Курсовая работа: Электроснабжение сельского населённого пункта

Участок 5-4

Активная нагрузка:

Р_{д. 5-4} = Р_д.4=58 кВт

Р_в5-4 = Р_в.4=50 кВт

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д5-4 = 0.75

Cos_в5-4 = 0.78

Полная нагрузка:

S_д.8-9= = =55.5кВ*А

S_в.8-9= = =53.7кВ*А

Участок 4-3

Активная нагрузка:

Р_{д. 4-3} = Р_д4-3+_д4-3=62.9кВ*А

Р_{в. 4-3} = Р_в4-3+_в4-3=68.4кВ*А

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.4-3= = = 0.75

Cos_в.4-3 = = = 0.78

Полная нагрузка:

S_д.7-8= = =83.8кВ*А

S_в.7-8= = =87.6кВ*А

Участок 3-2

Активная нагрузка:

Р_{д. 3-2} = Р_д.3-2д3=7.4

Р_{в. 3-2} = Р_в.3-2+_в3=18.04

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д3-2 = = = 0.74

Cos_в.3-2 = = 0.77

Полная нагрузка:

S_д.7-6= = =91.62кВ*А

S_в.7-6= = =103.14кВ*А

Участок 2-1

Активная нагрузка:

Р_{д. 2-1} = Р_д.2-1+_д2=86.1

Р_{в. 2-1} = Р_в.2-1+_в2=68.3

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.2-1= = = 0.72

Cos_в.7-6 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д2-1= = =119.5 кВ*А

S_в2-1= = =89.86кВ*А

Участок 1 ТП

Активная нагрузка:

Р_{д. тп1} = Р_д.тп1+_д1=9.13

Р_{в. тп} = Р_втп+_в1=25.08

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.тп= = = 0.72

Cos_в.7-6 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =12.6кВ*А

S_в.= = =33.9кВ*А

Участок 16-15

Активная нагрузка:

Р_{д. 15-16}= Р_д.15-16+_д15= 26

Р_{в. тп} = Р_в.15-16+_в15= 9

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.4-3= = = 0.72

Cos_в.15-16 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =34.2кВ*А

S_в.= = =11.8кВ*А

Участок 15-14

Активная нагрузка:

Р_{д. 15-14} = Р_д.15-14+_д14=53.7

Р_в15-14 = Р_в.15-14+_в14=36.7

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.15-14 = = 0.72

Cosв_.15-14 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =74.5кВ*А

S_в.= = =48.2кВ*А

Участок 14 тп

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д2-1+_д1=81.7

Р_в. = Р_в.2-1+_в1=64.4

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.2-1= = = 0.72

Cos_в.2-1 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =11.4кВ*А

S_в.= = =84.7 кВ*А

Участок 13-12

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.14-13+_д13=43.7

Р_в. = Р_в.14-13+_в13=43.7

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.13-12= = = 0.75

Cosв_.4-3 = = 0.85

Полная нагрузка:

S_д.= = =58.2кВ*А

S_в.= = =51.4кВ*А

Участок 12-11

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.12+_д13+_д14=60.7

Р_в. = Р_в.12+_в13+_д14=41.25

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд12_-11.== = 0.72

Cosв_.12-11 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =58.2кВ*А

S_в. = =51.4кВ*А

Участок 11-10

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.11+_д11+_д12+_д12+_д11=26

Р_в. = Р_в.11+_в11+_д11++_д12++_д11=51

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д11-10.== = 0.75

Cos_в.11-10 = = 0.85

Полная нагрузка:

S_д.= = =34.6кВ*А

S_в. = =60кВ*А

Участок 10-9

Активная нагрузка:

Р_д.тп.-10 = Р_д10-9+_д9=2.73

Р_в.тп.-10 = Р_в10-9+_в9=58.3+3 = 11.76

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.тп.-10= = = 0.72

Cosв_.тп.-1= 0.76

Полная нагрузка:

S_д. = =3.64кВ*А

S_в.==7.5кВ*А

Участок 9-8

Активная нагрузка:

Р_д.= 3.84

Р_в = 7

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.8-7=0.9

Cos_в.8-7= 0.93

Полная нагрузка:

S_д.= = =2.33кВ*А

S_в.= = =2.25кВ*А

Участок 8-7

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.6+_д7=12.44

Р_в. = Р_в.8+_в7=14.04

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.16-15= = = 0.85

Cosв_.16-15 = = 0.9

Полная нагрузка:

S_д. = =4.5кВ*А

S_в. = =15.6кВ*А

Участок 7-6

Активная нагрузка:

Р_д.тп7.-6 Р_д.6+_д6=3.87

Р_в.тп.-15 = Р_в.7-6+_в6=14.04

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.тп.-15= = = 0.85

Cosв_.тп.-15= 0.9

Полная нагрузка:

S_д. = =5.3кВ*А

S_в.==18.4кВ*А

Участок ТП-6

Активная нагрузка:

Р_д.тп.-6 Р_д.6+_д16=9.7

Р_в.тп.-15 = Р_в.6+_в16=19.5

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.тп.-15= = = 0.85

Cosв_.тп.-15= 0.9

Полная нагрузка:

S_д. = =2.9кВ*А

S_в.==22.9кВ*А

4 Обоснование количества и мощности трансформатора вТП

Суммируя расчетные нагрузки всех 3-х групп получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения

Р_тп.д = Р_тп.д-1+ДР_тпд-14+ДР_тп.д-6 = 9.13+81.7+9.7 = 100.5 кВт;

Р_тп.в = Р_тп.в-1+ДР_тп.в-14+ДР_тп.в-6 = 25.08+64,4+19,5=109,02 кВт;

Активная нагрузка ТП с учетом уличного освещения

Р_тп = Р_тп.д+ Р_тп.в = 109,02+6.6 = 115,62 кВт;

Cosц_тп = = = 0.84;

Полная расчетная мощность ТП

S_тп = = = 137,6кВ*А

Выбираем трансформатор типа ТМГ-100/10 У1(ХЛ1)

Схема соединения Y/Y-0

Потери холостого хода 270 Вт

К.з. = 1970

Напряжение к.з. = 4.5%

Преимущество трансформаторов ТМГ

Преимущества трансформаторов типа ТМГ производства Минского электротехнического заводаим. В.И. Козлова

Выпусктрансформаторов типа ТМГ освоен на МИНСКОМ электротехническом заводе им. В.И. Козлова в 1986 году по лицензии и на оборудованиифранцузскойфирмы «AlstomAtlantic».

В производстветрансформаторов типа ТМГ, как и в трансформаторах ведущихмировыхфирм по производствутрансформаторов, применен ряд техническихрешений, увеличивающихихнадежность и снижающихэксплуатационныезатраты.

Трансформаторыизготавливаются в герметичномисполнении с полнымзаполнением маслом, без расширителя и без воздушнойилигазовой подушки.

Контакт масла с окружающейсредойполностьюотсутствует, чтоисключаетувлажнение, окисление и шлакообразование масла.

Перед заливкой масла дегазируется, заливка его в бак производится в специальнойвакуум-заливочнойкамере при глубокомвакууме, чтообеспечиваетудалениеиз масла растворенного в немвоздуха, удалениеизизоляциивоздушных включений, тем самымпредотвращаетсяокисление масла, обеспечиваетсявысокаяэлектрическаяпрочностьизоляции трансформатором.

Масло в трансформаторах типа ТМГ практически не меняетсвоихсвойств в течениивсегосрокаслужбы трансформатора. Исключаетсянеобходимостьпроведенияиспытаний масла трансформаторов типа ТМГ как при иххранении так и при вводе в эксплуатацию и в процессэксплуатации.

Не требуетсяпроведениепрофилактических, текущих и капитальныхремонтов в течениевсегосрокаэксплуатации трансформатора.

Трансформаторы других типовтребуютдополнительногопроведенияиспытаний трансформаторного масла в процессехранения, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, проведениятекущих и капитальныхремонтов.

Кроме того, трансформаторы ТМ дополнительнотребуютпроведениясистематическихосмотров для определениястепениувлажнениясорбентавоздухоосушителя. При насыщениисорбентавлагойтребуетсяегозамена на новыйили на регенерированный.

В трансформаторах типа ТМЗ при хранении и эксплуатациинеобходимосистематическиконтролироватьобязательноеналичиеизбыточногодавленияазота (необходимоегоподкачиватьдаже при наличииполнойгерметизации), т.квозможноснижениедавленияазота за счетпоглощенияего маслом.

Суммарныерасходы на выполнениевсехвышеизложенныхработ в течениесрокаэксплуатациитрансформаторов типа ТМ и ТМЗ достигают от 40 до 63 % полнойстоимости трансформатора ( в зависимости от егомощности).

Гофрированные баки трансформаторов типа ТМГ абсолютно безопасны и имеютвысокуюнадежность. Избыточноедавление в баках при эксплуатациитрансформаторов не превышает 0.18…0.23 кгс/ .

Перед запуском в серийноепроизводствогофрированные баки трансформаторов типа ТМГ подвергаютсямеханическимиспытаниям на цикличность для подтвержденияихресурсаработы на расчетныйсрокслужбы трансформатора - 30 лет (10000 циклов на воздействие максимального и минимального давлений).

Для ограничениядавления в баках при перегрузкахтрансформаторы типа ТМГ мощностью от 16 до 63 кВ.Аснабжаютсяпредохранительным клапаном, в трансформаторах мощностью 100 кВ.А и вышевозможна установка электроконтакногомановакууметра. Для проверкиуровня масла трансформаторы типа ТМГ всехмощностейснабжаютсяпоплавковыммаслоуказателем.

Для регулирования напряжения трансформаторы снабжаются переключателями с автоматическимвнутреннимфиксаторомположений и контактами оптимальнойформы. Этитехническиерешенияисключаютвыходизстроятрансформаторов по причине короткого замыканиясекций обмоток, и тем самымобеспечиваетсяболеевысокаянадежностьтрансформаторовминскогоэлектротехническогозаводаим. В.И. Козлова по сравнению с трансформаторами, выпускаемыми другими производителями.

Круглая форма обмоток и ярмовые балки повышенойжесткости, выполненныеиз швелера, обеспечиваютустойчивостьтрансформаторов при коротких замыканиях.

Трансформаторы других производителейподверженыповреждениям при коротких замыканияхиз-заовальнойконструкции обмоток и недостаточножесткихярмовых балок, выполненныхизуголка.

Трансформаторы типа ТМГ соответствуетвсемроссийским стандартам, стандартам МЭК, сертифицированные на соответствиетребованиямбезопасностинормативныхдокументовГосстандартомРоссии. Система качествапредприятиясертифицированамеждународным органом по сертификации - «КЕМА», Голандия - соответствие МС ИСО 9001:2008 и национальным органом по сертификацииБелГИСС - на соответствие СТБ ISO 9001-2009

Более 800 тысячтрансформаторов типа ТМГ надежно и практически с нулевымиэксплуатационнымииздержкамиработают на промышленныхобектах, в городских и сельскихэлектросетях.

5-6 Выбор сечения проводов линий 380В. Проверка сети на отклонениенапряжений у потребителей в рабочем режиме

Исходя из минимума приведённых затрат для каждой площади сечения провода установлены интервалы экономически целесообразной передаваемой полной мощности. При этом учтены климатические условия района и конструктивные особенности линий.

В частности должны быть выбраны:

1.район климатических условий;

2.оптимальный радиус сетей 10 кВт;

3.оптимальное число и мощность ТП в населённых пунктах;

4.оптимальное число отходящих линий 10 и 0.38 кВ и их конструкция;

Кроме того, должны быть решены вопросы резервирования: местное или сетевое.

Площади сечения проводов, при которых приведённые затраты будут минимальными, рекомендуется выбирать по специально построенным графикам и таблицам, приведённых в Руководящих материалах по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ №10, 1972г.) или специальной литературе.

Определим район климатических условий. Линия расположена в четвёртом климатическом районе. ?U_доп=7.5%

Определим эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста нагрузки принимаем к_д=0,7.

Линия 1:

Эквивалентная мощность определяется по формуле:

S_экв.уч=S_учк_д (5.1)

S_{экв.ТП-6}= 22,9 • 0,7 = 16,03кВ•А

S_экв7-6= 18,4 • 0,7 = 12,88кВ•А

S_экв.8-7= 15,6 • 0,7 = 10,92кВ•А

S_экв.9-8= 17,5 • 0,7 = 12,25кВ•А

S_экв.10-9= 13.8 • 0,7 = 9,68кВ•А

S_экв.11-10= 60 • 0,7 = 42кВ•А

S_экв.12-11= 48,5*0.7 = 33.95кВ•А

S_экв.13-12= 51,7• 0,7 = 36,19кВ•А

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололёда в =5мм находим число и марки проводов для всех участков.