Определение снижения потерь электроэнергии, получаемого при применении компенсирующего устройства

Красноярский институт железнодорожного транспорта

- филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Иркутский государственный университет путей сообщения»

 

Факультет «Транспортные системы»

Кафедра «Системы обеспечения движения поездов»

 

«Проектирование систем электроснабжения общего назначения»

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «электропитание и

электроснабжение нетяговых потребителей»

 

КР.532110.190901.65.ПЗ

 

Вариант № 21

 

 

Выполнил

студент гр. СОД.1-12-1

Захаркин В.С.

« » ____________ 2015 г.

 

 

Принял

Кандидат техн. наук, доцент

Колмаков В.О.

« » ____________ 2015 г.

 

Красноярск 2015

Содержание

 

Введение
Исходные данные
1. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции (ТП)
2. Выбор числа цепей и сечения проводов линии напряжением 10 кВ
3. Выбор основной аппаратуры ТП. Составление однолинейной принципиальной схемы ТП
4. Выбор типа и мощности компенсирующего устройства
5. Выбор способа прокладки и сечения проводов сети 0,38 кВ для питания силовых шкафов
6. Определение снижения потерь электроэнергии, получаемого при применении компенсирующего устройства
7. Составление принципиальной схемы электроснабжения
Заключение
Библиографический список

 

 

Введение

 

Электроэнергия, получаемая от электрических сетей и подстанций, районных энергосистем и тяговых подстанций, расходуется не только на электрическую тягу поездов, но потребляется также всеми службами железных дорог, связанными с эксплуатацией и обслуживанием подвижного состава, машин и механизмов, для питания электрооборудования депо, промышленных предприятий, линейных устройств автоблокировки, освещения станций и т. п. Эти потребители называются нетяговыми железнодорожными потребителями.

По количеству потребляемой электроэнергии (электрическим нагрузкам) их можно условно разделить на 2 группы – крупные потребители, расположенные гл. обр. на ж.-д. узлах, сортировочных участковых станциях, и мелкие потребители, рассредоточенные вдоль ж.-д. путей.

Основные мощности потребляют крупные станции и узлы, на которых производится большой объем технических и грузовых операций. Суммарные электрические нагрузки этих потребителей колеблются в пределах 1000-2000 кВт для средних участковых станций, 7000-8000 кВт и более для больших сортировочных станций и узлов.

Наиболее крупными потребителями электроэнергии (до 50-60% установленной мощности в пределах отделения дороги) являются объекты локомотивного и вагонного хозяйства. На крупных ж.-д. узлах нагрузки жилых поселков, включая культурно-бытовые объекты, часто соизмеримы с нагрузкой локомотивного хозяйства. Кроме того, от ж.-д. подстанций могут питаться районные и сельскохозяйственные потребители. Характерные приемники электрической энергии предприятий ж.-д. транспорта – электродвигатели производственных механизмов, силовые общепромышленные установки, электрические печи и электротермические установки, преобразовательные установки, переносный электроинструмент и осветительные установки.

 

К мелким потребителям относят нагрузки освещения промежуточных станций, остановочных пунктов, линейно-путевых зданий, устройств автоблокировки и др. Для них характерна большая рассредоточенность и сравнительно малые электрические нагрузки в каждом из них. Для питания этой группы потребителей применяется система продольного электроснабжения, включающая в себя источники питания, протяженные линии электропередачи, проложенные вдоль путей, и трансформаторные подстанции, подключенные к ним.

 

 

Исходные данные.

 

Таблица 1 – Исходные данные ( Вариант 1)

 

Величина	Последняя цифра шифра
Мощность короткого замыкания на шинах ГПП, МВА
Мощность нагрузок силовых шкафов, кВт
А
Б
В
Г
Длина (рис. 1), м
К
М
Н
О
П
Р
Время использования максимума активной нагрузки, ч
Требуемый tgφтр на шинах 0,4 кВ	0,40

 

Таблица 2 – Исходные данные ( Вариант 2)

 

Величина	Предпоследняя цифра шифра
Средний tgφ
А	1,70
Б	0,85
В	0,50
Г	1.20
Длина линии от ГПП до ТП, км
Конструктивное выполнение линии от ГПП к ТП	Воздушная
Время использования максимума реактивной нагрузки, ч

 

 

Рисунок 1 – Исходная схема

 

 

1. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции (ТП)

 

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из важных вопросов электроснабжения и построения рациональных сетей. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей предприятия при их номинальной нагрузке.

Число трансформаторов на подстанции определяется требованием надёжности электроснабжения. С таким подходом наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение потребителей цеха любых категорий.

При выполнении работы принимается, что электроприемники данного подразделения являются потребителями 2-й категории и существует централизованный резерв трансформаторов. Следовательно выбирается один трансформатор.

Мощность трансформатора подстанции выбирается по расчетной нагрузке, которая определяется как сумма мощности, отбираемой с шин вторичного напряжения подстанции, и мощности, теряемой в трансформаторе.

Мощность, отбираемая с шин вторичного напряжения подстанции, кВА:

 

(1.1)

где – сумма активных нагрузок, питающихся от рассматриваемых шин подстанции, кВт;

– сумма реактивных нагрузок тех же потребителей квар;

– коэффициент участия в максимуме, который представляет собой отношение суммарного расчётного максимума к сумме максимумов мощности отдельных групп электроприёмников. .

 

Потери мощности и электроэнергии в различных элементах сети пропорциональны квадрату мощностей (или токов), протекающих через эти элементы, и сопротивлениям элементов. Потери активной мощности в трансформаторе, кВт:

 

(1.2)

 

где – потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;

– потери короткого замыкания, кВт;

– потери активной мощности в сердечнике трансформатора, кВт;

– потери холостого хода, кВт;

– мощность, преобразуемая трансформатором, кВА;

– номинальная мощность трансформатора, кВА;

– коэффициент загрузки трансформатора

Потери реактивной мощности, квар:

 

(1.3)

 

где – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %, её можно принять равной напряжению короткого замыкания , %;

– ток холостого хода, %

 

Для того, чтобы выбрать трансформатор, необходимо рассчитать суммарную активную и реактивную мощности потребителей.

 

Суммарная активная мощность будет равна:

 

 

Далее необходимо рассчитать реактивную мощность каждого потребителя по отдельности и сумму этих мощностей. Реактивную мощность можно рассчитать из активной по следующему выражению:

 

 

Далее рассчитывается суммарная реактивная мощность потребителей:

 

 

По формуле (1.1) рассчитывается мощность, отбираемая с шин вторичного напряжения подстанции:

 

 

По рассчитанной мощности выбирается трансформатор ТМГ – 630/10, обладающего следующими параметрами:

1) Номинальная мощность S_н = 630 кВА;

2) Потери холостого хода ΔP_хх = 1050 Вт;

3) Потери короткого замыкания ΔP_кз = 7600 Вт;

4) Напряжение короткого замыкания u_к = 5,5 %;

5) Ток холостого хода I_хх = 1,6%.

 

Далее рассчитываются потери мощности в трансформаторе.

Потери активной мощности в трансформаторе определяются по формуле (1.2):

 

 

 

Потери реактивной мощности определяются по формуле (1.3):

 

 

 

Вывод: в данном пункте курсовой работы был выбран силовой трансформатор ТМГ – 630/10 и рассчитаны потери активной и реактивной мощности в нём, которые составили и

 

2. Выбор числа цепей и сечения проводов линии напряжением 10 кВ

Питание электроприемников 2-й категории допускается по одной воздушной линии напряжением 6 кВ и выше. При питании электроприемников по кабелям допускается питание одной линией, но расщепленной не менее чем на два кабеля, присоединенных через отдельные разъединители.

Выбор сечения проводов и кабелей линии напряжением 10 кВ производится по экономической плотности тока. Провода и кабели проверяются по условиям допускаемой потери напряжения и допустимого нагрева в нормальном и аварийном режимах. Экономическое сечение проводов определяется по формуле,

 

(2.1)

 

где I – расчётный ток линии, А;

– экономическая плотность тока, А/мм².

 

Значение i_э выбирается согласно ПУЭ. В данной курсовой работе было выбрано значение экономической плотности тока для кабелей с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией при числе использования максимума нагрузки более 5000, .

Допускаемую потерю напряжения для кабельной линии при нормальном режиме работы рекомендуется принять 6%. При аварийном режиме работы допускаемая потеря напряжения принимается на 4% больше (соответственно 10%).

Потери напряжения можно определить по формуле, В:

 

(2.2)

где P – активная мощность, протекающая по линии, кВт;

Q - реактивная мощность, протекающая по линии, квар;

– номинальное напряжение линии, кВ;

– активное сопротивление линии, Ом;

– индуктивное сопротивление линии, Ом.

 

Сначала рассчитывается ток в линии, исходя из расчётной мощности и потерь в трансформаторе. Полная мощность потерь в трансформаторе будет равна:

 

 

Ток в линии рассчитывается следующим образом:

 

 

Рассчитывается экономическое сечение проводов (2.1):

 

 

 

Экономическое сечение кабеля округляется до ближайшего табличного значения и принимается равным F = 35 мм². Погонные активное и индуктивное сопротивление, для данного сечения соответственно, равны: r₀ = 0,81 Ом/км; x₀ = 0,095 Ом/км.

Рассчитываются активное и реактивное сопротивление линии:

 

где l – длина линии, км:

 

 

Активная и реактивная мощности линии, с учётом потерь, равны:

 

 

 

Потери напряжения рассчитываются по формуле (2.2):

 

 

 

Вывод: в данном пункте курсовой работы было выбрано сечение провода, которое составило 35 мм² , марки А-35/10 и произведена проверка потери напряжения для воздушной линии.

 

3. Выбор основной аппаратуры ТП. Составление однолинейной принципиальной схемы ТП.

 

Выбор принципиальной схемы ТП определяется категорией потребителя, числом и мощностью трансформаторов. Как указано выше, для потребителя 2-й категории обычно применяется однотрансформаторная подстанция. Резервирование обеспечивается наличием централизованного резерва трансформаторов. Кроме этого, обычно предусматривается резервирование на вторичном напряжении, что осуществляется посредством перемычки между шинами вторичного напряжения различных цеховых ТП. В качестве коммутационных и защитных аппаратов в цепях высшего напряжения применяются масляные выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, плавкие предохранители.

Принимается, что на ГПП установлены масляные выключатели; на высшей стороне ТП предусматривается выключатель нагрузки с предохранителями; на вторичной стороне предусматривается воздушный автоматический выключатель (автомат). На линиях, питающих силовые шкафы, рекомендуется предусмотреть рубильники и плавкие предохранители.

Все токоведущие части и электрические аппараты (выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы) выбираются с учетом места установки (в помещении или на открытом воздухе), номинального напряжения, расчетного тока и проверяются по условиям устойчивости токам короткого замыкания.

Согласно ПУЭ не следует проверять на термическую устойчивость аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями. Не проверяются на динамическую устойчивость аппараты и проводники, если они защищены плавкими предохранителями с плавкими вставками на номинальный ток до 60 А.

Если в результате расчетов окажется, что какой-либо элемент системы электроснабжения не является устойчивым токам КЗ, то следует его усилить либо принять меры для ограничения токов короткого замыкания.

 

 

Рисунок 2 – Структурная схема трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

 

Расчетный ток по вторичной стороне рассчитывается по формуле:

 

 

Для того, чтобы выбрать оборудование для стороны 0,4 кВ необходимо рассчитать рабочие токи.

 

Полная мощность каждого потребителя:

Далее, исходя из мощностей потребителей, можно найти рабочие токи потребителей:

 

Теперь, когда известен рабочий ток, можно найти экономическое сечение кабеля для каждого потребителя:

 

 

По экономической плотности тока выбираются кабели и результат

выбора заносится в таблицу 3.

 

 

Таблица 3 – Выбор кабелей 0,4 кВ

Потребитель	Экономическое сечение, мм2	Марка провода	Погонное активное сопротивление	Погонное реактивное сопротивление
А	249,08	ААБл-4х300-0,4	0,05	0,073
Б	189,42	ААБл-4х240-0,4	0,12	0,075
В	134,46	ААБл-4х150-0,4	0,21	0,079
Г	216,05	ААБл-4х240-0,4	0,12	0,075

 

Выбор выключателей заносится в таблицу 4.

 

Таблица 4 – Выбор выключателей

	Типы выключателей	Условия выбора
- по напряжению установки, кВ	- по номинальному току, А	- по конструктивному исполнению
10 кВ	ВБ-10-20/630.1600 УХЛ 2	10 10	630 33,72	вакуумный
РП-0,4 кВ	ВА-СЭЩ-LВА-1000	0,4 ≥ 0,4	1000≥801,19	воздушный

 

Выбранные предохранители заносятся в таблицу 5.

 

Таблица 5 – Выбор предохранителей

Наименование присоединения	Типы предохранителей	Условия выбора
- по напряжению установки, кВ	- по номинальному току, А	- по месту установки
10 кВ	ПКН-10/80 А	10≥10	80 ≥ 33,19	наружной
РП 0,4 кВ	ПН-0,4/1000 А			внутренней
РЩ «А»	ПН-0,4/400А			внутренней
РЩ «Б»	ПН-0,4/250 А			внутренней
РЩ «В»	ПН-0,4/250 А			внутренней
РЩ «Г»	ПН-0,4/400 А			внутренней

 

Выбор рубильников заносится в таблицу 6

Таблица 6 – Выбор рубильников

 

Наименование присоединения	Типы рубильников	Условия выбора
- по напряжению установки, кВ	- по номинальному току, А	- по месту установки
РЩ «А»	Р-400А			внутренней
РЩ «Б»	Р-400 А			внутренней
РЩ «В»	Р-250 А			внутренней
РЩ «Г»	Р-400 А			внутренней

 

4. Выбор типа и мощности компенсирующего устройства

 

В электроустановках промышленных предприятий в качестве компенсирующих устройств для повышения коэффициента мощности, как правило, используются статические конденсаторы, включаемые параллельно электроприемникам. Выбор места установки конденсаторов (непосредственно у электроприемников либо на шинах вторичного или первичного напряжения цеховых подстанций) - определяется на основании технико- экономических расчетов. На цеховых подстанциях, не имеющих шин первичного напряжения, не рекомендуется устанавливать конденсаторы на высшей стороне трансформатора.

Необходимая мощность компенсирующих устройств определяется:

 

(4.1)

 

где – активная энергия, потребляемая электроприемниками за некоторый промежуток времени (месяц, год);

– реактивная энергия, потребляемая электроприемниками за некоторый промежуток времени (месяц, год).

В условиях эксплуатации потребление энергии определяется по счетчикам.

В курсовой работе энергию можно определить по формулам:

	(4.2)
	(4.3)

где и расчетный максимум соответственно активной и реактивной

 

нагрузки,

	(4.5)
	(4.6)

где , время использования максимума активной и реактивной нагрузки соответственно.

Мощность компенсирующего устройства, квар:

(4.7)

где среднегодовая активная нагрузка;

значение, требуемое на шинах ТП (дано в исходных данных).

Среднегодовая активная мощность:

(4.8)

где время работы потребителя электроэнергии в течение года.

В курсовой работе можно принять =6000 ч.

По формулам 4.4, 4.5 определяется расчетный максимум активной и реактивной нагрузки:

Определим энергию по формулам 4.2 и 4.3:

Мощность компенсирующих устройств определяется по формуле 4.1:

Среднегодовая активная мощность определяется по формуле 4.7:

Мощность компенсирующего устройства:

Вычисленное значение округляется, и выбирается число конденсаторов. Выбранный конденсатор заносится в таблицу 7.

Таблица 7 – Выбор конденсаторных батарей

Тип конденсатора	Номинальное напряжение, кВ	Номинальная мощность, квар	Номинальная емкость, мкФ	Высота, мм
КСМ 10,5-37,5-2У1	10,5	37,5	1.1

 

Выбираем 6 батарей КСМ 10,5-37,5-2У1 напряжением 10кВ, мощностью 37,5 квар каждая (сумма 225 квар).

Вывод: в данном пункте курсовой работы были рассчитаны и выбраны 6 конденсаторных батерей КСМ 10,5-37,5-2У1, суммарная мощность которых составила 225 квар, при необходимой мощности 182,7 квар.

 

5. Выбор способа прокладки и сечения проводов сети 0,38 кВ для питания силовых шкафов

Цеховые электрические сети выполняются изолированными и голыми проводами. Применяются также шинопроводы.

К распределительным силовым шкафам электроэнергия подводится кабельными линиями или шинопроводами. Кабельные линии прокладываются по стенам, или потолку (с устройством защиты от механических повреждений), либо в кабельных каналах и трубах, заложенных в полу.

Прокладка в каналах нежелательна, так как в них собирается грязь, вода, масло и т. п., разрушающе действующие на оболочки кабеля.

Схемы электрических сетей выполняются радиальными, магистральными и смешанными. Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания, но требуют больших затрат материалов и средств. Магистральные схемы применяются при равномерном распределении нагрузки по площади цеха. Перемычки между магистралями обеспечивают необходимую надежность электроснабжения при небольших затратах на устройство резервирования. В цеховых сетях широко применяют смешанные схемы электрических сетей.

В контрольной работе рекомендуется проложить радиальные линии к силовым шкафам.

Необходимое сечение проводов сети 0,38 кВ выбирается по нагреву и проверяется по допускаемой потере напряжения, которая обычно принимается равной 5% от номинального напряжения. Для этого нужно определить потерю напряжения в линии по формуле и сопоставить ее с допускаемой.

Расстояния от ТП до распределительных шкафов можно:

(5.1)

 

 

 

 

 

 

Производится проверка по длительно допустимой токовой нагрузки 4-х жильных силовых кабелей с бумажной изолящией с алюминиевыми жилами по условию:

где длительно допустимая токовая нагрузка (справочные данные).

Проверка по длительно допустимой токовой нагрузке для силового кабеля ААБл-4х300-0,4

 

 

Проверка по длительно допустимой токовой нагрузке для силового кабеля ААБл-4х240-0,4:

 

 

 

Проверка по длительно допустимой токовой нагрузке для силового кабеля ААБл-4х150-0,4:

 

 

Погонные сопротивления силовых кабелей указанны в таблице 8.

Рассчитываются сопротивления линий по формулам 2.6 и 2.7

Рассчитываются потери напряжения по формуле 2.2

В процентном соотношении потери напряжения выглядят следующим образом:

Вывод: в данном пункте курсовой работы были проверены кабели 0,4 кВ и оценены потери напряжения в них. Потери напряжения во всех кабелях 0,4 кВ не превысили допустимых значений.

 

 

Определение снижения потерь электроэнергии, получаемого при применении компенсирующего устройства

Потеря электроэнергии в линии передачи, МВт⋅ч:

 

 

где расчетная мощность, определенная в разделе 1, кВ⋅А;

номинальное напряжение линии, кВ;

активное сопротивление линии, Ом;

время потерь, ч.

Время потерь определяется в зависимости от времени использования максимума активной нагрузки, ч:

 

 

Потеря электроэнергии в трансформаторе, МВт⋅ч :

 

 

где время, в течение которого трансформатор находится под напряжением, ч.

Время t можно принять 1 год, равным 8760 ч.

По формуле 6.2 рассчитывается время потерь :

 

 

По формуле 6.1 рассчитываются потери электроэнергии в линии электропередачи:

 

 

Определим потери электроэнергии в трансформаторе по формуле 6.3:

Вывод: в данном пункте были определены потери после установки компенсирующего устройства в линии и в трансформаторе соответственно 8,74 и 21, 71 кВА∙ч.

 

7. Составление принципиальной схемы электроснабжения:

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В курсовой работе были произведены расчёты распределительной сети напряжением 0,4кВ, а также расчёт сети 10 кВ для потребителя 2-ой категории, имеющего централизованный резерв. Произведенные расчеты позволили нам выбрать мощность трансформатора подстанции, были выбраны провода, основная аппаратура ТП, компенсирующее устройство, рассчитаны потери электрической энергии в элементах сети.

Основные результаты расчётов:

1) произведен расчёт мощности, выбран двухобмоточный трансформатор ТМГ – 630/10-У1, определена расчётная мощность в линии S= ;

2) произведен расчёт сечения кабеля (ААБл-4 25-10), а также расчёт падения напряжения;

3) произведен выбор основной аппаратуры ТП на стороне высокого и низкого напряжения. Кабели, выключатели, предохранители, рубильники ;

4) произведены расчёты мощности компенсирующего устройства, по которой был выбран тип и мощность компенсирующего устройства, а именно были выбраны 6 батарей КСМ 10,5-37,5-2У1 мощностью 37,5 кВАр каждая.

5) выбраны 4-х проводные кабели ААБл-4×240-0,4; ААБл-4×150-0,4 и ААБл-4×120-0,4 сети напряжением 0,38 кВ.

6) определены потери после установки компенсирующего устройства в линии и в трансформаторе. Потери составили соответственно 73,16 и 34,17 кВА∙ч;

7) составлена принципиальная схемы электроснабжения цеха.

 

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. Ратнер М.П., Могилевский Е.Л. Электроснабжение нетяговых потребителей железных дорог.-М.:Транспорт,1985.

2. Прохоровский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции.: Транспорт.1983-457с.

3. Почаевец В.С. Электрооборудование и аппаратура электрических подстанций.- М.: Трансиздат,2002,-56 с

4. Правила устройства электроустановок.- 7-е изд.,перераб и доп. – М.: Главгоэнергонадзор,2003.