Системы электроснабжения 0,38 кВ

Страницы: 1 2

Аннотация

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается вопрос реконструкции системы электроснабжения поселка Каменка Ивановской области.  Выполнен расчет нагрузок по району, выбор сечения и марки проводов питающих и распределительных сетей, также был осуществлен расчет потерь напряжения. С учетом надежности была выбрана схема электроснабжения и схема коммутации районной подстанции. По расчетам токов короткого замыкания проведена проверка аппаратуры 3,8 кВ и 10 кВ. В работе рассмотрены вопросы защиты подстанции от перенапряжений, прямых ударов молний, и возможность применения АВР. Специальный вопрос посвящен выбору оптимального комплексного электроснабжения для поселка с учетом нагрузки, поступающей от сельскохозяйственного предприятия.  Так же рассмотрены вопросы охраны труда и безопасности жизнедеятельности, произведено техникоэкономические обоснование стоимости электроэнергии.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1.       ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ 0,38 КВ

1.1    Расчет системы электроснабжения 0,38 кВ

1.1.1 Обоснование схемы

1.1.2 Расчет электрических нагрузок

1.2.1 Расчет сечения проводов ВЛ 0,38 Кв

1.2.   Расчет потерь энергии

1.3.   Выбор числа и мощности трансформаторов

2.      ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 10 КВ

2.1.   Обоснование схемы

2.2.   Расчет электрических нагрузок

2.3.   Расчет сечения проводов ВЛ ЛЭП 10 кВ

2.4.   Регулирование напряжения в сельских электрических сетях

3.      ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

3.1.   Расчет токов короткого замыкания

3.6.   Выбор автоматов на 0,4 кВ

3.5.   Выбор предохранителейСПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

• Обоснование
• Принципы функционирования ветроэнергетических установок
• Выбор схемы
• Экономические расчеты
• Вывод
• ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1    Расчет защитного заземления и зануления

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

6.1    Себестоимость передачи электроэнергии

6.2    Приведенные затраты на передачу электроэнергии

Выводы и предложения

Список ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

1.ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ 0,38 КВ

1.1 Расчет системы электроснабжения 0,38 кВ

1.1.1 Обоснование схемы

Для обоснования схемы распределительной сети 0,38 кВ и установки подстанций используется метод территориального поиска центра электрических нагрузок. С учетом застройки поселка, подстанции были размещены в местах, указанных на л.1 графического материала.

Как правило, схемы электрических сетей отличаются простотой, экономичностью и строятся, исходя из требований ПУЭ. ВЛ 0,38 кВ переменного трехфазного тока с глухим заземлением нейтрали проектируется как воздушная линия электропередачи с самонесущими изолированными проводами.

В соответствии с п. 5.1.3 норм технического проектирования [10] рассчитывается нормативный срок службы воздушной линии, расчетный период массовых отказов и количественная оценка надежности.

При проектировании воздушных линий с совместной подвеской на опорах ЛЭП 0,4 кВ и линий проводного вещания с напряжением до 360 В, руководствуются Правилами Установки Электроустановок (ПУЭ), Правилами использования ВЛ электропередачи 0,38 кВ для подвески проводов проводного вещания до 360 В и Нормами технологического проектирования.

Выбор СИП проверяется:

— на допустимые длительные токовые нагрузки по условию нагрева в нормальном и послеаварийном режиме;

— на термическую стойкость при токах короткого замыкания;

— на допустимые отклонения напряжения (у потребителей);

— на обеспечение срабатывания плавких предохранителей или автоматических выключателей при однофазных и межфазных коротких замыканиях или перегрузках;

— на пуск асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором.

Допускается применение деревянных и железобетонных опор, при их соответствии требованиям главы 2.4 ПУЭ. Для наиболее качественного обеспечения электроэнергией потребителя, длина ВЛ должна удовлетворять допустимым потерям напряжения.

1.1.2 Расчет электрических нагрузок

В сети 0,38 кВ расчет электрических нагрузок проводится путем суммирования нагрузок отдельных электроприемников и их групп соответственно: на вводе в жилой дом или в общественное здание с поправкой на коэффициенты одновременности максимумов нагрузки. Определение нагрузок позволит грамотно спроектировать систему электроснабжения всего населенного пункта.

Все расчеты производятся на примере ТП-1 (трансформаторной подстанции №1); остальные расчеты аналогичны и сведены в таблице 1.1.

Результаты расчетов сведены в таблице 1.2.

Таблица 1.1 Распределение потребителей по ЛЭП ТП-1                        

 

Проведём расчёт электрической нагрузки для линии Л1.1. Расчётная нагрузка составит:

где   – расчетная нагрузка на вводе в  одну квартиру;

n – число квартир;

К_о – коэффициент одновременности.

где P — реактивная нагрузка вечернего максимума, 6.3 кВт

Q – реактивная нагрузка вечернего максимума, 2,5 кВар.

Полная мощность на вводе подстанции (Sр, кВА) определяется по формуле:

Соответственно, кВА

Таблица 1.2 Распределение электрических нагрузок        

 

 

 

1.1.3 Определение расположения трансформаторных подстанций.

 

Для уменьшения потерь в сети 0,38 кВ ТП размещают как можно ближе к центру электрических нагрузок, координаты которого определяются графо – аналитическим способом по следующим формулам:

где Si  – электрические нагрузки, подключенных к ТП потребителей, кВ∙А;

Xi,Yi    – центры нагрузок потребителей, см.

Определим центры нагрузок потребителей по геодезическому плану графическим методом.

Определяем координаты ТП № 1 = 3.05 = 7.8

Результаты сводим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Координаты расположения ТП                

Расчет сечения проводов ВЛ 0,38 кВ

Для того, чтобы выбрать марку и, соответственно, сечение кабелей, отходящих от РУ 0,4 кВ подстанции до ВРУ приемника, произведем расчет по длительно-допустимому току и потере напряжения в линии.

Выбор и проверку ЛЭП производятся на примере линии 1.1 ТП-1; остальные расчеты – по аналогии.

Результаты сводим в таблицу 1.4.

Рис 1.1 Расчет тока по участкам сети

 

Так как максимальный ток на линии — 41.2 А, сечение кабеля выбираем 16 мм (СИП-3(1*16+1*25) I_доп 65А).

Проводим проверку по допустимой потере напряжения. Условием проверки является потеря напряжения, при передаче электроэнергии, в линии не более 4–6 % т.е. ∆U ≤ (4 – 6) %.

Рассчитываем потерю напряжения в линии 1.1 по участкам в процентах

(1.6)

где: P – активная мощность потребителя, кВт.;

Q – реактивная мощность потребителя, кВар.;

U – напряжение сети, кВ.;

R – активное сопротивление кабеля, Ом.;

X – индуктивное сопротивление кабеля, Ом.;

где r_o – удельное электрическое сопротивление электрическому току, Ом/км;

х_о – индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

L — длина линии, км.

Соответственно,

 Проведём расчёт потери напряжения для линии 1.1:

0.84 ≤ (4 – 6) %

∆U_{линии 1.1.} меньше ∆U допустимого, т.е. выбранный провод удовлетворяет условию проверки по потере напряжения.

Для остальных линий расчеты аналогичны.

Результаты сведены в таблицу 2.1.

Проверка сети по потере напряжения производится по соотношению:

где  – потери напряжения до наиболее удаленной точки сети;

– допустимая для сети потеря напряжения (30%).

Сеть 0,38 кВ также проверяется по отклонениям напряжения при запуске мощного электродвигателя, если они указаны в составе нагрузки.

Проверка осуществляется по определению параметров системы электроснабжения и по потере напряжения при пуске.

Приближенно потеря напряжения при пуске двигателя определяется по формуле

где  – суммарное сопротивление элементов сети, по которым протекает пусковой ток;

– пусковое сопротивление электродвигателя.

Суммарное сопротивление сети определяется по формуле:

Где     – полное сопротивление линий 10 и 0,38 кВ соответственно (сопротивление линии 10 кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ);

– полное сопротивление трансформаторов.

Так как условие успешного запуска двигателя (2.11) является приближенным, допускается сложение модулей всех полных сопротивлений.

Удельное сопротивление линии – это активное сопротивление провода на единицу длины (1 км). Оно зависит от изготовительного материала, температуры воздуха среды и сечения провода.

Значения  приведены в справочной литературе [4].

Зная , можно определить сопротивление всей линии или её участка:

где  – активное сопротивление 1 км провода, Ом/км;

L – длина линии, км.

Индуктивное сопротивление 1 км длины линии определяется по формуле:

где  – диаметр провода;

– относительная магнитная проницаемость материала провода;

– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз.

Внешнее индуктивное сопротивление зависит от среднего геометрического расстояния между фазами и диаметра провода. При увеличении напряжения оно возрастает, но после преодоления порога 220 кВ и выше  — уменьшается из-за расщепления проводов фаз [12]. В среднем внешнее индуктивное сопротивление составляет 0,4 и 0,1 Ом/км для ВЛ и кабельных сетей соответственно.

Внутреннее индуктивное сопротивление, в свою очередь, зависит от магнитной проницаемости материала. В нашем случае, для проводов из цветного металла магнитная проницаемость равна 1, и этим сопротивлением можно пренебречь.

Индуктивное сопротивление линии определяется следующим образом:

Сопротивление линии 10 кВ необходимо привести к ступени напряжения 0,38 кВ:

Полное сопротивление линии 10 кВ:

Отсюда:

Соответственно:

Полное сопротивление линии 0,38 кВ определяем по формуле:

Таким образом,

Сопротивление самого трансформатора определяем по формуле:

где  — напряжение КЗ трансформатора, %;

– номинальное напряжение трансформатора, В;

– номинальный ток трансформатора, А.

При определении сопротивления трансформатора в формулу подставляем напряжение той ступени напряжения, на которой находится двигатель.

Отсюда:

0,24 Ом

Суммарное сопротивление сети равно:

Пусковое сопротивление двигателя определяется следующим образом:

где  и   – номинальное напряжение и ток электродвигателя соответственно;

– кратность пускового тока электродвигателя (принимаем равной 5) [8].

Отсюда:

После получения всех необходимых данных можно рассчитать потерю напряжения при пуске двигателя:

, соответственно, провод проходит проверку по допустимой потере напряжения.

Если при расчете потеря напряжения при пуске двигателя получилась больше 30%, то необходимо принять меры для обеспечения запуска рассматриваемого двигателя (увеличить сечение провода, приблизить подстанцию к объекту).

Таблица 1.4 Результаты расчетов сечения провода и потерь напряжения

 1.3. Расчет потерь мощности.

Потери электроэнергии – это потери, происходящие при передаче электроэнергии по электрическим сетям в проводах и оборудовании. Наиболее распространенным является методом расчета нагрузочных потерь является  максимальных потерь, по которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке  и числу часов использования максимума нагрузок .  Количество часов задается в исходных данных для расчета потерь и принимается равным 2500 часов на человека [4].

Определяем потери энергии в трехфазной линии:

где  – время максимальных потерь, т.е. время,

– потери мощности в трехфазной линии.

Значение времени потерь  можно определить для сельских электрических сетей из уравнения:

Потери мощности в трехфазной линии:

где  – активное сопротивление участка линии, по которому протекает ток .

Потери энергии в трансформаторах:

где  – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора;

– максимальная полная мощность, передаваемая в течение года;

– номинальная мощность трансформатора.

Суммарные потери энергии в сети определяются по формуле:

Для примера расчета потерь будет рассмотрена ТП-1 с отходящей линией №1  (Л-1) 0,38 кВ.

Расчеты для других ТП и линий аналогичны.

А

30.9 А

41.2 A

Потери мощности в трехфазной линии равны:

Потери энергии в трехфазной линии:

Потери энергии для четырех линий:

(1.26)

Потери энергии в трансформаторе:

Суммарные потери энергии для ТП-1:  кВт∙ч

Суммарные потери энергии в сети:

Данное значение не превышает допустимых 10%, следовательно, расчеты удовлетворительны.

1.4. Выбор мощности трансформаторов.

Трансформаторы оптимальной мощности выбираются согласно экономическим соображениям с минимумом приведённых затрат, условиям нагрева, которые коррелируют с температурой окружающей среды, коэффициенту начальной загрузки и длительности максимума нагрузок.

Экономические показатели, равно как и надежность системы электроснабжения, зависят, в свою очередь, от правильного размещения подстанций на территории, а также от числа подстанций и мощности установленных трансформаторов. ТП устанавливаются максимально приближенно к центру нагрузок питаемых ими групп потребителей, так как при этом сокращается протяжённость сетей и снижаются сечения проводов, что позволяет значительно сэкономить на расходе цветных металлов, снизить потери энергии и капитальные затраты на сооружение сетей. Поэтому система с мелкими подстанциями наиболее выгодна и используется повсеместно [2].

Выбор трансформаторов будет произведен на примере ТП–1, остальные расчеты аналогичны.

Результаты расчетов приведены в таблице 1.5.

Мощность трансформатора определяется следующим образом:

S_тр = , (1.27)

где S_нагр. – расчетная мощность нагрузки ТП;

n – количество трансформаторов на подстанции, n = 1;

К_з. – коэффициент загрузки трансформатора, К_з. = 1.4.

S_тр =  = 95 кВ*А

Выбираем трансформатор, ближайший больший по мощности:

ТМГ-100 кВа

Sном =100 кВА

ΔРхх=0,29кВт.

ΔРкз=1,97 кВт.

Uкз = 4,5%

Iхх =2,6%

Таблица 1.5   Выбор трансформаторов

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 10 КВ

2.1. Обоснование схемы

Главная задача системы электроснабжения 10 кВ — это передача электроэнергии от центра питания (главной понизительной подстанции) и, собственно, преобразование электроэнергии. Схема должна удовлетворять экономическим требованиям, а также требованиям надежности, безопасности, эксплуатационным требованиям и иметь минимальное влияние на окружающую среду. При проектировании конфигурации сети стремятся к наиболее коротким связям источник-потребитель, стараясь избегать обратных перетоков, ведущих к увеличению мощностных потерь. При построении схемы системы электроснабжения учитывается возможность ее поэтапного сооружения в пределах срока проектирования и способность к последующему развитию системы без тотального переустройства. При проектировании стоит использовать надежные простые схемы построения электрических сетей и применять повышенные напряжения.

В рассматриваемом случае, потребителем электроэнергии является жилой поселок «Каменка» с административными, социально-культурными, бытовыми и детскими учреждениями третьей категории надежности, и сельскохозяйственные объекты второй категории, перерыв электроснабжения которых способен привести к массовому недоотпуску продукции, простоям рабочих, механизмов, нарушению в нормальной деятельности значительного количества жителей [10]. Для второй категории допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для ручного включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой энергоснабжающей организации.

Распределение приемников электроэнергии по подстанциям см в таблице 2.2.

2.2. Расчет электрических нагрузок

Расчеты электрических нагрузок будет произведен на примере ТП – 1; остальные расчеты аналогичны, результаты сведены в таблице 2.1.

Исходя из данных расчета электрических нагрузок в 0,38 кВ, расчетная нагрузка равна 71,02 кВа, cos φ для социально бытовых потребителей равен 0,92 [10].

Расчетная, активная и реактивная нагрузки питающих линий, вводов и на шинах РУ-0,4 кВ ТП от электроприемников квартир P_кв., кВт; Q_кв., кВар; определяются по формулам:

Таблица 2.1 Результаты расчета электрических нагрузок

 

2.3. Расчет сечения проводов ВЛ ЛЭП 10 кВ

Выбираем марку и сечение кабелей от РУ 10 кВ подстанции до РУ 0,4кВ подстанции. Выбор и проверка сечений проводов и кабелей напряжением выше 1000В производится по длительно-допустимому току и допустимой потере напряжения в линии.  Выбор и проверку ЛЭП будем производить на примере линии 1 ячейки №1. Остальные расчеты аналогичны, результаты сводим в таблицу 3.2.

Рис 2.1 Линия 1 ВЛ ЛЭП 10 кВ

Расчет тока по участкам сети

6,7 А

7,8 A

8,7 A

9,5 A

Максимальный ток на линии равен 9,5 А. Согласно таблице 2.2. выбираем сечение кабеля 35 мм

Таблица 2.2

 

Проверяем выбранный кабель по допустимой потере напряжения.

Условием проверки является потеря напряжения, при передаче электроэнергии, в линии не более 4 – 6 % т.е.

∆U ≤ (4 – 6) %

Рассчитываем потерю напряжения в линии 1 по участкам в %.

где: P – активная мощность потребителя подключённого к кабелю, кВт;

Q – реактивная мощность потребителя подключённого к кабелю, кВар.;

U – напряжение сети, кВ.;

R – активное сопротивление кабеля, Ом.;

X – индуктивное сопротивление кабеля, Ом.

 

где r_o – удельное электрическое сопротивление электрическому току, Ом/км;

х_о – индуктивное сопротивление провода, Ом/км.;

L — длина линии, км.

Тогда формулу можно записать как:

Проведём расчёт потери напряжения для линии Л1.

Потери напряжения для линии 1составит:

0,261 ≤ (4 – 6) %

Так как ∆U_{линии 1.} меньше ∆U допустимого, то выбранный провод удовлетворяет условию проверки по допустимой потере напряжения.

Таблица 2.3 Выбор сечения ЛЭП для линий 10 кВ

2.4. Таблица отклонения напряжений

Регулирование напряжения в сельских электрических сетях улучшает режим напряжений у потребителей, повышая качество поставляемой электрической энергии. В качестве регуляторов применяют трансформаторы или автотрансформаторы в изменением коэффициента трансформации под нагрузкой. Для регулирования напряжения, необходимо выставить надбавку 2,5 или 5%. Для данной сети удовлетворительна надбавка в 5%.

Таблица 2.4 Регулирование напряжения с надбавкой 5%

 

3. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. Расчет токов короткого замыкания

Короткое замыкание (в дальнейшем — КЗ) — это соединение между фазами, фазой и землей (т.е. нулевым проводом), которое не было предусмотрено в нормальной работе сети [5].

Как правило, КЗ в системе появляется из-за нарушения изоляции электрооборудования по причине износа изоляции, которого не выявили своевременно. КЗ также могут быть вызваны ошибочными действиями обслуживающего персонала, повреждениями кабельных линий, схлестыванием, набросом и т.п. Как только возникает КЗ, общее сопротивление цепи системы электроснабжения резко уменьшается, токи в ветвях — увеличиваются, а напряжения на отдельных участках снижаются.

Короткие замыкания в трехфазных сетях разделяют на трехфазные (симметричные), двух-, однофазные и двухфазные на землю (несимметричные). Величина тока однофазного КЗ на землю зависит от режима работы нейтралей электросети.

Для того, чтобы правильно выбрать оборудование, релейную защиту и устройства грозозащиты, необходимо знать значения токов КЗ. Расчет начинается с составления схемы замещения, на которой указывают все параметры, влияющие на значение тока КЗ и на расчетные токи.

Схемой замещения называется схема, соответствующая по своим параметрам расчетной схеме, в которой все электромагнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

Параметры схемы замещения определяются в зависимости от выбранного метода расчета токов КЗ в именованных или относительных единицах.

После этого определения параметров схемы замещения её, путем постепенного преобразования приводят к простейшему виду так, чтобы источник питания был связан с непосредственной точкой КЗ одним результирующим сопротивлением. Зная результирующее сопротивление до точки КЗ, КЗ определяют по закону Ома.

где  – ток КЗ, приведенный к базисной ступени напряжения;

– напряжение базисной ступени напряжения.

Ударный ток короткого замыкания:

где  – коэффициент, зависящий от соотношения расчетных индуктивного и активного сопротивлений.

Электрические сети всех напряжений необходимо проверить на чувствительность срабатывания защиты при минимальных токах короткого замыкания. Такими токами в зависимости от режима нейтрали сети могут быть токи двухфазного короткого замыкания, которые определяются по формуле:

Как показывают расчеты и опыт эксплуатации сетей напряжением ниже 1000 В, наименьшими токами короткого замыкания в них являются токи однофазных коротких замыканий в наиболее удаленной точке (за большим сопротивлением).

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

где  – полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус (принимается по табл.),

– сопротивление петли «фазный провод-нулевой провод». Определяется по формуле:                                                                                                            

где l – длина ВЛ 0,38 кВ от шин ТП до места однофазного КЗ,

– удельные активные сопротивления фазного и нулевого проводов, Ом/км;

—  удельные внутренние сопротивления;

– удельное внешнее индуктивное сопртивление петли фаза-ноль.

Таблица 3.2 Сопротивления трансформаторов 10/0,4 кВ при замыкании на корпус, приведенные к напряжению 0,4 кВ, Ом

Примечание: в таблице обозначены схемы соединения обмоток: «звезда – звезда с нулем — »; «звезда – зигзаг — ».

В примере будет приведен расчет токов КЗ для части электросети; остальные расчеты аналогичны и сведены в таблицы 4.3 и 4.4.

Для начала определяем параметры схемы замещения:

Таблица 3.3 Токи КЗ для линии №1 

Таблица 3.4 Токи КЗ для линии №2