Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта

Расчёт распределения мощности по участкам сети электроснабжения поселка Б. Мурта. Расчет нагрузки трансформатора и потерь энергии в электрических сетях поселка. Выбор сечения проводов и расчет схемы по реконструкции системы электроснабжения посёлка.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 24.09.2014
Размер файла 607,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

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;

Ко - 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:

Р2-1=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р3-2=0,64·7·3=13,44 кВт; S=13,44/0,92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р3-4=0,64·7·3=13,44 кВт; S=14,44/0.92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р5-3=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р6-5=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р7-6=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р8-7=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р9-8=0,39·7·13=35,49 кВт; S=35,49/0.92=38,576 кВА; Q=15,118 квар;

Р11-9=0,38·7·14=37,24 кВт; S=37,24/0.92=40,478 кВА; Q=15,864 квар;

Р11-10=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р12-11=0,36·7·17=42,84 кВт; S=42,84/0.92=46,565 кВА; Q=18,249 квар;

Р13-12=0,35·7·19=46,55 кВт; S=46,55/0.92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р15-14=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р16-15=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р16-17=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р18-16=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р20-18=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р20-19=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р25-20=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;

Р22-21=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р23-22=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р23-44=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р24-23=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р25-24=0,47·7·7=23,03 кВт; S=23,03/0.92=25,032 кВА; Q=9,81 квар;

Р27-25=0,37·7·15=38,85 кВт; S=38,85/0.92=42,228 кВА; Q=16,55 квар;

Р27-26=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р40-27=0,34·7·22=52,36 кВт; S=52,36/0.92=56,913 кВА; Q=22,305квар;

Р30-28=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р30-29=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р31-30=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р33-31=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р33-32=7= кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р34-33=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;

Р35-34=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524квар;

Р36-35=0,41·7·11=31,57 кВт; S=31,57/0.92=34,315 кВА; Q=13,448квар;

Р40-36=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313квар;

Р38-37=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р39-38=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р40-39=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р41-40=0,29·7·40=81,2 кВт; S=81,2/0.92=88,26 кВА; Q=34,591квар;

Р42-41=0,29·7·41=83,23 кВт; S=83,23/0.92=90,467 кВА; Q=35,455квар;

Р43-42=0,28·7·45=88,2 кВт; S=88,2/0.92=95,869 кВА; Q=37,573квар;

Р13-43=0,28·7·46=90,16 кВт; S=90,16/0.92=98 кВА; Q=38,408квар;

РТП-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;

Uн=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;

Iмах -максимальный ток, А;

rо -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 Тмах - число часов использования максимума нагрузки в год.

Для расчетов можно принять Тмах = 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;

Uн - 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).

?W2-1=3·17,342·0,83·0,085·1831·10-3= 116,525кВт ч,

?W3-2=3·22,1952·0,83·0,04·1831·10-3=89,842 кВт ч,

?W3-4=3·22,1952·0,83·0,35·1831·10-3=78,612 кВт ч,

?W5-3=3·35,3742·0,83·0,045·1831·10-3=256,729 кВт ч,

?W6-5=3·41,6162·0,83·0,04·1831·10-3=315,852 кВт ч,

?W7-6=3·48,5522·0,83·0,04·1831·10-3=429,91 кВт ч,

?W8-7=3·55,4892·0,83·0,04·1831·10-3=561,516 кВт ч,

?W9-8=3·58,612·0,83·0,05·1831·10-3=783,079 кВт ч,

?W11-9=3·61,52·0,83·0,018·1831·10-3=310,385 кВт ч,

?W11-10=3·17,342·0,83·0,065·1831·10-3=89,107 кВт ч,

?W12-11=3·70,7492·0,83·0,035·1831·10-3=798,712 кВт ч,

?W13-12=3·76,8752·0,83·0,04·1831·10-3=1077,762 кВт ч,

?W15-14=3·11,562·0,83·0,03·1831·10-3=18,278 кВт ч,

?W16-15=3·17,342·0,83·0,025·1831·10-3=34,272 кВт ч,

?W16-17=3·11,562·0,83·0,001·1831·10-3=0,609 кВт ч,

?W18-16=3·27,7442·0,83·0,025·1831·10-3=87,736 кВт ч,

?W20-18=3·32,3682·0,83·0,02·1831·10-3=95,535 кВт ч,

?W20-19=3·11,562·0,83·0,025·1831·10-3=15,232 кВт ч,

?W25-20=3·41,6162·0,83·0,1·1831·10-3=789,631 кВт ч,

?W22-21=3·11,562·0,83·0,027·1831·10-3=16,45 кВт ч,

?W23-22=3·27,7442·0,83·0,05·1831·10-3=175,473 кВт ч,

?W23-45=3·11,562·0,83·0,03·1831·10-3=18,278 кВт ч,

?W24-23=3·35,3742·0,83·0,05·1831·10-3=285,254 кВт ч,

?W25-24=3·38,0332·0,83·0,015·1831·10-3=98,924 кВт ч,

?W27-25=3·64,1592·0,83·0,02·1831·10-3=375,349 кВт ч,

?W27-26=3·27,7442·0,83·0,05·1831·10-3=175,473 кВт ч,

?W40-27=3·86,472·0,83·0,018·1831·10-3=613,614 кВт ч,

?W30-28=3·17,342·0,83·0,045·1831·10-3=61,689 кВт ч,

?W30-29=3·11,562·0,83·0,05·1831·10-3=30,464 кВт ч,

?W31-30=3·27,7442·0,83·0,04·1831·10-3=140,379 кВт ч,

?W33-31=3·32,3682·0,83·0,04·1831·10-3=191,071 кВт ч,

?W33-32=3·11,562·0,83·0,012·1831·10-3=7,311 кВт ч,

?W34-33=3·41,6162·0,83·0,04·1831·10-3=315,852 кВт ч,

?W35-34=3·48,5522·0,83·0,045·1831·10-3=483,649 кВт ч,

?W36-35=3·52,1362·0,83·0,055·1831·10-3=681,609 кВт ч,

?W40-36=3·55,4892·0,83·0,09·1831·10-3=1263,411 кВт ч,

?W38-37=3·17,342·0,83·0,04·1831·10-3=54,835 кВт ч,

?W39-38=3·32,3682·0,83·0,06·1831·10-3=286,607 кВт ч,

?W40-39=3·35,3742·0,83·0,05·1831·10-3=285,254 кВт ч,

?W41-40=3·134,0982·0,83·0,018·1831·10-3=1475,734 кВт ч,

?W42-41=3·134,4512·0,83·0,03·1831·10-3=2584,072 кВт ч,

?W43-42=3·145,6582·0,83·0,065·1831·10-3=6287,444 кВт ч,

?W13-43=3·148,8952·0,83·0,03·1831·10-3=3032,303 кВт ч,

?WТП-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:

?WТП57-3-5=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

РТП 57-3-5= РЛ1+ РЛ2+ РЛ3

Ртп=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)

Р2-1=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р3-2=0,64·7·3=13,44 кВт; S=13,44/0,92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р3-4=0,64·7·3=13,44 кВт; S=14,44/0.92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р5-3=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р6-5=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р7-6=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р8-7=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р9-8=0,39·7·13=35,49 кВт; S=35,49/0.92=38,576 кВА; Q=15,118 квар;

Р11-9=0,38·7·14=37,24 кВт; S=37,24/0.92=40,478 кВА; Q=15,864 квар;

Р11-10=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р12-11=0,36·7·17=42,84 кВт; S=42,84/0.92=46,565 кВА; Q=18,249 квар;

Р13-12=0,35·7·19=46,55 кВт; S=46,55/0.92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р16-14=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0,92= 11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р16-15=7 кВт S=7/0,92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р17-16=0,6·7·4=16,8 кВт S=16,8/0,92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р19-17=0,56·7·5=19,6 кВт S=19,6/0,92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р19-18=7 кВт S=7/0,92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р20-19=0,45·7·8=25,2 кВт S=25,2/0,92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р21-20=0,42·7·10=29,4 кВт S=29,4/0,92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р22-21=0,41·7·11=31,57 кВт S=31,57/0,92=34,315 кВА; Q=13,448 квар;

Р26-22=0,4·7·12=33,6 кВт S=33,6/0,92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р24-23=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0,92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р25-24=0,56·7·5=19,6 кВт S=19,6/0,92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р26-25=0,51·7·6=21,24 кВт S=21,24/0,92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р27-26=0,36·7·18=45,36 кВт S=45,36/0,92=49,304 кВА; Q=19,323 квар;

Р28-27=0,35·7·19=46,55 кВт S=46,55/0,92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р29-28=0,34·7·23=54,74 кВт S=54,74/0,92=59,5 кВА; Q=23,319 квар;

Р13-29=0,34·7·24=57,12 кВт S=57,12/0,92=62,086 кВА; Q=24,333 квар;

РТП-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

РТП 57-3-5= РЛ1+ РЛ2+ РЛ3

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

С учетом уличного освещения

Sтп=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)

Wгод = Pmax тр · Tмах , (2.9)

где Pmax 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* КЗ, (3.1)

где S - полная мощность, кВА;

P - активная мощность, кВт;

cos= 0,8 коэффициент мощности в максимум нагрузки;

КЗ - коэффициент загрузки трансформатора, (принимаем КЗ=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.

Р18-20=348 кВт; S18-20=348/0,87=400кВА;

Р18-19=217,5 кВт; S18-19=217,5/0,87=250кВА;

Р17-18=348+?217,5=518 кВт; S17-18=518/0,87=595,4 кВА;

Р2-17=518+?217,5=688 кВт; S2-17=688/0,87=790,804 кВА;

Р13-16=217,5 кВт; S13-16=217,5/0,87=250 кВА;

Р13-15=320 кВт; S13-15=320/0,87=367,816 кВА;

Р13-14=274+?200=429 кВт; S13-14=429/0,87=493,103 кВА;

Р9-13=429+?320+?217,5=850 кВт; S9-13=850/0,87=977,011 кВА;

Р11-12=348 кВт; S11-12=348/0,87=400 кВА;

Р10-11=348+?217,5=518 кВт; S10-11=518/0,87=595,402 кВА;

Р9-10=518+?217,5=688 кВт; S9-10=688/0,87=790,804 кВА;

Р7-9=850+?688=1411 кВт; S7-9=1411/0,87=1621,839 кВА;

Р7-8=300+?300=535 кВт; S7-8=535/0,87=614,94 кВА;

Р5-7=1411+?535=1837 кВт; S5-7=1837/0,87=2111,49 кВА;

Р5-6=870 кВт; S5-6=870/0,87=1000 кВА;

Р3-5=1837+?870=2550 кВт; S3-5=2550/0,87=2931,03 кВА;

Р3-4=348 кВт; S3-4=348/0,87=400 кВА;

Р2-3=2550+?348=2825 кВт; S2-3=2825/0,87=3247,12 кВА;

Р1-2=2825+?688=3386 кВт; S1-2=3386/0,87=3891,95 кВА;

РТП-1=3386+?348=3661 кВт; SТП-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).

Q18-20==197,22 квар;

Q18-19==123,26 квар;

Q17-18==293,56 квар;

Q2-17==389,907квар;

Q13-16==123,26 квар;

Q13-15==181,35 квар;

Q13-14==243,12 квар;

Q9-13==481,71 квар;

Q11-12==197,22 квар;

Q10-11==293,56 квар;

Q9-10==389,907 квар;

Q7-9==799,65 квар;

Q7-8==303,19 квар;

Q5-7==1041,07 квар;

Q5-6==499,05 квар;

Q3-5==1445,15 квар;

Q3-4==197,22 квар;

Q2-3==1601,001 квар;

Q1-2==1918,93 квар;

QТП-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;

?U18-19= В;

?U17-18= В;

?U2-17= В;

?U13-16= В;

?U13-15= В;

?U13-14= В;

?U9-13= В;

?U11-12= В;

?U10-11= В;

?U9-10= В;

?U7-9= В;

?U7-8= В;

?U5-7= В;

?U5-6= В;

?U3-5= В;

?U3-4= В;

?U2-3= В;

?U1-2= В;

?UТП-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

ДWТП35/10=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: , , , .

Принимаем: =100 МВА.

1) Определим номинальную мощность отключения

, (4.1)

где UН = 10,5 кВ;

IН.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 = 100 МВА;

UСР.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 КЗ, UКЗ, SН - 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 = 100 МВА;

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

zэкв.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.

Zп.л.= (4.14)

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

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

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

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

x - 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;

UФ = 220 В;

- сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, Ом;

zП - 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

Iраб.м.=Sмах/30,5Uн , (5.1)

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

Sмах -максимальная потребляемая мощность, кВА;

Uн- номинальное напряжение линии, кВ.

Токи нормального режима линий ТП 57-3-5

Iраб.м.т2=250/30,5 · 10,5=13,746 А,

Iраб.м.л1=94,88/30,5 · 0,4=137,109 А,

Iраб.м.л2=75,478/30,5 · 0,4=109,072 А,

Iраб.м.л3=62,086/30,5 · 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 UУСТ - напряжение сети, кВ;

UНОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ.

, (5.3)

где IРАБ.МАКС - максимальный рабочий ток, А;

IНОМ - 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;

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

По амплитудному значению тока

, (5.5)

где iУ - ударный ток КЗ, кА; iПР.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 IОТК.НОМ - номинальный ток отключения предохранителя, кА;

Iк - периодическая составляющая тока короткого замыкания.

, (5.9)

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

, (5.13)

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

, (5.14)

где IМАХ.ОТК - максимальный ток отключения автомата, кА;

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

Кч= I(1)к.з./Iт.р.н. 3, (5.15)

где Кч -коэффициент чувствительности защиты; Iт.р.н -номинальный ток теплового расцепителя, А. При Кч 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 сизм = 140 Ом·м.


Подобные документы

  • Определение расчетной нагрузки жилых зданий поселка. Светотехнический расчет наружного освещения. Выбор места, числа и мощности трансформаторов. Разработка принципиальной схемы электроснабжения. Выбор защитной аппаратуры. Проектирование трасс линий.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 15.02.2017

  • Характеристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения. Расчёт распределения мощности по участкам сети схемы. Реконструкция схемы электроснабжения проектируемого села. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрической аппаратуры.

    курсовая работа [97,2 K], добавлен 07.05.2011

  • Система электроснабжения поселка городского типа как совокупность сетей различных напряжений, определение расчетных электрических нагрузок при ее проектировании. Выбор количества и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [321,0 K], добавлен 15.02.2017

  • Расчет нагрузок на вводе помещений. Разработка схемы электроснабжения. Выбор местоположения подстанции. Расчет электрических нагрузок по линиям, мощности трансформатора и выбор подстанции, сечения проводов и проверка проводов по потерям напряжения.

    дипломная работа [357,2 K], добавлен 14.12.2013

  • Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.

    курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014

  • Категория надежности электроснабжения и выбор схемы электроснабжения предприятия. Расчет электрических нагрузок и выбор трансформатора. Компенсация реактивной мощности. Расчет осветительной сети. Выбор аппаратов защиты и линий электроснабжения.

    курсовая работа [466,9 K], добавлен 01.05.2011

  • Обоснование необходимости реконструкции системы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок, сечения линии электроосвещения. Компенсация реактивной мощности. Выбор источника света, распределительных щитов освещения. Компоновка осветительной сети.

    курсовая работа [359,7 K], добавлен 05.11.2015

  • Категория надёжности электроснабжения и выбор схемы электроснабжения цеха. Выбор источника света. Размещение осветительных приборов. Расчет нагрузки освещения штамповочного участка, выбор числа и мощности трансформатора. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [360,3 K], добавлен 26.05.2016

  • Расчет электрических нагрузок в сети 10 и 0.4 кВ. Выбор мощности трансформатора. Конструктивное исполнение железобетонных опор воздушной линии электропередач. Проверка выбранного оборудования на действие токов короткого замыкания, схема замещения.

    курсовая работа [312,2 K], добавлен 13.02.2012

  • Проектирование электроснабжения сборочного цеха. Схема цеховой сети и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности и выбор мощности цеховых трансформаторов. Установка силовых распределительных пунктов. Подбор сечения проводов и кабелей.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 05.09.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.