Проект внешнего электроснабжения с. Котлубань СПК-Котлубань

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО  ХОЗЯЙСТВА

И ПРОДОВОЛЬСТВИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

 

ДЕПАРТАМЕНТ КАДРОВОЙ ПОЛИТИКИ И ОБРАЗОВАНИЯ

 

 

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

КАФЕДРА: «Электроснабжения сельского  хозяйства и ТОЭ »

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

ПО ДИСЦИПЛИНЕ: «Электроснабжение сельскохозяйственных объектов»

 

"Электроснабжение"

 

 

Выполнил:. Группа: Шифр 2009/14   Проверил:

 

 

 

 

 

 

 

2010

Содержание

- -

Введение

          Проект внешнего электроснабжения с. Котлубань СПК-Котлубань Городищенского района Волгоградской области выполнен на основании:

-   задания на составление  курсового  проекта;

-   материалов обследования  населенного пункта (план с нанесением  всех построек и помещений   М1:1000).

 

           Схемы  развития электрических сетей 35/10 и 10/0,38 кВ разрабатываются на основе концепции развития села в увязке со схемой  развития электрических сетей энергосистемы на расчетный срок до 10 лет, соответствующий, как правило, генеральному плану населенного пункта.

 

           На основании анализа темпов роста нагрузок в связи с увеличением с.х. производства  появлением новых рабочих мест,  повышения  роста населения в с. Котлубань была вызвана необходимость пересмотра схемы электроснабжения.

        

           В  СПК-Котлубань занимаются  выращиванием овощных культур (морковь, лук, помидоры, картофель и т.д.) а также  производством молока, выращиванием племенных репродуктивных поголовий коров. В 2005 году племрепродуктор СПК-Котлубань получил статус Племзавода по красно-пестрой породе выведенной учеными Волгоградской области. На территории СПК производят масло, крупы, муку.

           Курсовой  проект предназначен для определения  наиболее надежного и эффективного  внешнего электроснабжения в  с. Котлубань в зависимости  от РКУ, нагрузок потребителей и их количества и т.д.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- -

Исходные  данные

 

                                                                                                                      Таблица 1.

Электрические нагрузки производственных общественных и коммунальных потребителей населенного пункта

 

        

           Дополнительные  исходные данные:

Кол-во домов в населенном пункте – 140;

Существующее годовое потребление  электроэнергии 650 кВт* час/дом;

Расчетный период – 10 лет;

Максимальная мощность эл. двигателя – 15,0 кВт

Число часов использования максимума  нагрузки – 2800 час;

Мощность к.з. на шинах 10 кВ РТП     640МВА

Отклонение напряжения при 100 % и 25% нагрузке соответственно +3% и -2%;

Дополнительные нагрузки подключенных к линии потребителей: ТП - 2 шт. с мощностью

S1 = 360 кВА и S2 = 460 кВА с cosφ= 0, 5 и 0,65 соответственно;

Удельное сопротивление грунта p = 125 Ом*м;

Мощность питающей подстанции 35/10 кВ – 6300 кВА;

Длина питающей линии 35 кВ  L=29 км, мощность системы 640 МВА;

Длины линий 10 кВ L₁=7 км,  L₂=6 км,  L₃=4 км,  L₄=8 км, L₅=5 км.

 

 

        Климатические  условия в районе расположения  населенного пункта:

 

Район по гололеду                                             -    I I

 

Нормативная толщина  стенки гололеда          -    15  мм  

          

Район по ветру                                                    -    III

 

Нормативная скорость ветра                             -    32  м/с

 

Среднегодовое количество грозовых часов     -    38 ч

 

 

 

 

- 5 -

1. Расчет электрических  нагрузок населенного пункта

 

Расчет электрических нагрузок населенного пункта производится отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Дневная Р_Джд и вечерняя Р_Вжд нагрузки жилого сектора слагаются из нагрузок жилых домов Р_(Д,В)жд и уличного освещения Р_уо.

     (1)

 кВт

 

    (2)

Если вечерняя нагрузка больше дневной, то ее считают расчетной и суммируют с ней нагрузку освещения. 

Величина расчетной нагрузки уличного освещения:

Р_уо = l × Р_удi     (3)

где: l – длина улиц населенного пункта, м;

Р_удi – удельная расчетная нагрузка уличного освещения, Вт/м.

 

Р_уо = 1730 × 6 = 10380 Вт = 10,38 кВт

 

кВт

Величина расчетной нагрузки жилых домов:

 

   (4)

                        (5)

 

         где: k₀ – коэффициент одновременности;

               –удельная активная расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом, кВт.

               –удельная реактивная расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом, кВт.

 

                        

 

Все расчеты сводим в таблицу  № 2 
 

- -

 

                                                                                                              Таблица 2.

Нагрузки объектов электрификации

 

 

Из таблицы видно, что в НП вечерняя нагрузка больше дневной. Ее полная мощность равна

                 (6)

 

С учетом ΔР по формуле:

                                                     Рв = Р₁+ΔР₂;               (7)

Рв = 77 + 60,8 = 137,8 кВт;

Qв = 29 + 24,6 = 53,6квар;

 кВ*А

 

Вечерняя нагрузка больше дневной, поэтому прибавляем нагрузку уличного освещения определенную ранее по формуле ( 3 ).

Росв = 10,62 кВт, тогда вечерняя нагрузка НП будет:

 

 кВ*А

 

 

 

 

- -

С учетом потери мощности в линиях и трансформаторе ΔS=6 %;

 кВ*А

 

Нагрузка МТФ: вечерняя кВ*А;

                                             кВ*А

 

Предварительно выбираем мощность трансформатора S=160 кВ*А. хотя дневная нагрузка больше вечерней, но из табл. Видно, что наибольшая нагрузка–вечерняя.

 кВ*А

Коэффициент мощности

 

Для составления таблицы отклонения и потерь напряжения с целью определения потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ, необходимо рассчитать потери ВЛ 10 кВ. С этой целью выполняют расчет линии 10 кВ.

 

 

 

2. Определение  нагрузки на участках питающей 

    линии  (10 кВ), выбор сечения проводов  по 

    экономическим  интервалам нагрузок; определение 

    потери  напряжения.

 

Затраты на ВЛ зависят от конструкции  и материала опор, марок и сечения  проводов, а также района климатических условий (РКУ): толщины стенки гололеда и скоростного напора ветра.

 

2.1.  Определение нагрузки  на участках ВЛ 10 кВ.

 

 

       Рассмотрим линию  10 кВ с двумя ответвлениями и нагрузкой заданного

объекта Sв = S3 на конце линии. Вся нагрузка ответвлений приведена к точке 1 как

расчетная максимальная – S1 (рис.1).

 

 

0                                      1                                  2

                                                                                                          S3; cosφ₃

                 L1                                      L3                            L5        

                                            L2                                  L4

                                    S1; cosφ₁                                S2; cosφ₂

              Рис. 1                                                  

 

 

 

 

 

- -

 

Активная и реактивная нагрузка на участке 0-1

 

Р₀₁ = Р₁ + ΔР₂ + ΔР₃  и   Q₀₁ = Q₁ + ΔQ₂ + ΔQ₃

 

Полная нагрузка:

                (8)

 

Задано: L₁ = 7 км; L₂ = 6 км; L₃ = 4 км; L₄ = 5 км; L₅ = 4 км;

S1в = 420 кВА;  S2в = 560 кВА

cos φ₁ = 0,65;  cos φ₂ = 0,5

РКУ: по гололеду- 4, по ветру- 3.

 

Данные расчета нагрузки объекта:

S3в = 305 кВА; cos φ₃ = 0,86; Р₂в = 264,42 кВт; Q₂в = 152,8 квар.

 

Определяем активную и реактивную составляющие нагрузки S₁:

Р₁ = S₁ * cos φ₁ = 420*0,65 = 273 кВт; Q₁ = 319 квар.

 

Определяем активную и реактивную составляющие нагрузки S₂:

Р₂ = S₂ * cos φ₂ = 560*0,5 = 280 кВт; Q₁ = 485 квар.

 

Нагрузка участка

0-1 ВЛ 10 кВ с учетом Ко = 0,85  из табл. 4.2  /лит.12/ для 3 шт. ТП

 

Р₀₁ = 0,85 * (273 + 280 + 264,42) = 695 кВт;

Q₀₁ = 0,85 * (319 + 485 + 152,8) = 813 квар.

 

 

 

Принимаем тип опор железобетонные.

 

 

2.2. Выбор сечения  проводов.

 

 

Сечения и марки проводов на участках линии выбираются по экономическим интервалам эквивалентной нагрузки Sэ, которая соответствует минимальным приведенным за расчетный срок затратам. Эта нагрузка меньше расчетной- Sр = S₀₁

 

Sэ = Кд * Sр                  (9)

 

где: Кд- коэффициент динамики роста  нагрузки. Для приближенных расчетов можно принять Кд = 0,7.

 

Sэ = 0,7 * 1070 = 749 кВА.

 

 

 

 

 

- 9 -

 

 Экономические интервалы проводов  приведены в приложение 2 /лит.3/

 Согласно заданных РКУ и  Sэ в приложение 2 /лит.3/ для этих данных нет марки провода принимаем провод по табл. 2.5.5. /лит. 11/ Сталеалюминевый провод АС-70/11,0.

 

 

Нагрузки на ответвлениях заданы мощностями отдельных ТП, и определяются на участках магистрали  по формулам ( 4 ) и ( 5 ).  Значения Ко для этого случая приведены в табл. 4.2  /лит.12/.

 

 

2.3. Определение  потери напряжения на ВЛ 10 кВ.

 

После выбора марок и сечения проводов рассчитываются потери напряжения на участках ВЛ 10 кВ по формуле:

 

∆U% = ∆Uуд% * Spi* λi * 10^-3              ( 10 )

 

где:  ∆U% - удельная потеря напряжения, % кВА, км;

         Spi и λi- расчетная нагрузка, кВА и длина участка линии, км;

         Значение ∆Uуд% приведены в приложение 4 /лит.3/

 

При выборе проводов и определении  потерь напряжения в линиях следует  учесть, что согласно /лит. 10/ наименьшее допустимое сечение для ВЛ 10 кВ при толщине стенки гололеда b= 20 мм – АС-70

 

Максимальная допустимая потеря напряжения в ВЛ 10 кВ – 10%.

 

Результаты выбора сводим в таблицу 3.

 

Таблица 3.

Выбор проводов ВЛ 10 кВ

 

∆U_уч% = Sp * λi *∆Uуд% * 10^-3             

 

 

 

 

 

 

 

- –

 

3. Таблица  отклонений напряжения и потерь напряжения в элементах эл. сети. Определение допустимой потери напряжения в линии 0,38 кВ.

 

Таблица составляется для проектируемой  подстанции, для случаев 100% нагрузки и 25% нагрузки. При её составлении используют заданные значения отклонений напряжения на шинах 10 кВ питающей ПС, полученную выше потерю напряжения в линии 10 кВ,, допустимое отклонение напряжения на клеммах токоприемников, постоянную надбавку напряжения в трансформаторе +5 % и

ПБВ +2х2,5 %, потерю напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке принимают предварительно 4% и потерю напряжения во внутренней проводке

 – 1…2%.

               В графы приведенной ниже таблицы  вносятся известные и принятые  заранее величины, перечисленные  выше, они обозначены жирным шрифтом. 

Неизвестными являются6 надбавка регулятора напряжения трансформатора - ПБВ и потеря напряжения в линии 0,38 кв. наихудшими режимами являются: 100% -ная нагрузка удаленного потребителя и удаленного ТП (УТП) и 25%-ная нагрузка для ближайшего потребителя. Чтобы уменьшить расход металла на ВЛ 0,38 кВ, надо увеличить допустимую в ней потерю напряжения. Для этого принимают ПБВ максимальное – +5% при 100%-ной нагрузке. При этом на шинах 0,38 кВ напряжение не должно превышать +5%.

 

Неизвестными  являются: Надбавка регулятора напряжения трансформатора

-ПБВ и потеря напряжения в  линии 0,38 кВ

Таблица 4.

Таблица отклонений напряжения

 

 

 

 

В соответствии с РУМ у потребителей эл. энергии, расчетная реактивная мощность которых превышает 25 кВар, необходимо предусматривать компенсацию реактивной мощности. В данном проекте такими потребителями являются потребители № 15 и № 17.

Расчетная реактивная мощность компенсации  Q_к(д,в)i для отдельных потребителей определяется по формуле:

Q_к(д,в)i = к_с × Q_(д,в)i     (2,5)

где: к_с – коэффициент сезонности.

Согласно заданию  принимаем к_с = 0,7

Мощность конденсаторной установки выбирается из условия

Q_к(д,в)i  ³ Q_куi     (2,6)

Для потребителей № 15 и № 17 Q_(д,в)i = 30,60 кВАр

Q_к(д,в)i = 0,7 × 30,60 = 21,42 кВАр

Принимаем конденсаторную установку КС1-038-IIY3 мощностью 18 кВАр