Разработка вопросов энергосбережения за счет использования ветроэнергетической установки

В связи с тем, что строительство сельских электрических сетей к настоящему времени можно считать практически завершенным, важнейшими задачами на современном этапе является обеспечение качества электроэнергии у сельских потребителей и бесперебойность их электроснабжения с наибольшей экономичностью.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) делят все потребители электрической энергии с точки зрения необходимости обеспечения надежности их электроснабжения на три категории. К первой относятся электроприемники, нарушение электроснабжения, которых влечет за собой опасность для жизни людей, наносит значительный ущерб народному хозяйству, вызывает повреждения оборудования, массовый брак продукции, расстройства сложных технологических процессов. По ПУЭ электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерывы в их электроснабжении допускаются на время необходимое для автоматического включения резервного питания. Следует отметить, что при сравнительно небольших мощностях сельских потребителей первой категории в качестве резервного источника их питания вполне могут использоваться резервные электростанции.

Известно, что в любой, самой совершенной по качеству оборудования электрической системе в процессе ее эксплуатации неизбежно возникают различные повреждения. Причины аварии в электроустановках разнообразны, но чаще всего они возникают вследствие несвоевременного выявления и устранения дефектов оборудования, низкочастотного монтажа, низкого уровня эксплуатации. Часто аварии являются следствием влияния на электроустановки атмосферных перенапряжений.

Надежность электроснабжения характеризуется количеством и длительностью отключений и соответственно перерывами в подаче электроэнергии потребителям. Очевидно, что при современном уровне электрификации, вообще и сельского хозяйства в частности, перерывы в электроснабжении влекут за собой определенные потери в производстве и наносят материальный ущерб.

Совершенствуя схему электроснабжения, а следовательно, увеличивая капитальные расходы на ее эксплуатацию, можно сокращать недоотпуск электроэнергии потребителям и соответственно уменьшать наносимый им материальный ущерб.

1 Хозяйственная деятельность предприятия и анализ схемы электроснабжения

1.1 Природно-экономические условия

СХП «Гарант «села Борисова расположено в северной части Челябинской области, в 5 км от районного центра с. Кунашак и 98 км от областного центра г. Челябинска. Площадь землепользования составляет — 7230 га в том числе: с/х угодий-4982 га; из них: пашни-5011 га; сенокосы-730 га; пастбищ-823 га.

Сообщение между населёнными пунктами осуществляется по грунтовым дорогам и автодорогам областного значения. Общая численность населения СХП 650 чел. Национальный состав населениятатаробашкиры.

1.2 Климат

Поселок расположен в умеренно-континентальной климатической зоне, которая характеризуется длительным периодом отрицательных температур и значительными колебаниями их в течении года. По многолетним данным метеостанции сумма эффективных температур выше +5 градусов составляет 13−25 дней. За год в среднем выпадает 480 мм осадков из них в период с температурой выше 10 градусов.

Господствующее направление ветров юго-западное и западное. Средняя температура самого холодного месяцаянваря составляет-15 градусов, самого тёплого — июля +18 градусов. Последние весенние заморозки прекращаются обычно в конце мая. Первые осенние заморозки начинаются обычно в середине сентября. Средняя продолжительность вегетационного периода 165 дней (стойловое содержание скота 210−215 дней). Устойчивый снежный покров наступает в конце ноября. Максимальная глубина промерзания почвы 79 см. Наибольшая толщина снежного покрова наблюдается в марте до 69 см. Полный сход снега наблюдается после 20 апреля.

1.3 Почвы

Большинство территории хозяйства занято дерново-подзолистыми почвами. Из других почв наибольшее распространение имеют дерново-карбонатные почвы, занимающие 19% площади. Менее распространенные являются дерново-луговые и лесостепные, удельный вес которых составляет около 2,5%. остальная площадь занята почвами крутых склонов, заболоченных мест. По механическому составу в районе преобладают тяжело и средне — суглинистые почвы, их удельный вес составляет 75%.

1.4 Специализация

Будущее направление СХП — молочно-мясное животноводство. Картофелеводство, овощеводство развиты слабо. В целом сложившееся специализация отвечает природным и экономическим условиям района и подлежит дальнейшему развитию в сторону большего увеличения производства молока, овощей и картофеля.

1.5 Анализ хозяйственной деятельности

Таблица 1.1-Структура денежной выручки предприятия

Денежную выручку хозяйство получает в основном от реализации продукции животноводства. Денежная выручка которой в среднем составляет 73,1%. Растениеводство дает лишь 5% денежной выручки. Главный товарный продукт — мясо свиней, он дает в среднем 41,6% денежной выручки, на втором месте денежная выручка от реализации молока. Она составляет в среднем — 17,4%. На третьем месте выручка от продажи мяса КРС. Она составляет в среднем — 7,8%. Следовательно СХП «Гарант» имеет мясо-молочное направление с производством зерна для собственных нужд.

Таблица 1.2-Экономические результаты производства основных товарных продуктов

СХП «Гарант» является убыточным. Можно сказать, что в растениеводстве рентабельность зависит прежде всего от природных условий.

В животноводстве СХП основную прибыль получает от реализации мяса свиней. Это единственный продукт который постоянно приносит прибыль, в то время как другие продуты производятся с убытками.

Таблица 1.3-Структура земельного фонда и оценка качества сельскохозяйственных угодий

В результате укрупнения СХП в 2006 году общая земельная площадь увеличилась на 8156 га. А сельскохозяйственные угодья — на 6318 га.

СХП интенсивно использует свои угодья, так как площадь пашни составляет высокую долю, равную 70% всех угодий.

Таблица 1.4-Обеспеченность основными фондами и оборотными средствами

Величина основных производственных фондов и оборотных средств за анализируемый период в абсолютных показателях резко возрастает. Но это связано с инфляционными процессами в экономике, в результате чего была сделана переоценка.

Таблица 1.5-Структура энергетики хозяйства

Из таблицы 1.5 видно, что основная доля приходится на трактора и комбайны (92−93% всех мощностей хозяйства), электродвигатели и электроустановки составляют 7−8%, общее количество установок с течением времени в основном уменьшается. Что вызвано старением, выходом их из строя, недостатком средствна их обновление.

Таблица 1.6-Урожайность и валовой сбор продукции растениеводства.

Из таблиц 1.3 и 1.6 видно, что основную часть посевных площадей занимают зерновые культуры, за последний год их посевные площади увеличились. Тенденция к увеличению площадей под зерновые культуры объясняется уменьшением урожайности зерновых культур за последние годы.

Таблица 1.7- Динамика поголовья животных

В сравнении с 2003 годом общее поголовье крупного рогатого скота возросло. Это вызвано перераспределением кормовой базы и восстановление поголовья КРС на откорме, уменьшенного в 2005 году в связи с интенсивной реализацией мяса КРС. В целом поголовье животных достаточно для промышленного производства мяса и молока.

Таблица 1.8-Валовой выход продукции и продуктивность животных

Из таблицы 1.8 видно, что прирост КРС уменьшается, масса новорожденных телят так же уменьшается. Валовой удой молока растет при увеличении поголовья дойного стада, такие отрицательные результаты могут быть связаны с ухудшением и уменьшением кормового рациона.

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Линия электропередачи СХП «Гарант» введена в эксплуатацию в 1973 году. Схема электроснабжения приведена на рисунке 1.1. Общая протяжённость линии 24,5 км. Линии выполнены на железобетонных опорах, состояние опор на текущее время удовлетворительно. Используются провода марок А-50 и А-35. В линии используются изоляторы ШФ-10Г. В качестве секционирующих аппаратов установлены разъединители с ручным приводом. Анализ схемы электроснабжения произведем по следующим показателям:

качеству напряжения;

удельным показателям числа и длительности отключений;

Качество напряжения, определяемое уровнем напряжения на зажимах потребителей, не должно превышать допустимого значения. По данным Кунашакского РЭС количество и продолжительность отключений для проведения плановых ремонтов: 8 раз в год по 8 часов каждое отключение, что соответствует допустимым нормативам.

Схема внешнего электроснабжения потребителя обеспечена по 3 категории. Наличие, мощность и место подключения собственных источников питания (дизель/ блокстанция):нет.

Существующая схема электроснабжения н.п.Борисова приведена на рис. 1.1.

рис. 1.1 Существующая схема электроснабжения н.п. Борисова

2.1 Расчет существующей электрической нагрузки

Расчетная нагрузка на шинах ТП определяется при помощи коэффициента одновременности, по данным нагрузки на вводе потребителей.

Определяется активная и реактивная нагрузки для дневного и вечернего максимумов.

n

Р_д=к₀? Р_дi; (2.1)

i=1

n

Р_в=к₀? Р_вi; (2.2)

i=1

n

Q_д=к₀? Q_дi; (2.3)

i=1

n

Q_в=к₀? Q_вi, (2.4)

i=1

где?Р_д, Р_в, Q_д, Q_в — расчетные дневная и вечерняя активные и реактивные нагрузки на участке линий;

Р_дi, Р_вi, Q_дi, Q_вi — нагрузки на вводе i-го потребителя;

к₀ — коэффициент одновременности.

Если нагрузки однотипных потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза, применение коэффициента одновременности в этом случае не рекомендуется, и расчетные нагрузки участков линий определяются по выражениям:

n-1

Р_д=Р_д наиб +? ?Р_дi; (2.5)

i=1

n-1

Р_в=Р_в наиб +? ?Р_вi; (2.6)

i=1

n-1

Q_д=Q_д наиб +? ?Q_дi; (2.7)

i=1

n-1

Q_в=Q_в наиб +? ?Q_вi, (2.8)

i=1

где Р_д наиб — наибольшая дневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей;

?Р_дi — добавка к наибольшей нагрузке от активной нагрузки i-го потребителя, определяемая по таблице суммирования [1], промежуточные значения находятся интерполяцией.

Дневная расчетная нагрузка ТП2719 получена следующим образом:

Р_д =Р_д наиб +? ?Р_дi =Р₂+?Р₁+?Р₃=336+220+62=618 кВт (2.5)

Результаты расчета с указанием потребителей приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1-Нагрузки на вводе потребителей ТП 2719

Расчет нагрузок для остальных ТП10/0.4 кВ производится аналогично и приведен в приведен в таблицах 2.2−2.16.

Таблица 2.2-Нагрузки на вводе потребителей ТП2520

Таблица 2.3-Нагрузки на вводе потребителей ТП2570

Таблица 2.4-Нагрузки на вводе потребителей ТП2854

Таблица 2.5-Нагрузки на вводе потребителей ТП219

Таблица 2.6-Нагрузки на вводе потребителей ТП210

Таблица 2.7-Нагрузки на вводе потребителей ТП2519

Таблица 2.8-Нагрузки на вводе потребителей ТП211

Таблица 2.9-Нагрузки на вводе потребителей ТП209

Таблица 2.10-Нагрузки на вводе потребителей ТП2603

Таблица 2.11-Нагрузки на вводе потребителей ТП2765

Таблица 2.12-Нагрузки на вводе потребителей ТП2764

Таблица 2.13-Нагрузки на вводе потребителей ТП2637

Таблица 2.14-Нагрузки на вводе потребителей ТП2638

Таблица 2.15-Нагрузки на вводе потребителей ТП494

Таблица 2.16-Нагрузки на вводе потребителей ТП496

2.2 Проверка существующей ТП на систематические нагрузки

В таблице 2.17 приведем расчетную мощность на шинах ТП, номинальную мощность существующих ТП и коэффициент систематической нагрузки, который сравнивается с допустимой.

Таблица 2.17

Для нормальной работы ТП необходимо выполнение условия К_с < К_с доп.

Из анализа таблицы 2.17 мы можем определить ТП, реконструкция которых необходима. Сведем эти данные в таблицу 2.18

Таблица 2.18-Трансформаторные подстанции подлежащие реконструкции

2.3 Выводы и обоснование темы проекта

Данные из таблицы 2.18 показывают, что требуется заменить 8 трансформаторов.

Замена существующих ТП требует дополнительных затрат. С другой стороны, ожидаемая нагрузка не позволяет использования существующих ТП, де К_с<�К_с.доп.

Для снижения расчетной нагрузки можно рассмотреть мероприятия по снижению реактивной составляющей. В качестве этого мероприятия следует рассмотреть компенсацию реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности позволяет снизить полную расчетную нагрузку на шинах ТП, потери напряжения и энергии на ТП, а также повысить cos ц. Предлагаемые мероприятия, как правило, требуют меньше затрат, чем замена самих трансформаторов. Поэтому в дипломном проекте рассматриваем вариант компенсации реактивной мощности с последующей проверкой ТП.

3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВЫ РОСТА НАГРУЗОК

Ожидаемая нагрузка с учетом перспективы развития определяется по выражению:

Р_р=Р_р.сущК_р (3.1)

где К_р— коэффициент роста нагрузок.

Коэффициент роста нагрузок принимается из РУМ.

Согласно К_р для существующих ТП принят в зависимости от вида нагрузки и расчетного года.

Для расчетного года ближайшей перспективы равной 5 лет для производственных и смешанных потребителей К_р=1.3.

Тогда для ТП № 2719

Рд=618•1.3=803 кВт (3.1)

Рв=510•1.3=663 кВт Существующие нагрузки на шинах рассмотренных ТП и результаты расчета с учетом перспективы роста нагрузок приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1-Расчет нагрузок с учетом перспективы роста

4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности.

По естественному коэффициенту мощности определяется, где и когда необходима компенсация.

Определяется величина реактивной мощности Q_к, которую необходимо компенсировать до cos=0,95 по выражению.

Q_к= Q_ест — 0,33Р, (4.1.)

где Q_ест — естественная (до компенсации) реактивная мощность. Для ТП 2719,

Q_{к д}=512 — 0,33 803=247 квар;

Q_{к в}=610 — 0,33 663=391 квар.

Выбирается мощность конденсаторных батарей Q_Бк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:

Q_к ?Q_Бк ?Q_ест. (4.2.)

Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, квар следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д. Есть БК номинальная мощность которых, отличается от перечисленных; рекомендуется устанавливать БК, если Q_Бк ?25 квар.

Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбирают две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.

Для ТП 2719 можно выбрать Q_Бк=500 квар.

Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:

Q=Q_ест — Q_Бк (4.3.)

Для ТП2719

Q_д= Q_ест — Q_Бк=512−500=12 квар;

Q_в= Q_{ест в} — Q_Бк=610−500=110 квар.

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации:

S= Р² + Q² (4.4.)

Для ТП 2719

S_д= 803²+12²=803 кВА; S_в= 663²+110²=672 кВА Коэффициенты мощности после компенсации определяются по выражениям :

Для ТП 2719

cos_д=803/803=1; cos_в=663/672==0,987 .

Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 4.1.

Таблица 4.1-Сводные данные по компенсации реактивной мощности

5. ПРОВЕРКА И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА 10/0,4 кВ

Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок [4], в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [4]:

(5.1.)

где S_р — расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n — количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [5];

S_{эк min}, S_{эк max} — соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей.

Принятые по номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации — по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме — по допустимым аварийным перегрузкам.

Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию [4]:

(5.2.)

где к_с — коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона х_вт .

Если значения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от х_вт [4], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитываются по формуле:

к_с= к_ст — ?(х_в — х_вт), (5.3.)

где? — расчетный температурный градиент, 1/⁰С;

к_ст — табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15⁰С к_ст определяется для х_в=-15⁰С.

Данные по выбору трансформаторных подстанций сведем в таблицу 5.1.

Рекомендуемые конденсаторные позволяют снизить расчетную нагрузку на шинах ТП. В результате проведенных мероприятий удалось снизить потребную мощность ТП.

После компенсации реактивной мощности требуется замена всего шести трансформаторов вместо восьми. При этом мощность заменяемых трансформаторов на ступень меньше, чем до компенсации.

Таблица 5.1-Технические данные трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ-10 кВ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Для существующих ВЛ 10 кВ производится проверка сечения проводов по нагреву, потере напряжения при ожидаемом росте нагрузок. Производится расчет ожидаемой потери электроэнергии. Рекомендуется следующий порядок расчета.

Записываются в таблицу 6.1 номера и длины участков линии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности и определяется расчетная нагрузка на участках ВЛ 10 кВ. По расчетной мощности определяются токи на участках сети 10 кВ.

Таблица 6.1-Электрический расчет ВЛ 10 кВ

Проверка существующей сети

Проверка по нагреву осуществляется по условию

I_доп > _Iраб (6.1)

Потери напряжения на участках сети определяются :

(6.2)

где r₀ и х₀-удельные активное и реактивное сопротивление провода, ом/км;

Р и Q — активная и реактивная мощности на участке линии 10 кВ.

l-длина участка, км.

Потери напряжения на участках сети определяем как потери напряжения от начала линии до конца рассматриваемого участка.

Потери электрической энергии на участке

(6.3)

Результаты расчета сведены в таблицу 6.2.

Сравнительный анализ данных показывает, что существующие сечения проводов проходят по нагреву, максимальные потери напряжения от ГПП до конца участка 20−21 составляют 16,17%.

Согласно норм технологического проектирования в сетях 10 кВ допускается потери напряжения до 10%. Поэтому необходимо выбирать сечение проводов, обеспечивающее нормативные показатели.

Существующие сечения проводов допускают потери электрической энергии 233 789кВт^.ч.

Таблица 6.2-Проверка существующих сетей 10 кВ с учетом перспективы роста нагрузок

Выбор сечения проводов ВЛ 10 кВ

Сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки с учетом надежности. По F_расч принимается ближайшее стандартное сечение провода.

В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимые сечения сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм-35мм², 15−20 мм-50 мм² и более 20−70 мм². Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм².

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву.

I_доп ?I_{р max} (6.4)

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное г₀ и индуктивное х₀; для определения х₀ необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Д_ср?1500 мм). Данные по проводам сводятся в табл. 6.3.

Таблица 6.3-Выбор сечения проводов, потерь напряжения и энергии в ВЛ10 кВ с учетом роста нагрузок

По выбранному сечению провода рассчитываются потери напряжения на участках от ГПП до конца расчетного участка, потери электроэнергии на участке и всего по линии 10 кВ.

Потери напряжения на участке 0−1:

Потери электроэнергии на участке 0−1:

кВт.ч/год.

Результаты для остальных участков приведены в таблице 6.3.

Проведенные расчеты ВЛ 10 кВ требуют реконструкции линии. При этом необходимо заменить сечение проводов практически на всех участках сети. Данная реконструкция позволяет обеспечить надежность сети по механической прочности, по нагреву. При этом максимальные потери напряжения составляют 7,86%, что меньше допустимых 10%. Также ожидается снижение потери электрической энергии до 89 344 квт. ч, что составляет 38% от существующих.

7. РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв

Рисунок 1.2 РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв

Таблица 7.1 — Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП 2854

7.1 Определение допустимой потери напряжения

Для оценки качества напряжения у потребителей составляется таблица отклонений напряжения (табл. 7.1). Таблица составляется для ближайшей и удаленной трансформаторных подстанций. Удаленной считается ТП, потери напряжения до которой от ГПП имеют наибольшую величину. Из таблицы выясняется, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.

Отклонение напряжения в любой точке электропередачи:

_{n n}

?U_t%=???U_i + ???U_i, (7.1.1)

^{i=1 i=1}

где ???U_i — сумма надбавок от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака, %;

_n

???U_i — сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой

ⁱ⁼¹

точки ,%.

В качестве минимальной нагрузки рассматривается режим 25%-й нагрузки, при которой потери напряжения принимаются равными ¼ части максимальных потерь.

В потребительских трансформаторах рассчитываются потери напряжения, %:

(7.1.2)

где Р и Q — активная и реактивная мощности, протекающие через трансформатор (дневные и вечерние), полная мощность которых наибольшая;

U_т ном — номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);

R_т и х_т — активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

(7.1.3)

(7.1.4)

где S_т ном — номинальная мощность трансформатора, ВА;

U_р % - составляющая потери напряжения в реактивных сопротивления, определяемая через U_к по выражению:

(7.1.5)

Регулируемая надбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения? U²⁵_ш 0,4 на шинах 0,4 кВ не выходило за допустимые пределы: +5%) — для потребителей I и II* категорий надежности, и +7,5% для потребителей II и III категорий надежности.

После выбора регулируемой надбавки можно определить допустимые потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ (по абсолютной величине), которая определяется как разница между отклонением напряжения на шинах 0,4 кВ в 100%-ном режиме и допустимым отклонением напряжения у потребителя:

?U^?_доп=?U¹⁰⁰_ш 0,4 — ?U¹⁰⁰_доп (7.1.6)

Эта потеря распределяется на две части. Одна часть ?U^?? =2,0% оставляется, согласно ПУЭ [7], на линию внутри помещений, другая — на наружную линию (в примере? U_доп=5,96%), по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1. при этом для каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:

?U_факт ??U_доп (7.1.7)

Величина ?U_доп влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше? ?U_доп, тем меньше сечение провода.

Рекомендуется устанавливать ?U_доп > 6%. При невыполнении этого условия предлагаются следующие технические мероприятия:

уменьшить ?U^?? до 1…0.6%, если линии внутри помещении небольшой длины (например, к линии подключены жилые дома);

увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10 кВ.

установить продольно-емкостную компенсацию реактивного сопротивления;

предусмотреть замену на ГПП трансформатора с ПБВ на трансформатор с РПН и с помощью последнего создать на шинах 110 (35) кВ режим встречного регулирования напряжения.

В практике принятие технических мероприятий обычно рассматривается в указанной последовательности, окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения вариантов.

Для ближайшего ТП предлагается установить регулируемую надбавку -2,5%, а для удаленной ТП надбавку 0%. Для остальных ТП регулируемые надбавки выбираются в пределах 0 или -2.5%.

При заполнении таблицы 7.1 используем следующие данные:

Отклонение напряжения на шинах ГППиз исходных данных;

Потери в линии 10 кВ — из таблицы 5.1;

Потери в трансформаторах 10/0,4 кВ — по формулам (7.1.2)…(7.1.5).

Потери напряжения в ТП 2854:

(7.1.5)

Ом (7.1.3)

Ом (7.1.4)

(7.1.2)

Таблица 7.1-Таблица отклонения напряжения

7.2 Конструктивное выполнение линий 0,38 и ТП 10/0,4кВ

Концевые опоры устанавливаются в начале ВЛ и вблизи всех потребительских ТП. Угловые опоры устанавливаются в точках поворота и подсоединения ВЛ. Выбираем угловые опоры анкерного типа.

Промежуточные опоры устанавливаем на прямых участках трассы. Крепление проводов к штыревым изоляторами при помощи проволочной вязки. Количество опор выбираем в зависимости от длины линии и пролета.

Данные выбираем по приложению 5,.

Для провода, А 95длина пролета — 60 м;

Длина линии — 200 м;

Для провода АС 25 длина пролета — 95 м;

Длина линии — 300 м;

Для провода АС 25;

Длина линии — 60 м;

Линия 0.38 кВ (ТП-2854)

Концевые опоры — тип КАа 4 шт.

Угловые опоры — тип ААа — 1 шт.

Промежуточные опоры — тип ППа — 2

Длина полета Lпр — 35 м.

Количество промежуточных опор:

Линия Л1: N = L_л1/L_пр=20/35 =1 шт.

Линия Л2: N = L_л2/L_пр=30/35 = 1 шт.

Линия Л3: N = L_л3/L_пр= 60/35 =2 шт.

Всего промежуточных опор 15 шт.

Изоляторы фарфоровые типа ТФ — 20 (по 5 штук на опору) Для крепления изоляторов используем крюки.

Выбираем трансформаторную подстанцию для ТП 2854

Тип КТП — 160 10/0.4 — У1

Основные технические характеристики:

U_{ном. вн}= 10 Кв

I_ном = 7,5

I_{ном Л1} = 231 А

I_{ном Л2} = 37 А

I_{ном Л3} = 95 А Схема предусматривает линию централизованного уличного освещения.

Вводы ВН и НН — воздушные. Габаритные размеры КТП не более 1300Ч1300Ч2740 мм. Масса КТП не более 1500 кг.

7.3 Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

Выбор проводов производим по допустимой потере напряжения, пользуясь при этом данными таблиц 7.1.

Задаемся реактивным сопротивлением 1 км провода в линиях 0,38 кВ x₀=0,4 Ом/км.

Определяется составляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях (в процентах):

(7.3.1)

где Q —реактивная мощность, кВАр дневная или вечерняя, которой соответствует большая полная мощность.

Определяется допустимая составляющая потери напряжения в активных сопротивлениях (в процентах):

(7.3.2)

Расчетное сечение проводов:

(7.3.3)

где г=32м/ОмЧмм² — удельная проводимость алюминия; Р, Вт, берется того же максимума, что и Q; U_ном=380 В; L в м.

Выбирается стандартное сечение провода:

(7.3.4)

Проверяем выбранный провод по нагреву:

(7.3.5)

I_р.max находим по формуле:

(7.3.6)

Рассчитывается фактическая потеря напряжения, которая сравнивается с допустимой:

(7.3.7)

(7.3.8)

(7.3.9)

Расчет Л1:

в формуле (7.3.1)

в формуле (7.3.2)

в формуле (7.3.3)

Принимаем F_ст=25 мм², провод АС 25

в формуле (7.3.4)

А, А в формуле (7.3.6)

в формуле (7.3.5)

По нагреву провод не проходит принимаем F=95 мм², провод, А 95

А в формуле (7.3.7)

в формуле (7.3.8)

в формуле (7.3.9)

Расчет Л2:

Принимаем F_ст=25 мм², провод АС 25

А, А Расчет Л3:

Принимаем F_ст=25 мм², провод АС 25

А, А Данные расчета заносим в таблицу 7.2

Таблица 7.2 — Сводные данные расчета линий 0,38 кВ

7.4 Проверка сетей на успешный запуск крупных асинхронных электродвигателей

При запуске крупных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (ЭД), потери напряжения в сетями увеличиваются вследствие протекания пусковых токов, так как его электромагнитный момент пропорционален квадрату напряжения.

Допустимое снижение напряжения на запускаемом ЭД из условия успешного запуска определяется:

(7.4.1)

где: М_трог — момент трогания рабочей машины, приведенный к валу ЭД;

М_изб=0,2…0,3ЧМ_ном.- избыточный момент, необходимый для ускорения системы «электродвигатель — рабочая машина»;

М_ном и М_пуск — номинальный и пусковой момент ЭД.

Если все моменты разделить на М_ном т. е. выразить в относительных единицах, то выражение примет вид:

(7.4.2)

Успешный запуск ЭД возможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска не превышает (по абсолютной величине) допустимого:

(7.4.3)

Фактическое отклонение напряжения определяется по формуле:

(7.4.4)

где: дU_ш 0,4 — фактическое отклонение напряжения на ЭД перед пуском на шинах 0,4 кВ (меньше из отклонений 100 или 25% режимов), подставляется со знаком «+», если напряжение ниже номинального и «-" — если напряжение выше номинального.

ДU_пуск -потеря напряжения в трансформаторе от пускового тока, определяется по упрощенной формуле:

(7.4.5)

где: Z_Т -полное сопротивление трансформатора;

(7.4.6)

Здесь U_т.ном — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;

Полное сопротивление линии Л1 определяется:

(7.4.7)

Сопротивление электродвигателя в пусковом режиме находится по формуле:

(7.4.8)

где: U_ном и I_эд.ном — номинальные напряжения и ток электродвигателя;

к_i-кратность пускового тока.

Если расчетом устанавливается, что двигатель может не запуститься, то необходимо провести более точные расчеты (не по упрощенным формулам), считая отклонение напряжения на шинах 10кВ ТП 2854 не меняющимся при пуске ЭД. Если и при этом условие не будет выполнено, то завышается сечение проводов в линии и делается корректировка.

Потребитель — кормоприготовительное с дробилкой кдм-2.

Таблица 7.1 — Сводная таблица по расчету сети 0,38 кВ на успешный запуск крупного АД

Допустимое снижение напряжения на запускаемом электродвигателе:

Сопротивление электродвигателя:

Ом Сопротивление трансформатора:

Ом Полное сопротивление линии Л1:

Ом Потеря напряжения в линии и трансформаторе от пускового тока:

Фактическое отклонение напряжения при 100% нагрузке:

Успешный запуск ЭД возможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска не превышает (по абсолютной величине) допустимого:

Условие выполняется, двигатель запустится.

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Токи короткого замыкания (КЗ) необходимы для проверки выбранного электрооборудования, расчета и проверки действия релейной защиты.

8.1 Исходная схема для расчета токов КЗ

Расчет токов КЗ начинается с выбора расчетной схемы (рис. 8.1), на которой указываются марки проводов и их сечение, длины участков линий электропередачи, силовые трансформаторы и их мощность, мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ питающей подстанции.

На расчетную схему наносятся точки КЗ:

На сборных шинах 10 кВ головной понизительной подстанции (ГПП); на шинах 10 кВ расчетных потребительских подстанций; в конце линии 10 кВ.