Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Курсовая работа

Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта, Больше Муртинского центрального района

Содержание

Введение

1. Характеристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения

1.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети существующей схемы электроснабжения

1.2 Определение потерь напряжения сети 0,38 кВ

1.3 Расчет потерь энергии в электрических сетях 0,38 кВ

1.4 Определение нагрузки трансформатора

1.5 Определение допустимых потерь напряжения

1.6 Выводы по существующей схеме электроснабжения

2. Реконструкция схемы элекроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта

2.1 Выбор сечения проводов линии

2.2 Расчет распределения мощности по участкам после реконструкции

2.3 Определение нагрузки трансформатора после реконструкции

2.4 Определение потерь напряжения

2.5 Расчет потерь энергии

2.6 Вывод по реконструкции

3. Электрический расчет сетей 10 кВ с учетом реконструкции

3.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети 10 кВ после реконструкции

3.2 Определение потерь напряжения на участках линии 10 кВ

3.3 Расчет потерь энергии линии 10 кВ

4. Расчёт токов короткого замыкания

4.1 Общие сведения

4.2 Расчёт трёхфазных токов короткого замыкания

4.3 Определение двухфазных токов короткого замыкания

4.4 Определение ударных (однофазных) токов короткого замыкания

4.5 Определение однофазных токов короткого замыкания

5. Выбор электрической аппаратуры

5.1 Общие сведения

5.2 Расчет токов нормального режима

5.3 Выбор электрической аппаратуры напряжением выше 1000В

5.4 Выбор электрической аппаратуры напряжением ниже 1000В

6. Расчет заземляющих устройств подстанции 10/0,4 кВ

Заключение

Библиография

сечение провод мощность трансформатор электроснабжение

Введение

К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения принято относить сети напряжением 0,4 - 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно (более 50 % расчетной нагрузки) сельскохозяйственные потребители (включая производственные нужды, мелиорацию, коммунально-бытовые потребности и культурное обслуживание). Основной особенностью электроснабжения сельскохозяйственных потребителей является необходимость охвата сетями большой территории с малыми плотностями нагрузок (5 - 15 кВт/км²). Это предопределяет значительные затраты на сооружение распределительных сетей 0,4 и 10 кВ, которые составляют 70 % общих затрат на сельское электроснабжение. Основной системой напряжения для электроснабжения сельских потребителей является 110/35/10/0,4 кВ с подсистемами 110/10/0,4 кВ и 110/35/0,4 кВ. Напряжение 6 кВ для электроснабжения сельского хозяйства не рекомендуется; действующие сети этого напряжения переводятся на 10 кВ. Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными, не только количественными, но и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Развитие сельскохозяйственного производства все в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения. Данная работа посвящена решению вопросов реконструкции схемы электроснабжения города Заозерный. Необходимость реконструкции связана с невыполнением, требований предъявляемым к качеству электроэнергии, а также ростом нагрузок жилого сектора.

1. Характеристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения

Населенный пункт Большая Мурта был основан в 1728 году. Поселок городского типа Б. Мурта является районным центром Больше Муртинского района. Она расположен в 100 км, от краевого центра, города Красноярск. Население составляет около 10000 человек. В процессе развития поселка стали строиться новые предприятия, улицы и образовательные учреждения, а также происходило пополнение существующих улиц новыми домами. В результате увеличения количества потребителей и увеличения протяженности линий возникла проблема перегрузки существующих трансформаторных подстанций, к тому же существующая конфигурации сетей не обеспечивала требуемого качества электроэнергии.

В поселке за последние годы произошло увеличение электропотребления за счёт увеличения электрических нагрузок бытового характера, часть домов перешло на электрообогрев, увеличилась потребляемая мощность вследствие улучшения условий быта населения.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии, существующие сечения проводов не обеспечивают требованию допустимых потерь напряжения, а также надежности электроснабжения. Исходя из выше сказанного, необходимо пересмотреть существующие схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Б. Мурта. Для более полной характеристики существующих схем электроснабжения посёлка, необходимо выполнить их электрический расчёт.

Необходимо произвести электрический расчет нагрузки для трансформаторной подстанции ТП 57-3-5 10/0,4 кВ так, как существующая конфигурация линии не обеспечивает требуемого качества электроэнергии. Особенно в последнее время заметно упало качество электроэнергии у потребителей, что подтверждают соответствующие замеры напряжения в конце линий.

1.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети существующей схемы электроснабжения

Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности:

, (1.1)

где - нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети;

К_о - коэффициент одновременности определяется из [2];

Если нагрузки неоднородные или нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1] по формуле:

(1.2)

где - большая из слагаемых нагрузок, кВт;

- добавка к меньшей слагаемой нагрузке, определяется из [2], кВт.

Поскольку основная доля нагрузки приходится на жилой сектор, расчет ведем основываясь на вечернем максимуме нагрузки.

Нагрузка одноквартирного жилого дома.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.1

Полная мощность на участках:

(1.3)

где S-полная мощность, кВА;

P- активная мощность, кВт;

cos- коэффициент мощности в максимум нагрузки, принимаем по таблице 4.6[1].

Реактивная мощность по участкам:

,(1.4)

где Qi - реактивная мощность i - го участка линии, квар;

Si - полная мощность i - го участка линии, кВА;

Pi - активная мощность i - го участка линии, кВт.

Определим расчетные нагрузки по участкам линии, начиная с конца линии:

Пример расчета на участках линии С1 ТП 57-3-5:

Р_2-1=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_3-2=0,64·7·3=13,44 кВт; S=13,44/0,92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_3-4=0,64·7·3=13,44 кВт; S=14,44/0.92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_5-3=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_6-5=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р_7-6=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р_8-7=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р_9-8=0,39·7·13=35,49 кВт; S=35,49/0.92=38,576 кВА; Q=15,118 квар;

Р_11-9=0,38·7·14=37,24 кВт; S=37,24/0.92=40,478 кВА; Q=15,864 квар;

Р_11-10=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_12-11=0,36·7·17=42,84 кВт; S=42,84/0.92=46,565 кВА; Q=18,249 квар;

Р_13-12=0,35·7·19=46,55 кВт; S=46,55/0.92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р_15-14=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_16-15=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_16-17=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_18-16=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_20-18=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_20-19=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_25-20=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;

Р_22-21=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_23-22=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_23-44=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_24-23=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_25-24=0,47·7·7=23,03 кВт; S=23,03/0.92=25,032 кВА; Q=9,81 квар;

Р_27-25=0,37·7·15=38,85 кВт; S=38,85/0.92=42,228 кВА; Q=16,55 квар;

Р_27-26=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_40-27=0,34·7·22=52,36 кВт; S=52,36/0.92=56,913 кВА; Q=22,305квар;

Р_30-28=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_30-29=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_31-30=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_33-31=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_33-32=7= кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_34-33=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;

Р_35-34=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524квар;

Р_36-35=0,41·7·11=31,57 кВт; S=31,57/0.92=34,315 кВА; Q=13,448квар;

Р_40-36=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313квар;

Р_38-37=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_39-38=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_40-39=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_41-40=0,29·7·40=81,2 кВт; S=81,2/0.92=88,26 кВА; Q=34,591квар;

Р_42-41=0,29·7·41=83,23 кВт; S=83,23/0.92=90,467 кВА; Q=35,455квар;

Р_43-42=0,28·7·45=88,2 кВт; S=88,2/0.92=95,869 кВА; Q=37,573квар;

Р_13-43=0,28·7·46=90,16 кВт; S=90,16/0.92=98 кВА; Q=38,408квар;

Р_ТП-13=0,27·7·65=122,85 кВт; S=122,85/0.92=133,532 кВА Q=52,333квар;

Для остальных линий расчет ведем аналогично. Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 -Результаты расчета полной, активной и реактивной мощностей на участках линий ТП 57-3-5 существующей схемы электроснабжения.

Расчетный участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка	Расчетная мощность участка, кВА	Реактивная мощность участка, квар
	Р	cosц	S	Q
1	2	3	4	5
Трансформаторная подстанция ТП 57-3-5
Линия С1
2-1	10,5	0,92	11,413	4,472
3-2	13,44	0,92	14,608	5,725
3-4	13,44	0,92	14,608	5,725
5-3	21,42	0,92	23,282	9,124
6-5	25,2	0,92	27,391	10,735
7-6	29,4	0,92	31,956	12,524
8-7	33,6	0,92	36,521	14,313
9-8	35,49	0,92	38,576	15,118
11-9	37,24	0,92	40,478	15,864
11-10	10,5	0,92	11,413	4,472
12-11	42,84	0,92	46,565	18,249
13-12	46,55	0,92	50,597	19,830
15-14	7	0,92	7,608	2,981
16-15	10,5	0,92	11,413	4,472
16-17	7	0,92	7,608	2,981
18-16	16,8	0,92	18,26	7,156
20-18	19,6	0,92	21,304	8,349
20-19	7	0,92	7,608	2,981
25-20	25,2	0,92	27,391	10,735
1	2	3	4	5
22-21	7	0,92	7,608	2,981
23-22	16,8	0,92	18,26	7,156
23-45	7	0,92	7,608	2,981
24-23	21,42	0,92	23,282	9,124
25-24	23,03	0,92	25,032	9,81
27-25	38,85	0,92	42,228	16,55
27-26	16,8	0,92	18,26	7,156
40-27	52,36	0,92	56,913	22,305
30-28	10,5	0,92	11,413	4,472
30-29	7	0,92	7,608	2,981
31-30	16,8	0,92	18,26	7,156
33-31	19,6	0,92	21,304	8,349
33-32	7	0,92	7,608	2,981
34-33	25,2	0,92	27,391	10,735
35-34	29,4	0,92	31,956	12,524
36-35	31,57	0,92	34,315	13,448
40-36	33,6	0,92	36,521	14,313
38-37	10,5	0,92	11,413	4,472
39-38	19,6	0,92	21,304	8,349
40-39	21,42	0,92	23,282	9,124
41-40	81,2	0,92	88,26	34,591
42-41	83,23	0,92	90,467	34,455
43-42	88,2	0,92	95,869	37,573
13-43	90,16	0,92	98	38,408
ТП-13	122,85	0,92	133,532	52,333
Линия№2
1	2	3	4	5
2-1	10,5	0,92	11,413	4,472
5-2	19,6	0,92	21,304	8,349
4-3	7	0,92	7,608	2,981
5-4	10,5	0,92	11,413	4,472
6-5	27,9	0,92	29,445	11,54
7-6	31,57	0,92	34,315	13,448
13-7	35,49	0,92	38,576	15,118
9-8	7	0,92	7,608	2,981
11-9	16,8	0,92	18,26	7,156
11-10	7	0,92	7,608	2,981
12-11	27,09	0,92	29,445	11,54
13-12	29,4	0,92	31,956	12,524
14-13	57,12	0,92	62,086	24,333
15-14	59,5	0,92	64,673	25,346
16-15	64,68	0,92	70,304	27,553
ТП-16	69,44	0,92	75,478	29,581
Линия№3
2-1	7	0,92	7,608	2,981
ТП-2	12,75	0,92	13,858	5,431

1.2 Определение потерь напряжения сети 0,38 кВ

Потери напряжения в линии:

(1.5)

где P - активная мощности, передаваемые по линии, кВт;

Q - реактивная мощности, передаваемые по линии, квар;

Rл ,Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом;

Uн - номинальное напряжение, В.

Активное и индуктивное сопротивление линии определяются по формулам:

(1.6)

(1.7)

где rо, xо - удельные активное и индуктивное сопротивление 1км длины линии, в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между проводами фаз, Ом/км, определяются из [19];

- длина линии, км.

Пример расчета потерь напряжения по участкам линии С1

Данная линия выполнена проводом А-35, у которого r₀= 0,83 Ом/км, а x₀=0,308 Ом/км.

 

Аналогично рассчитываются другие линии 0,38 кВ, результаты расчетов сводим в таблицу 1,2.

По абсолютному значению потерь напряжения, из-за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения. Поэтому потери напряжения, определенные по формуле (1.5), выражают в процентах от номинального напряжения.

ДU%=100% , (1.8)

где - суммарные потери напряжения по участкам линии, В;

U_н=0,38 - номинальное напряжение сети, В.

Пример расчёта потерь напряжения в линии С1 ТП 57-3-5

=21,13+6,841+14,501+6,315+3,697+7,649+4,392+3,346+2,549+1,983+1,699++0,885=74,987 В.

Таблица 1.2 - Результаты расчетов потерь напряжения на участках линий ТП 57-3-5 действующей схемы электроснабжения

Участок
1	2	3
Линия С1 выполнена проводом А-35 (r0=0,83 Ом/км; x0=0,308 Ом/км)
2-1	2,257	13,19
3-2	1,359
3-4	1,189
5-3	2,438
6-5	2,549
7-6	2,974
8-7	3,399
9-8	4,488
11-9	1,695
11-10	1,726
1	2	3
12-11	3,792	17,26 19,73
13-12	4,709
15-14	0,531
16-15	0,663
16-17	0,017
18-16	1,062
20-18	0,991
20-19	0,442
25-20	6,374
22-21	0,478
23-22	2,124
23-45	0,531
24-23	2,709
25-23	0,873
27-25	1,965
27-26	2,124
40-27	2,383
30-28	1,195
30-29	0,885
31-30	1,699
33-31	1,983
33-32	0,212
34-33	2,549
35-34	3,346
36-35	4,392
40-36	7,649
38-37	1,062
39-38	2,974
40-39	2,709
41-40	3,697
1	2	3
42-41	6,315
43-42	14,501
13-43	6,841
ТП-13	21,13
Линия С2 выполнена проводом А-35 (r0=0,83 Ом/км; x0=0,308 Ом/км)
2-1	2,257	17,037
5-2	1,983
4-3	0,708
5-4	1,062
6-5	2,74
7-6	3,992
13-7	4,488
9-8	0,354
11-9	1,699
11-10	2,301
12-11	2,398
13-12	2,974
14-13	7,224
15-14	7,525
16-15	8,18
ТП-16	26,347
Линия С3 выполнена проводом А-35 (r0=0,83 Ом/км; x0=0,308 Ом/км)
2-1	1,682	1,33
ТП-2	3,386

1.3 Расчет потерь энергии в электрических сетях 0,38 кВ

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчета нагрузочных потерь. Наиболее распространенным является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу использования максимума нагрузок.

Потери энергии в трехфазной линии определяются по формуле

,(1.9)

где ДW - потери энергии в трехфазной линии, кВт ч;

I_мах -максимальный ток, А;

r_о -удельное сопротивление провода, Ом/км;

-длина линии, км;

- время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же

потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Значение времени потерь можно определить для сельских электрических сетей из уравнения:

, (1.10)

где Т_мах - число часов использования максимума нагрузки в год.

Для расчетов можно принять Т_мах = 3500 часов.

=1831 ч.

Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

, (1.11)

где S - полная мощность каждого из потребителей, кВА;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

Определяем токи на участках Линии №1 по формуле (1.11)



Токи остальных участков линии рассчитываются аналогично, результаты расчетов снесены в таблицу 1,3.

Пример расчета потерь энергии в линии №1 трансформаторной подстанции ТП 57-3-5 по формуле (1.9).

?W_2-1=3·17,34²·0,83·0,085·1831·10^-3= 116,525кВт ч,

?W_3-2=3·22,195²·0,83·0,04·1831·10^-3=89,842 кВт ч,

?W_3-4=3·22,195²·0,83·0,35·1831·10^-3=78,612 кВт ч,

?W_5-3=3·35,374²·0,83·0,045·1831·10^-3=256,729 кВт ч,

?W_6-5=3·41,616²·0,83·0,04·1831·10^-3=315,852 кВт ч,

?W_7-6=3·48,552²·0,83·0,04·1831·10^-3=429,91 кВт ч,

?W_8-7=3·55,489²·0,83·0,04·1831·10^-3=561,516 кВт ч,

?W_9-8=3·58,61²·0,83·0,05·1831·10^-3=783,079 кВт ч,

?W_11-9=3·61,5²·0,83·0,018·1831·10^-3=310,385 кВт ч,

?W_11-10=3·17,34²·0,83·0,065·1831·10^-3=89,107 кВт ч,

?W_12-11=3·70,749²·0,83·0,035·1831·10^-3=798,712 кВт ч,

?W_13-12=3·76,875²·0,83·0,04·1831·10^-3=1077,762 кВт ч,

?W_15-14=3·11,56²·0,83·0,03·1831·10^-3=18,278 кВт ч,

?W_16-15=3·17,34²·0,83·0,025·1831·10^-3=34,272 кВт ч,

?W_16-17=3·11,56²·0,83·0,001·1831·10^-3=0,609 кВт ч,

?W_18-16=3·27,744²·0,83·0,025·1831·10^-3=87,736 кВт ч,

?W_20-18=3·32,368²·0,83·0,02·1831·10^-3=95,535 кВт ч,

?W_20-19=3·11,56²·0,83·0,025·1831·10^-3=15,232 кВт ч,

?W_25-20=3·41,616²·0,83·0,1·1831·10^-3=789,631 кВт ч,

?W_22-21=3·11,56²·0,83·0,027·1831·10^-3=16,45 кВт ч,

?W_23-22=3·27,744²·0,83·0,05·1831·10^-3=175,473 кВт ч,

?W_23-45=3·11,56²·0,83·0,03·1831·10^-3=18,278 кВт ч,

?W_24-23=3·35,374²·0,83·0,05·1831·10^-3=285,254 кВт ч,

?W_25-24=3·38,033²·0,83·0,015·1831·10^-3=98,924 кВт ч,

?W_27-25=3·64,159²·0,83·0,02·1831·10^-3=375,349 кВт ч,

?W_27-26=3·27,744²·0,83·0,05·1831·10^-3=175,473 кВт ч,

?W_40-27=3·86,47²·0,83·0,018·1831·10^-3=613,614 кВт ч,

?W_30-28=3·17,34²·0,83·0,045·1831·10^-3=61,689 кВт ч,

?W_30-29=3·11,56²·0,83·0,05·1831·10^-3=30,464 кВт ч,

?W_31-30=3·27,744²·0,83·0,04·1831·10^-3=140,379 кВт ч,

?W_33-31=3·32,368²·0,83·0,04·1831·10^-3=191,071 кВт ч,

?W_33-32=3·11,56²·0,83·0,012·1831·10^-3=7,311 кВт ч,

?W_34-33=3·41,616²·0,83·0,04·1831·10^-3=315,852 кВт ч,

?W_35-34=3·48,552²·0,83·0,045·1831·10^-3=483,649 кВт ч,

?W_36-35=3·52,136²·0,83·0,055·1831·10^-3=681,609 кВт ч,

?W_40-36=3·55,489²·0,83·0,09·1831·10^-3=1263,411 кВт ч,

?W_38-37=3·17,34²·0,83·0,04·1831·10^-3=54,835 кВт ч,

?W_39-38=3·32,368²·0,83·0,06·1831·10^-3=286,607 кВт ч,

?W_40-39=3·35,374²·0,83·0,05·1831·10^-3=285,254 кВт ч,

?W_41-40=3·134,098²·0,83·0,018·1831·10^-3=1475,734 кВт ч,

?W_42-41=3·134,451²·0,83·0,03·1831·10^-3=2584,072 кВт ч,

?W_43-42=3·145,658²·0,83·0,065·1831·10^-3=6287,444 кВт ч,

?W_13-43=3·148,895²·0,83·0,03·1831·10^-3=3032,303 кВт ч,

?W_ТП-13=3·202,881²·0,83·0,068·1831·10^-3=12760,94 кВт ч,

Для остальных линий расчет ведем аналогично. Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 1.3.

Потери энергии дневного максимума в линиях трансформаторной подстанции:

?W_ТП57-3-5=37650,8+18959,69+270,123=56880,613 кВт ч.

Таблица 1.3 - Результаты расчетов тока потерь и энергии на участках линий ТП 57-3-5 действующей схемы электроснабжения

Участок	Длинна участка, км	Ток на участке, А	Потери энергии на участке, кВт ч
	L	I	?W
Линия С1
1	2	3	4
2-1	0,085	17,34	116,525
3-2	0,04	22,195	89,842
3-4	0,035	22,195	78,612
5-3	0,045	35,374	256,729
6-5	0,04	41,616	315,852
7-6	0,04	48,552	429,91
8-7	0,04	55,489	561,516
9-8	0,05	58,61	783,079
1	2	3	4
11-9	0,018	61,5	310,395
11-10	0,065	17,34	89,107
12-11	0,035	70,748	798,712
13-12	0,04	76,875	1077,762
15-14	0,03	11,56	18,278
16-15	0,025	17,34	34,272
16-17	0,001	11,56	0,609
18-16	0,025	27,744	87,736
20-18	0,02	32,368	95,535
20-19	0,025	11,56	15,232
25-20	0,1	41,616	789,631
22-21	0,027	11,56	16,45
23-22	0,05	27,744	175,473
23-45	0,03	11,56	18,278
24-23	0,05	35,374	285,254
25-24	0,015	38,033	98,924
27-25	0,02	64,159	375,349
27-26	0,05	27,744	175,473
40-27	0,018	86,47	613,614
30-28	0,045	17,34	61,689
30-29	0,05	11,56	30,464
31-30	0,04	27,744	140,379
33-31	0,04	32,368	191,071
33-32	0,012	11,56	7,311
34-33	0,04	41,616	315,852
35-34	0,045	48,552	483,649
36-35	0,055	52,136	681,609
1	2	3	4
40-36	0,09	55,489	1263,411
38-37	0,04	17,34	54,835
39-38	0,06	32,368	286,607
40-39	0,05	35,374	285,254
41-40	0,018	134,098	1475,734
42-41	0,03	137,451	2584,072
43-42	0,065	145,658	6287,444
13-43	0,03	148,895	3032,303
ТП-13	0,068	202,881	12760,94
Линия С2
2-1	0,085	17,34	116,525
5-2	0,04	32,368	191,071
4-3	0,04	11,56	24,371
5-4	0,04	17,34	54,835
6-5	0,04	44,738	365,007
7-6	0,05	52,136	619,644
13-7	0,05	58,61	783,079
9-8	0,02	11,56	12,185
11-9	0,04	27,744	140,379
11-10	0,13	11,56	79,206
12-11	0,035	44,738	319,381
13-12	0,04	48,552	429,91
14-13	0,05	94,331	2028,477
15-14	0,05	98,261	2201,038
16-15	0,05	106,816	2600,96
ТП-16	0,15	114,677	8993,615
Линия С3
1	2	3	4
2-1	0,095	11,56	57,881
ТП-2	0,105	21,056	212,242

Таблица 1.4 - Суммарные потери напряжения и потери напряжения в процентах до самых удаленных потребителей, по линиям

Линии ТП 1601	Сумма потерь напряжения, В	Потери напряжения %
Линия С 1	74,434	19,587
Линия С 2	64,741	17,037
Линия С 3	5,068	1,33

1.4 Определение нагрузки трансформатора

Нагрузки трансформатора определяем по формуле (1.2).

Нагрузка на трансформатор

Р_{ТП 57-3-5}= Р_Л1+ Р_Л2+ Р_Л3

Р_тп=122,85+?69,44+?12,75=122,85+47,3+7,6=177,75 кВт;

Для выявления положительных или отрицательных сторон рассматриваемой схемы электроснабжения необходимо определить допустимые потери напряжения на её участках.

1.5 Определение допустимых потерь напряжения

Расчет выполняем в табличной форме. Полученные значения заносим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Определение допустимых потерь напряжения

Элемент установки	Отклонение напряжения при нагрузке, %.
	100%	25%
Шины напряжением 10 кВ	5	0
Линия напряжением 10 кВ	8	-2
Трансформатор напряжением 10/0,38 кВ Потери Надбавка ПБВ	-4 5 2,5	-1 5 2,5
Линия 0,4 кВ	5.5	0
Потребитель	-5	4,5

1.6 Выводы по существующей схеме электроснабжения

Выполнив расчеты существующей схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта, было выявлено, что трансформаторная подстанция ТП 57-3-5 не оказывает требуемого качества электроэнергии. Для наиболее удаленных потребителей потери напряжения по линиям, в процентном отношении от номинального, составили: для линии С1 - 19,587%; для линии С2 - 17,037%; для линии С3 - 1,33%.

Изучив схему электроснабжения села и проведя расчеты мощностей по участкам сети, были определены значения потерь напряжения на этих участках. Потери напряжения в сельских электрических сетях не должны превышать 5%, исходя из этого следует, что данная схема электроснабжения трансформаторной подстанции ТП 57-3-5 центральной части п.г.т. Большая Мурта не эффективна и требует проведения реконструкции.

2. Реконструкция схемы элекроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта

В реконструкции схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта, необходимо заменить существующий трансформатор на более мощный 250 кВА и несколько изменить конфигурацию сетей, с использованием более рационального провода СИП. Выбор проводов СИП обусловлен их явным преимуществом над голыми проводами:

- провода защищены от схлестывания;

- на таких проводах практически не образуется гололед;

- исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

- существенно уменьшены габариты линии и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе эксплуатации;

- простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;

- высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;

- пожаробезопасность таких линий, основанна на исключении КЗ при схлестывании;

-сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35 % дороже "голых"). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80 %).

2.1 Выбор сечения проводов линии

Так как потери напряжения в линиях являются сильно большими, выбираем самый большой, из ныне существующих, по сечению провод СИП 120.

2.2 Расчет распределения мощности по участкам после реконструкции

Электрические нагрузки сети рассчитываем аналогично по формулам (1.1),(1.3),(1.4)

Р_2-1=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_3-2=0,64·7·3=13,44 кВт; S=13,44/0,92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_3-4=0,64·7·3=13,44 кВт; S=14,44/0.92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_5-3=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_6-5=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р_7-6=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р_8-7=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р_9-8=0,39·7·13=35,49 кВт; S=35,49/0.92=38,576 кВА; Q=15,118 квар;

Р_11-9=0,38·7·14=37,24 кВт; S=37,24/0.92=40,478 кВА; Q=15,864 квар;

Р_11-10=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_12-11=0,36·7·17=42,84 кВт; S=42,84/0.92=46,565 кВА; Q=18,249 квар;

Р_13-12=0,35·7·19=46,55 кВт; S=46,55/0.92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р_16-14=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0,92= 11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_16-15=7 кВт S=7/0,92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_17-16=0,6·7·4=16,8 кВт S=16,8/0,92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_19-17=0,56·7·5=19,6 кВт S=19,6/0,92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_19-18=7 кВт S=7/0,92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_20-19=0,45·7·8=25,2 кВт S=25,2/0,92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р_21-20=0,42·7·10=29,4 кВт S=29,4/0,92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р_22-21=0,41·7·11=31,57 кВт S=31,57/0,92=34,315 кВА; Q=13,448 квар;

Р_26-22=0,4·7·12=33,6 кВт S=33,6/0,92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р_24-23=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0,92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_25-24=0,56·7·5=19,6 кВт S=19,6/0,92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_26-25=0,51·7·6=21,24 кВт S=21,24/0,92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_27-26=0,36·7·18=45,36 кВт S=45,36/0,92=49,304 кВА; Q=19,323 квар;

Р_28-27=0,35·7·19=46,55 кВт S=46,55/0,92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р_29-28=0,34·7·23=54,74 кВт S=54,74/0,92=59,5 кВА; Q=23,319 квар;

Р_13-29=0,34·7·24=57,12 кВт S=57,12/0,92=62,086 кВА; Q=24,333 квар;

Р_ТП-13=0,29·7·43=87,29 кВт S=87,29/0,92= 94,88 кВА; Q=37,185 квар;

Аналогично рассчитываются другие линии 0,38 кВ, результаты расчетов сводим в таблицу 2,1

Таблица 2,1-Результаты расчетов полной, активной и реактивной мощностей на участках линий ТП 57-3-5 после реконструкции.

Расчетный участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка	Расчетная мощность участка, кВА	Реактивная мощность участка, кВАр
	Р	cosц	S	Q
1	2	3	4	5
Трансформаторная подстанция ТП 57-3-5
Линия С1
2-1	10,5	0,92	11,413	4,472
3-2	13,44	0,92	14,608	5,725
3-4	13,44	0,92	14,608	5,725
5-3	21,42	0,92	23,282	9,124
6-5	25,2	0,92	27,391	10,735
7-6	29,4	0,92	31,956	12,524
8-7	33,6	0,92	36,521	14,313
9-8	35,49	0,92	38,576	15,118
11-9	37,24	0,92	40,478	15,864
11-10	10,5	0,92	11,413	4,472
12-11	42,84	0,92	46,565	18,249
13-12	46,55	0,92	50,597	19,830
16-14	10,5	0,92	11,413	4,472
16-15	7	0,92	7,608	2,981
17-16	16,8	0,92	18,26	7,156
1	2	3	4	5
19-17	19,6	0,92	21,304	8,349
19-18	7	0,92	7,608	2,981
20-19	25,2	0,92	27,391	10,735
21-20	29,4	0,92	31,956	12,524
22-21	31,57	0,92	34,315	13,448
26-22	33,6	0,92	36,521	14,313
24-23	10,5	0,92	11,413	4,479
25-24	19,6	0,92	21,304	8,349
26-25	21,42	0,92	23,282	9,124
27-26	45,36	0,92	49,304	19,323
28-27	46,55	0,92	50,597	19,83
29-28	54,74	0,92	59,5	23,319
13-29	57,12	0,92	62,086	24,333
ТП-13	87,29	0,92	94,88	37,185
ЛинияС2
2-1	10,5	0,92	11,413	4,472
5-2	19,6	0,92	21,304	8,349
4-3	7	0,92	7,608	2,981
5-4	10,5	0,92	11,413	4,472
6-5	27,9	0,92	29,445	11,54
7-6	31,57	0,92	34,315	13,448
13-7	35,49	0,92	38,576	15,118
9-8	7	0,92	7,608	2,981
11-9	16,8	0,92	18,26	7,156
11-10	7	0,92	7,608	2,981
12-11	27,09	0,92	29,445	11,54
1	2	3	4	5
13-12	29,4	0,92	31,956	12,524
14-13	57,12	0,92	62,086	24,333
15-14	59,5	0,92	64,673	25,346
16-15	64,68	0,92	70,304	27,553
ТП-16	69,44	0,92	75,478	29,581
ЛинияС3
2-1	7	0,92	7,608	2,981
4-2	16,8	0,92	18,260	7,156
4-3	7	0,92	7,608	2,981
5-4	21,42	0,92	23,282	9,124
8-5	23,52	0,92	25,565	10,019
7-6	16,8	0,92	18,260	7,156
8-7	23,52	0,92	25,565	10,019
10-8	37,24	0,92	40,478	15,864
10-9	7	0,92	7,608	2,981
11-10	42,84	0,92	46,565	18,249
12-11	44,1	0,92	47,934	18,786
12-13	7	0,92	7,608	2,981
14-12	47,6	0,92	51,739	20,277
15-14	49,98	0,92	54,326	21,291
16-15	52,36	0,92	56,913	22,305
17-16	54,74	0,92	59,5	23,319
ТП-17	57,12	0,92	62,086	24,333

2.3 Определение нагрузки трансформатора после реконструкции

Нагрузки трансформатора определяем по формуле (1.2).

Нагрузка на трансформатор

Р_{ТП 57-3-5}= Р_Л1+ Р_Л2+ Р_Л3

Р_тп=87,29+?69,44+?57,12=87,29+47,3+38,9=173,49 кВт;

С учетом уличного освещения

S_тп=188,57+83·0,1+2·0,25=197,37 кВт;

Выбираем трансформаторы по таблице 19.2 3 исходя из максимальной нагрузки.

Таблица 2.2 -Технические данные трансформатора

№ трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Номинальное напряжение, кВА	Потери, кВт	Напряжение к.з., %	Ток х.х., %	Группа соединения обмоток
			ВН	НН	Х.Х	К.З.
ТП-57-3-5	ТМ-250	250	10	0,4	0,82	4,2	4,5	2,3	У/Ун-0

2.4 Определение потерь напряжения

Потери напряжения на участках линий рассчитываем аналогично по формулам (1.6),(1.7),(1.8).



Аналогично рассчитываются другие линии 0,38 кВ, результаты расчетов сводим в таблицу 2,3.

Линии выполнены из проводов СИП 120

Таблица 2,3 - Расчетные потери напряжения

Участок
Линия С1 выполнена проводом СИП-120 (r0=0,253 Ом/км; x0=0,092 Ом/км)
3-2	0,413
3-4	0,361
5-3	0,741
6-5	0,775
7-6	0,904
8-7	1,033
9-8	1,364
11-9	0,515
11-10	0,524
12-11	1,159
1	2	3
13-12	1,431	4,51
16-14	0,363
16-15	0,269
17-16	0,516
19-17	0,602
19-18	0,64
20-19	0,775
21-20	1,017
22-21	1,335
26-22	2,325
24,23	0,322
25-24	0,904
26-25	0,823
27-26	0,627
28-27	1,073
29-28	2,735
13-29	1,317
ТП-13	4,564
Линия №2
2-1	0,686	5,17
5-2	0,602
4-3	0,215
5-4	0,322
6-5	0,833
7-6	1,213
13-7	1,364
9-8	0,107
11-9	0,516
11-10	0,699
12-11	0,729
1	2	3
13-12	0,904
14-13	2,196
15-14	2,287
16-15	2,486
ТП-16	8,009
Линия №3
2-1	0,145	5,14
4-2	0,645
4-3	0,161
5-4	0,823
8-5	0,271
7-6	0,645
8-7	0,361
10-8	2,863
10-9	0,134
11-10	0,658
12-11	0,847
12-13	0,005
14-12	0,915
15-14	1,152
16-15	2,616
17-16	3,998
ТП-17	4,611

Таблица 2,4 -Суммарные потери напряжения и потери напряжения в процентах до самых удаленных потребителей, по линиям.

Линии ТП 1601	Сумма потерь напряжения, В	Потери напряжения %
Линия С 1	17,159	4,51
Линия С 2	19,676	5,17
Линия С 3	19,544	5,14

2.5 Расчет потерь энергии

Потерю энергии определяем по формулам (1.9); (1.10). Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 2,5

Потери энергии в % определяют по формуле:

W (%) = , (2.6)

где Wс- потеря энергии в сети трансформаторной подстанции.

Wс = Wл1+Wл2+Wл3, (2.7)

где Wтп- потеря энергии в трансформаторе.

, (2.8)

W_год = P_{max тр} · Tмах , (2.9)

где P_{max тр} - максимальная активная нагрузка на трансформаторе.

Расчет ветви ТП 57-3-5

кВт ч,

кВт ч,

W тп57-3-5 _год = = 607215 кВт ч,

W тп57-3-5% = %.

Таблица 2,4-Потери энергии

Участок	Длинна участка, км	Ток на участке, А	Потери энергии на участке, кВт ч
	L	I	?W
1	2	3	4
Линия С1
2-1	0,085	17,34	35,519
3-2	0,04	22,195	27,385
3-4	0,035	22,195	23,962
5-3	0,045	35,374	78,255
6-5	0,04	41,616	96,278
7-6	0,04	48,552	131,045
8-7	0,04	55,489	171,16
9-8	0,05	58,61	238,697
11-9	0,018	61,5	94,614
11-10	0,065	17,34	27,161
1	2	3	4
12-11	0,035	70,748	243,463
13-12	0,04	76,875	328,522
16-14	0,045	17,34	18,804
16-15	0,05	11,56	9,286
17-16	0,04	27,744	42,79
19-17	0,04	32,368	58,242
19-18	0,012	11,56	2,228
20-19	0,04	41,616	96,278
21-20	0,045	48,552	147,425
22-21	0,055	52,136	207,767
26-22	0,09	55,489	385,112
24-23	0,04	17,34	16,714
25-24	0,06	32,368	87,363
26-25	0,05	35,374	86,951
27-26	0,018	74,91	140,373
28-27	0,03	76,875	246,392
29-28	0,065	90,4	738,225
13-29	0,03	94,331	370,991
ТП-13	0,068	144,155	1963,83
Линия С2
2-1	0,085	17,34	35,519
5-2	0,04	32,368	58,242
4-3	0,04	11,56	7,428
5-4	0,04	17,34	16,714
6-5	0,04	44,738	111,261
7-6	0,05	52,136	188,879
1	2	3	4
13-7	0,05	58,61	238,697
9-8	0,02	11,56	3,714
11-9	0,04	27,744	42,79
11-10	0,13	11,56	24,143
12-11	0,035	44,738	97,353
13-12	0,04	48,552	131,045
14-13	0,05	94,331	618,318
15-14	0,05	98,261	670,918
16-15	0,05	106,816	792,822
ТП-16	0,15	114,677	2741,427
Линия С3
2-1	0,027	11,56	5,014
4-2	0,05	27,744	53,487
4-3	0,03	11,56	5,571
5-4	0,05	35,374	86,951
8-5	0,015	38,842	31,45
7-6	0,05	27,744	53,487
8-7	0,02	38,842	41,934
10-8	0,1	61,5	525,636
10-9	0,025	11,56	4,643
11-10	0,02	70,748	139,121
12-11	0,025	72,829	184,282
12-13	0,001	11,56	0,185
14-12	0,025	78,609	214,694
15-14	0,03	82,539	284,04
16-15	0,065	86,47	675,427
1	2	3	4
17-16	0,095	90,4	1078,945
ТП-17	0,105	94,331	1298,469

2.6 Вывод по реконструкции

Проанализировав расчёты, варианта реконструкции схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта, можно сказать, что использование для электроснабжения более мощной трансформаторной подстанции, некоторое изменение конфигурации линий и применение провода СИП отвечает требуемым результатам. При таком варианте реконструкции потери напряжения в линиях не превышают значений допустимых потерь напряжения, составленных для данной сети, следовательно, этот вариант реконструкции может быть предложен к реализации.

3. Электрический расчет сетей 10 кВ с учетом реконструкции

Производим расчет сетей 10 кВ ставший необходимым в связи с реконструкцией сетей 0,38 кВ, увеличением мощности трансформаторной подстанции. Необходимо проверить на потерю напряжения и найти потери мощности в сети 10 кВ.

3.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети 10 кВ после реконструкции

Активную мощность трансформатора находим по формуле:

P =S* cos* К_З, (3.1)

где S - полная мощность, кВА;

P - активная мощность, кВт;

cos= 0,8 коэффициент мощности в максимум нагрузки;

К_З - коэффициент загрузки трансформатора, (принимаем К_З=1).

Активная мощность трансформаторов линии 10 кВ

Р₁=400·0,87=348 кВт;

Р₂=400·0,87=348 кВт;

Р₃=1000·0,87=870 кВт;

Р₄=400·0,75=300 кВт;

Р₅=400·0,75=300 кВт;

Р₆=250·0,87=217,5 кВт;

Р₇=400·0,87=348 кВт;

Р₈=250·0,87=217,5 кВт;

Р₉=315·0,87=274 кВт;

Р₁₀=250·0,8=200 кВт;

Р₁₁=400·0,8=320 кВт;

Р₁₂=100·0,87=87 кВт;

Р₁₃=250·0,87=217,5 кВт;

Р₁₄=250·0,87=217,5 кВт;

Р₁₅=400·0,87=348 кВт;

Расчёт распределения мощности по участкам сети 10 кВ проводим пользуясь таблицей 4.5 по формуле (1.2).

Пример расчёта распределения активной и полной мощности по участкам линии ТП 35/10.

Р_18-20=348 кВт; S_18-20=348/0,87=400кВА;

Р_18-19=217,5 кВт; S_18-19=217,5/0,87=250кВА;

Р_17-18=348+?217,5=518 кВт; S_17-18=518/0,87=595,4 кВА;

Р_2-17=518+?217,5=688 кВт; S_2-17=688/0,87=790,804 кВА;

Р_13-16=217,5 кВт; S_13-16=217,5/0,87=250 кВА;

Р_13-15=320 кВт; S_13-15=320/0,87=367,816 кВА;

Р_13-14=274+?200=429 кВт; S_13-14=429/0,87=493,103 кВА;

Р_9-13=429+?320+?217,5=850 кВт; S_9-13=850/0,87=977,011 кВА;

Р_11-12=348 кВт; S_11-12=348/0,87=400 кВА;

Р_10-11=348+?217,5=518 кВт; S_10-11=518/0,87=595,402 кВА;

Р_9-10=518+?217,5=688 кВт; S_9-10=688/0,87=790,804 кВА;

Р_7-9=850+?688=1411 кВт; S_7-9=1411/0,87=1621,839 кВА;

Р_7-8=300+?300=535 кВт; S_7-8=535/0,87=614,94 кВА;

Р_5-7=1411+?535=1837 кВт; S_5-7=1837/0,87=2111,49 кВА;

Р_5-6=870 кВт; S_5-6=870/0,87=1000 кВА;

Р_3-5=1837+?870=2550 кВт; S_3-5=2550/0,87=2931,03 кВА;

Р_3-4=348 кВт; S_3-4=348/0,87=400 кВА;

Р_2-3=2550+?348=2825 кВт; S_2-3=2825/0,87=3247,12 кВА;

Р_1-2=2825+?688=3386 кВт; S_1-2=3386/0,87=3891,95 кВА;

Р_ТП-1=3386+?348=3661 кВт; S_ТП-1=3661/0,87=4208,046 кВА;

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.1.

Пример расчёта значений реактивных мощностей на участках линии, расчет ведем по формуле (1.4).

Q_18-20==197,22 квар;

Q_18-19==123,26 квар;

Q_17-18==293,56 квар;

Q_2-17==389,907квар;

Q_13-16==123,26 квар;

Q_13-15==181,35 квар;

Q_13-14==243,12 квар;

Q_9-13==481,71 квар;

Q_11-12==197,22 квар;

Q_10-11==293,56 квар;

Q_9-10==389,907 квар;

Q_7-9==799,65 квар;

Q_7-8==303,19 квар;

Q_5-7==1041,07 квар;

Q_5-6==499,05 квар;

Q_3-5==1445,15 квар;

Q_3-4==197,22 квар;

Q_2-3==1601,001 квар;

Q_1-2==1918,93 квар;

Q_ТП-1==2074,78 квар;

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.1.

3.2 Определение потерь напряжения на участках линии 10 кВ

Потери напряжения на участках линий находим по формулам (1.5); (1.6); (1.7). Данная линия выполнена проводом АС-70, у которого r₀= 0,42 Ом/км, а x₀=0,283 Ом/км.

?U₁₈₌₂₀= В;

?U_18-19= В;

?U_17-18= В;

?U_2-17= В;

?U_13-16= В;

?U_13-15= В;

?U_13-14= В;

?U_9-13= В;

?U_11-12= В;

?U_10-11= В;

?U_9-10= В;

?U_7-9= В;

?U_7-8= В;

?U_5-7= В;

?U_5-6= В;

?U_3-5= В;

?U_3-4= В;

?U_2-3= В;

?U_1-2= В;

?U_ТП-1= В;

Пример расчёта потерь напряжения в линии

=12,623+10,522+35,937+265,299+148,734=473,117 В,

ДUв%==4,73 %.

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.2.

3.3 Расчет потерь энергии линии 10 кВ

Для расчета потерь напряжения необходимо найти ток нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме, они определяются по формуле (1.11) аналогично.

Потерю энергии определяем по формулам (1.9), (1.10).

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.2.

Сумма потерь энергии в линии

ДW_ТП35/10=1168,91+480,63+954,17+4328,31+24,031+208,079+280,48+734,069+ 123,043+681,55+240,46+2022,8+727,02+10285,81+1153,53+23123,18+246,086+ 20271,04+157255,8+95322,76=319631,8 кВт ч.

Таблица 3.1- Результаты расчета полной, активной и реактивной мощностей на участках линий 10 кВ

Участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт	Коэффициент мощности участка	Расчетная мощность участка, кВА	Реактивная моощнасть участка, квар
	Р	сosц	S	Q
1	2	3	4	5
18-20	348	0,87	400	197,22
18-19	217,5	0,87	250	123,26
17-18	518	0,87	595,4	293,56
2-17	688	0,87	790,8	389,907
13-16	217,5	0,87	250	123,26
13-15	320	0,87	367,81	181,35
13-14	429	0,87	493,1	243,12
9-13	850	0,87	977,01	481,71
11-12	348	0,87	400	197,22
10-11	518	0,87	595,4	293,56
9-10	688	0,87	790,8	389,907
7-9	1411	0,87	1621,83	799,65
7-8	535	0,87	614,94	303,19
5-7	1837	0,87	2111,49	1041,07
5-6	870	0,87	1000	499,05
3-5	2550	0,87	2931,03	1445,15
3-4	348	0,87	400	197,22
2-3	2825	0,87	3247,12	1601,001
1-2	3386	0,87	3891,95	1918,93
ТП-1	3661	0,87	4208,04	2074,78

Таблица 3.2 - Результаты расчетов тока, потерь напряжения и энергии на участках линий 10 кВ

№ участка	Длинна участка, км	Потери напряжения на участке, В	Ток на участке, А	Потери энергии на участке, кВт ч
	L	?U	I	?W
1	2	3	4	5
Трансформаторная подстанция ТП 35/10
18-20	0,95	19,187	23,094	1168,91
18-19	1	12,623	14,433	480,637
17-18	0,35	10,522	34,375	954,172
2-17	0,9	35,937	45,657	4328,312
13-16	0,05	0,631	14,433	24,031
13-15	0,2	3,714	21,235	208,079
13-14	0,15	3,734	28,469	280,482
9-13	0,1	4,933	56,407	734,069
11-12	0,1	2,019	23,094	123,043
10-11	0,25	7,515	34,375	681,551
9-10	0,05	1,996	45,657	240,461
7-9	0,1	8,189	93,636	2022,801
7-8	0,25	7,762	35,503	727,02
5-7	0,3	31,984	121,907	10285,81
5-6	0,15	7,574	57,735	1153,53
3-5	0,35	51,799	169,223	23123,18
3-4	0,2	4,039	23,094	246,086
2-3	0,25	40,989	187,472	20271,04
1-2	1,35	265,299	224,702	157255,8
ТП-1	0,7	148,734	242,951	95322,76

4. Расчёт токов короткого замыкания

4.1 Общие сведения

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (проводов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. При определении токов КЗ используют, как правило, один из двух методов [4]:

Метод практических единиц - в этом случае параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т.д.);

Метод относительных единиц - в этом случае параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, принятой в качестве основной (базисной).

4.2 Расчёт трёхфазных токов короткого замыкания

Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Для этого все параметры схемы приводим к базисной системе величин: Sд, Uд, Iд, Zд.

Принимаем: Sд =100 МВА.

1) Определим номинальную мощность отключения

, (4.1)

где U_Н = 10,5 кВ;

I_Н.ОТК = 20 кА - ток номинального отключения автомата.

МВА.

2) Определим сопротивление энергосистемы

(4.2)

Поскольку значение сопротивления энергосистемы незначительно, то в дальнейших расчетах им можно пренебречь.

Рисунок 4.1: Расчетная схема

Рисунок 4.2: Схема замешения

Определим сопротивление в линиях электропередачи 10 кВ

, (4.3)

, (4.4)

, (4.5)

где Sд = 100 МВА;

U_СР.Н = 10,5 кВ;

r₀ - удельное активное сопротивление проводов, Ом / км;

x₀ - удельное индуктивное сопротивление проводов, Ом / км;

l - длина провода, км (см. рис. 4.1).

Определим полное базисное сопротивление на участке в линии отходящей от головной подстанции:



4) Определим сопротивления в линиях электропередачи 0,38 кВ.

В этом случае, напряжение среднее номинальное равно 0,4 кВ.

Определение сопротивления в линиях электропередачи трансформаторной подстанции.

Линия 1:

Линия 2:



Линия3:

5) Базисные сопротивления трансформаторов определяются по формулам:

, (4.6)

 , (4.7)

, (4.8)

где ?Р_КЗ, U_КЗ, S_Н - паспортные данные трансформатора.

При расчете тока КЗ, необходимо преобразовать схему замещения так, чтобы точка КЗ находилась за одним эквивалентным сопротивлением. Преобразование схемы производится в направлении от источника питания к точке КЗ.

Определим результирующие сопротивления до соответствующих точек КЗ.

Полученные значения сводим в таблицу 4.1.

Определим токи трёхфазного короткого замыкания

(4.9)

(4.10)

где Sд = 100 МВА;

U_СР.Н - среднее номинальное напряжение в точке КЗ, кВ;

z_экв.k-i - эквивалентное сопротивление для точки к-i;

I ⁽³⁾_k-i -трёхфазный ток КЗ в точке к-i,кА:

-базисный ток.

Базисные токи:

Токи трехфазного короткого замыкания



Полученные значения сводим в таблицу 4.1.

4.3 Определение двухфазных токов короткого замыкания

Электрические сети всех напряжений необходимо проверять на чувствительность срабатывания защиты при минимальных токах короткого замыкания. Такими токами в зависимости от режима нейтрали сети могут быть токи двухфазного короткого замыкания, которые определяются по формуле:

Определение токов двухфазного короткого замыкания:



4.4 Определение ударных (однофазных) токов короткого замыкания

, (4.11)

где -ударный коэффициент;

, (4.12)

где - время затухания экспоненциальной кривой апериодической слагающей тока к.з:

(4.13)



4.5 Определение однофазных токов короткого замыкания

Определим сопротивление петли (фазный провод - нулевой провод).

Считаем, что сопротивление воздушной линии 10 кВ равно нулю.

Z_п.л.= (4.14)

где l - длина провода (см. рис. 4.1), км;

r_0Ф - удельное активное сопротивление фазного провода, Ом / км;

r_0Н - удельное активное сопротивление нулевого провода, Ом / км;

x_0П - удельное индуктивное сопротивление фазного провода, Ом / км;

x_0Н - удельное индуктивное сопротивление нулевого провода, Ом /км.

В данном проекте все линии выполнены проводом СИП у которого нулевой провод является несущим, его удельное активное сопротивление и удельное индуктивное сопротивление отличаются от сопротивлений фазного провода 2.

,

,

.

Сопротивление трансформатора: ТМ - 250 - Ом.

Ток однофазного КЗ определяем по приближенной формуле:

 , (4.15)

где - однофазный ток КЗ в точке k-i , А;

U_Ф = 220 В;

- сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, Ом;

z_П - сопротивление петли, Ом;

j - номер линии.

Ток однофазного КЗ в линиях ТП 57-3-5

А,

А,

А,

Таблица 4.1 - Значения токов короткого замыкания

Точки к.з.	Zрез	Ik.з. , кА	Ik.з. , кА	Ik.з., кА	Iу.k.з. , кА
к1	1,64	3,356	2,92	-	4,891
к2	19,453	7,428	6,462	-	13,548
к3	109,102	1,324	1,152	-	1,877
к4	98,274	1,47	1,279	440	2,085
к5	103,935	1,39	1,209	-	1,971
к6	115,942	1,246	1,084	415,09	1,766
к7	108,935	1,326	1,154	440	1,88
к8	98,94	1,46	1,27	-	2,071

5. Выбор электрической аппаратуры

5.1 Общие сведения

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы, как в нормальном режиме, так и в режиме короткого замыкания (КЗ). Согласно ПУЭ электрические аппараты необходимо выбирать по каталогам, исходя из условий нормального режима. Выбранные аппараты следует проверить по режиму максимальных токов КЗ для точки, где предполагается установка того или иного аппарата. [3]

5.2 Расчет токов нормального режима

I_раб.м.=S_мах/3^0,5U_{н ,} (5.1)

где I_раб.м -максимальный ток нормального режима, А;

S_мах -максимальная потребляемая мощность, кВА;

U_н- номинальное напряжение линии, кВ.

Токи нормального режима линий ТП 57-3-5

I_{раб.м.т2}=250/3^0,5 · 10,5=13,746 А,

I_{раб.м.л1}=94,88/3^0,5 · 0,4=137,109 А,

I_{раб.м.л2}=75,478/3^0,5 · 0,4=109,072 А,

I_{раб.м.л3}=62,086/3^0,5 · 0,4=89,719 А,

5.3 Выбор электрической аппаратуры напряжением выше 1000В

Со стороны высокого напряжения трансформатора 10 / 0,38 кВ устанавливаются разъединители.

Разъединители выбираются также как высоковольтные выключатели, но не проверяются на отключающую способность.

, ( 5.2)

где U_УСТ - напряжение сети, кВ;

U_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ.

, (5.3)

где I_{РАБ.МАКС} - максимальный рабочий ток, А;

I_НОМ - номинальное ток разъединителя (по каталогу), А.

Разъединители проверяют на электродинамическую устойчивость к токам КЗ. По действующему значению тока

, (5.4)

где - трехфазное значение тока КЗ в точке k-i , кА;

I_ПР.С - действующее значение сквозного тока разъединителя, кА.

По амплитудному значению тока

, (5.5)

где i_У - ударный ток КЗ, кА; i_ПР.С - амплитудное значение сквозного тока разъединителя, кА.

Выбор разъединителей сведем в таблицу 5.1. В электрических сетях высоковольтные предохранители применяются для защиты силовых трансформаторов. Предохранители выбирают в следующем порядке:

 , (5.6)

, (5.7)

, (5.8)

где I_{ОТК.НОМ} - номинальный ток отключения предохранителя, кА;

I_к - периодическая составляющая тока короткого замыкания.

, (5.9)

где I_В.НОМ - номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А.

Выбор предохранителей сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1- Выбор разъединителей и предохранителей

Условия выбора	Расчетные данные	Данные из каталогов
		Разъединитель РЛНДА - 10 / 200	Предохранитель ПКТ101-10-20-31,5УЗ
1	2	3	4
	ТП-1	QS1	FU1
	10 кВ	10 кВ	10 кВ
	19,23 А	200А	20А
	3,356 кА	8кА	-
	4,891 кА	20кА	-
	3,356 кА	-	20кА

5.4 Выбор электрической аппаратуры напряжением ниже 1000В

Автоматические выключатели выбирают по следующим условиям:

(5.10)

 (5.11)

(5.12)

где I_Н.Т.Р - номинальный ток срабатывания теплового расцепителя, А;

, (5.13)

где I_ЭМ.Р -ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А;

, (5.14)

где I_{МАХ.ОТК} - максимальный ток отключения автомата, кА;

- трехфазный ток КЗ, кА. При выборе автоматических выключателей необходимо произвести проверку на чувствительность их срабатывания. [2]

К_ч= I⁽¹⁾_к.з./I_т.р.н. 3, (5.15)

где К_ч -коэффициент чувствительности защиты; I_т.р.н -номинальный ток теплового расцепителя, А. При К_ч 3 устанавливается дополнительная защита.

Выбор автоматических выключателей сведем в таблицу 6.2, 6.3.

Таблица 5.2 - Выбор автоматических выключателей линий ТП-57-3-5

	Условия выбора	Данные из каталогов [12]	Расчетные данные	Марка автомата
1	2	3	4	5
ТП-1	QF1		380	380	ВА57Ф35
			250	137,109
			250	137,109
			250	137,109
			25·102	1460
	QF2		380	380	ВА57Ф35
			250	109,072
			250	109,072
			250	109,072
			25·102	1390
	QF3		380	380	ВА57Ф35
			250	89,719
			250	89,719
			250	89,719
			25·102	1470

6. Расчет заземляющих устройств подстанции 10/0,4 кВ

Рассчитать заземляющее устройство трансформаторной подстанции 10/0,38 кВ с одним трансформатором 160 кВ·А. Сеть 10 кВ работает с изолированной нейтралью, к подстанции подходит воздушная линия длиной 10,5 км. На стороне низкого напряжения нейтраль трансформатора глухозаземлена. От ТП отходят три ВЛ 380/220 В, имеющие повторные заземления: на С1 и С2 по одному повторному заземлению, на С3 два повторных заземления. Удельное сопротивление грунта, измеренное в дождливую погоду составляет с_изм = 140 Ом·м.