Примем следующие исходные условия для расчёта ЗУ:
Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из горизонтально проложенной на глубине 1 м круглой стали диаметром 10 мм и из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали 40×40×4 мм длиной ℓВ=4 м, отстоящих друг от друга на одинаковое расстояние а= ℓВ=4 м. Удельное сопротивление грунта [6,П1.10] суглинок ρ = 100 Ом∙м.
Расчётное значение удельного сопротивления грунта находится по формуле: где К–коэффициент сезона[6,табл.49], равный Кв=1,65 для вертикальных заземлителей и Кг=5,4–для горизонтальных заземлителей на глубине 1 м.
Тогда расчётное значение удельного сопротивления грунта составит для вертикальных стержней: для горизонтальных заземлителей:
сопротивление одного стержня из угловой стали, верхний конец которого находится на глубине до 1 м, находим по формуле:
В этом выражении ℓ = ℓВ=4 м – длина стержня, В=0,04 м – ширина полки уголка.
Ориентировочное число вертикальных стержней без учёта их взаимного экранирования по формуле:
Однако со стороны входа ТП-2для выравнивания потенциала должны располагаться два вертикальных стержня, причём пройти на территорию ТП можно как с одной стороны, так и с другой. Поэтому принимаем
При и отношении коэффициент использования вертикальных стержней в замкнутом контуре [3]. Тогда результирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учётом влияния их взаимного экранирования:
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной [3,с.115-116]:
где диаметр заземлителя, м; глубина заложения заземлителя, м; коэффициент взаимного экранирования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре при и отношении
Тогда с учётом экранирования стержнями результирующее сопротивление заземлителя ТП 10/0,4 кВ определяется по формуле:
Таким образом, результирующее сопротивление всего ЗУ меньше 20,65 Ом, что и требовалось достичь.
Аналогично выполняется расчёт ЗУ для ТП-1 и ТП-3.
Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населённого пункта
1.Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ.
Возможен непосредственный прямой расчёт потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивления каждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии №1,отходящей от ТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей, потери мощности:
Для разветвлённых линий подобный расчёт вручную достаточно трудоёмок и его упрощают с помощью коэффициента связи (Кн/м) между ∆U и ∆Р и коэффициента разветвления Краз. Потери мощности в процентах определяются по выраженнию :
Потери мощности в кВт находятся по формуле:
где соответственно расчётная мощность и коэффициент мощности головного участка линии, значения которых принимаются по табл.13-17.
Потери электрической энергии:
Время максимальных потерь определяется по выражению:
Рекомендуемые значения и τ для годовых графиков нагрузки принимаются в соответствии [6,табл.50].
Данные расчёта потерь мощности и электроэнергии всех линий населённого пункта сведём в табл.22.
Годовое потребление и потери электроэнергии и мощности в линиях 0,38 кВ населённого пункта.
Таблица 22.
|
Номер ТП |
№ линии |
Sг, кВА |
tgφ |
Кн/м |
Краз |
∆U,% |
∆Р,% |
∆Р, кВт |
τ, ч/год |
∆W, кВт∙ч |
Тmax, ч/год |
Wл,тыс. кВт∙ч |
|
ТП-2 |
КЛ-1 |
120 |
0,88 |
– |
– |
3,12 |
– |
2,229 |
1040 |
2318,097 |
2200 |
198 |
|
КЛ-2 |
90 |
0,425 |
– |
– |
2,42 |
– |
1,254 |
920 |
1153,476 |
2000 |
165,6 |
|
|
ВЛ-1 |
7,32 |
0,328 |
0,851 |
0,85 |
0,291 |
0,211 |
0,015 |
360 |
5,27101 |
800 |
5,5632 |
|
|
ВЛ-2 |
10,24 |
0,395 |
0,848 |
0,9 |
0,513 |
0,392 |
0,037 |
480 |
17,89728 |
1100 |
10,47143 |
|
|
ТП-3 |
ВЛ-1 |
43,33 |
0,88 |
0,981 |
0,8 |
2,22 |
1,743 |
0,566 |
860 |
487,1071 |
1900 |
61,7424 |
|
ВЛ-2 |
57,46 |
0,88 |
0,981 |
0,8 |
2,92 |
2,293 |
0,988 |
1160 |
1146,069 |
2400 |
103,428 |
|
|
ВЛ-3 |
30,98 |
0,88 |
0,981 |
0,8 |
2,11 |
1,657 |
0,385 |
860 |
330,9761 |
1900 |
44,13938 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого: |
5,474 |
– |
5458,894 |
– |
588,9444 |
|
Таким образом, в среднем по населённому пункту потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ составляют от полезно отпущенной электрической энергии.
2.Определение потерь электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по выражению :
где соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт, принимаются по[6,табл.13]; номинальная мощность трансформатора, кВА; n– число параллельно работающих трансформаторов; расчётная мощность, берётся по результатам предыдущих расчётов.
Годовое число часов использования максимальной нагрузки Тmax определяется по [2,табл.1.8]. Для ТП-2 и ТП-3 принимаем Тmax =2500ч. Тогда:
Потеря электроэнергии в трансформаторе ТП-2:
Результаты расчёта потерь электроэнергии в трансформаторах обеих ТП сведены в табл.23.
Потери электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4кВ.
Таблица23.
|
Номер ТП |
Sном, кВА |
Sрасч, кВА |
∆Рх, кВт |
∆Рк, кВт |
Тmax, ч |
τ, ч/год |
∆WТ,кВт∙ч |
|
ТП-2 |
160 |
184,57 |
0,51 |
2,65 |
2500 |
999 |
7990,446 |
|
ТП-3 |
160 |
124,511 |
0,51 |
2,65 |
2500 |
999 |
6070,797 |
|
|
|
|
|
|
Итого: |
14061,24 |
|
Таким образом, суммарные годовые потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ и в трансформаторах 10/0,4 кВ равны:
что составляет 3,31% от общего потребления электроэнергии.
После определения потерь электрической энергии перейдём к определению технико-экономических показателей сети 0,38 кВ населённого пункта.
В табл.24 приведены числовые значения основных показателей, используемых в дальнейших расчётах.
Исходные технико-экономические показатели ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ.
Таблица24.
|
Элемент сети |
Капитальные затраты |
Нормы амортизационных отчислений,% |
Условные единицы |
|||
|
ТП, тыс.руб. |
линии, тыс.руб./км |
ррен |
Рк.р |
ед./ТП в год |
ед./км в год |
|
|
ТП-2 10/0,4 |
8,41 |
– |
3,5 |
2,9 |
4 |
– |
|
ТП-3 10/0,5 |
4,2 |
– |
3,5 |
2,9 |
4 |
– |
|
ВЛ 0,38 кВ |
– |
4,1 |
3 |
0,6 |
– |
2,3 |
Следует отметить, что все данные о стоимости электрооборудования, приведённые в табл. 24 отнесены к ценам 1991 г. Эти цены приняты базовыми для формирования цен текущего периода. Для этого цену 1991 г. умножают на коэффициент коррекции (инфляции). Для 2004 г. этот коэффициент равнялся 30,2.
Однотрансформаторная ТП-2 населённого пункта принята закрытого исполнения, её стоимость принята для ТП с двумя вводами [6,табл.56]. Однотрансформаторная ТП-3 населённого пункта также закрытого исполнения, но с одним вводом. Стоимость ВЛ на железобетонных опорах принята для 3-го района по гололёду [6,табл.54], стоимость кабельных линий 0,38 кВ, в силу их небольшой длины, принята равной стоимости ВЛ.
В рассматриваемом населённом пункте подлежат сооружению две ТП 10/0,4 кВ. Протяженность КЛ и ВЛ 0,38 кВ от ТП-2 равна 1098 м, от ТП-3 –958 м.
1. Суммарные капитальные вложения:
2. Отчисление на амортизацию:
3.Отчисления на капитальный ремонт:
4. Затраты на обслуживание сети. Количество условных единиц:
Тогда
5. Издержки на потери энергии. Стоимость электроэнергии условно принимаем
Потери электрической энергии в сетях населённого пункта вычисленные ранее составили 19520,134 кВт∙ч. Поэтому
6. Себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ. Суммарные годовые издержки:
Тогда себестоимость передачи
7. Приведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ можно рассматривать как одну из превращенных форм стоимости. Они представляют собой сумму годовых текущих затрат (себестоимости) и капитальных затрат, приведённых к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен, равного 0,12–0,15, т.е.
Коэффициент Ен иногда называют коэффициентом приведения или дисконтирования. Удельные приведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ равны:
Заключение к курсовому проекту
Максимальная расчётная нагрузка проектируемого района электроснабжения составляет 959,85 кВт. Электроснабжение большего по мощности цеха № 1 предлагается осуществить от ТП-1 мощностью 1260 кВА (два трансформатора по 630 кВА) непосредственно с шин 0,38 кВ от трёх СРП. Электроснабжение цеха №2 осуществляется по кабельным линиям КЛ-1 и КЛ-2. Потери напряжения в режиме максимальных нагрузок по этим кабелям составляют 2,99 %. Снижение напряжения при пуске асинхронных двигателей является допустимым и составляет 6,29%. Для защиты этих линий от коротких замыканий используются автомат типа АВМ10С и предохранитель ПН2-250.
Электроснабжение сельскохозяйственного населённого пункта из-за наличия резервирования высокого напряжения от независимого источника и низкого напряжения от дизельной электростанции 0,38 кВ предлагается осуществить одной воздушной линии напряжением 10 кВ и двумя трансформаторными подстанциями (обе однотрансформаторные) общей мощностью 320 кВА. Суммарные потери напряжения в сети 10 кВ в максимальном режиме составляют 1,8%. В сетях 0,38 кВ потери напряжения для наиболее удалённого потребителя составляет 0,513%. Незначительные потери напряжения в сетях 0,38 кВ объясняются установкой по новым требованиям руководящих указаний проводов марки А95 с меньшими сопротивлениями линий. Для защиты электрооборудования, установленного на объектах сельского населённого пункта, используются автоматы серии А37.
Проведён выбор высоковольтных выключателей и предохранителей серии ПКТ для защиты трансформаторов ТП-1 и ТП-2 и осуществлена проверка их чувствительности на короткие замыкания в сети 0,38 кВ. Выполнена защита подстанции 10/0,4 кВ от грозовых перенапряжений и проведены необходимые расчёты заземления подстанции.
Годовое потребление электроэнергии в населённом пункте составляет 588,944 тыс. кВт∙ч. Потери электроэнергии в сети 0,38 кВ составляют 3,31% от полезно отпущенной потребителям электрической энергии, капитальные затраты в сеть равны 21,039 тыс. руб. (в ценах 1991 г.), себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ в тех же ценах составляет 0,38 коп./(кВт∙ч), удельные приведённые затраты – 0,846 коп./(кВт∙ч).
Используемая литература
1. Будзко, И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. – М.: Колос, 2000. – 536 с., ил.
2. Князевский, Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий / Б.А. Князевский, Б.Е. Липкин. – М.: Высш. шк., 1986. –400 с.
3. Правила устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – 7-й выпуск. – Новосибирск.: Сиб. унив. изд-во, 2007. – 854с.
4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: ИНФРА-М, 2007. – 263с.
5. Чукреев, Ю.Я. Основы электроснабжения : учеб. пособие / Ю.Я. Чукреев. – Сыктывкар : СЛИ, 2001. –100с.
6. Чукреев, Ю.Я. электроснабжение района : метод. пособие по выполнению КП / Ю.Я. Чукреев. – Сыктывкар : СЛИ, 2005. –168с.
7. Электротехнический справочник : в 4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии / под общ. ред. В.Г. Герасимова. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 964с.
Размещено на
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
