Москва, 2015Институт механики и энергетики им. В.П. Горячкина Энергетический факультет Электроснабжения и электротехники имени академика И.А.Будзко РАСЧЁТНАЯ РАБОТА ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Энергоаудит и энергосбережение в сельском хозяйстве Схема 1 Вариант по таблице мощностей 6 Вариант по таблице длин 6 Направление подготовки 350406.68 «Агроинженерия»
Москва, 2015
Задание Схема №1 />
Вариант Расчётных нагрузок трансформаторов №6
Вариант протяжённостей линий №6
Количество часов годового максимума нагрузки Tmax = 4300 ч. Содержание Введение…………………………………………………………………………………………………………………….4 1.Суммирование нагрузок………………………………………………………………………………………...5 2.Расчёт токов и выбор сечения проводников по экономической плотности тока.7 3. Проверка по допустимой потере ΔU на участках…………………………………………………9 4. Расчёт эквивалентного сопротивления сети…………………………………………………..…..17 5. Расчёт потерь электроэнергии на участке…………………………………………………………..19 Заключение………………………………………………………………………………………………………………21 Список использованной литературы……………………………………………………………………….22
Введение Данная курсовая работа нацелена на расчёт потерь в сетях 10 кВ. Данные расчёты имеют практическую важность для экономической и оценки энергосети. А также для анализа её слабых сторон и участков которые в дальнейшем возможно модернизировать.
1.Суммирование нагрузок Расчетной нагрузкой, Sр, считается наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток 30 минут (получасовой максимум), Sм30,которое может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95. Различаются дневные, Pрд (Qрд), и вечерние Pрв (Qрв), расчетные активные (реактивные) нагрузки. За расчетную нагрузку для выбора сечений проводов или мощности трансформаторных подстанций принимается большая из величин дневной, ΣS рд, или вечерней, ΣS рв, расчетных нагрузок, полученных на данном участке линии или подстанции. Потери или отклонения напряжения в сетях рассчитываются отдельно для режима дневных и вечерних нагрузок. Расчетные нагрузки участков распределительных сетей напряжением 6...35 кВ определяют по тем же формулам, что и в сетях напряжением 0,38 кВ. При этом используют следующие значения коэффициентов одновременности: Таблица 1. Коэффициент одновременности для суммирования электрических нагрузок в сетях 6-20кВ
Расчетные нагрузки питающих линий напряжением 35 и 110 кВ, а также трансформаторных подстанций напряжением 110/35 кВ определяют суммированием расчетных нагрузок подстанций напряжением 35/10 кВ (или линий напряжений 35 кВ) со следующими коэффициентами одновременности: при двух подстанциях или линиях — 0,97, трех — 0,95, при четырех и более — 0,9. Если нагрузки отдельных подстанций или линий в сетях напряжением 6...35 кВ отличаются по значению более чем в 4 раза, то их суммируют. Таблица 2. Суммирование нагрузок в сетях 6 - 35 кВ
SТП11-9 = 105 кВA; SТП10-9 = 212кВА; S8-9 =(212+105).0.9=285,3 кВА; Остальные расчёты мощностей проводятся по аналогичной схеме S0-1 = (181+39.5+67+(105+212)*0.9+52)∙0.9+35.6+178+86 = 861.92,кВА S1-2 = (100+26) ∙0.9 = 113.4,кВА S2-тп1 = 100,кВА S2-тп2 = 26,кВА S1-3 = (181+39.5+67+(105+212)*0.9+52) ∙0.9+35.6+178 = 775.92,кВА S3-4 = (154+98)*0.9 = 226.8,кВА S4-тп3 = 154,кВА S4 тп4 = 98,кВА S3-5 = (181+39.5+67+(105+212)*0.9+52) ∙0.9+35.6 = 597.92,кВА S5-тп5 = 48,кВА S5-6 = (181+39.5+67+(105+212)*0.9+52) ∙0.9 = 562.32,кВА S6-7 = 181+39.5+67 = 287.5,кВА S7-тп6 = 89,кВА S7-10 = 181+39.5 = 220.5,кВА S10-тп8 = 54,кВА S10-тп7 = 181,кВА S6-8 = (105+212) ∙0.9+52 = 337.3,кВА S8-тп9 = 69,кВА S8-9 = (105+212) ∙0.9 = 285.3,кВА S9-тп10 = 212,кВА S9-тп11 = 105,кВА
2.Расчёт токов и выбор сечения проводников по экономической плотности тока.
Сечения защищенных изоляцией проводов напряжением выше 1 кВ выбираются по экономической плотности тока. Выбранные сечения должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева, термической стойкости при токах КЗ, механической прочности, допустимой потере напряжения. Допустимые длительные токи защищенных изоляцией проводов выше, чем неизолированных проводов. Это объясняется хорошими условиями охлаждения одножильных изолированных проводов, а также более благоприятными условиями работы контактных соединений по сравнению с контактными соединениями неизолированных проводов. На ВЛИ и ВЛЗ все контактные соединения герметизируются.
где I — расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², для заданных условий работы. Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается. Таблица 3. Экономическая плотность тока.
На магистралях ВЛЗ, независимо от нормативной толщины стенки гололеда, как правило, должны применяться провода номинальным сечением не менее 70 мм2 На ответвлениях от магистрали ВЛЗ, как правило, должны применяться провода сечением не менее 35 мм2. Выбираем провод СИП-3 с сечением 70 мм2. Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления. Аналогично рассчитываем ток и выбираем сечение провода на остальных участках, данные сведены в итоговую таблицу I0-1 = (861.92 ∙ 1000/(√3∙10000) = 49.76, А I1-2 = (113.4 ∙ 1000/(√3∙10000) = 6.55, А I2-тп1 = (100 ∙ 1000/(√3∙10000) = 5.77, А I2-тп2 = (26 ∙ 1000/(√3∙10000) = 1.5, А I1-3 = (775.92 ∙ 1000/(√3∙10000) = 44.8, А I3-4 = (226.8 ∙ 1000/(√3∙10000) = 13.09, А I4-тп3 = (154 ∙ 1000/(√3∙10000) = 8.89, А I4 тп4 = (98 ∙ 1000/(√3∙10000) = 5.66, А I3-5 = (597.92 ∙ 1000/(√3∙10000) = 34.52, А I5-тп5 = (48 ∙ 1000/(√3∙10000) = 2.77, А I5-6 = (562.32 ∙ 1000/(√3∙10000) = 32.47, А I6-7 = (287.5 ∙ 1000/(√3∙10000) = 16.6, А I7-тп6 = (89 ∙ 1000/(√3∙10000) = 5.14, А I7-10 = (220.5 ∙ 1000/(√3∙10000) = 12.73, А I10-тп8 = (54 ∙ 1000/(√3∙10000) = 3.12, А I10-тп7 = (181 ∙ 1000/(√3∙10000) = 10.45, А I6-8 = (337.3 ∙ 1000/(√3∙10000) = 19.47, А I8-тп9 = (69 ∙ 1000/(√3∙10000) = 3.98, А I8-9 = (285.3 ∙ 1000/(√3∙10000) = 16.47, А I9-тп10 = (212 ∙ 1000/(√3∙10000) = 12.24, А I9-тп11 = (105 ∙ 1000/(√3∙10000) = 6.06, А F0-1 = 49.76/1,1 = 45.24мм2 F1-2 = 6.55/1,1 = 5.95мм2 F2-тп1 = 5.77/1,1 = 5.25мм2 F2-тп2 = 1.5/1,1 = 1.36мм2 F1-3 = 44.8/1,1 = 40.73мм2 F3-4 = 13.09/1,1 = 11.9мм2 F4-тп3 = 8.89/1,1 = 8.08мм2 F4 тп4 = 5.66/1,1 = 5.14мм2 F3-5 = 34.52/1,1 = 31.38мм2 F5-тп5 = 2.77/1,1 = 2.52мм2 F5-6 = 32.47/1,1 = 29.51мм2 F6-7 = 16.6/1,1 = 15.09мм2 F7-тп6 = 5.14/1,1 = 4.67мм2 F7-10 = 12.73/1,1 = 11.57мм2 F10-тп8 = 3.12/1,1 = 2.83мм2 F10-тп7 = 10.45/1,1 = 9.5мм2 F6-8 = 19.47/1,1 = 17.7мм2 F8-тп9 = 3.98/1,1 = 3.62мм2 F8-9 = 16.47/1,1 = 14.97мм2 F9-тп10 = 12.24/1,1 = 11.13мм2 F9-тп11 = 6.06/1,1 = 5.51мм2 3.Проверка по допустимой потере ΔU на участках. Согласно ПУЭ («Правилам устройства электроустановок»), для силовых сетей отклонение напряжения от нормального должно составлять не более ± 5 %, для сетей электрического освещения промышленных предприятий и общественных зданий — от +5 до — 2,5%, для сетей электрического освещения жилых зданий и наружного освещения ±5%. При расчете сетей исходят из допустимой потери напряжений. Учитывая опыт проектирования и эксплуатации электрических сетей, принимают следующие допустимые величины потери напряжений: для низкого напряжения — от шин трансформаторного помещения до наиболее удаленного потребителя — 6%, причем эта потеря распределяется примерно следующим образом: от станции или понизительной трансформаторной подстанции и до ввода в помещение в зависимости от плотности нагрузки — от 3,5 до 5 %, от ввода до наиболее удаленного потребителя — от 1 до 2,5%, для сетей высокого напряжения при нормальном режиме работы в кабельных сетях — 6%, в воздушных— 8%, при аварийном режиме сети в кабельных сетях – 10 % и в воздушных— 12 %. Считают, что трехфазные трехпроводные линии напряжением 6—10 кВ работают с равномерной нагрузкой, т. е что каждая из фаз такой линии нагружена равномерно. В сетях низкого напряжения из-за осветительной нагрузки добиться равномерного ее распределения между фазами бывает трудно, поэтому там чаще всего применяют 4-проводную систему трехфазного тока 380/220 В. При данной системе электродвигатели присоединяют к линейным проводам, а освещение распределяется между линейными и нулевым проводами. Таким путем уравнивают нагрузку на все три фазы. При расчете можно пользоваться как заданными мощностями, так и величинами токов, которые соответствуют этим мощностям. В линиях, которые имеют протяженность в несколько километров, что, в частности, относится к линиям напряжением 6—10 кВ, приходится учитывать влияние индуктивного сопротивления провода на потерю напряжения в линии. Для подсчетов индуктивное сопротивление медных и алюминиевых проводов можно принять равным 0,32—0,44 Ом/км, причем меньшее значение следует брать при малых расстояниях между проводами (500—600 мм) и сечениях провода выше 95 мм2, а большее — при расстояниях 1000 мм и выше и сечениях 10—25 мм2. Потеря напряжения в каждом проводе трехфазной линии с учетом индуктивного сопротивления проводов подсчитывается по формуле
Допустимая потеря напряжения не должна превышать -5%
Активную составляющую полной мощности находим по формуле:
Реактивную составляющую полной мощности находим по формуле:
Для участка 0-1; Р0-1=897,3.0,75.1000 = 672975 Вт; Q0-1=897,3.0,66.1000 = 592218 вар
Аналогично рассчитываем потери напряжения и на других участках, все данные сводятся в итоговую таблицу. P0-1 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 861.92 = 64644, Вт Q0-1 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 861.92 = 57010.65, вар P1-2 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 113.4 = 8505, Вт Q1-2 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 113.4 = 7500.7, вар P2-тп1 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 100 = 7500, Вт Q2-тп1 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 100 = 6614.38, вар P2-тп2 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 26 = 1950, Вт Q2-тп2 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 26 = 1719.74, вар P1-3 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 775.92 = 58194, Вт Q1-3 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 775.92 = 51322.28, вар P3-4 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 226.8 = 17010, Вт Q3-4 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 226.8 = 15001.41, вар P4-тп3 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 154 = 11550, Вт Q4-тп3 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 154 = 10186.14, вар P4 тп4 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 98 = 7350, Вт Q4 тп4 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 98 = 6482.09, вар P3-5 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 597.92 = 44844, Вт Q3-5 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 597.92 = 39548.69, вар P5-тп5 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 48 = 3600, Вт Q5-тп5 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 48 = 3174.9, вар P5-6 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 562.32 = 42174, Вт Q5-6 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 562.32 = 37193.97, вар P6-7 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 287.5 = 21562.5, Вт Q6-7 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 287.5 = 19016.34, вар P7-тп6 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 89 = 6675, Вт Q7-тп6 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 89 = 5886.8, вар P7-10 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 220.5 = 16537.5, Вт Q7-10 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 220.5 = 14584.7, вар P10-тп8 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 54 = 4050, Вт Q10-тп8 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 54 = 3571.76, вар P10-тп7 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 181 = 13575, Вт Q10-тп7 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 181 = 11972.02, вар P6-8 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 337.3 = 25297.5, Вт Q6-8 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 337.3 = 22310.3, вар P8-тп9 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 69 = 5175, Вт Q8-тп9 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 69 = 4563.92, вар P8-9 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 285.3 = 21397.5, Вт Q8-9 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 285.3 = 18870.82, вар P9-тп10 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 212 = 15900, Вт Q9-тп10 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 212 = 14022.48, вар P9-тп11 = 0,75 ∙ 1000 ∙ 105 = 7875, Вт Q9-тп11 = 0,66 ∙ 1000 ∙ 105 = 6945.1, вар ∆U0-1 = (64644 ∙ 0.632+57010.65 ∙ 0.291)2.5/10000 = 1.44, В; ∆U = 143.613 ∆U1-2 = (8505 ∙ 1.262+7500.7 ∙ 0.301)2.4/10000 = 0.31, В; ∆U = 31.178 ∆U2-тп1 = (7500 ∙ 1.262+6614.38 ∙ 0.301)1.9/10000 = 0.22, В; ∆U = 21.766 ∆U2-тп2 = (1950 ∙ 1.262+1719.74 ∙ 0.301)2/10000 = 0.06, В; ∆U = 5.957 ∆U1-3 = (58194 ∙ 0.632+51322.28 ∙ 0.291)1.8/10000 = 0.93, В; ∆U = 93.084 ∆U3-4 = (17010 ∙ 1.262+15001.41 ∙ 0.301)2/10000 = 0.52, В; ∆U = 51.964 ∆U4-тп3 = (11550 ∙ 1.262+10186.14 ∙ 0.301)1.6/10000 = 0.28, В; ∆U = 28.227 ∆U4 тп4 = (7350 ∙ 1.262+6482.09 ∙ 0.301)3.1/10000 = 0.35, В; ∆U = 34.803 ∆U3-5 = (44844 ∙ 0.632+39548.69 ∙ 0.291)2/10000 = 0.8, В; ∆U = 79.7 ∆U5-тп5 = (3600 ∙ 1.262+3174.9 ∙ 0.301)1.1/10000 = 0.06, В; ∆U = 6.049 ∆U5-6 = (42174 ∙ 1.262+37193.97 ∙ 0.301)0.4/10000 = 0.26, В; ∆U = 25.768 ∆U6-7 = (21562.5 ∙ 1.262+19016.34 ∙ 0.301)1.1/10000 = 0.36, В; ∆U = 36.229 ∆U7-тп6 = (6675 ∙ 1.262+5886.8 ∙ 0.301)2.8/10000 = 0.29, В; ∆U = 28.548 ∆U7-10 = (16537.5 ∙ 1.262+14584.7 ∙ 0.301)1.1/10000 = 0.28, В; ∆U = 27.786 ∆U10-тп8 = (4050 ∙ 1.262+3571.76 ∙ 0.301)0.5/10000 = 0.03, В; ∆U = 3.093 ∆U10-тп7 = (13575 ∙ 1.262+11972.02 ∙ 0.301)1.7/10000 = 0.35, В; ∆U = 35.25 ∆U6-8 = (25297.5 ∙ 0.632+22310.3 ∙ 0.291)1.6/10000 = 0.36, В; ∆U = 35.969 ∆U8-тп9 = (5175 ∙ 1.262+4563.92 ∙ 0.301)3.2/10000 = 0.25, В; ∆U = 25.295 ∆U8-9 = (21397.5 ∙ 0.632+18870.82 ∙ 0.291)1.5/10000 = 0.29, В; ∆U = 28.522 ∆U9-тп10 = (15900 ∙ 1.262+14022.48 ∙ 0.301)0.8/10000 = 0.19, В; ∆U = 19.429 ∆U9-тп11 = (7875 ∙ 1.262+6945.1 ∙ 0.301)2/10000 = 0.24, В; ∆U = 24.057 Таблица6. Итоговая таблица выбора сечений проводов.
4.Расчёт эквивалентного сопротивления сети.
Где Тогда данную формулу можно разделить на 2 элемента
и
тогда
Из данных трансформаторов можно взять их сопротивление короткого замыкания, благодаря чему можно посчитать сопротивление трансформатора, по формуле.
где Uк — напряжение КЗ, %; Sном.тр— номинальная мощность трансформатора, кBА; Uном.тр— номинальное междуфазное напряжение трансформатора на той стороне ВН или НН, к которой приводится его сопротивление, кВ. Таблица 7. Расчёт значений сопротивлений трансформаторов
Тогда,
Аналогичным метом посчитаем и приведём в таблицу данные по расчёту эквивалентного сопротивления для линий Таблица 7, таблица расчёта сопротивлений участков линии
Тогда,
По итогу,
5.Расчёт потерь электроэнергии на участке.
,где Тmax – часы использования максимума нагрузки
Таблица 8, количество годовой переданной энергии.
Теперь зная годовое значение переданной энергии мы можем найти процентное значение потерь.
, тогда
Заключение Согласно выполненным расчётам, максимальная расчётная нагрузка на линии составляет 861 кВА. Сечения провода на магистрали составляет 70мм2 и по 35мм2 на отпайках. Так же была выполнена проверка по падению напряжения на участках в линии, по итогам которой значение потерь не превысило допустимого значения. Потери энергии составили 2,17 % годового потребления энергии.
Список использованной литературы 1. М.С. Левин, Т.Б. Лещинская, С.И. Белов. Электроснабжение населённого пункта. Методические рекомендации ко курсовому и дипломному проектированию. М.: МГАУ им. В.П.Горячкина, 1999. 2. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат, 1990. 3. Пособие по проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 0,38–20 кВ с самонесущими изолированными и защищёнными проводами. Книга 4. Система защищенных проводов напряжением 6-20 кВ. Том 2. Редакция 2 Одноцепные и двухцепные деревянные опоры, С-Пб: ENSTO – «РОСЭП», 2013 г. 4. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2001 - 2004 г.г. 5. МЭК 60104, 1987. Проволока из алюминие- вого сплава типа алюминий-магний-кремний для проводов ЛЭП.
|
; 
Для продолжительности максимума нагрузки от 3000 до 5000 ч.
; 
– эквивалентное сопротивление исследуемого участка сети, Ом, Ом; 
- установленная мощность трансформатора, кВА; 
– сопротивление трансформатора, Ом; 
- суммированная мощность участка цепи, кВА; 
- сопротивление участка цепи; 
- суммарная расчётная мощность распределительной цепи, кВА.
