Реферати українською » Физика » Реконструкція схеми електропостачання 0,4 кВ села Ковригіно


Реферат Реконструкція схеми електропостачання 0,4 кВ села Ковригіно

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Курсова робота

«Реконструкція схеми електропостачання 0,4 кВ селаКовригино»


Зміст

Запровадження

1. Характеристика об'єкта проектування й існуючої схеми електропостачання

1.1Расчет розподілу потужності з ділянкам мережі існуючої схеми електропостачання

1.2 Визначення втрат напруги

1.3Расчет втрат енергії

1.4 Визначення навантаження трансформаторів

1.5 Визначення допустимих втрат напруги

1.6 Висновки за наявною схемою електропостачання

2. Реконструкція схеми електропостачання селаКовригино

2.1 Можливі варіанти реконструкції      

2.2 Електричний розрахунок варіантів реконструкції

2.2.1 Вибір трансформатора дляТП-55-6-9

2.2.2 Заміна дротів ЛЕП пофидерамТП-55-6-9

2.2.3 Визначення місце розташування трансформаторних підстанцій

2.2.4 Зміна конфігурації ЛЕП пофидерамТП-55-6-9 і ТП 55-6-15

2.2.5 Вибір перерізу дротів з економічної щільності струму

2.2.6 Визначення втрат напруги

2.2.7 Розрахунок втрат енергії після реконструкції

2.2.8 Вибір трансформаторів на першому та другого ділянок

3.Расчет струмів короткого замикання

4. Вибір електричної апаратури

4.1 Загальні відомості

4.2Расчет струмів нормального режиму

4.3 Вибір електричної апаратури напругою нижче1000В 51

Укладання

Список літератури


Запровадження

Сучасне сільськогосподарське виробництво і сільський побут немислимі без електрифікації. Обігрів і вентиляція, водопостачання, готування та роздача корми, прибирання гною, електрифікація будівельних робіт, висвітлення та обігрів житлових приміщень – це зовсім повний перелік використання електроенергії. У зв'язку з цим зросли вимоги до надійності електропостачання сільськогосподарських об'єктів, до якості електричної енергії, до її використовувати і раціональному витрачанню матеріальних ресурсів під час спорудження систем електропостачання.

Сільськогосподарські об'єкти характеризуються винятковою розмаїттям умов, у яких доводиться працювати електроустаткування. Термін його служби, ефективність яких і безпеку експлуатацію у значною мірою залежить від грамотного вибору конструкції, способу монтажу і вмілого використання. Звідси – посилення ролі інженерів – електриків у господарствах.

Сільське населення у побуті використовує різноманітні електричні прилади. До приладам, полегшуючим домашня праця,сокращающим витрати часу нею і що створює умови зручності і комфорту, ставляться нагрівальні устрою (електроплити і електроплитки,електрокипятильники іелектроводонагреватели, електрочайники іелектрокастрюли,електрорадиатори,електрокамини іелектроотражатели,електроутюги), електричні холодильники, пральні машини, електричні пилососи тощо.

У побут сільських трудівників починають входити такі сучасні побутових пристроїв, якелектрокондиционери, індукційні печі, іонізатори повітря, ультрафіолетовіоблучатели та інших.

Ця робота присвячена вирішення питань реконструкції мереж електропостачання 10/0,4 кВ селаКовригино. Необхідність реконструкції пов'язані з невиконанням вимог, що ставляться до якості електроенергії, і навіть зростанням навантажень житлового сектора.


1.Характиристика об'єкта проектування й існуючої схеми електропостачання

СелоКовригино перебуває в 20 кмЕнисейского тракту. Населення 1 тисяча жителів. У селищі розташовуються сільськогосподарські підприємства, ліспромгосп.

У процесі розвитку селища стали будуватися нові вулиці, зводилися і підключалися нові виробничі об'єкти, що призвело до спорудження нових трансформаторних підстанцій різної потужності.

Нині внаслідок збільшення встановлених потужностей побутових споживачів, що з поліпшенням побутових умов та розвитком НТП, проблему перевантаження існуючих ТП, при цьому існуючі конфігурації мереж не забезпечують необхідного якості електроенергії.

У зв'язку з різким збільшенням споживання електроенергії існуючі перерізу дротів не забезпечують вимоги допустимих втрат напруги, і навіть надійності електропостачання. Потужності трансформаторних підстанцій відповідають підключеним до них навантажень.

З вище сказаного, слід переглянути існуючу схему електропостачання селаКовригино ТП № 55-6-9, потужністю 160кВА. Для повного виявлення негараздів у існуючої схемою електропостачання селаКовригино, необхідні її електричний розрахунок, як і виконано у наступному главі.

1.1Расчет розподілу потужності з ділянкам мережі існуючої схеми електропостачання

>Расчет розподілу потужності з ділянкам мережі проводимо для вечірнього і денного максимумів навантажень.

>Суммирование навантажень проводимо за такою формулою:

Р = Рб +DР>доб,)

де: Р – навантаження ділянці лінії мережі, кВт;

Рб – велика зі складових навантажень, кВт;

>DР>доб – добавка від меншою із цього навантажень, визначається з [2], кВт.

Виконаємо розрахунок розподілу потужності з ділянкамФ–1ТП–55-6-9, для вечірнього і денного максимумів навантажень для існуючого варіанта. У зв'язку з підвищенням комфортності побутових умов проживання населення приймемо денну максимальну потужність одноквартирного житловий будинок рівної 1,3 кВт, а вечірню 3,0 кВт. Оскільки вечірня максимальна потужність більше розрахунок проводитимемо лише вечірнього максимуму навантаження. Схема існуючого електропостачання представлена листку 01.93.06.78.01Э7

Р>в26-34 = 5 кВт.

Р>в25-26 = 5 +D3 = 5 + 1,8 = 6,8 кВт.

Р>в23-25 = 6,8 +D3 = 6,8 + 1,8 = 8,6 кВт.

Р>в22-23 = 8,6 +D3 = 8,6 + 1,8 = 10,4 кВт.

Р>в20-22 = 10,4 +D3 = 10,4 + 1,8 = 12,2 кВт.

Р>в18-20 = 12,2 +D3 = 12,2 + 1,8 = 14 кВт.

Р>в17-18 = 14 +D3 = 14 + 1,8 = 15,8 кВт.

Р>в16-17 = 15,8 +D3 = 15,8 + 1,8 = 17,6 кВт.

Р>в15-16 = 17,6 +D6 = 17,6 + 3,6 = 21,2 кВт.

Р>в14-15 = 21,2 +D6 = 21,2 + 3,6 = 24,8 кВт.

Р>в12-14 = 24,8 +D6 = 24,8 + 3,6 = 28,4 кВт.

Р>в11-12 = 28,4 +D6 = 28,4 + 3,6 = 32 кВт.

Р>в10-11 = 32 +D6 = 32 + 3,6 = 35,6 кВт.

Р>в9-10 = 35,6 +D4 = 35,6 + 2,4 = 38 кВт.

Р>в7-9 = 38 +D6 = 38 + 3,6 = 41,6 кВт.

Р>в5-7 = 41,6 +D2 = 41,6 + 1,2 = 42,8 кВт.

Р>втп-5 = 42,8 +D6 = 42,8 + 3,6 = 46,4 кВт.

ДляФ-2 іФ-3 розрахунок ведемо аналогічно, результати зводимо до таблиць 1.1, 1.2 і 1.3.

Визначення значень повних потужностей

Значення повних потужностей у тих ділянках визначаємо за такою формулою:

P.S>д(в) =P>д(в) /cos,

>P>д(в)- активна денна й вечірній потужність, (кВт);

>cos-коеффициент потужності максимум навантаження, приймаємо з [1].

Приклад розрахунку значень повних потужностей у тих ділянкахФ–1ТП–55-6-9, для вечірнього максимуму навантажень P.S>в..ТП-1 =>46,4/0,90=55,6кВА.

1.2 Визначення втрат напруги

Визначення втрат напруги у тих ділянках ліній

Втрати напруги у тих ділянках ліній розраховуємо за такою формулою:

,

деDU – втрати напруги в лінії, У;

Рл – максимальне значення активної потужності дільниці мережі, кВт;

>Qл – максимальне значення реактивної потужності дільниці мережі,кВА;

l – довжина ділянки лінії, км;

>r>o – удільне електричне опір електричному струму,Ом/км;

xпро – індуктивне опір дроти,Ом/км.

>Расчет втрат напруги, у тих ділянках Ф-1,Ф-2 іФ-3,ТП–55-6-9 ведемо дільницями ліній, за такою формулою 1.3. Провід для основний лінії використовуєтьсяА–35, дляотпаекА–25 іА–16, відстань між опорами 30 метрів, результати розрахунків зведемо до таблиць 1.1 , 1.2 і 1.3.

Максимальні втрати у лініях спостерігатимуть у періоди вечірнього максимуму навантажень, у цій, визначення втрат напруги в лінії здійснюємо для вечірніх навантажень.

Втрати напруги в лінії визначаються за такою формулою:

U%= 100% , (1.4)

де -сумарні втрати напруги дільницями лінії, У;

Uзв = 0,38 – номінальне напруга мережі, У

1.3 Розрахунок втрат енергії

Втрати енергії визначаються як у стадії проектування електричних мереж, і за її експлуатації. Найпоширенішим є метод максимальних втрат, за яким втрати енергії визначаються по максимальної навантаженні і числу використання максимуму навантажень.

Втрати енергії втрехфазной лінії визначаються за такою формулою

>DW=3 I2мах>rпро lt 10-3,кВтч,

де Iмах – максимальний струм, А;

>rпро – удільне опір дроти,Ом/км;

l – довжина лінії, км;

>t – час максимальних втрат, тобто час у перебігу якого електроустановка, працюючи з максимальною навантаженням, має таку ж втрати, як при роботі по дійсному графіку навантажень.

Значення часу втратt можна визначити для сільських електричних мереж з рівняння:

>t = 0,69 · Тм – 584 ,

де Тм – число годин використання максимуму навантаження на рік.

Для розрахунків можна взяти Тм = 3600 годин.

ф= 0,69 · 3600 – 584 = 1900

Приклад розрахунку лініїФ–1ТП–55-6-9 дільницями лінії:

>DW26-34 =38,442>0,830,03190010-3 = 82,58кВтч

>DW25-26 =311,482>0,830,03190010-3 = 18,70кВтч

>DW23-25 =314,522>0,830,03190010-3 = 59,83кВтч

>DW22-23 =317,562>0,830,03190010-3 = 43,75кВтч

>DW20-22 =320,62>0,830,06190010-3 = 120,41кВтч

>DW18-20 =323,632>0,830,03190010-3 = 158,56кВтч

>DW17-18 =326,672>0,830,03190010-3 = 100,98кВтч

>DW16-17 =329,712>0,830,03190010-3 = 125,29кВтч

>DW15-16 = >335,792>0,830,03190010-3 = 242,39кВтч

>DW14-15 =341,872>0,830,03190010-3 = 331,7кВтч

>DW12-14 =347,942>0,830,03190010-3 = 652,48кВтч

>DW11-12 =354,022>0,830,03190010-3 = 414,19кВтч

>DW10-11 =360,12>0,830,03190010-3 = 512,63кВтч

>DW9-10 =364,152>0,830,03190010-3 = 584,07кВтч

>DW7-9 =370,232>0,830,03190010-3 = 699,98кВтч

>DW5-7 =372,252>0,830,03190010-3 = 740,95кВтч

>DW>тп-5 =378,32>0,830,03190010-3 = 4063,9кВтч

Втрати енергії в усій лінії:

>SDW=82,58+18,70+59,83+43,75+120,41+158,56+100,98+125,29+242,39+331,7+652,48+414,19+512,63+584,07+699,98+740,95+4063,9=8952,39кВтч

Для за інші ділянки мережі розрахунок проводимо аналогічно. Отримані під часрасчетах значення втрат енергії пофидерам Ф-1,Ф-2 іФ-3,ТП–55-6-9

>Определим загальні втрати енергії в існуючої схемою електропостачання

>DW>сущ =SDW>ф-1 +SDW>ф-2+>SDW>ф-3,

1.4 Визначення навантаження трансформаторів

>Нагрузки трансформаторів визначаємо за такою формулою 1.1, та заодно враховуємо потужність,расходуемую вуличним освітленням. Для висвітлення території наближено приймаємо 5,5 Вт на 1 метр ліній електропередач. Мережі 0,4 кВТП–55-5-6 мають 117 прольотів ліній електропередач (ЛЕП) кожен проліт становить середньому 30 метрів, тому сумарна протяжність мереж становить 3510 метрів

>ТП–55-6-9:

Р>тп-55-6-9 = Р>ф2 +DР>ф1 +>DР>ф3 +DР>ул.освещ, кВт

Р>тп-55-6-9 = 144,13 + 38,2 + 28,8+19,3 = 230,43 кВт

P.S>тп-55-6-9 = 230,43 / 0,9 = 256,03кВА

Після визначення розрахункової потужності ТП, стає зрозуміло, щоТП–55-6-9 перевантажена на 60%, що ні припустимо.

Для виявлення позитивних чи негативних аспектів аналізованої схеми електропостачання необхідно визначити допустимі втрати напруги її ділянках.

1.5 Визначення допустимих втрат напруги

На шинах трансформаторній підстанції 10 кВ здійснюється зустрічну регулювання, як 100% навантаження – 0, як 25% навантаження –2, це дозволяє визначитиПБВ трансформаторів 10/0,4 кВ у безвихідь +5. У лінії 10 кВ при даному режимі регулювання допустимі втрати напруги становлять – 4%, в лінії0,4кВ – 7%.

1.6 Висновки за наявною схемою електропостачання

Виконавши розрахунки існуючої схеми електропостачання селаКовригино, виявлено такі відхилення від вимог що ставляться до електропостачанню сільськогосподарських споживачів:

– трансформаторну підстанціюТП-55-6-9 виявилася перевантажена на 60%, що неприпустимо, у своїй втрати напруги в лініях електропередачі відведених від неї не вкладатися в інтервал значень допустимих втрат напруги для даної мережі (таблиця 1.7). Для найбільшудаленних споживачівФ–1 втрати напруги у процентному відношенні від номінального, становлять 29,16%.

Вивчивши схему електропостачання селаКовригино і провівши розрахунки перетоків потужностей дільницями мережі, було визначено значення втрат напруги цих ділянках. Порівнюючи цих значень зі значеннями таблиці допустимих втрат напруги, складеної для даної мережі, виявлено істотні розбіжності з-поміж них, що неприпустимо при електропостачанні сільськогосподарських споживачів.

З вище сказаного можна сказати, що це схема електропостачання селаКовригино неефективна і проведення реконструкції.


2. Реконструкція схеми електропостачання селаКовригино

 

2.1 Можливі варіанти реконструкції

Можливі шляху реконструкції електропостачання селаКовригино відТП–55-6-9:

– необхідно змінити трансформаторТП–55-6-9 зі 160кВА на 250кВА;

– пропонується збільшити перетин дротів лінії на головних ділянках,

 – пропонується змінити існуючу конфігурацію мережі електропостачання більш раціональну, у своїй існуюча трансформаторну підстанцію залишається своєму місці;

– якщо перелічені вище заходи не принесуть бажаних результатів, необхідно буде, через велике протяжності ліній електропостачання і незібраності споживачів розбити всю дніпроспецсталівську ділянку на дві групи, поставивши у кожну трансформаторну підстанцію і вибрати найраціональнішу схему електропостачання.

 

2.2 Електричний розрахунок варіантів реконструкції

 

2.2.1 Вибір трансформатора дляТП-55-6-9

У зв'язку з тим, що у проведених раніше розрахунках було виявлено факт перевантаженняТП-55-6-9 на 60%, то пропонується замінити трансформатор більш потужний. Приймаємотрехфазний двох обмотувальний силовий трансформаторТП–250кВА. Технічні характеристики трансформатораТП–250кВА наведені у таблиці 2.1.Габаритние розміри і безліч приведено в таблиці 2.2.


Таблиця 2.1 Технічні характеристики трансформатораТП–250кВА

Тип

P.S>ном,

>кВА

Поєднання

напруг

Схема і велика група сполуки

обмоток

Втрати, кВт

U>кз,

%

I>хх,

%

Вигляд перемикання

відгалужень

обмоток

ХХ >КЗ
>ВН >НН
ТП 250 10 0,4

>Y/Yзв-0

0,71 4,2 6,8 2,3 >ПБВ

Таблиця 2.2Габаритние розміри і безліч двохобмоточного трансформатораТП–250кВА

Габарити, м, трохи більше Маса, т, трохи більше
Тип Довжина, м >Ширина, м Висота, м Повна Оливи Транспортна
Повна До кришки
ТП – 250/10 1,5 2,1 2,9 2,51 1,85

2.2.2 Заміна дротів ЛЕП пофидерамТП-55-6-9

Виконаємо збільшення дротів дільницями ЛЕП і проведемо розрахунок втрат напруги за такою формулою 1.3, для найбільш віддалених споживачівФ-2. Результати розрахунку поФ-2 зведемо втаблиу 2.3.

Таблиця 2.3.Расчет втрат напругиФ-2 зі збільшенням перерізу дротів на головних ділянках

Номер ділянки. Довжина ділянки, км.

>Рв,

кВт.

>Qв,

>кВАр.

>Sв,

>кВА.

>rпро,

>Ом/км.

xпро,

>Ом/км.

U в,

У.

U в,

%.

1 2 3 4 5 6 7 8 9
130-131 0,045 6 1,75 6,25 0,83 0,308 0,654 0,172
129-130 0,03 9,6 5,95 11,3 0,83 0,308 0,774 0,204
128-129 0,03 11,4 7,07 13,41 0,83 0,308 0,919 0,242
127-128 0,03 13,2 8,18 15,53 0,412 0,283 0,612 0,161
126-127 0,03 16,8 10,42 19,77 0,412 0,283 0,779 0,205
122-126 0,12 18,6 11,53 21,88 0,412 0,283 3,451 0,908
119-122 0,09 20,4 12,65 24 0,412 0,283 2,838 0,747
118-119 0,03 24 14,88 28,24 0,412 0,283 1,113 0,293
1 2 3 4 5 6 7 8 9
110-118 0,13 25,8 16 30,36 0,308 0,274 4,218 1,110
107-110 0,03 27,6 17,11 32,47 0,308 0,274 1,041 0,274
102-107 0,03 31,2 19,34 36,71 0,308 0,274 1,177 0,31
>ТП-102 0,29 34,8 21,58 40,95 0,246 0,292 11,341 2,985
28,917 7,61

Подальший розрахунок цього варіанту реконструкції не доцільний, бо за збільшенні перерізу дроти, найбільш віддалених споживачаФ–2 ТП -55-6-9 від ТП до102-ой опори зА–35 наА–120, з102-ой по 118-ту опору зА–35 наА–95 і з 118-ї по128-ую опору зА–35 наА–70 втрати напруги становитимуть 7,61%, що як 7%, але це неприпустимо.

Можливо то цієї проблеми зникне якщо розбити всю дніпроспецсталівську ділянку на дві групи, поставивши у кожну групу трансформаторну підстанцію і вибрати найраціональнішу схему електропостачання.

2.2.3 Визначення місце розташування трансформаторних підстанцій

>Разобьем схему електропостачання селаКовригино на дві ділянки і знайдемо координати споживачів Мал.1., які у таблицях 2.4. і 2.5.

Місце розташування трансформаторних підстанцій визначається практично як центр

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація