- •Введение
- •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)
- •4.1. Определение числа и мест расположения трансформаторных подстанций промышленных предприятий и потребителей сельского хозяйства
- •4.2. Расчет электрических нагрузок промышленных предприятий
- •Для цеха № 1
- •4.3. Расчет электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей
- •4.4. Проектирование цехового электроснабжения
- •4.5. Расчет цеховых сетей
- •4.6. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций и подстанций сельскохозяйственных потребителей
- •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
- •4.10. Расчет глубины провала напряжения при пуске асинхронных двигателей и определение пиковых нагрузок электроприемников
- •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
- •4.13. Защита сетей промышленных предприятий и сетей сельскохозяйственного назначения напряжением до 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
- •Iу.Э. (1,25–1,35)Iпуск.Дв.
- •5.9.3. Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов тп 10/0,4 кВ. Проверка их селективности на ступени 10 и 0,38 кВ
- •Iпр.Ном Iрасч (дл.Доп); Iвс.Ном 3Iдл.Доп (расч);
- •5.10.2. Расчет заземления на тп-2 10/0,4 кВ населенного пункта
- •5.11. Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населенного пункта
- •5.12. Заключение к курсовому проекту (курсовой работе)
- •Оглавление
Электрический расчет вл-2 сети 0,38 кВ
Участок |
Ррасч, кВт |
cos |
Sрасч, кВА |
Марка провода |
Длина участка l, м |
Потеря напряжения, % |
|
на участке |
от ТП |
||||||
1. ТП-2 1 |
21,71 |
0,75 |
28,95 |
4А95 |
50 |
0,45 |
0,45 |
2. 1 9 |
1,4 |
0,7 |
2,0 |
4А95 |
60 |
0,04 |
0,49 |
3. 1 10 |
7,5 |
0,75 |
10,0 |
4А95 |
65 |
0,2 |
0,65 |
4. 1 4 |
17,2 |
0,86 |
20,0 |
4А95 |
130 |
0,79 |
1,24 |
Третья линия (ВЛ-3) осуществляет питание зданий общественно-культурного назначения (школа, клуб) и жилых домов. Схема электроснабжения данных потребителей от шин 0,4 кВ ТП-2 имеет вид, представленный на рис. 12. Следует отметить, что при составлении схемы произведено объединение нескольких квартир в один узел (узлы 4 и 6). Определение суммарной нагрузки осуществляется с помощью коэффициентов одновременности (табл. 4): в 4-м узле – 7 квартир, в 6-м – 5 квартир. При объединении концевым узлом должна оставаться одна квартира. Длина участков линий приблизительно определяется средней точкой объединяемых квартир.
Расчетные нагрузки на участках:
Р6-7 = 1,5 кВт;
РУ3-6 = nквKо 1,5 = 6 0,51 1,5 = 4,59 кВт;
РУ3-4 = 8 0,47 1,5 = 5,64 кВт;
Р3-У3 = nквKо 1,5 = 14 0,41 1,5 = 8,61 кВт;
РУ1-3 = 16 0,392 1,5 = 9,41 кВт;
Р1-2 = 7,5 кВт;
РУ1-1 = nквKо 7,5 = 2 0,73 7,5 = 10,95 кВт;
РУ2-11 = 17,1 кВт; РУ2-12 = 9,98 кВт.
Нагрузка участка У1 – У2 находится по коэффициенту одновременности (Kо = 0,85):
РУ1-У2 = 0,85(17,1 + 9,98) = 23,02 кВт.
Нагрузка от ТП-2 по ВЛ-2 Р0-У1 определяется по надбавкам мощности (табл. 5):
Р1+3 = 10,95 + (9,41) =10,95 + 5,64 = 16,59 кВт;
Р1+3+У2 = 23,02 + (16,59) = 23,02 + +10,08 = 33,1 кВт.
Значение коэффициента мощности на участке 0 – У1 принято примерно равное наибольшему по мощности участку (У1 – У2), т. е. cos = 0,95.
По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-3 (ТП-2 – У1):
Sэкв = 34,84 0,7 = 24,39 кВА,
поэтому сечение четырех проводов получается более 25 мм2. Выбираем на всех участках ВЛ-3 провода марки А95 в четырехжильном исполнении (на жилые дома иногда можно использовать и двухжильное исполнение – фаза-ноль). Результаты расчетов ВЛ-3 приведены в табл. 64.
Таблица 64
Электрический расчет ВЛ-3 сети 0,38 кВ
Участок |
Ррасч, кВт |
cos |
Sрасч, кВА |
Марка провода |
Длина участка l, м |
Потеря напряжения, % |
|
на участке |
от ТП |
||||||
1. ТП-2 1 |
33,1 |
0,95 |
34,84 |
4А95 |
90 |
0,89 |
0,89 |
2. У1 1 |
10,95 |
0,97 |
11,3 |
4А95 |
24 |
0,074 |
0,964 |
3. 1 2 |
7,5 |
0,97 |
7,73 |
4А95 |
50 |
0,105 |
1,069 |
4. У1 3 |
9,41 |
0,93 |
10,2 |
4А95 |
45 |
0,123 |
1,013 |
5. 3 У3 |
8,61 |
0,93 |
9,26 |
4А95 |
45 |
0,112 |
1,125 |
6. У3 4 |
5,64 |
0,93 |
6,06 |
4А95 |
60 |
0,097 |
1,222 |
7. 4 5 |
1,5 |
0,93 |
1,61 |
4А95 |
50 |
0,022 |
1,243 |
8. У3 6 |
4,59 |
0,93 |
4,93 |
4А95 |
45 |
0,059 |
1,184 |
9. 6 7 |
1,5 |
0,93 |
1,61 |
4А95 |
60 |
0,026 |
1,21 |
10. У1 У2 |
23,02 |
0,95 |
24,23 |
4А95 |
25 |
0,17 |
1,06 |
11. У2 11 |
17,1 |
0,95 |
18,0 |
4А95 |
40 |
0,20 |
1,26 |
12. У2 13 |
9,98 |
0,95 |
10,5 |
4А95 |
60 |
0,18 |
1,24 |
В этом разделе курсового проекта (курсовой работы) аналогичным образом нужно привести расчеты для ТП-3. В пояснительной записке должны быть приведены схемы линий электропередачи, подобные рис. 11 и 12 и таблицы, подобные табл. 63 и 64.
После определения нагрузки головных участков КЛ-1, ВЛ-2 и ВЛ-3 для ТП-2 уточняется мощность трансформаторов, при этом следует не забывать о мощности освещения улиц (Рул = 1,2 кВт). Суммарная нагрузка составляет:
Рр.ТП-2 = 124,8 + [(33,1 + (21,71)] = 124,8 + (46,5) + 1,2 = 157,4 кВт;
Qр.ТП-2 = 36,4 +[19,15 + (10,88)] = 52,6 кВАр; Sр.ТП-2 = 166,0 кВА.
В предварительных расчетах Sр.ТП-2 было равно 168,14 кВА, поэтому мощность трансформаторов ТП-2 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-2 два трансформатора мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10. Для более точной проверки системы электроснабжения по качеству электроэнергии необходимо произвести уточненные расчеты для определения потерь напряжения на трансформаторах ТП-1 и ТП-2. Сопротивления трансформаторов (15) и (16):
Ом;
Ом;
Ом;
Ом.
Потери напряжения в трансформаторах:
В;
В.
В процентах потери соответственно составят 2,02 и 1,89 %.
По результатам расчетов проверки линий на допустимые потери напряжения составляется итоговая табл. 65.
Таблица 65
Расчетные данные для ВЛ 10 кВ и ВЛ (КЛ) 0,38 кВ
Номер ТП |
Номер линии (трансформаторы ТП) |
Длина, м |
Мощность Sрасч, кВА |
Ток Iрасч, А |
Марка провода (трансформатора ТП) |
Потери напряжения, % |
|
∆UВЛтабл* |
∆UВЛрасч* |
||||||
ГПП |
ВЛ-1 (10 кВ) |
2500 |
776,4 |
42,7 |
АС-70 |
2,0 |
0,52 |
ВЛ-2 (10 кВ) |
4500 |
349,1 |
19,2 |
АС-70 |
2,0 |
0,48 |
|
Итого в сети 10 кВ |
6500 |
|
|
|
4,0 |
1,0 |
|
ТП-1 |
Тр-торы ТП-1 |
|
450 |
13 |
ТМ-400/10 |
2,0 |
2,02 |
КЛ-1 (0,38 кВ) |
70 |
160,0 |
243,1 |
3А185+А70 |
2,5 |
1,65 |
|
КЛ-2 (0,38 кВ) |
60 |
60,4 |
91,77 |
3А35+А16 |
4,0 |
2,55 |
|
Итого в КЛ-1 и 2 0,38 кВ |
130 |
|
|
|
6,5 |
4,2 |
|
КЛ-1, цех № 1 |
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
|
|
КЛ-2, цех № 1 |
|
|
|
|
|
|
|
ТП-2 |
Тр-торы ТП-2 |
|
166,0 |
4,79 |
ТМ-160/10 |
2,0 |
1,89 |
КЛ-1 (0,38 кВ) |
40 |
130,0 |
197,5 |
4А50 |
1,0 |
0,8 |
|
ВЛ-2 (0,38 кВ) |
180 |
28,95 |
44,0 |
4А95 |
6,5 |
1,24 |
|
ВЛ-3 (0,38 кВ) |
290 |
34,84 |
52,94 |
4А95 |
6,5 |
1,243 |
|
ТП-3 |
Тр-торы ТП-3 |
|
|
|
|
|
|
* UВЛтабл, UВЛрасч – соответственно значения табл. 60 и расчетные значения потерь напряжения на рассматриваемых участках линии.
Анализ результатов, представленных в табл. 65, показывает, что реальные потери напряжения в сети 10 кВ в 4 раза меньше принятых в табл. 60. Разница составляет 3,0 %. Объясняется это тем, что для электроснабжения ТП-1 и ТП-2 по условию надежности (по варианту табл. П1.11 нет резервирования по сетям 10 и 0,38 кВ) приняты двухцепные линии электропередачи.
Для потребителей ТП-2 после получения уточненных данных по потере напряжения имеем:
а) для наиболее удаленного потребителя (жилой дом) в режиме максимальных нагрузок:
Vпотр = VГПП + Vпост – UТ – (UВН + UНН) = 5 + 2,5 – 1,89 – (1,0 + 1,243) = 3,37 %;
– в режиме минимальных нагрузок:
Vпотр = 0 + 2,5 – 1,89/4 – (1,0 + 1,243)/4 = 1,47 %;
б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок Vпотр = 3,81 % и в режиме минимальных нагрузок Vпотр = 1,578 %.
Все это позволяет скорректировать принятые при составлении табл. 60 постоянные надбавки на трансформаторах ТП-2 с 2,5 % на 0 %. В этом случае значительно улучшаются показатели качества электроснабжения потребителей, присоединенных к данной трансформаторной подстанции.
Аналогично для потребителей ТП-1 имеем:
а) для наиболее удаленного потребителя в режиме максимальных нагрузок:
Vпотр = 5 + 0 – 2,02 – (0,52 + 4,2) = –1,74 %;
– в режиме минимальных нагрузок:
Vпотр = 0 + 0 – 2,02/4 – (0,52 + 4,2)/4 = –1,685 %;
б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:
Vпотр = 5 + 0 – 2,02 – (0,52 + 0) = 2,46 %,
– в режиме минимальных нагрузок:
Vпотр = –0,635 %.
Для ТП-1 постоянные надбавки на трансформаторах необходимо оставить на том же уровне, что и в табл. 60, т. е. 0 %.