ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.03.2024
Просмотров: 343
Скачиваний: 0
СОДЕРЖАНИЕ
1. Структура курсового проекта (курсовой работы)
2. Задание на курсовой проект (курсовую работу)
3. Методические указания по выбору исходных данных
4. Методические указания по выполнению курсового проекта (курсовой работы)
4.2. Расчет электрических нагрузок промышленных предприятий
4.3. Расчет электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей
4.4. Проектирование цехового электроснабжения
4.7. Выбор сечений проводов воздушных линий
4.7.1. Выбор марок и сечений проводов вл 35–10 кВ
4.7.2. Выбор марок и сечений проводов вл 0,38 кВ
4.7.3. Выбор марок и сечений кабелей 0,38 кВ промышленных предприятий
4.9. Проверка сечения выбранных проводов воздушных линий и выбор жил кабелей по условию нагрева
4.11. Расчет токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ
4.11.1. Расчет начального значения периодической составляющей токов трехфазного короткого замыкания
4.11.2. Методы расчета несимметричных коротких замыканий. Составление схем замещения
4.11.3. Расчет токов однофазного короткого замыкания
4.11.6. Расчет ударного тока короткого замыкания
4.11.7. Учет сопротивления электрической дуги
4.12. Выбор и проверка выключателей и предохранителей напряжением выше 1 кВ
4.14. Грозозащитные и повторные заземления
4.15. Технико-экономические показатели
5. Примерное содержание и порядок выполнения курсового проекта (курсовой работы)
5.2. Проектирование цехового электроснабжения
5.4. Определение расчетных нагрузок тп-2 населенного пункта
5.5. Электрический расчет вл 10 кВ
5.5.1. Составление таблицы отклонений напряжений
5.5.2. Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в вл 10 кВ
Расчет нагрузок на участках вл 10 кВ
Электрический расчет сети 10 кВ
Электрический расчет кл-1 и кл-2 сети 0,38 кВ тп-1
5.6.2. Выбор количества и трасс вл 0,38 кВ сельского населенного пункта
5.6.3. Выбор сечений проводов и расчет потери напряжения в вл 0,38 кВ
Электрический расчет вл-2 сети 0,38 кВ
5.7. Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронных двигателей
5.8. Расчет токов коротких замыканий
I. Расчет трехфазного к.З. В сети 10 кВ
II. Расчет токов к.З. В сети 0,4 кВ от тп-1
Расчет однофазного к.З. В точке к-5
III. Расчет токов к.З. В сети 0,4 кВ от тп-2
Расчет токов коротких замыканий в сети 10 и 0,38 кВ
5.9.2. Выбор автоматов и предохранителей в сети 380 в. Проверка их чувствительности
Iпр.Ном Iрасч (дл.Доп); Iвс.Ном 3Iдл.Доп (расч);
5.10.2. Расчет заземления на тп-2 10/0,4 кВ населенного пункта
5.10.2. Расчет заземления на тп-2 10/0,4 кВ населенного пункта
Заземляющее устройство (ЗУ) ПС 10/0,4 кВ одновременно используется при напряжениях ниже и выше 1000 В. Поэтому, согласно ПУЭ [16, п. 1.7 57], сопротивление ЗУ (Rз) должно быть не более (49) Rз 125/Iзнз, где Iзнз – расчетный ток замыкания на землю, А, определяемый по формуле [12, с. 108]
Iзнз = Uн(l/350 + lКЛ/10),
где Uн = 10 кВ – номинальное напряжение; lВЛ, lКЛ длина соответственно воздушных и кабельных линий (км), электрически соединенных между собой и отходящих от общих шин.
В нашем случае lКЛ = 0, а общая длина воздушных линий 10 кВ, отходящих от ГПП 110/10 кВ, составляет
lВЛ = 200 + (2,5 + 4,5)2 + 0,8 = 214,8 км.
Тогда
Iзнз = 10(214,8/350) = 6,14 А, Rз 125/6,14 = 20,3 Ом.
К ЗУ на ТП 10/0,4 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора 10/0,4 кВ. Поэтому, согласно ПУЭ [16, п. 1.7.62], сопротивление этих ЗУ должно быть не более 4 Ом. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей (в нашем случае их нет), а также заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ 0,38 кВ (количество ВЛ не менее двух). При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора, должно быть не более 30 Ом (при линейном напряжении 380 В). Удельное сопротивление земли ρ более 100 Ом м допускает увеличение этих норм в 0,01ρ раз, но не более десятикратного.
Выполним подробный расчет заземления ТП2 10/0,4 кВ с тремя отходящими линиями. На КЛ и ВЛ (табл. 68) число повторных заземлений нулевого провода равно 15, а их общее сопротивление 2 Ом. Таким образом, при учете повторных заземлений обеспечивается величина сопротивления ЗУ Rз < 4 Ом. Однако, как уже отмечалось, в непосредственной близости от нейтрали трансформатора должен находиться заземлитель с сопротивлением не более 30 Ом (при удельном сопротивлении грунта ρ < 100 Ом м). Так как 30 Ом > 20,3 Ом (20,3 Ом – предельная величина сопротивления ЗУ по величине тока замыкания на землю), то на ТП-2 необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением Rз < 20,3 Ом. Примем следующие исходные условия для расчета ЗУ.
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из горизонтально проложенной на глубине 0,8 м круглой стали диаметром 10 мм и из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали 40 40 4 мм длиной lВ = 3 м, отстоящих друг от друга на одинаковом расстоянии а = lВ = 3 м. Удельное сопротивление глина (табл. П1.10) ρ = 60 Ом м.
Расчетное значение удельного сопротивления грунта находится по формуле
ρр = Kρ,
где K – коэффициент сезона (табл. 49), равный KВ = 1,65 для вертикальных заземлителей и KГ = 5,4 – для горизонтальных заземлителей на глубине 0,8 м.
Тогда расчетное значение удельного сопротивления грунта составит для вертикальных стержней: ρрВ = 1,65 60 = 99 Ом м, для горизонтальных заземлителей [12, с. 114]: ρрГ = 5,4 60 = 324 Ом м.
Сопротивление одного стержня из угловой стали, верхний конец которого находится на глубине до 0,8 м, находим по формуле (50):
В этом выражении l = lВ = 3 м – длина стержня, В – ширина полки уголка, м (В = 0,04 м).
Ориентировочное число вертикальных стержней без учета их взаимного экранирования по формуле (51)
n = RВ.ст/Rз = 28,33/20,36 = 1,39.
Однако со стороны входа на ТП-2 для выравнивания потенциала должны располагаться два вертикальных стержня, причем пройти на территорию ТП можно как с одной стороны, так и с другой. Поэтому принимаем n = 4.
При n = 4 и отношении a/l = 1 коэффициент использования вертикальных стержней в замкнутом контуре ηср = 0,5 [16] (рис. 5, а). Тогда результирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учетом их взаимного экранирования (52)
Rрез.с = Rст/(nср) = 28,33/(4 0,5) = 14,17 Ом.
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной lГ = nа = 4 3 = 12 м [16, с. 115116] (53):
155,74 Ом,
где d – диаметр заземлителя, м; tп – глубина заложения заземлителя, м; ηпк – коэффициент взаимного экранирования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре при n = 4 и отношении a/l = 1, ηпк = 0,27 (рис. 5, б).
Тогда с учетом экранирования стержнями результирующее сопротивление заземлителя ТП 10/0,4 кВ определяется по формуле (54) [12]:
Ом.
Таким образом, результирующее сопротивление всего ЗУ меньше 20,3 Ом, что и требовалось достичь.
Аналогично выполняется расчет ЗУ для ТП-1 и ТП-3.
5.11. Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населенного пункта
В настоящее время, характеризуемое переходным периодом экономических реформ, в т. ч. и реформированием электроэнергетики, выполнение расчетов себестоимости передачи энергии затруднено по многим причинам. Главными причинами являются отсутствие на сегодняшний день фиксированных цен на электрооборудование линий электропередачи и подстанции, постоянно изменяющиеся тарифы на электроэнергию, связанные с отказом от централизованного энергоснабжения и введением конкурентного рынка. Поэтому приведенные ниже расчеты носят достаточно условный характер и выполнены в чисто учебных целях, чтобы показать один из способов определения приведенных затрат и себестоимости электроэнергии в сетях низкого напряжения.
При выполнении приняты следующие исходные положения.
1. Капитальные затраты на элементы сетей принимались в ценах 1991 г. (табл. 5156). Такой же принималась оплата одной условной единицы – 28 руб./год.
2. Нормы реновационных отчислений для ВЛ 0,38 кВ и электрооборудования подстанций 10/0,4 кВ также приняты в соответствии с постановлением СМ бывшего СССР, а амортизационные отчисления в соответствии с нормативами бывшего Госплана СССР, действовавшими до 1991 г.
В учебном процессе при выполнении курсовых и особенно дипломных проектов студенты по указанию руководителя должны внести в исходные технико-экономические показатели коррективы, соответствующие официальному уровню инфляции или решать задачу посредством современных сегодня бизнес-планов.
Прежде чем провести расчеты технико-экономических показателей спроектированной сети 0,38 кВ, необходимо определить потери мощности и электрической энергии в ней, т. к. эти параметры играют важную роль в этих расчетах.
1. Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ. Возможен непосредственный прямой расчет потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивления каждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии № 1, отходящей от ТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей, потери мощности составляют
кВт.
Для разветвленных линий подобный расчет вручную достаточно трудоемок и его упрощают с помощью коэффициента связи (Kн/м) между U и Р (63) и коэффициента разветвления Kраз. Потери мощности в процентах (Р%) определяют по выражению (63). Потери мощности (кВт) находятся по формуле
где Sг и cos соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности головного участка, значения которых для линий 0,38 кВ ТП-2 принимаются по табл. 56 и 57.
Потери электрической энергии:
W = P.
Время максимальных потерь зависит от многих факторов – коэффициента заполнения графика загрузки линии, коэффициента формы и т. п. Анализ типовых графиков потребителей показал, что значение можно оценить по приближенной формуле
где Kз – коэффициент заполнения сезонного или годового графика нагрузки, а Т – число часов, для которого вычисляются потери, для года Т = 8760 ч. Учитывая, что для годового графика Kз = Тmax/8760, время максимальных потерь можно определить по выражению
(70)
Рекомендуемые значения Тmax и для годовых графиков нагрузки принимаются в соответствии с табл. 50.
В табл. 69 для всех ВЛ населенного пункта (кроме короткой кабельной линии № 1 от ТП-2) приведены все необходимые данные для определения потерь мощности и электроэнергии. В силу сокращения объема данного пособия электрический расчет для линий ТП-3 в разд. 5.6 не включен, но в табл. 69 приведены данные по мощностям головных участков.
Таблица 69
Годовое потребление и потери электроэнергии и мощности
в линиях 0,38 кВ населенного пункта
Номер ТП |
Номер линии |
Sг, кВА |
tg |
Kн/м |
Kраз |
U, % |
Р, % |
Р, кВт |
, ч/год |
W, кВт ч |
Тmax, ч/год |
Wл, тыс. кВт ч |
ТП-2 |
1 |
130 |
0,29 |
|
|
0,8 |
|
1,05 |
1040 |
1092,0 |
2200 |
274,56 |
|
2 |
28,95 |
0,88 |
0,98 |
0,90 |
1,24 |
1,094 |
0,24 |
760 |
182,4 |
1700 |
36,91 |
|
3 |
34,84 |
0,33 |
0,85 |
0,75 |
1,24 |
0,79 |
0,26 |
610 |
158,6 |
1300 |
43,03 |
ТП-3 |
1 |
116,5 |
0,88 |
0,98 |
0,80 |
1,95 |
1,53 |
1,34 |
1040 |
1393,6 |
2200 |
192,23 |
|
2 |
45,0 |
0,48 |
0,85 |
0,90 |
1,4 |
1,07 |
0,43 |
860 |
369,8 |
1900 |
76,95 |
|
3 |
80,6 |
0,75 |
0,93 |
0,75 |
1,82 |
1,27 |
0,82 |
1160 |
951,2 |
2400 |
154,75 |
|
4 |
63,2 |
0,51 |
0,86 |
0,80 |
1,61 |
1,11 |
0,62 |
1160 |
719,2 |
2400 |
135,0 |
Итого |
4,76 |
|
4866,8 |
|
913,43 |