Материал: Розрахунок електропостачання населеного пункту
Кормоцех ферми великої рогатої худоби на 800-1000
голів(23):
, 
Свинарник-маточник на 50 свиноматок з
електрообігрівом (24):
, 
Пташник на 8 тис. курей(25):
, 
Центральна ремонтна майстерня на 25 тракторів (26):
, 
Масло бойня (27):
, 
Цегляний завод з обсягом виробництва 1-1,5 млн. штук на рік
(28):
, 
Котельня з чотирма бойлерами для опалювання і
гарячого водопостачання (29):
, 
Зерносховище місткістю 500 тон з пересувними
механізмами(30):
,
Вуличне освітлення:
де: L - загальна довжина вулиць для освітлення;i - навантаження на 1 м довжини вулиці.
.2 Розрахунок сумарного
реактивного і повного навантаження
Виконується за формулами:
, (2.3)
, (2.4)
, (2.5)
. (2.6)
Одноквартирні будинки (1-14):
,
,
,
.
Чотирьох квартирні
будинки (15-18):
,
,
,
.
Дванадцяти квартирні будинки (19-20):
,
,
,
.
Корівник прив’язного утримання тварин з
механізованим прибиранням гною на 100 корів (21):
,
,
,
.
Телятник з пологовим відділенням на 120 телят
(22):
,
,
,
.
Кормоцех великої рогатої худоби на 800-1000 голів
(23):
,
,
,
.
Свинарник-маточник на 50 свиноматок з
електрообігрівом (24):
,
,
,
.
Пташник на 8 тис. курей (25):
,
,
,
.
Центральна ремонтна майстерня на 25 тракторів
(26):
,
,
,
.
Масло бойня (27):
,
,
,
.
Цегляний завод з обсягом виробництва 1-1,5 млн.
штук на рік (28):
,
,
,
.
Котельня з чотирма бойлерами для опалювання і
гарячого водопостачання (29):
,
,
,
.
Зерносховище місткістю 500 тон з пересувними
механізмами (30):
,
,
,
.
Результати розрахунків заносимо до табл. 1
Таблиця 1. Навантаження споживачів до компенсації
реактивної потужності
№ з/п
Pд, кВт
Pв, кВт
cosцд
сosцв
tgцд
tgцв
Qд, кВАр
Qв, кВАр
Sд, кВА
Sв, кВА
1-14
11,56
19,26
0,92
0,96
0,43
0,29
4,97
5,58
12,57
20,06
15-18
12,52
20,86
0,92
0,96
0,43
0,29
5,38
6,05
13,61
21,73
19-20
16,7
27,84
0,92
0,96
0,43
0,29
7,18
8,07
18,15
29
21
10
6
0,75
0,85
0,88
0,62
8,8
3,72
13,33
7,06
22
14
8,4
0,75
0,85
0,88
0,62
12,3
5,21
18,67
9,89
23
130
78
0,75
0,78
0,88
0,8
114
62,4
173,3
100
24
60
36
0,99
0,99
0,15
0,15
9
5,4
60,61
36,36
25
52
31,2
0,99
0,99
0,15
0,15
7,8
4,68
52,53
31,52
26
110
66
0,7
0,75
1,02
0,88
112
58,08
157,1
88
27
20
12
0,8
0,85
0,75
0,62
15
7,44
25
14,12
28
30
18
0,85
0,9
0,62
0,48
18,6
8,64
35,29
20
29
55
33
0,85
0,9
0,62
0,48
34,1
15,84
64,71
36,67
30
20
12
0,7
0,75
1,02
0,88
20,4
10,56
28,57
16
Вул. освіт
-
3,6
-
0,96
-
0,29
-
1,044
-
3,75
.3 Компенсація реактивної потужності споживачів
Розрахункова реактивна потужність компенсації
i-го споживача Qk(д,в)і визначається за формулою (7):
k(д,в)і = kcQ(д,в)і
(2.7)
де: kc=0,7 - коефіцієнт сезонності.
Потужність конденсаторної установки Qкуi
вибирається за умовою
к(д,в)i ³ Qкуi. (2.8)
Конденсатори напругою 380 В виготовляють
трифазними із з'єднанням у трикутник. Реактивна потужність одного елемента
складає 4…10 кВАр. Тому для отримання необхідної сумарної реактивної потужності
конденсатори об’єднують у батареї.
Для споживача: 23 - Qку = 30 кВАр; 26 - Qку = 25
кВАр, тоді23 = (114*0,7) - 30 = 54,8 кВАр23 = (112*0,7) -
25 = 48,4 кВАр
Результати розрахунків після компенсації заносимо
до таблиці 2.
Таблиця 2. Навантаження споживачів після
компенсації реактивній потужності
№ з/п Pв, кВт
cosцд
сosцв
tgцд
tgцв
Qд, кВАр
Qв, кВАр
Sд, кВА
Sв, кВА
1-14
11,56
19,26
0,92
0,96
0,43
0,29
4,97
5,58
12,57
20,06
15-18
12,52
20,86
0,92
0,96
0,43
0,29
5,38
6,05
13,61
21,73
19-20
16,7
27,84
0,92
0,96
0,43
0,29
7,18
8,07
18,15
29
21
10
6
0,75
0,85
0,88
0,62
8,8
3,72
13,33
7,06
22
14
8,4
0,75
0,85
0,88
0,62
12,3
5,21
18,67
9,89
23
130
78
0,92
0,93
0,42
0,37
54,8
29,6
141,3
83,87
24
60
36
0,99
0,99
0,15
0,15
9
5,4
60,61
36,36
25
52
31,2
0,99
0,99
0,15
0,15
7,8
4,68
52,53
31,52
26
110
66
0,91
0,97
0,44
0,24
48,4
16,2
120,88
61,85
27
20
12
0,8
0,85
0,75
0,62
15
7,44
25
14,12
28
30
18
0,85
0,9
0,62
0,48
18,6
8,64
35,29
20
29
55
33
0,85
0,9
0,62
0,48
34,1
15,84
64,71
36,67
30
20
12
0,7
0,75
1,02
0,88
20,4
10,56
28,57
16
Вул. освіт.
-
3,6
-
0,96
-
0,29
-
1,044
-
3,75
В населеному пункті знаходяться споживачі I, II
та III категорій для їх живлення необхідно дві підстанції, причому для
споживачів I і II категорії необхідна підстанція з двома трансформаторами.
До споживачів I, II
відносяться: кормоцех ферми великої рогатої худоби на 800…1000 голів;
свинарник-маточник на 50 свиноматок з електрообогрівом; пташник на 8 тис.
курей; цегляний завод з обсягом виробництва 1…1.5 млн. щтук цегли на рік;
центральна ремонтна майстерня на 25 тракторів; котельня з чотирма бойлерами для
опалювання і гарячого водопостачання.
Потужність трансформаторів обирають так, щоб його
значення задовольняло нерівності:
Sтр ³ Sрозр.
де: Sтр потужність трансформатора,
кВА;розр - сума максимальних розрахункових повних потужностей
споживачів, кВА згідно з таблицею 2.
На підстанції з двома трансформаторами така
нерівність повинна виконуватися для кожного з них за умови, що Sрозр дорівнює
максимальному навантаженню споживачів першої та другої категорії.
Для споживачів III категорії обираємо КТП
160-10/0,4 - У1
кВА >159,76 кВА
Для споживачів I і II категорії обираємо КТПГС
630-10/0,4 - У1
кВА>475,32 кВА
Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій в населеному пункті виконують з використанням результатів визначення
координат центрів навантажень в ньому.
Координати центрів навантажень населеного пункту
визначаються окремо для денного і вечірнього максимумів навантаження на основі
співвідношень:
де: хi, уi - абсциси і
ординати місць підведення електроенергії до споживачів за планом населеного
пункту.
Результати розрахунку координат центру
навантажень для ТП1 заносимо до таблиці 3.
Результати розрахунку координат центру
навантажень для ТП2 заносимо до таблиці 4
Таблица 3. Дані обчислення координат трансформаторної
підстанції №1
Хд = 1045,646 / 104,784 = 9,9; Yд =
459,4 / 106,364 = 4,139;
Хв = 1130,436 / 106,364 = 10,628; Yд
= 475,5 / 106,364 = 7,38.
Таблиця 4. Дані обчислення координат
трансформаторної підстанції №2
Хд = 3334 / 437 = 7,629; Yд
= 2432 / 262,2 = 5,565;
Хв = 2000,4 / 437 = 7,269; Yд
= 1459,2 / 262,2 =5,565 Рис. 2.1. Схема
розподільної мережі 0,38 кВ споживачів КТП №1 (крок сітки 40 м)
Рис. 2.2. Схема
розподільної мережі 0,38 кВ споживачів КТП №2 (крок сітки 40 м)
Визначення сумарних електричних навантажень ліній
0,38 кВ виконується окремо для денного і вечірнього максимумів навантаження,
починаючи з найбільш віддаленої від ТП ділянки.
У випадку, якщо значення навантажень споживачів
відрізняється менш ніж в 4 рази, розрахунок виконується за формулами (2.1) -
(2.2)
Інакше підсумовування навантажень виконується
шляхом додавання до більшої складової навантаженню за формулою:
де Р(д,в) макс - найбільша з денних або вечірніх
активних навантажень на введенні споживача розрахункової ділянки, кВт;
Розрахунок повних і реактивних потужностей виконується за
формулами (2.3) - (2.6).
Для споживачів КТП №1. Результати розрахунків електричних
навантажень в мережах 0,38 кВ заносяться в таблицю 5.
Таблица 5. Навантаження ділянок ліній 0,38 кВ для
споживачів КТП №1
№ лінії ділянки
Рд, кВт
Рв, кВТ
cosцд
cosцв
tgцд
tgцв
Qд, кВАр
Qв, кВАр
Sд, кВА
Sв, кВА
Лінія 1
1-10
10,08
16,8
0,92
0,96
0,43
0,29
4,33
4,87
10,96
17,5
22-т.А
20,4
12,24
0,75
0,85
0,88
0,62
17,95
7,59
27,2
14,4
11-т.А
5,38
8,96
0,92
0,96
0,43
0,29
2,31
2,6
5,85
9,33
т.А-ТП
35,86
38
0,8
0,91
0,73
0,43
24,59
14,52
44,01
41,23
Лінія 2
20-18
12,52
20,86
0,92
0,96
0,43
0,29
5,38
6,05
13,61
27,73
18-ТП
22,08
36,8
0,92
0,96
0,42
0,29
9,27
10,67
24
38,33
Лінія 3
30-27
20
12
0,7
0,75
1,02
0,88
20,4
10,56
28,57
16
27-ТП
34
20,4
0,74
0,75
0,88
0,8
30,09
15,3
45,53
25,6
Для споживачів КТП №2. Результати розрахунків
електричних навантажень в мережах 0,38 кВ заносяться в таблицю 6.
Таблица 6. Навантаження ділянок ліній 0,38 кВ для
споживачів КТП №2
№ лінії ділянки
Рд, кВт
Рв, кВТ
cosцд
cosцв
tgцд
tgцв
Qд, кВАр
Qв, кВАр
Sд, кВА
Sв, кВА
Лінія 1
23-ТП
130
78
0,92
0,93
0,42
0,37
54,8
29,6
141,3
83,87
Лінія 2
24-ТП
112
67,2
0,99
0,99
0,15
0,15
16,8
10,08
113,14
67,88
Лінія 3
26-ТП
110
60
0,91
0,97
0,44
0,24
48,4
16,2
120,88 Лінія 4
28-Тп
85
51
0,85
0,9
0,62
0,48
52,7
24,48
100
56,67
Шини ТП
437
256,2
172,7
80,36
475,32
270,27
Середньовиважені коефіцієнти потужності і
реактивної потужності розрахункової ділянки для денного і вечірнього максимумів
навантаження, визначаються з співвідношень
де: сosf(д,в)i, tgf(д,в)i
- відповідно
коефіцієнти потужності і реактивної потужності споживачів розрахункової
ділянки.
Для споживачів ділянки 1 - 10:
Результати розрахунків середньо виважених коефіцієнтів
потужності і реактивної потужності розрахункових ділянок для споживачів КТП №1
розраховуються за формулами (13-14) і заносяться в таблицю 7
Таблиця 7. Середньо виважених коефіцієнтів
потужності і реактивної потужності для споживачів КТП №1
№ лінії ділянки
cosц д. уч.
cosц в. уч.
tgц д. уч.
tgц в. уч
Лінія 1
1-10
0,92
0,96
0,43
0,29
22-т.А
0,75
0,85
0,88
0,62
11-т.А
0,92
0,96
0,43
0,29
т.А-ТП
0,81
0,92
0,73
0,43
Лінія 2
20-18
0,92
0,96
0,29
0,29
18-ТП
0,92
0,96
0,43
0,29
Лінія 3
30-27
0,7
0,75
1,02
0,89
27-ТП
0,75
0,8
0,89
0,75
Результати розрахунків середньо виважених
коефіцієнтів потужності і реактивної потужності розрахункових ділянок для
споживачів КТП №2 розраховуються за формулами (13-14) і заносяться в таблицю 8
Таблиця 8. Середньо виважених коефіцієнтів
потужності і реактивної потужності для споживачів КТП №2
№ лінії ділянки
cosц д. уч.
cosц в. уч.
tgц д. уч.
tgц в. уч
Лінія 1
1-10
0,92
0,96
0,43
0,29
22-т.А
0,75
0,85
0,88
0,62
11-т.А
0,92
0,96
0,43
0,29
т.А-ТП
0,81
0,92
0,73
0,43
Лінія 2
20-18
0,92
0,96
0,29
0,29
18-ТП
0,92
0,96
0,43
0,29
Лінія 3
30-27
0,7
0,75
1,02
0,89
27-ТП
0,75
0,8
0,89
0,75
.6 Вибір проводів для ділянок ліній 0,38 кВ
Основою вибору є розрахункова потужність ділянок
мережі, яка визначається за денним або за вечірним максимумом.
Для споживачів КТП №1
№ лінії ділянки
Smax, кВА
Довжина ділянки, м
Марка і переріз проводу
Лінія 1
1 - 10
13,76
480
2А25+А25
22 - т. А
20,4
260
2А25+А25
11 - т. А
5,5
240
2А16+А16
т. А - ТП
31,96
30
2А35+А35
Лінія 2
20 - 18
20,86
120
2А35+А35
27 - ТП
48,7
160
2А35+А35
Лінія 3
30 - 27
20
200
2А35+А35
27 - ТП
34
340
2А35+А35
Для споживачів КТП №2
№ лінії ділянки
Smax, кВА
Довжина ділянки, м
Марка і переріз проводу
Лінія 1
23 - ТП
130
460
3А70+А70
Лінія 2
24 - ТП
112
300
3А70+А70
Лінія 3
26 - ТП
110
220
3А70+А70
Лінія 4
28 - ТП
85
440
2А50+А50
Висновки
В курсовому проекті у
відповідності до технічного завдання було розроблено схему електропостачання
населеного пункту. Зокрема:
. Розраховано
денні і вечірні активні, реактивні і повні навантаження споживачів;
. Визначено
кількість, місце розташування і тип комплектних трансформаторних підстанцій;
. Розраховано
електричні навантаження в мережах 0,38 кВ;
. Визначено
довжину повітряних ліній передач, а також необхідні для цього переріз і марку
проводу;
. Виконано графічне
зображення населеного пункту з системою електропостачання і принципова
електрична схема комплектної трансформаторної підстанції.
Література
1. Кімстач О.Ю.,
Новогрецький С.М. Методичні вказівки до виконання контрольних робіт з курсу
«Основи електроенергетики і електропостачання». - Миколаїв: НУК, 2004 - 43 с.
. Кімстач О.Ю.
Індивідуальний комплект навчально-методичних матеріалів з дисципліни до
виконання контрольних робіт з курсу, Електрична частина ТЕС і АЕС». Методичні
вказівки. - Миколаїв: ІЗДО НУК, 2007. -45 с.
. Князевский БА., Липкий
Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов вузов. -
М.: Высш. школа, 1986. -400 с.
. Конюхова Е, А.
Электроснабжение обьектов. - М.: Мастерство, Высшая школа, 2001. - 320 с,
. Липкий Б.Ю.
Электроснабжение промышленных предприятий й установок., М,: Высш. школа, 1975.
- 360 с.
. Сибикин Ю.Д., Сибикин
М.Ю., Яшков Я А. Электроснабжение промышленных предприятий й установок. М.:
Вьісш. школа, 2001. - 336 с,
. Справочник по
электроенабжению промышленных предприятий / Под ред. А.А. Федорова, Г.В,
Сербиновского, М,: Знергия, 1980. -420 с.
8. Василега П.О. Електропостачання:
Навчальний посібник. - Суми: ВТД «Університетська книга». 2008 р. - 415 с.
2.4 Вибір та визначення координат трансформаторної підстанції
(2.9)
(2.10)
2.5 Розрахунок електричних навантажень в мережах 0,38 кВ
(2.11)
(2.12)
(2.13)
