Расчёт электрической сети 10кВ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уральский государственный университет путей сообщения»

Кафедра «Электроснабжение транспорта »

Расчетно-графическая работа

"Расчёт электрической сети 10кВ"

по дисциплине “ Электрические сети ”

Вариант 2-0

Схема 3

Проверил:                                                                       
                         Выполнил:                                                                      
                     Неугодников Ю.П.                                                                            
  ст.гр. ЭЭ-313

Емшанов К.О.

Екатеринбург 2015

Реферат В данном расчетно-графической работе всего три 25 страница, 8 и 2 таблицы и одно приложение Электрический расчёт, напряжение, электроснабжение, эксплуатационные расходы, нагрузка, трансформатор, воздушная линия, источник питания, сечение провода, компенсация мощности, подстанция, железнодорожный узел. В расчетно-графической работе приведён электрический расчёт распределительной схемы электроснабжения. На первом этапе были разработаны варианты схем сети, после чего производился выбор числа и мощности силовых трансформаторов, предварительное определение сечений проводов воздушных линий, выполнение экономических расчётов для выбранных вариантов схем, выбор компенсирующих устройств реактивной мощности, описание конструктивного выполнения линии. И в заключение производили выполнение графической части работы. Содержание    Введение………………………………………………………………..……………4 1.Исходные данные……………………………………………………………..… 5 2. Разработка вариантов схем сети………………………………………..…6 3. Определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях……………………………………………………………………..7 4. Предварительное определение сечений проводов воздушных линий……………………………………………………………………………………8 5.Экономические расчёты вариантов схем сети………………...……16   Заключение……………………………………………………………………....…21   Литература…………………………………………………………………….……22                     Приложение А……………………………………………………………….….…23 Введение Целью расчетно-графической работы является получение практических навыков по разработке и проектированию электрических сетей железнодорожного узла, а так же оценка технико-экономических показателей в электрических сетях. В расчетно-графической работе разрабатывается наиболее целесообразный вариант распределительной сети железнодорожного узла. Схема электроснабжения должна отвечать требованиям надёжной работы и в тоже время требовать для своего исполнения меньше оборудования, аппаратов и материалов. Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей производится в соответствии с установленными категориями электроприёмников. В данной расчетно-графической работе используется схема питания от двух независимых источников, затраты на выполнение которой ниже чем при питании от одного источника по двум линиям.

         Задачи расчетно-графической работы:

- обработка исходных данных;

- разработка вариантов возможных схем;

-определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях;

- предварительное определение сечений проводов воздушных линий;

- экономический расчет выбранных  вариантов схем.

1. Исходные данные

Вариант 20

Расчетная схема сети:

                                         Рисунок 1.1- Расчетная схема сети

Длины участков:

l₁=4 км;

l ₂=1,5 км;

l ₃=2 км;

l ₄=1 км;

l ₅=3 км;

 

l ₆=2,5 км;

l ₇=2 км;

l ₈=3 км;

l ₉=1,5 км.

Стоимость электроэнергии    2,2 руб./кВт ч.

Продолжительность использования максимума активной нагрузки 3500ч/год.

Мощность активной нагрузки:

С=0,5 МВт;

Д=0,4 МВт;

Л=0,6 МВт;

М=0,3 МВт.

Средний коэффициент мощности потребителя:

С=0,88;

Д=0,9;

Л=0,91;

М=0,85.

Категория потребителей:

С - I;

Д - II;

Л - III;

М - II.

2. Разработка вариантов схем сети

Разработаем несколько вариантов схем электроснабжения потребителей. Для этого начертим в масштабе схему расположения потребителей. Выберем два самых экономичных (по длине проводов) варианта схем сети.

1.   L_∑= 1,5+3+2,5+2+1=10 км

                  

       2. L_∑=4+1,5+3+1,5+1+2= 13 км                                 

3. L_∑= 4+3+1,5+1+2=11,5км

4. L_∑=4+1,5+1,5+3+1 =12 км

Рисунок 2.1- Разработанные варианты схем

Для расчёта возьмём схему (1) и (3), как самые экономичные

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях

Для того чтобы определить мощности силовых трансформаторов найдем полные мощности потребителей по формуле:

где  Р – мощность активной нагрузки МВт;

        cos(φ) - средний коэффициент мощности потребителя, тогда:

S_С = 0,5/0,88=0,5681 МВА;

S_Д = 0,4/0,9=0,4444 МВА;

S_Л = 0,6/0,91=0,6593МВА;

S_М = 0,3/0,85=0,3529 МВА.

Определим мощности трансформаторов.

Расчетную мощность трансформатора для потребителей первой и второй категории находим по формуле:

где К₁ – коэффициент, учитывающий категорию потребителя;

       S_З -  заданная мощность потребителя;

      1,4 -  коэффициент, учитывающий допустимый перегруз трансформатора на 40%.

S_{расч С}  = 568,1*1 / 1,4 = 405,8 кВА;      (I)

S_{расч М}  = 352,9*0.8 / 1,4 = 201,6кВА;    (II)

S_{расч д} =444,4*0,8/1,4=253,9кВА.         (II)

Для потребителей третьей категории S_{расч л} = S_З = 659,3 кВА.(III)

Номинальные мощности трансформаторов определяем по каталогу (при условии S_ном = S_расч ). Для потребителя С первой категории устанавливаем два трансформатора ТМ-400/10 номинальной мощностью 400 кВА, для потребителя Д второй категории – ТМ-250/10, для потребителя М второй категории два трансформатора ТМ-400/10, для потребителя Л категории один трансформатор ТМ-1000/10.

4. Предварительное определение сечений проводов воздушных линий

Сечение проводов определяется из условия получения минимальных ежегодных эксплуатационных расходов по каждой линии.

Для определения экономического сечения провода для схемы № 1, определим мощности на участках линии (рис. 4.1).

                                                                                        
                                            

                                    Р_а+jQ_а                     Р_ДС+JQ_ДС           Р_СЛ +JQ_СЛ               Р_ЛМ +JQ_ЛМ                  Р_B +jQ_B

         1,5км                3км                   2,5км                    2км                      1 км

              Р_Д +JQ_Д               Р_C +Jq_C               Р_Л+jQ_Л                              Р_М+jQ_М

Рисунок 4 1 – схема сети и нагрузок( 1)

Определим нагрузки  на каждом элементе схемы.

Посчитаем реактивные мощности нагрузок по формуле:

      = 269,7 квар

      = 193,6 квар

      = 273,3 квар

      = 197,5квар

Т.к. источники питания одинаковы, то мощности на головных участках находятся по формулам:

(4.2)

(4.3)

(4.4)

(4.5)

        

где l_АВ – длина провода от одного источника питания до другого;

       l_K-В" – длина провода от к-того потребителя до противоположного источника питания В; тогда:

Р_А = (400*8,5+500*5,5+600*3+300*1) / (10) = 825 кВт;

Q_А = (193,6 *8,5+269,7*5,5+273,3*3+197,5*1) / (7) = 414,6вар;

Р_В = (300*9+600*7+500*4,5+400*1,5)/ (10) = 975кВт;

Q_В = (197,5*9+273,3*7+269,7*4,5+193,6*1,5) / (10) = 519,46квар.

Сделаем проверку правильности расчетов:

P_А + P_В =S P_К ;                                                                        (4.6)

825+975=400+300+600+500;

      1800=1800;

Q_А + Q_В =S Q_К ;                                                                      (4.7)

414,6+519,46=193,6+269,7+273,3+197,5

934,1=934,1

Расчеты выполнены правильно.

Определим мощности на линии между потребителями:

P_ДС +jQ_ДС = P_А +jQ_А – P_Д – jQ_Д =825 + j 416,6- 400-j193,6 = 425+j132;

P_ЛМ +jQ_ЛМ = P_В +jQ_В – P_М– jQ_М=975+ j519,46 - 300 - j197,5=675+j321,96

P_СЛ +jQ_СЛ = P_С +jQ_С – P_Л– jQ_Л =500+ j 269.7-600- j273.3=-100-j3.6

Найдём полные мощности на участках в линии:

 кВА

 кВА

кВА

кВА

кВА

Найдём эквивалентную мощность в линии по формуле:

                                                               (4.9)

               (4.10)

Экономическое сечение проводов рассчитываем по формуле:

                                                   (4.11)

где J_э – экономическая плотность тока, А/мм ²  ;

       U – Номинальное напряжение в линии, кВ;

       S_экв – эквивалентная мощность в линии, кВА.

Округляем сечение провода до стандартного значения  и получаем провод АС-50 с сечением  116,89 мм². Проверим провод на допускаемое значение тока. Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу: следовательно, берем провод АС-50

                                     (4.12)

где S_макс – максимальная полная мощность на участке линии 10 кВ,

                  кВА.

I_ДОП = 220 A для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С.

116,89 =I_МАКС< I_ДОП =140, т. е. ток, протекающий по проводу больше допускаемого значения, значит, выбранный провод неудовлетворяет условиям эксплуатации. Следовательно, берем провод АС-50.

                     Возьмём схему № 3

  А  Р_А +jQ_А        Р_СД+jQ_СД       Р_ДМ+jQ_ДМ        Р_В +jQ_В    В      Р_В +jQ_В    

           4км          3 км               1,5 км      1 км             2 км                                                                                           

             Pc+jQ_C     Р_Д +jQ_Д              Р _М+jQ_М                     Р_Л +jQ_Л            

Рисунок 4.4 –Схема сети и нагрузок

1)Определим сечение провода на участке от источника А до подстанции B.

                  А   Р_А +jQ_А         Р_СД +Jq_Сд        Р_ДМ +jQ_ДМ    Р_В +jQ_В       В

                           4 км              3 км               1,5 км             1 км       

                           Р_С +jQ_С                Р_Д+jQ_Д                 Р_М +jQ_М            

Рисунок 4.6 - Схема сети и нагрузокА-В

Найдём мощности на головных участках по формулам (4.2 – 4.5), тогда:

Р_А= (500*5,5+400*2,5+300*1) / (9,5) =426 кВт;

Q_А= (252,19*5,5+183,3*2,5+180,27*1) / (9,5) =213,21квар;

Р_В=(300*8,5+400*7+500*4) / (9,5) = 774кВт;

Q_В=(180,27*8,5+183,3*7+252,19*4) / (9,5) = 402,54 квар.

Сделаем проверку правильности расчетов:

        P_А + P_В =S P_К ;                                                

      426+774=500+400+300;

            1200=1200;

       Q_А + Q_В =S Q_К ;                                                                      

213,21+402,54=282,19+183,3+180,27;

              615,875=615,75

Расчеты выполнены правильно.

Определим мощности между потребителями:

P_СД +jQ_СД = P_А +jQ_А – P_М – jQ_М =426+j213,21-500-j252,19 = -74-j38,98.

P_ДМ +jQ_ДМ== P_В +jQ_В – P_Д – jQд = 773+j402,54-400-j183,3=373+j219,24  

Найдём полные мощности на участках в линии по формуле (4.8):

 кВА

 кВА

 кВА

 кВА

Экономическое сечение проводов рассчитываем по формуле (4.11):

где J_э – экономическая плотность тока, А/мм ²  /1/;

       U – номинальное напряжение в линии, кВ;

       S_ЭКВ – эквивалентная мощность в линии, кВА.

Округляем сечение провода до стандартного сечения  и получаем провод АС-25 с сечением  23,9 мм² . проверим провод на допускаемое значение тока. Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу:

где S_МАКС – максимальная полная мощность на участке линии 10 кВ,                    кВА.

I_ДОП =140A  для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С. 78,83=I_МАКС< I_ДОП =140 т. е. ток протекающий по проводу допускаемого значения значит выбранный провод удовлетворяет условиям эксплуатации.

2)Определим сечение провода на участке от источника В до подстанции Л.

B                Р_В +jQ_В                        

                          2 км                  

                                             Рл +jQл       

Рисунок 4.5- Схема сети и нагрузок(В-Л)

Для этого найдем мощность протекающую по этому участку:

                               (4.13)

Найдем сечение провода:

 

(4.14)

Округляем сечение провода до стандартного сечения  и получаем провод АС-35 с сечением  мм² . Проверим провод на допускаемое значение тока.

Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу:

                                       (4.15)

I_ДОП =220 A для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С. 38,06=I_МАКС< I_ДОП =220, т. е. ток, протекающий по проводу меньше допускаемого значения значит, выбранный провод удовлетворяет условиям эксплуатации.

5. Экономические расчёты вариантов схем сети

Выберем наиболее целесообразную схему электроснабжения по общим технико-экономическим показателям. К числу этих показателей относятся: стоимость капитальных затрат и стоимость суммарных ежегодных эксплуатационных расходов.

Годовые потери электроэнергии в линиях и трансформаторах определяем по потерям активной мощности и по времени максимальных годовых потерь.

Рассчитаем схему № 1

Потери энергии в линии рассчитываем по формуле:

где S_{к макс} – максимальная мощность, протекающая по к-тому участку

                      линии, кВА;

       R_к – активное сопротивление к-того участка линии, Ом;

       t - время максимальных годовых потерь, час/год.

Время максимальных годовых потерь считаем по формуле:

         (5.2)

         Тогда:

  

Потери в двухобмоточных  трансформаторах определяются по формуле:

                                                (5.3)

где DР_кз - потери активной мощности в обмотках трансформатора,

                  равные потерям

                   короткого замыкания, кВт;

      DР_хх – потери активной мощности в стали трансформатора, равные

                 потерям холостого хода, кВт;

      n – число параллельно включенных трансформаторов;

      S – мощность нагрузки на трансформаторы;

      S_н – номинальная мощность одного трансформатора;

       t – время работы трансформаторов ( t=8760 часов).

Тогда потери в трансформаторах составят:

на подстанции М

                  

на подстанции С

на подстанции Л

на подстанции Д

Потери электроэнергии в трансформаторах составят:

=139858,05

Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ежегодные эксплуатационные расходы в сети определяем из следующего выражения:

(5.5)

где b₀ – стоимость 1 кВт час потерянной энергии, руб/кВт ч;

       DW_a – годовые потери  электроэнергии в линии, кВт час;

       DW_a.тр – годовые потери  электроэнергии в трансформаторах, кВт

                      час;                                                                                
                                                             

       К_Л – капитальные затраты на сооружение линии, руб;

       К_П – капитальные затраты на сооружение подстанции, руб;

       Р_ЛS - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

                линии в относительных единицах (для воздушных линий на

                железобетонных опорах  - 0,04);

      Р_ПS - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

               подстанции в относительных единицах ( для оборудования

               подстанций – 0,09).

Отчисления на амортизацию и текущий ремонт:

Р_SК_с=[0,04*50*(10*3,27)+0,09*50*(2*6,71+2*6,71+5,1*2+8,79)]*

10³= 206300руб.

К_с= [ (10*3,27)*50+(2*6,71+2*6,71+5,1*2+8,79)*50]*10³=3926500руб.

Тогда:

Для оценки более экономичного варианта расчета найдем минимальные приведенные затраты:

         (5.6)

где Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

               равный 0,125;

       К_С – капитальные затраты на сооружение сети, руб.

Рассчитаем схему №3.

Потери энергии в линии рассчитываем по формуле  (5.1)

*

Т.к. трансформаторные подстанции те же самые то потери в двухобмоточных  трансформаторах по ранее расчитаным формулам равны:

DW_атр = 139858,05кВт*ч.

Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ежегодные эксплуатационные расходы в сети определяем по      формуле (5.6)

Отчисления на амортизацию и текущий ремонт:

Р_SК_Л=(0,04*50*(3,25*9,5+3,27*2)+0,09*50*(2*6,71+2*6,71+5,1*2+8,79))* =  281065 руб.

К_с=[(3,25*9,5+3,27*2)*50+(2*6,71+2*6,71+5,1*2+8,79)*50]*10³=

= 4162250 руб

Тогда:

Для оценки более экономичного варианта расчета найдем минимальные приведенные затраты по формуле (5.6)

где Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

               равный 0,125;

       К_С – капитальные затраты на сооружение сети, руб.

Из приведенных выше расчетов следует, что наиболее выгодным является вариант схемы №.1  т. к. приведенные затраты в нем меньше.

Заключение

В расчетно-графической работе были получены следующие результаты:

1. Выбрана схема сети электроснабжения на основе предварительного расчёта сечений проводов и экономического расчёта.

2. Определены мощности силовых трансформаторов и их количество на подстанциях:

Таблица №1- Характеристики силовых трансформаторов

Потребитель	Категория	Количество, шт.	Мощность, кВА
С	1	2	400
D	2	2	250
Л	3	1	1000
М	2	2	400

3.Выбраны экономические сечения проводов марки АС:

Таблица №2 – Экономические сечения выбранных проводов

участок	Номинальное сечение, мм2
Схема
А-В	25
Участок С-А
С-А	25
Схема
А-В	35
Участок В-Л
В-Л	25

4. Была составлена схема сети принятого варианта электроснабжения.

Список использованных источников

1.    Пятков П.Я. Электрические сети: методические указания для курсового проектирования.- Екатеринбург: УрГУПС.2002.-35 с.

2.    Пятков П.Я. Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях. Цикл лекций.- Екатеринбург: УрГУПС. 2009.-36 с.

3.    Караев Р.И., Волобринский С.Д., Ковалев И.Н. Электрические сети и энергосистемы.- М.: Транспорт. 1988.-328 с.

4.    Правила техники безопасности при эксплуатации распределительных электрических сетей. - М.: Атомиздат.1976.-112 с.

5.    Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергоиздат. 1989.-288 с.

Приложение А

Мероприятия по технике безопасности при окраске

 и антисептировании опор

При окраске опоры принимаются меры для предотвращения попадания краски на изоляторы и провода (например, применение поддонов).

Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор восстанавливается по мере необходимости.

Окраску опор с подъёмом до её верха могут выполнятьчлены бригады с группой II. Эксплуатационные допуски и нормы отбраковки деталей опор и прочих элементов линий электропередачи должны соответствовать Нормам.

При окраске и антисептировании подниматься на опору и работать на ней разрешено только в тех случаях, когда имеется полная уверенность в достаточной прочности опоры, в частности её основания. Необходимость и способы укрепления опоры определяются на месте производителем или ответственным руководителем работ.

При подъёме на опору строп предохранительного пояса заводится за стойку или в случае подъёма на железобетонную опору прикрепляется к лазу.

При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случаях их применении.

При производстве работ с опоры, телескопической вышки без изолирующего звена с другого механизма для подъёма людей расстояние от человека или от применяемым им инструментом или приспособлением, до проводов воздушной линии напряжения до 1000 В, радиотрансляции и телемеханики должно быть не менее 0,6 м. Если, при работах не исключена возможность приближения к перечисленным проводам на меньшее расстояние они отключаются и заземляются на месте производства работ.