Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта
МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФГОУ ВПО «Башкирский государственный аграрный университет»
Факультет: Электрификация и автоматизация с.х.
Кафедра: Электроснабжение и применение электрической энергии в с.х.
Специальность: Электрификация и автоматизация с.х.
Курсовой проект
Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта
Беликов Кирилл Юрьевич
Форма обучения: очная
Курс, группа: 4, ЭАСПО
Уфа – 2009
Оглавление
Введение
1. Исходные данные и варианты заданий на проектирование
2. Расчет электрических нагрузок
3. Компенсация реактивной мощности
4. Выбор потребительских трансформаторов
5. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ
6. Оценка качества напряжения у потребителей
7. Электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ
8. Проверка сети на успешный запуск электродвигателей
Заключение
Библиографический список
Введение
Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов. Главная из них Ї это необходимость подводить электроэнергию к огромному количеству сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по всей территории страны. В результате протяженность сетей на единицу мощности потребителя во много раз превышает эту величину в других отраслях народного хозяйства, а стоимость электроснабжения в сельском хозяйстве составляет до 65-75% от общей стоимости электрификации, включая затраты на приобретение рабочих машин.
Протяженность сельских электрических линий напряжением 0,38-20 кВ превысила 5 миллионов километров и во много раз больше, чем во всех других отраслях народного хозяйства, вместе взятых.
От его рационального решения в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельском хозяйстве и быту сельского населения. Поэтому первостепенная задача правильного электроснабжения заключается в доведении стоимости электроэнергии до минимальной. Надежность подачи электроэнергии тоже важнейший показатель качества электроснабжения. В связи с бурным ростом электрификации сельскохозяйственного производства, особенно в связи с созданием в сельском хозяйстве комплексов промышленного типа, всякое отключение Ї плановое (для ревизии и ремонта) и особенно аварийное Ї наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе. Поэтому применение эффективных и экономически целесообразных мер для обеспечения оптимальной надежности электроснабжения Ї важнейшая задача специалистов, работающих в этом направлении электрификации сельского хозяйства.
1. Исходные данные и варианты заданий на проектирование
Схема сети напряжением 10 кВ для питания населенного пункта приведена на рисунке 1.1.
Вариант задания: 2.
Исходные данные для проектирования:
Sск3- мощность трехфазного короткого замыкания (КЗ) на шинах 10 кВ ГПП;
V100- отклонение напряжения на этих шинах в максимальном режиме;
V25- отклонение напряжения на этих шинах в минимальном режиме;
Lnn- длины участков линии 10 кВ;
активные дневные Ртпд и вечерние Ртпв нагрузки ТП2, ТП3,ТП4, ТП6;
данные по потребителям ТП1 и ТП 5.
Длины неуказанных участков в таблице 1.1 принять равными 0,7 км.
Количество потребителей, подключенных к ТП1 и ТП5, а также длины линий 0,38 кВ ТП также приведены ниже
Рисунок 1.1 Исходная схема электропередачи
V100 =+5 %;
V25 =+1 %.
Длина участков 10 кВ, км: L0-1= 3,3;
L1-2 =3,7;
L2-3 =1,7;
L3-4 =1,9;
L4-5 =1,3;
L3-6 =3,2;
L6-7 =0,46;
L6-8 =2,5;
L8-0 =1,2.
Данные по ТП:
Дневные: Вечерние:
Ртп 2=110 кВт; Qтп 2 =84 квар; Ртп 2=55 кВт; Qтп 2 =40 квар;
Ртп 3=60 кВт; Qтп 3 =40 квар; Ртп 3=82 кВт; Qтп 3 =51 квар;
Ртп 4=0 кВт; Qтп 4 =0 квар; Ртп 4=129 кВт; Qтп 4 =19 квар;
Ртп 6=66 кВт; Qтп 6 =44 квар; Ртп 6=139 кВт; Qтп 6 =22 квар;
Количество (знаменатель) и номера потребителей (числитель), подключенных к ТП-5 в точках: 3;12;9/3;6/1.
Длина линий 0,38 кВ ТП-5 : L 1 =1,84 км;
L 0-1 =1,6 км;
L 1-2 =0,5 км.
Потребители ТП-1: 1;8;2;
Нагрузки на вводе потребителей ТП-5:
Мельница с жерновым поставом 8/4:
РД=17 кВт; QД =13 квар;
РВ=1 кВт; QВ =0 квар;
Рэд=22 кВт;
ЗАВ-40:
РД=35 кВт; QД =35 квар;
РВ=36 кВт; QВ =32 квар;
Материальный склад:
РД=3 кВт; QД =2 квар;
РВ=1 кВт; QВ =0 квар;
Столярный цех:
РД=15 кВт; QД =10 квар;
РВ=1 кВт; QВ =0 квар;
Нагрузки на вводе потребителей ТП-1:
1. Лесопильный цех с пилорамой ЛРМ-79:
РД=16 кВт; QД =18 квар;
РВ=18 кВт; QВ =2 квар;
Рэд=22 кВт;
2. Стоянка для тракторов:
РД=5 кВт; QД =3 квар;
РВ=3 кВт; QВ =0 квар;
3. Р-65:
РД=23 кВт; QД =27 квар;
РВ=2 кВт; QВ =0 квар;
2. Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок линий напряжением 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и коэффициентов одновременности:
Рд=ко SРдi, (2.1)
Рв=ко SРвi, (2.2)
Qд=ко SQдi, (2.3)
Qв=ко SQвi, (2.4)
где Рд, Рв — расчетные активные дневная и вечерняя нагрузки на участке линии;
Qд, Qв – то же, реактивные нагрузки;
Рдi, Рвi, Qдi, Овi — нагрузки на вводе i-го потребителя;
ко — коэффициент одновременности.
Если нагрузки потребителей отличаются более чем в 4 раза, то расчетные нагрузки участков линий определяют по добавкам мощностей:
Рд = Рд наиб + , (2.5)
Рв = Рв наиб + , (2.6)
где Рд – наибольшая дневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей;
- добавка к наибольшей нагрузке от активной нагрузки i-го потребителя.
Определение электрических нагрузок ТП-5
Мельница с жерновым поставом 8/4:
РД=17 кВт; QД =13 квар;
РВ=1 кВт; QВ =0 квар;
Рэд=22 кВт;
кВА; (2.7)
кВА; (2.8)
А; (2.9)
; (2.10)
Расчет параметров других нагрузок ТП-5 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 1.
2. Расчет параметров освещения.
В курсовом проекте освещение территорий хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Вт на помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора.
Принимаем периметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количество хоздворов равно n= 4, имеем:
кВт.
Освещение помещений:
кВт.
Суммируем нагрузки ТП-5 учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности:
кВт;
кВт;
квар;
квар;
кВА;
кВА;
;
Таблица 1 Определение нагрузок линии 0,38 кВ и ТП-5
Линии | Потребители | Количество, шт. | К0 | Активная нагрузка, кВт | Реактивная нагрузка, квар | ||||||
на вводе | расчетная | на вводе | расчетная | ||||||||
Рдi | Рвi | Рд | Рв | Qдi | Qвi | Qд | Qв | ||||
Л1 | 1. Мельница с жерновым поставом 8/4 | 1 | 1 | 17 | 1 | 17 | 1 | 13 | - | 13 | - |
2.ЗАВ-40 | 1 | 1 | 35 | 36 | 35 | 36 | 35 | 32 | 35 | 32 | |
Л2 | 3.Материальный склад | 3 | 0,8 | 3 | 1 | 7,2 | 2,4 | 2 | - | 4,8 | - |
4.Столярный цех | 1 | 1 | 15 | 1 | 15 | 1 | 10 | - | 10 | - | |
Наружное освещение: помещений | 12 | 1 | - | 0,25 | - | 3 | - | - | - | - | |
Хоздворов (100*0,003 кВт /м) | 12 | 1 | - | 0,3 | - | 3,6 | - | - | - | - | |
Нагрузка ТП5 | - | - | - | - | 60,2 | 43,2 | - | - | 52,5 | 32 |
Определение электрических нагрузок ТП-1
Например, для мельницы с жерновым поставом:
РД=17 кВт; QД =13 квар;
РВ=1 кВт; QВ =0 квар;
кВА;
кВА;
;
.
Расчет параметров других нагрузок ТП-1производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 2.
Расчет параметров освещения.
Принимаем периметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количество хоздворов равно n= 3, имеем:
кВт.
Освещение помещений:
кВт.
Суммируем нагрузки ТП-1 учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности:
кВт;
кВт;
квар;
квар;
кВА;
кВА;
;
Таблица 2 Определение электрических нагрузок ТП-1
Потребители | Кол-во | Ко | Активная нагрузка, кВт | Реактивная нагрузка,квар | ||||||
на вводе | расчетная | на вводе | расчетная | |||||||
Рдi | Рвi | Рд | Рв | Qдi | Qвi | Qд | Qв | |||
1. Мельница вальцовая | 1 | 1 | 16 | 2 | 16 | 2 | 18 | - | 18 | - |
2.Материальный склад | 1 | 1 | 5 | 2 | 5 | 2 | 3 | - | 3 | - |
3.Мастерские | 1 | 1 | 23 | 2 | 23 | 2 | 27 | - | 27 | 4 |
Наружное освещение помещений | 3 | 1 | - | 0,25 | - | 0,75 | - | - | - | - |
Наружное освещение хоздворов периметром по 100 м | 3 | 1 | - | 0,3 | - | 0,9 | - | - | - | - |
Нагрузка ТП1 | - | - | - | - | 35,8 | 7,65 | - | - | 40 | 4 |
Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 3. Токи ТП1 и ТП5 не рассчитываются, так как расчетные мощности этих ТП будут определены только после компенсации реактивной мощности.
Таблица 3. Сводные данные расчета нагрузок
Элементы сети | Мощность | Ток, А | Коэффициент мощности | ||||||||
Активная, кВт |
Реактивная, квар |
Полная, кВт |
|||||||||
Рд | Рв | Qд | Qв | Sд | Sв | Iд | Iв | Cosjд | Cosjв | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |
ТП-1 | 35,8 | 7,7 | 40 | - | 53,7 | 7,7 | 81,3 | 11,6 | 0,67 | 1 | |
ТП-2 | 110 | 55 | 84 | 40 | 138,4 | 68 | 209,7 | 103,1 | 0,79 | 0,81 | |
ТП-3 | 60 | 82 | 40 | 51 | 72,1 | 96,6 | 109,3 | 146,3 | 0,83 | 0,85 | |
ТП-4 | - | 129 | - | 19 | - | 130,4 | - | 197,6 | - | 0,99 | |
ТП-5 | 60,2 | 43,2 | 52,5 | 32 | 79,9 | 53,8 | 121 | 81,5 | 0,75 | 0,8 | |
ТП-6 | 66 | 139 | 44 | 22 | 79,3 | 140,7 | 120,2 | 213,2 | 0,83 | 0,99 | |
После компенсации реактивной мощности | |||||||||||
ТП-1 | 35,8 | 7,7 | 10 | - | 37,2 | 10 | 56,4 | 15,2 | 0,96 | 1 | |
ТП-2 | 110 | 55 | 9 | 10 | 110,4 | 55,9 | 167,3 | 84,7 | 0,99 | 0,98 | |
ТП-3 | 60 | 82 | 10 | 1 | 60,8 | 82 | 92,1 | 124,2 | 0,99 | 1 | |
ТП-4 | - | 129 | - | 19 | - | 130,4 | - | 197,6 | - | 0,99 | |
ТП- 5 | 60,2 | 43,2 | 2,5 | 2 | 60,3 | 43,3 | 91,4 | 138,5 | 0,99 | 0,99 | |
ТП-6 | 66 | 139 | 4 | 22 | 66,1 | 140,7 | 100,2 | 213,2 | 0,99 | 0,99 |
3. Компенсация реактивной мощности
При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности /2/.
Необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП5 и ТП1 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП.
По естественному коэффициенту мощности (таблица 3 определяют, где и когда необходима компенсация.
Для ТП-1 согласно данным таблицы:
Рд= 35,8 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,67;
Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosjв = 1;
Для ТП-2:
Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosjд = 0,79;
Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosjв = 0,81;
Для ТП-3:
Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,83;
Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosjв = 0,85;
Для ТП-4:
Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosjв = 0,99;
Для ТП-5:
Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosjд = 0,75;
Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosjв = 0,8;
Для ТП-6:
Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosjд = 0,83;
Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosjв = 0,99;
Определяем реактивную мощность Qк, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95
Qк = Qест - 0,33 P (3.1)
где Qест — естественная (до компенсации) реактивная мощность.
Для ТП-2 согласно данным таблицы 3:
Qкд= 84 - 0,33·110 = 47,7 кВАр;
Qкв= 40 - 0,33·55 = 21,85 кВАр.
Для других ТП расчет производиться аналогично.
Выбираем мощность конденсаторных батарей Qбк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:
Qк< Qбк <Qест . (3.2)
Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д.
Например, для ТП-2:
QбкД = 75 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр;
Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.
Например, для ТП-5: QбкД = 50 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр,
причем в дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи QбкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум нагрузки включается только одна батарея QбкВ = 30 кВАр.
Для других ТП мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и выбора представлены в таблице 4.
Определяют некомпенсированную реактивную мощность
Q= Qест - Qбк (3.3)
Для ТП-2:
Qд = Qест д - Qбк = 84 – 75 = 9 кВАр;
Qв = Qест в - Qбк = 40 – 30 = 10 кВАр.
Для других ТП некомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 4.
Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций с учетом компенсации
S=. (3.4)
Для ТП-1: Sд = кВА;
Sв = кВА.
Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации рассчитывается аналогично.
Определяем коэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11).
Для ТП-1: соsjд = ;
cosjв =.
Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в таблицу 4.
Сводные данные после компенсации, занесены в таблицу 3.
Таблица 4 Сводные данные по компенсации реактивной мощности
ТП | Расчетная мощность, квар | |||||||
естественная | для компенсации | БК | расчетная | |||||
Qест д | Qест в | Qк д | Qк в | Qбк д | Qбк в | Qд | Qв | |
ТП-1 | 40 | - | 28.2 | - | 30 | - | 10 | - |
ТП-2 | 84 | 40 | 47,7 | 21,9 | 75 | 30 | 9 | 10 |
ТП-3 | 40 | 51 | 20,2 | 23,9 | 30 | 50 | 10 | 1 |
ТП-4 | - | - | - | - | - | - | - | - |
ТП-5 | 52,5 | 32 | 32,6 | 17,7 | 50 | 30 | 2,5 | 2 |
ТП-6 | 44 | - | 22,2 | - | 40 | - | 4 | - |
4 Выбор потребительских трансформаторов
Номинальную мощность трансформаторов 6/0,4; 10/0,4; 20/0,4 и 35/0,4 кВ выбираем по экономическим интервалам нагрузок в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки.
Для рассматриваемого примера на ТП1 и ТП5 необходимо установить трансформаторы мощностью 40 кВА и 100 кВА.
Для всех ТП выбираем трансформаторы и записывают их основные технические данные (таблица 5).
Таблица 5 Основные технические данные трансформаторов 10 / 0,4 кВ
№ ТП | Sрасч, кВа | Тип | Sт ном, кВа | Uвн ном, кВ | Uнн ном , кВ | DРхх, кВт | DРк, кВт | Uк% | ПБВ % | DW, кВт/ ч год |
1 | 37,2 | ТМ | 63 | 10 | 0,4 | 0,265 | 1,28 | 4,5 | ±2 Ч 2,5 | 2767,2 |
2 | 110,4 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2 Ч 2,5 | 6715,7 |
3 | 82 | ТМ | 100 | 10 | 0,4 | 0,365 | 1,97 | 4,5 | ±2 Ч 2,5 | 4919,4 |
4 | 130,4 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2 Ч 2,5 | 7413,7 |
5 | 60,3 | ТМ | 63 | 10 | 0,4 | 0,265 | 1,28 | 4,5 | ±2 Ч 2,5 | 3845,8 |
6 | 140,7 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2 Ч 2,5 | 7818,3 |
Итого | 706 | 30480,1 |
Потери энергии в трансформаторах определяют по формуле
(4.1)
где DРх и DРк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;
t — время максимальных потерь, определяют по зависимости t=f (Tmax), где время использования максимальной мощности Tmax выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6
Таблица 6 Зависимость Тmax и t от расчетной нагрузки
Ррасч, кВт |
Характер нагрузки | ||||||
Коммунально-бытовая | производственная | смешанная | |||||
Время,ч |
|||||||
Tmax | t | Tmax | t | Tmax | t | ||
0...10 | 900 | 300 | 1100 | 400 | 1200 | 500 | |
1200 | 500 | 1500 | 500 | 1700 | 600 | ||
20...50 | 1600 | 600 | 2000 | 1000 | 2200 | 1100 | |
50...100 | 2000 | 1000 | 2500 | 1300 | 2800 | 1500 | |
100...250 | 2350 | 1200 | 2700 | 1400 | 3200 | 2000 | |
250...300 | 2600 | 1400 | 2800 | 1500 | 3400 | 2100 | |
300…400 | 2700 | 1450 | 2900 | 1530 | 3450 | 2120 | |
400…600 | 2800 | 1500 | 2950 | 1600 | 3500 | 2150 | |
600...1000 | 2900 | 1600 | 3000 | 1630 | 3600 | 2200 |
Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей 6 для производственного характера нагрузки для Ррасч= 30,38 кВт = 1000 часов, тогда потери на ТП-1 определятся как:
кВт/ч год.
Для других ТП потери энергии рассчитывается аналогично. Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 5.
5. Электрический расчет линии напряжением 10 кВ
Электрический расчет воздушных линий (BЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии (таблица 5.1). Приведем пример расчета линии по схеме (рисунок 5.1.)
Определим нагрузку в точке 3
S3 = S4 + S5 = 92 + j16 + 145 + j16 = 237 + j32 кВА.
Раскольцуем сеть и получим расчётную схему (рисунок 5.2).
Рисунок 5.1 Расчётная схема ВЛ 10 кВ
Рисунок 5.2 Раскольцованная сеть
Определим потоки мощности на головных участках цепи:
S= , (5.1)
кВА;
кВА.
Определим потоки мощности на остальных участках сети по первому закону Кирхгофа:
S1-2 = S0/-1 – S1 = 207,2 + j24 – (35,8 + j10) = 171,4+ j14 кВА;
S2-3 = S1-2 – S2 = 171,4 + j14 – (110 + j9) = 61,4 + j5 кВа;
S8-6 = S0//-8 – S8 = 348,8 + j 39,5 – (139 + j22) = 209,8 + j17,5 кВа;
S6-3 = S8-6 – S6 = 209,8+ j17,5 – (60,2 + j2,5) = 149,6 + j15 кВа.
Нанесем полученные потоки мощности на схему 5.3 и определим точку потокараздела для активной и реактивной мощности, в данном случае имеется одна точка потокараздела как для активной, так и для реактивной мощности.
Рисунок 5.3 Определение точки потокораздела:
– точка потокораздела; ® - направление потока мощности.
Таблица 7 Электрический расчет ВЛ 10 кВ
Параметры | 0’ - 1 | 1 - 2 | 2 - 3 | 0’’ - 8 | 8 - 6 | 6 – 3 |
L, км | 3,3 | 3,7 | 1,7 | 1,2 | 2,5 | 3,2 |
Pmax, кВт | 207,2 | 171,4 | 61,4 | 348,8 | 209,8 | 149,6 |
Qmax, квар | 24 | 14 | 5 | 39,5 | 17,5 | 15 |
Smax, кВА | 208,6 | 171,97 | 61,6 | 351,03 | 210,5 | 150,4 |
Imax, А | 13 | 10 | 4 | 21 | 13 | 9 |
Марка провода | АС35 | АС25 | АС25 | АС35 | АС35 | АС25 |
DUуч.max, % | 0,81 | 0,5 | 0,08 | 0,5 | 0,62 | 0,39 |
DUГПП уч.max, % | 0,81 | 1,31 | 1,39 | 1,89 | 2,51 | 2,9 |
DWL, кВТч/год | 2684,63 | 1201,2 | 81,9 | 2783,7 | 2033,6 | 841,5 |
По экономическим интервалам нагрузок выбираем провода (таблица 9).
Таблица 9 Экономические интервалы нагрузок
I р max, А | 0…12 | 12…22 | 22…31 | 31…47 | 47…70 | 70 |
Провод | АС25 | АС35 | АС50 | АС70 | А95 | А120 |
Принимаем провод АС 35 на участках: 0-1, 8-6, 0-8.
Принимаем провод АС 25 на участках: 1-2,2-3, 6-3.
Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву /5/ (таблица 10)
I доп > I max, (5.3)
Таблица 10 Допустимый ток провода по нагреву
Провод | А16 | А25 | А35 | А50 | А70 | А95 | А120 | АС11 | АС12 | АС25 | АС25 | АС50 | АС70 |
I доп, А | 105 | 135 | 170 | 215 | 265 | 320 | 375 | 80 | 105 | 130 | 130 | 210 | 265 |
Для провода АС 35 Iдоп=170 А - условие выполняется.
Для провода АС 25 Iдоп=130 А - условие выполняется.
Для провода АС 50 Iдоп=210А – условие выполняется.
Для выбранных проводов выписываем сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо. Для определения хо принимаем среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ принимаем Дсp » 1500 мм). Данные по проводам сводят в таблицу 11.
Таблица 11 Данные по проводам
Провод | Д ср, мм | Ro Ом/км | Хо, Ом/мм | I max, А | I доп, А |
АС 25 | 1500 | 1,146 | 0,391 | 8,1 | 130 |
АС 35 | 1500 | 0,773 | 0,402 | 17 | 170 |
Рассчитываем потери напряжения на участках в процентах по формуле:
, (5.4)
Например, для участка 1-2:
Для других участков потери напряжения на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.
Определяем потери электрической энергии на участках
, (5.5)
где t определяют по таблице 6.
Например, для участка 1-2:
кВтч/год;
Для других участков потери электрической энергии на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.
6. Оценка качества напряжения у потребителей
Для оценки качества напряжения у потребителей составляем таблицу отклонений напряжения (таблица 12), из которой определяем допустимую потерю напряжения DUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблицу составляем для ближайшей, расчетной и удаленной трансформаторных подстанций.
ТП6 является ближайшей, ТП5 расчетной, а ТП4 удаленной подстанцией.
Таблица 12 Оценка качества напряжения у потребителей
Элемент электро - передачи |
Величи-на, % |
Ближайшая ТП 10 / 0,4 |
Удаленная ТП 10 / 0,4 |
Расчетная ТП 10 / 0,4 |
|||
Нагрузка, % | |||||||
100 | 25 | 100 | 25 | 100 | 25 | ||
Шины 10 кВ ГПП | V | +5 | +1 | +5 | +1 | +5 | +1 |
Линия 10 кВ | DU | -1,89 | -0,47 | -1,39 | -0,35 | -2,51 | -0,63 |
Трансформатор 10 / 0,4: | |||||||
потери напряжения | DU | -2,01 | -0,5 | -1,83 | -0,46 | -2,1 | -0,53 |
надбавка конструктив-ная | V | +5 | +5 | +5 | +5 | +5 | +5 |
Надбавка регулируемая | V | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Шины 0,4 кВ (Ј+7,5 %) | V | 6,1 | 9,03 | 6,78 | 9,19 | 5,39 | 8,84 |
Линия 0,38 кВ: | DU | -11,1 | - | -11,78 | - | -10,39 | - |
Наружная часть | DUдоп | 8,6 | - | 4,28 | - | 7,89 | - |
Внутренняя часть | DU | -2,5 | - | -2,5 | - | -2,5 | - |
Удаленной потребитель | Vдоп | -5 | +5 | -5 | +5 | -5 | +5 |
Из таблицы 12 выясняем, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.
Отклонение напряжения в любой точке электропередачи определяем как
Vк = SV + SDU, (6.1)
где SV и SU — сумма надбавок и сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака.
В качестве минимального рассматривают обычно режим 25 %-й нагрузки, в котором потери напряжения могут быть приняты как 1/4 часть от максимальных потерь.
В потребительских трансформаторах рассчитываем потери напряжения, %:
; (6.2)
где Р и Q — мощности, протекающие через трансформатор (дневные или вечерние) полная мощность которых больше;
Uнoм — номинальное напряжение трансформатора (обмотки низшего или высшего напряжений);
RТ и ХТ — активное и реактивное сопротивление трансформатора:
; (6.3)