также составить электрическую схему принятого варианта сети 10 кВ.
|
|
|
При проектировании электрической сети необходимо выбирать наиболее целесообразные мероприятия по обеспечению ее достаточной надежности. Задача проектирования систем электроснабжения общего назначения состоит в расчете нескольких вариантов питания, равноценных по техническим аспектам, среди которых необходимо выбрать оптимальный. Этот вариант должен быть экономически обоснованным с одной стороны и достаточно надежным с другой.
Содержание
1. Исходные данные. 6
2. Электрический расчет распределительных сетей. 7
2.1. Разработка вариантов схем сети. 7
2.2. Определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях. 10
2.3. Предварительное определение сечений проводов воздушных линий. 12
2.4. Экономические расчеты вариантов схем сети. 17
2.5. Определение отклонений напряжения на шинах подстанций потребителей в режимах максимальных и минимальных нагрузок. 20
2.6. Определение себестоимости передачи электрической энергии. 23
|
|
|
Заключение. 24
НИРС Часть 1 - Заземляющие устройства. 25
НИРС Часть 2 - Организация работ в электроустановках с оформлением наряда-допуска. 27
Библиографический список. 31
Приложение А.. 32
Исходные данные. Вариант 39
Таблица 1.1 – Исходные данные
| Номер расчетной схемы | 2 |
| Длины участков, км. | |
| l 1 | 1,5 |
| l 2 | 2,5 |
| l 3 | 2,5 |
| l 5 | 3,0 |
| l 6 | 3,0 |
| l 8 | 2,5 |
| l 9 | 2,0 |
| Стоимость электроэнергии, р./ кВт⋅ч | |
| β0 | 1,3 |
| Продолжительность использования максимума активной нагрузки, час/год | |
| T нб | 4200 |
| Мощность активной нагрузки, МВт | |
| С | 0,2 |
| Д | 0,6 |
| Л | 0,4 |
| М | 0,6 |
| Средний коэффициент мощности потребителей (cosϕ) | |
| С | 0,85 |
| Д | 0,90 |
| Л | 0,89 |
| М | 0,87 |
| Категория потребителей | |
| С | I |
| Д | II |
| Л | III |
| М | II |
Рисунок 1.1 – Расчётная схема. примечание: А – источник питания
Электрический расчет распределительных сетей
2.1. Разработка вариантов схем сети
В техническом задании на проектирование всегда дается план расположения источников питания и потребителей электроэнергии. В задании на курсовое проектирование план задается схематично, поэтому прежде, чем разрабатывать различные варианты схем сети, необходимо вычертить в масштабе план расположения источников питания и нагрузок по длинам, указанным в задании, что мы и сделали.
Для выбора оптимальной схемы сети разработано 3 варианта схем. Все разработанные варианты в одинаковой степени отвечают необходимым требованиям надежной работы электрической сети в нормальных и аварийных режимах и в то же время требуют для своего исполнения меньше оборудования, аппаратов и материалов. Из разработанных вариантов схем для дальнейшего расчета выбран наиболее выгодный по длине линий (с меньшей суммарной длиной линий). Обеспечение надежности электроснабжения потребителей произведено в соответствии с установленными категориями электроприёмников. Для потребителей первой категории должны применяться схемы, обеспечивающие бесперебойное питание в нормальных и послеаварийных режимах работы системы. В соответствии с правилами устройства электроустановок, перерыв в электроснабжении потребителей первой категории допускается на время автоматического включения резервного питания. Поэтому электроснабжение потребителей первой категории, как правило, осуществляется по двум линиям и от двух независимых источников питания, каждый из которых способен обеспечить полную потребную нагрузку потребителя первой категории. Независимыми источниками, в частности, считаются две секции сборных шин, не связанные между собой и питающиеся от разных генераторов электростанции. В исключительных случаях в качестве второго независимого источника питания могут применяться (для потребителей относительно небольшой мощности) передвижные электростанции и др. Для потребителей второй категории должны применяться схемы, обеспечивающие бесперебойное питание на полную мощность в нормальных режимах и на часть мощности, указанную в исходных данных, при плановых отключениях элементов сети. Перерыв в электроснабжении потребителей второй категории допускается на время включения резервного питания действиями дежурного персонала. Схемы питания от двух независимых источников в данном случае могут применяться при условии, если их выполнение требует меньших затрат, чем осуществление схем с питанием от одного источника по двум линиям. Резервное питание всегда оправдывается, если подстанция с нагрузкой второй категории расположена таким образом, что ее электроснабжение возможно осуществить заходом одной из проходящих вблизи линий. Для потребителей третьей категории должны применяться схемы, обеспечивающие питание без резервирования, т.е., как правило, присоединение потребителя к сети производится одной линией. Перерыв в электроснабжении потребителей третьей категории допускается до одних суток. Присоединение потребителей этой категории двумя линиями может осуществляться в том случае, когда вторая линия является резервом для расположенного вблизи от него потребителя второй, а иногда и первой категории.
Если подстанция осуществляет электроснабжение нагрузок различных категорий, то схема сети, служащая для питания такой подстанции, должна отвечать требованиям надежности, установленным для высшей категории нагрузок. В этом случае питающая сеть обеспечивает аварийное питание на полную мощность нагрузки первой категории, и если это оправдывается экономически, то дополнительно обеспечивает полностью или частично нагрузку второй категории. Нагрузку третьей категории в аварийном режиме можно отключить (но не больше, чем на одни сутки).
Рисунок 2.1 – Вариант схемы №1
Рисунок 2.2 – Вариант схемы №2
Рисунок 2.3 – Вариант схемы №3
Наиболее оптимальным выберем вариант схемы №1
2.2. Определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях
На понизительных подстанциях, как правило, устанавливаются трехфазные трансформаторы. При выборе числа трансформаторов на подстанции необходимо учитывать наличие резерва по сети, возможность быстрой замены поврежденного трансформатора, категорию потребителей и другие факторы. На подстанциях 110 кВ и ниже рекомендуется устанавливать не более двух трансформаторов. Повышение мощности подстанции целесообразнее производить заменой работающих трансформаторов единицами большей мощности, а не установкой дополнительного трансформатора. Когда увеличение мощности подстанции нельзя осуществить заменой трансформаторов на более мощные, выгоднее сооружать вторую подстанцию, а не проводить полную реконструкцию подстанции с установкой третьего трансформатора, так как стоимость сооружения и эксплуатации однотрансформаторных подстанций всегда меньше, чем модернизация подстанций с 3-мя или 4-мя силовыми трансформаторами. Мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции определяется послеаварийным режимом работы, когда один из трансформаторов отключается, а второй должен обеспечить электроснабжение в следующих размерах: на полную мощность потребителей первой категории и на часть мощности, указанную в исходных данных, для потребителей второй категории. При этом нужно учитывать допустимую в послеаварийных режимах перегрузку трансформаторов с масляным охлаждением на 40 % на время максимума общей суточной нагрузки, продолжительностью не более 6 часов в течение 5 суток, если есть передвижной трансформаторный резерв, и коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора не выше 0,75.
Коэффициентом заполнения графика нагрузки называется отношение площади, ограниченной суточным графиком нагрузки, к площади прямоугольника, сторонами которого являются абсцисса t = 24 ч и ордината I макс, равная максимальному току нагрузки за сутки.
Расчетная мощность трансформатора для потребителей первой и второй категории вычисляется по формуле:
,где K 1 – коэффициент, учитывающий категорию потребителя (для всех потребителей он равен 1);
S з – заданная мощность потребителя;
1,4 – коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку трансформатора на 40 %.
Заданная мощность потребителя определяется из выражения:
где Pз – заданная активная мощность;
cos 
– заданный коэффициент мощности.
Полная мощность S раскладывается на две составляющие: активную мощность P и реактивную мощность Q
S = P + jQ. (2.3)
Реактивная мощность определяется по формуле:
(2.4)
или:
(2.5)
Для потребителей третьей категории при установке одного трансформатора его мощность определяется из выражения:
S расч ≤ Sз (2.6)
Номинальные мощности трансформаторов выбираются по каталогу, при выполнении условия Sном ≥ S расч:
2.3. Предварительное определение сечений проводов воздушных линий
В настоящее время для сооружения воздушных линий напряжением 6 – 10 кВ рекомендуется применять сталеалюминевые или алюминиевые провода. По условиям механической прочности принимаются многопроволочные сталеалюминевые провода, сечением не менее 16 мм2 и алюминиевые провода, сечением не менее 25 мм2.
Экономическое сечение проводов определяется из условия минимальных ежегодных эксплуатационных расходов по каждой линии. Экономическое сечение проводов F эк новой линии рассчитывают по максимальному току (мощности) нагрузки в нормальном режиме работы и по экономической плотности тока, используя выражение:
или
где j э – экономическая плотность тока, А/мм2
U н – номинальное напряжение сети.
Полученное сечение провода округляется до ближайшего стандартного
значения
Для радиальных линий с несколькими нагрузками возможны два варианта выполнения. При большой длине участков сечение на каждом из них определяется по максимальным токам, протекающим по этим участкам. Если же расстояния между нагрузками небольшие, то для удобства монтажа сечение проводов принимается одинаковым на всех участках линии, в этом случае в выражения (2.7) и (2.8) следует подставить эквивалентный ток, или эквивалентную мощность, рассчитанные по формулам:
где n – количество участков линии с различными нагрузками;
Ik – ток, протекающий на k-том участке;
S k – мощность, протекающая на k-том участке;
l k – длина k-того участка.
При расчете Sэкв` мы не учитывали Sл, так как она относится к III группе потребителей.
По произведенным расчетам выбираем сталеалюминевые голые провода с сечением проводов равное 95 мм2.
Рисунок 2.4 – схематический план участка сети с точкой разделения активных и реактивных мощностей нагрузок
В линиях с двусторонним питанием при определении мощностей, протекающих на головных участках, можно пользоваться длинами вместо сопротивлений (при условии, что сеть на всех участках выполнена однородно, т. е. марка и расположение проводов на всех участках одинаковые). Для сети, показанной на рисунке 2.4, при равенстве напряжений источников питания мощности, протекающие на головных участках, рассчитываются по формулам:
Правильность расчетов мощностей на головных участках проверяется равенствами:
Потоки мощностей на других участках определяются согласно первому закону Кирхгофа для узла (сумма токов в узле равна нулю). Например, на рисунке 1 мощность, протекающая по участку 1-2, равна:
Точка раздела мощностей (на рисунке 2.4 это точка 3) получается автоматически.
В простых замкнутых сетях и в линиях с двусторонним питанием сечение проводов на участках выбирается, как правило, одинаковым, т.е. экономическое сечение рассчитывается по эквивалентным нагрузкам (выражения 2.9 или 2.10).
Полученное экономическое сечение проводов проверяется на допустимый нагрев, по максимально возможному току, протекающему по линии в послеаварийных режимах работы. В двухцепных линиях за расчетный послеаварийный режим принимают схему с отключением одной из двух параллельных линий. В сетях с двусторонним питанием выбранные одинаковыми на всех участках линии сечения проводов проверяются по максимальному току, протекающему на головном участке у одного из источников питания, при отключении второго источника.
Длительно допустимая нагрузка на неизолированный провод марки АС-70, при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С – 330 А.
Найдем максимальный расчетный ток:
Проверку по допустимому току выбранного сечения провод проходит.
2.4. Экономические расчеты вариантов схем сети
Выбор наиболее целесообразной схемы электроснабжения осуществляется в результате сравнения общих технико-экономических показателей по нескольким возможным, технически равноценным вариантам схемы. К числу этих показателей относятся: стоимость капитальных затрат и стоимость суммарных ежегодных эксплуатационных расходов.
Капитальные затраты вычисляются по укрупненным показателям стоимости элементов сети и элементов принципиальных схем первичной коммутации подстанций (включая силовые трансформаторы). Годовые потери электроэнергии в линиях и трансформаторах можно определить по потерям активной мощности и по времени максимальных годовых потерь.
Потери электроэнергии в линии (кВт⋅ч) рассчитываются по формуле
или
,где: I k макс – максимальный ток, протекающий по k-тому участку линии, А;
S k макс – максимальная мощность, протекающая по k-тому участку линии, кВ⋅А;
R k – активное сопротивление k-того участка линии, Ом;
τ – время максимальных годовых потерь, час/год;
U н – номинальное напряжение сети, кВ.
Для расчета времени максимальных годовых потерь можно использовать приближенную формулу:
где T нб – продолжительность использования максимальной нагрузки, час/год
Потери активной электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах одинаковой мощности определяются по формуле:
где ΔP кз – потери активной мощности в обмотках трансформатора, равные потерям короткого замыкания, кВт;
ΔP хх – потери активной мощности в сердечнике трансформатора, равные потерям холостого хода, кВт;
n – число параллельно включенных трансформаторов;
S з – заданная мощность нагрузки на трансформаторы;
S н – номинальная мощность одного трансформатора;
t – время работы трансформаторов (в курсовой работе можно принять t = 8760 часов за год).
Суммарные потери в сети
Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала. Отчисления на амортизацию, текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала выражаются в процентах от капитальных затрат на сооружение сети.
Ежегодные эксплуатационные расходы по сети можно представить следующим выражением:
где β0 – стоимость 1 кВт⋅часа потерянной электроэнергии, р./ кВт⋅ч;
ΔW a – годовые потери активной электроэнергии в сети, кВт⋅ч;
K c – капитальные затраты на сооружение сети, р.;
pΣ – отчисления на амортизацию, текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала в относительных единицах;
K у – коэффициент удорожания, K у = 30;
Согласно существующим нормативам, суммарные отчисления в относительных единицах можно принять равными:
а) для воздушных линий на деревянных опорах – 0,1;
б) для воздушных линий на деревянных опорах с железобетонными
пасынками– 0,085;
в) для воздушных линий на железобетонных опорах – 0,04;
г) для кабельных линий – 0,05;
д) для оборудования подстанций – 0,08 ÷ 0,1.
При выполнении курсовой работы можно принять линию на железобетонных опорах.
Величины отчислений на амортизацию, текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала для линий (pлΣ ⋅ Kл ) и оборудования подстанций (pпΣ ⋅Kп ) следует определять раздельно:
Тогда
2.5. Определение отклонений напряжения на шинах подстанций потребителей в режимах максимальных и минимальных нагрузок
Режим максимальных нагрузок рассчитывается по заданным мощностям потребителей.
Определение уровня напряжения на шинах 10 кВ подстанции М на рисунке 2.4 проводится по формуле:
где U A – напряжение на шинах источника А` (можно принять равным 10,5 кВ);
P A , Q A – активная и реактивная мощности, протекающие по участку А-1;
R A1 , X A1 – активное и реактивное сопротивления проводов на участке А-1.
,и т. д. до точки раздела мощностей в линии с двусторонним питанием.
Для регулирования напряжения на силовых трансформаторах с помощью изменения коэффициента трансформации применяются переключатели без возбуждения (ПБВ) или устройства РПН (регулирование под нагрузкой). Трансформаторные подстанции железнодорожных узлов, как правило, комплектуются трансформаторами с ПБВ, имеющими четыре дополнительных ответвления ± 2 × 2,5% на обмотке высокого напряжения.
Такие трансформаторы работают на одном ответвлении при всех режимах нагрузки (от максимальной до минимальной). Поэтому напряжение ответвления выбирается по среднему значению между максимальным и минимальным напряжениями на шинах 10 кВ.
При выборе ответвлений следует учесть потери напряжения в трансформаторах, которые определяются из выражения:
где P, Q – активная и реактивная нагрузки на трансформаторы;
R тр , X тр – активное и реактивное сопротивления трансформаторов, приведенные к высшему напряжению;
U д – действительное напряжение на шинах 10 кВ подстанции (в курсовой работе можно подставить номинальное напряжение).
Сопротивления трансформаторов можно найти, используя выражения:
где ΔP кз – потери короткого замыкания, кВт;
U н – напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;
S н – номинальная мощность трансформатора, кВ⋅А;
u k – напряжение короткого замыкания, %.
Если на подстанции одновременно работают два трансформатора одинаковой мощности, то сопротивления R тр и X тр необходимо разделить на два.
Действительное напряжение у потребителя будет равно:
Зная уровни напряжений на шинах подстанции, можно рассчитать отклонения напряжения из выражения
где U д′ – действительное напряжение на шинах подстанции, полученное в предыдущем расчете.
При расчетах режима минимальных нагрузок принять, что они составляют 30% от максимальных (заданных) нагрузок.
Тогда:
По результатам расчетов отклонений напряжения у каждого потребителя в режимах максимальных и минимальных нагрузок можно сделать выводы о необходимости регулирования напряжения, если отклонения превышают допустимые ПУЭ. При выполнении курсовой работы принять допустимые отклонения напряжения в пределах ± 5% от номинального значения. В данном случае регулирование напряжения не требуется.
2.6. Определение себестоимости передачи электрической энергии
Себестоимость передачи и распределения электроэнергии в р./кВт⋅ч определяется по формуле
где Э г – годовые эксплуатационные расходы, р.;
W a – количество переданной за год активной электроэнергии, кВт⋅ч;
Pmax – суммарная активная мощность потребителей в режиме
максимальных нагрузок, кВт;
T нб – продолжительность использования максимальной нагрузки, час.
Заключение
В данной Курсовой работе были рассмотрены следующие вопросы:
1. На основе исходных данных разработано 3 варианта схем электроснабжения, потребителей электроэнергии 10 кВ, выбрана одна оптимальная схема сети (рисунок 2.1), с учётом необходимых требований надежной работы электрической сети в нормальных и аварийных режимах.
2. Определено число и мощность силовых трансформаторов на подстанциях:
«С» - два трансформатор ТМ-250/10; «Д» - два трансформатора ТМ-630/10; «Л» - один трансформатора ТМ-630/10; «М» два трансформатора ТМ-630/10.
3. Определено сечение проводов воздушных линий из условия минимальных ежегодных эксплуатационных расходов по каждой линии 
. рассчитанное по эквивалентной мощности 
. Выбран сталеалюминевый провод марки АС-95
4. Приведён экономический расчёт выбранного варианта схемы, определены годовые потери электроэнергии в линиях 
, а также в двухобмоточных трансформаторах 
c учётом расчета времени максимальных годовых потерь 
. Определены ежегодные эксплуатационные расходы 
.
5. Рассчитан уровень напряжения на шинах 10 кВ подстанции «М» при максимальной нагрузке = 10,385 кВ, действительный уровень напряжения у потребителя 
, а также уровень напряжения на шинах 10 кВ подстанции «С» при максимальной нагрузке = 10,361 кВ, действительный уровень напряжения у потребителя 
. Допустимые отклонения напряжения в пределах ± 5% от номинального значения.
6. Определена себестоимость передачи электрической энергии 
, равная 1,524 рубля за кВт в час. 
7. Графическая схема распределительной сети 10 кВ представлена в приложении А.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 952; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!