Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта - Физика и энергетика курсовая работа

Главная

Физика и энергетика
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.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


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

Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта, Больше Муртинского центрального района
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
2.2 Расчет распределения мощности по участкам после реконструкции
2.3 Определение нагрузки трансформатора после 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
4.2 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
5.2 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
сечение провод мощность трансформатор электроснабжение
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/км 2 ). 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 электросна б жения
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 эле к троснабжения
Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности:
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:
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
cos- коэффициент мощности в максимум нагрузки, принимаем по таблице 4.6[1].
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.
Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт
Трансформаторная подстанция ТП 57-3-5
1.2 Определение потерь напряжения сети 0,38 кВ
где P - активная мощности, передаваемые по линии, кВт;
Q - реактивная мощности, передаваемые по линии, квар;
Rл ,Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом;
Активное и индуктивное сопротивление линии определяются по формулам:
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];
Пример расчета потерь напряжения по участкам линии С1
Данная линия выполнена проводом А-35, у которого r 0 = 0,83 Ом/км, а x 0 =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.
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
Линия С1 выполнена проводом А-35 (r 0 =0,83 Ом/км; x 0 =0,308 Ом/км)
Линия С2 выполнена проводом А-35 (r 0 =0,83 Ом/км; x 0 =0,308 Ом/км)
Линия С3 выполнена проводом А-35 (r 0 =0,83 Ом/км; x 0 =0,308 Ом/км)
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
где ДW - потери энергии в трехфазной линии, кВт ч;
r о -удельное сопротивление провода, Ом/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:
где Т мах - число часов использования максимума нагрузки в год.
Для расчетов можно принять Т мах = 3500 часов.
Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:
где S - полная мощность каждого из потребителей, кВА;
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 =3·17,34 2 ·0,83·0,085·1831·10 -3 = 116,525кВт ч,
?W 3-2 =3·22,195 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =89,842 кВт ч,
?W 3-4 =3·22,195 2 ·0,83·0,35·1831·10 -3 =78,612 кВт ч,
?W 5-3 =3·35,374 2 ·0,83·0,045·1831·10 -3 =256,729 кВт ч,
?W 6-5 =3·41,616 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =315,852 кВт ч,
?W 7-6 =3·48,552 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =429,91 кВт ч,
?W 8-7 =3·55,489 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =561,516 кВт ч,
?W 9-8 =3·58,61 2 ·0,83·0,05·1831·10 -3 =783,079 кВт ч,
?W 11-9 =3·61,5 2 ·0,83·0,018·1831·10 -3 =310,385 кВт ч,
?W 11-10 =3·17,34 2 ·0,83·0,065·1831·10 -3 =89,107 кВт ч,
?W 12-11 =3·70,749 2 ·0,83·0,035·1831·10 -3 =798,712 кВт ч,
?W 13-12 =3·76,875 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =1077,762 кВт ч,
?W 15-14 =3·11,56 2 ·0,83·0,03·1831·10 -3 =18,278 кВт ч,
?W 16-15 =3·17,34 2 ·0,83·0,025·1831·10 -3 =34,272 кВт ч,
?W 16-17 =3·11,56 2 ·0,83·0,001·1831·10 -3 =0,609 кВт ч,
?W 18-16 =3·27,744 2 ·0,83·0,025·1831·10 -3 =87,736 кВт ч,
?W 20-18 =3·32,368 2 ·0,83·0,02·1831·10 -3 =95,535 кВт ч,
?W 20-19 =3·11,56 2 ·0,83·0,025·1831·10 -3 =15,232 кВт ч,
?W 25-20 =3·41,616 2 ·0,83·0,1·1831·10 -3 =789,631 кВт ч,
?W 22-21 =3·11,56 2 ·0,83·0,027·1831·10 -3 =16,45 кВт ч,
?W 23-22 =3·27,744 2 ·0,83·0,05·1831·10 -3 =175,473 кВт ч,
?W 23-45 =3·11,56 2 ·0,83·0,03·1831·10 -3 =18,278 кВт ч,
?W 24-23 =3·35,374 2 ·0,83·0,05·1831·10 -3 =285,254 кВт ч,
?W 25-24 =3·38,033 2 ·0,83·0,015·1831·10 -3 =98,924 кВт ч,
?W 27-25 =3·64,159 2 ·0,83·0,02·1831·10 -3 =375,349 кВт ч,
?W 27-26 =3·27,744 2 ·0,83·0,05·1831·10 -3 =175,473 кВт ч,
?W 40-27 =3·86,47 2 ·0,83·0,018·1831·10 -3 =613,614 кВт ч,
?W 30-28 =3·17,34 2 ·0,83·0,045·1831·10 -3 =61,689 кВт ч,
?W 30-29 =3·11,56 2 ·0,83·0,05·1831·10 -3 =30,464 кВт ч,
?W 31-30 =3·27,744 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =140,379 кВт ч,
?W 33-31 =3·32,368 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =191,071 кВт ч,
?W 33-32 =3·11,56 2 ·0,83·0,012·1831·10 -3 =7,311 кВт ч,
?W 34-33 =3·41,616 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =315,852 кВт ч,
?W 35-34 =3·48,552 2 ·0,83·0,045·1831·10 -3 =483,649 кВт ч,
?W 36-35 =3·52,136 2 ·0,83·0,055·1831·10 -3 =681,609 кВт ч,
?W 40-36 =3·55,489 2 ·0,83·0,09·1831·10 -3 =1263,411 кВт ч,
?W 38-37 =3·17,34 2 ·0,83·0,04·1831·10 -3 =54,835 кВт ч,
?W 39-38 =3·32,368 2 ·0,83·0,06·1831·10 -3 =286,607 кВт ч,
?W 40-39 =3·35,374 2 ·0,83·0,05·1831·10 -3 =285,254 кВт ч,
?W 41-40 =3·134,098 2 ·0,83·0,018·1831·10 -3 =1475,734 кВт ч,
?W 42-41 =3·134,451 2 ·0,83·0,03·1831·10 -3 =2584,072 кВт ч,
?W 43-42 =3·145,658 2 ·0,83·0,065·1831·10 -3 =6287,444 кВт ч,
?W 13-43 =3·148,895 2 ·0,83·0,03·1831·10 -3 =3032,303 кВт ч,
?W ТП-13 =3·202,881 2 ·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
Таблица 1.4 - Суммарные потери напряжения и потери напряжения в процентах до самых удаленных потребителей, по линиям
1.4 Определение нагрузки трансформатора
Нагрузки трансформатора определяем по формуле (1.2).
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
Отклонение напряжения при нагрузке, %.
Трансформатор напряжением 10/0,38 кВ
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 Му рта
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 %).
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.
Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт
Трансформаторная подстанция ТП 57-3-5
2.3 Определение нагрузки трансформатора после реконструкции
Нагрузки трансформатора определяем по формуле (1.2).
Р тп =87,29+?69,44+?57,12=87,29+47,3+38,9=173,49 кВт;
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
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
Линия С1 выполнена проводом СИП-120 (r 0 =0,253 Ом/км; x 0 =0,092 Ом/км)
Таблица 2,4 -Суммарные потери напряжения и потери напряжения в процентах до самых удаленных потребителей, по линиям.
Потерю энергии определяем по формулам (1.9); (1.10). Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 2,5
Потери энергии в % определяют по формуле:
где Wс- потеря энергии в сети трансформаторной подстанции.
где Wтп- потеря энергии в трансформаторе.
где P max тр - максимальная активная нагрузка на трансформаторе.
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 реко н струкции
Активную мощность трансформатора находим по формуле:
cos= 0,8 коэффициент мощности в максимум нагрузки;
К З - коэффициент загрузки трансформатора, (принимаем К З =1).
Активная мощность трансформаторов линии 10 кВ
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).
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 r 0 = 0,42 Ом/км, а x 0 =0,283 Ом/км.
Пример расчёта потерь напряжения в линии
=12,623+10,522+35,937+265,299+148,734=473,117 В,
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.
ДW ТП 35/10 =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
Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт
Таблица 3.2 - Результаты расчетов тока, потерь напряжения и энергии на участках линий 10 кВ
Трансформаторная подстанция ТП 35/10
4 . Расчёт токов короткого замыкания
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 .
1) Определим номинальную мощность отключения
I Н.ОТК = 20 кА - ток номинального отключения автомата.
2) Определим сопротивление энергосистемы
Поскольку значение сопротивления энергосистемы незначительно, то в дальнейших расчетах им можно пренебречь.
Определим сопротивление в линиях электропередачи 10 кВ
r 0 - удельное активное сопротивление проводов, Ом / км;
x 0 - 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.
5) Базисные сопротивления трансформаторов определяются по формулам:
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
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:
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
где - время затухания экспоненциальной кривой апериодической слагающей тока к.з:
Определим сопротивление петли (фазный провод - нулевой провод).
Считаем, что сопротивление воздушной линии 10 кВ равно нулю.
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:
где - однофазный ток КЗ в точке k-i , А;
- сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, Ом;
Ток однофазного КЗ в линиях ТП 57-3-5
Таблица 4.1 - Значения токов короткого замыкания
5 . Выбор электрической аппаратуры
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 0,5 U н , (5.1)
где I раб.м -максимальн
Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта курсовая работа. Физика и энергетика.
Курсовая работа по теме Производство в суде апелляционной и кассационной инстанции
Контрольная Работа По Информатике И Икт
Реализация И Продвижение Туристского Продукта Курсовая
Сочинение На Тему Счастлива Ли
Контрольная Работа На Тему Безопасность На Предприятии
Курсовая работа: Спічрайтер як вид референтської діяльності
Выполнения Упражнения На Тренажерах Реферат
Сочинение По Картине Остроухова Осень
Курсовая работа по теме Трансформатор силовий трифазний потужністю 740 кВА
Курсовая работа по теме Отражение связности при переводе деловых писем
Учет долгосрочных инвестиций
Шпаргалка: Ответы по экономике
Курсовая работа по теме Порядок и условия выполнения уголовных наказаний, не связанных с лишением свободы
Курсовая Работа На Тему Валютні Ризики Та Їх Страхування
Контрольная Работа На Тему Клеточный Цикл
Гдз Контрольные Работы Глизбург 10 Класс
Реферат: Финансовый контроль 21
Английский Язык 7 Класс Контрольные Работы Ответы
Курсовая Работа Заключение Эксперта
Контрольная работа: Порядок розгляду і затвердження кошторисів
Исковой порядок защиты прав предпринимателей - Государство и право контрольная работа
Одноклетьевой лабораторный стан "Кварто-150" - Производство и технологии дипломная работа
Расследование контрабанды наркотических средств - Государство и право дипломная работа