Файл: Брянск 2009 Содержание Введение Исходные данные Расчёт электрических нагрузок населённого пункта Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ.docx
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 2978
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Брянск 2009 Содержание 1. Введение 2. Исходные данные 3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта 4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок 5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ 6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции 7. Выбор типа подстанции 8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения 9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения 10 Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения 11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе 12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе 13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ 14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ 15 Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя 16. Расчёт токов короткого замыкания 17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии 18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции 19. Выбор устройств от перенапряжений 20. Расчёт контура заземления подстанции 21. Определение себестоимости распределения электроэнергии Список литературы 1.
Введение
Еще в первые месяцы после Великой Октябрьской социалистической революции В.И. Лениным была сформулирована задача о необходимости обратить особое внимание на электрификацию промышленности и транспорта и применение электричества к земледелию. Проблема электрификации всех отраслей народного хозяйства, а, следовательно, и электроэнергетики начиная с конца XIX века стояла, достаточно остро во всех странах в связи с высокими технико-экономическими показателями электрической энергии, легкостью ее преобразования в другие виды энергии и простотой передачи на расстояние. К началу первой мировой войны (1914 г.) электроэнергетическая база ведущих мировых стран развивалась весьма быстрыми темпами, но царская Россия, несмотря на огромные запасы топлива, и гидроресурсов, и в этой ведущей отрасли народного хозяйства заметно отставала от других капиталистических стран по установленной мощности на электростанциях и по производству электрической энергии. В настоящее время развитие сельского электроснабжения в основном пойдет по линии развития существующих и строительства новых сетей, улучшения качества электроэнергии, поставляемой сельским потребителям, и особенно повышения надежности электроснабжения. Одновременно, конечно, будет продолжаться процесс электрификации сельских районов, удаленных от мощных энергосистем, путем строительства укрупненных колхозных и межколхозных электростанций с использованием дизельного топлива, а также гидроэнергии малых и средних водотоков существенно увеличиваются. Следует подчеркнуть, что в настоящее время степень загруженности существующих сельских электрических сетей и потребительских подстанций для подавляющего большинства территории нашей страны невелика, и важной задачей, разрешение которой способно повысить рентабельность сельского электроснабжения - является широкое внедрение электроэнергии в производственные процессы сельского хозяйства и в быт сельского, населения. 2. Исходные данные № п.п. Наименование шифр Дневной максимум Вечерний максимум Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА ТП-1 1 Кормоцех птицефермы на 25-30 тыс. кур 158 25 20 32,01 10 7 12,2 2 Прачечная производительностью 1,0 т белья/смену 565 25 15 29,15 25 15 29,15 3 Пункт технического обслуживания машин и оборудования на фермах 371 10 7 12,2 5 4 6,4 4 Комбикормовый цех производительностью 50 т/смену 196 190 160 248,39 190 160 248,39 5 Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 35-50 рабочих мест 519 25 18 30,8 10 0 10 ТП-2 6 Птичник на 8 тыс. молодняка 155 25 12 27,73 25 12 27,73 7 Гречерушка 352 3 2 3,6 1 0 1 8 Зернохранилище с передвижными механизмами емкостью 500 т 311 10 10 14,14 5 3 5,83 9 Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 200 коров 107 15 13 19,84 15 13 19,84 10 Баня на 5 мест 559 3 2 3,6 3 0 3 ТП-3 11 Крупорушка 350 12 10 15,62 1 0 1 12 Площадка по откорму КРС на 6000 голов 36 155 140 208,86 90 80 120,41 13 Кумысная ферма на 100 кобылиц 76 25 15 29,15 30 15 33,54 14 Прачечная производительностью 0,5 т белья/смену 564 20 13 23,85 20 13 23,85 15 Инкубаторий на 4 инкубатора 167 30 0 30 30 0 30 ТП-4 16 Хлебопекарня производительностью 3 т/сутки 356 5 4 6,4 5 4 6,4 17 Ферма выращивания уток на 15 тыс. утят 60 45 20 49,24 45 20 49,24 18 Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 100 коров 104 4 4 5,65 4 4 5,65 19 Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 100 коров 106 9 8 12,04 9 8 12,04 20 Ферма выращивания уток на 30 тыс. утят 61 75 30 80,77 75 30 80,77 ТП-5 21 Овцеводческая ферма с полным оборотом стада на 5000 овцематок 66 240 180 300 240 180 300 22 Оборудование для гранулирования комбикормов ОГК-3 179 55 50 74,33 55 50 74,33 23 Приемный пункт молокозавода мощностью 30 т/смену 355 65 60 88,45 65 60 88,45 24 Родительское отделение на 144 мест 126 20 0 20 20 0 20 25 Столярный цех 341 15 10 18,02 1 0 1 ТП-6 26 Столовая с электронагревательным оборудованием на 75 мест 542 35 15 38,07 15 5 15,81 27 Свинарник-маточник на 100 маток с навозоуборочным транспортером с теплогенератором 142 8 6 10 8 6 10 28 Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 50 мест 545 50 20 53,85 20 10 22,36 29 Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов 113 1 0 1 3 0 3 30 Детские ясли-сад на 25 мест 512 4 0 4 3 0 3 31 Птичник на 8 тыс. молодняка 155 25 12 27,73 25 12 27,73 32 Гречерушка 352 3 2 3,6 1 0 1 33 Сельский жилой дом (квартира) с плитой на газе, жидком или твердом топливе 603 0,32 0,76 2 0,75 2,13 3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта Расчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам (3.1) (3.2) где n – количество домов; ко – коэффициент одновремённости; Р – активная мощность одного дома, кВт; Q – реактивная мощность одного дома, квар. По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов Pд=0,26×96×0,7=17,471 кВт, Qд=0,26×96×0,32=7,987 кВАр, Pв=0,26×96×2=49,92 кВт, Qв=0,26×96×0,75=18,719 кВАр. Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7). Мощность уличного освещения определяется по формулам (3.3) (3.4) где Руд – удельная активная мощность, Вт/м; L – длина улицы, м; tgφ – коэффициент реактивной мощности. Pу.о.=5,5×1440×10-3=7,919 кВт, Qу.о.=7,92×1,02=8,08 кВАр. Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора. Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам (3.5) (3.6) Где П – периметр приусадебного участка, м; Руд.о – удельная мощность освещения, Вт/м. Pосв=0,26×96×3×120×10-3=8,985 кВт, Qосв=8,985×1.02=9,165 кВАр. Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам (3.7); (3.8); Pв.с.=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт, Qв.с.=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле (3.9); 4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам (4.1), (4.2), где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА; хi уi – координаты i-ro потребителя. Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1 Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети х 417 385 135 496 391 191 500 261 у 80 250 425 491 354 487 475 93 X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182 Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1 Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ 5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам: где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; ΔPi, Δ Qi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар. Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1. Ppд =3+0,6=3,6 кВт; Qpд=2+0=2 кВАр; Ppв=3+0,6=3,6 кВт; Qpв=0+0=0 кВАр; Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ Участок сети Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА ТП-6 - 352 3,6 2 4,118 3,6 0 3,6 352 - 113 1 0 1 3 0 3 ТП-6 - 512 27,4 12 29,912 26,8 12 29,363 512 - 155 25 12 27,73 25 12 27,73 ТП-6 - 142 54,8 23,6 59,665 24,8 13,6 28,284 142 - 545 50 20 53,851 20 10 22,36 ТП-6 - 542 35,4 15,2 38,525 16,2 5,4 17,076 542 - 603 0,7 0,32 0,769 2 0,75 2,136 Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2 Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП Номер ТП Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА ТП1 245,8 198,6 316,005 222,2 176,5 283,769 ТП2 226,26 29,4 228,162 221,78 22,58 222,926 ТП3 212,6 164,4 268,749 144,4 98,1 174,57 ТП4 118,6 53 129,903 118,6 53 129,903 ТП5 371,4 255,8 450,967 362,3 249,5 439,899 ТП6 400,88 42,3 403,105 58,26 25,1 63,436 6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение I таблицы 8 [1]). Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле (6.1) где кр - коэффициент роста нагрузок. Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [1] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов»,
исходя из условия, Где Sэн – нижний экономический интервал; Sэв – верхний экономический интервал. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [1]. Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 6.1 Таблица 6.1 - Технические данные трансформатора Тип Номинальная мощность, кВА Сочетание напряжений, кВ Потери, кВт Напряжение к.з. % Ток х.х., % Схема соединений В.Н. Н.Н. х.х к.з. ТМ-400 400 35 0,4 1,35 5,5 6,5 2,1 Y/Yн 7. Выбор типа подстанции Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы. Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. К установке принимается комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа с силовым трансформатором мощностью 400 кВА. 8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ. Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения х 1,5 8 6,5 8 8,5 8,5 у 5 7 6 5 5 3 Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок. Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1 Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения. Оптимальное напряжение определяется по формуле где Lэк – эквивалентная длина линии, км; Р1 – расчётная мощность на головном участке, кВт. Эквивалентная длина участка определяется по формуле Где Li – длина i-го участка линии, км; Рi – мощность i-го участка линии, кВт. Эквивалентная длина составит Lэк=5,385+0,000771×(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км кВ. 9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам где ко – коэффициент одновремённости; в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам , , Где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар; DРi; DQi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар. Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1 Pд=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт, Qд=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар, кВА Pв=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт, Qв=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар, кВА Таблица 9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения Номер участка Рд, кВт Qд, квар Sд, кВА Рв, кВт Qв, квар Sв, кВА РТП-ТП4 1331,88 601,5 1461,405 962,3 534,8 1100,923 ТП4-ТП2 593,8 346 687,251 510,2 266,1 575,424 ТП2-ТП3 415,8 325,6 528,114 332,2 251 416,362 ТП3-ТП1 245,8 198,6 316,005 222,2 176,5 283,769 ТП4-ТП5 699,88 459,8 837,405 653,3 443,5 789,615 ТП5-ТП6 400,88 42,3 403,105 58,26 25,1 63,436 , Где Iр – расчётный ток участка сети, А; jэк – экономическая плотность тока, А/мм2 Продолжительность использования максимума нагрузки Тм приводится в табл.10 П.1[1]. Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле , Где Sp – полная расчетная мощность, кВА; Uном – номинальное напряжение, кВ. Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения
проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу10.1 Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения Участок сети Sр, кВА Рр, кВт Iр, А Тм, час jэк., А/мм2 Fэк, мм2 Марка провода РТП-ТП4 1461,4 1331,88 24,106 3400 1,1 21,915 AC-25 ТП4-ТП2 687,25 593,8 11,336 3400 1,1 10,306 AC-16 ТП2-ТП3 528,11 415,8 8,711 3400 1,1 7,919 AC-16 ТП3-ТП1 316 245,8 5,212 3200 1,1 4,738 AC-16 ТП4-ТП5 837,4 699,88 13,813 3400 1,1 12,557 AC-16 ТП5-ТП6 403,1 400,88 6,649 3400 1,1 6,045 AC-16 11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле где Р – активная мощность участка, кВт; Q – реактивная мощность участка, квар; rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]); хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]); L – длина участка, км. Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1 Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения Участок сети Марка провода Р, кВт rо, Ом/км Q, квар хо, Ом/км L, км DU, В DU,% РТП-ТП4 AC-25 1331,88 1,139 601,5 0,45 5,385 51,114 0,146 ТП4-ТП2 AC-16 593,8 1,8 346 0,45 2 34,986 0,099 ТП2-ТП3 AC-16 415,8 1,8 325,6 0,45 1,802 25,57 0,073 ТП3-ТП1 AC-16 245,8 1,8 198,6 0,45 5,099 15,194 0,043 ТП4-ТП5 AC-16 699,88 1,8 459,8 0,45 0,5 41,905 0,119 ТП5-ТП6 AC-16 400,88 1,8 42,3 0,45 2 21,16 0,06 Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле , где Smax – расчётная мощность, кВА; Sтр – мощность трансформатора, кВА; Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %; Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %. активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле , где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт. реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле , где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %. Коэффициент мощности определяется по формуле , где Рр –расчётная активная мощность, кВт; Sр – расчетная полная мощность, кВА. Uа=0,09 %, Up=6,499 %, 0,994, sin(j)=0,104 (503,881/400)×(0,089+0,682)=0,972 % 12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации. Потери мощности в линии определяются по формуле где I – расчётный ток участка, А; rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км; L – длина участка, км. Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле где t - время потерь, час. Время потерь определяется по формуле где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час. Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1 Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения Участок сети I, А ro, Ом/км L, км DР, кВт Тм, час t, час DW, кВт·ч РТП-ТП4 24,106 1,139 5,385 9,388 3400 1885,992 17706,982 ТП4-ТП2 11,336 1,8 2 0,771 3400 1885,992 1454,337 ТП2-ТП3 8,711 1,8 1,802 0,41 3400 1885,992 774,108 ТП3-ТП1 5,212 1,8 5,099 0,415 3200 1726,911 717,811 ТП4-ТП5 13,813 1,8 0,5 0,286 3400 1885,992 539,815 ТП5-ТП6 6,649 1,8 2 0,265 3400 1885,992 500,347 Итого: 16,786 11,537 21693,403 Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле , , ∆P%=0,866 %, ∆W%=0,479 %. Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%. Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); DРк.з –
потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); b - коэффициент загрузки трансформатора. Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле , ∆Pтр= 1,35+1,586×5,5= 10,077 кВт, ∆Wтр= 1,35×8760+1,586×5,5×1885,992= 13720,72 кВт×ч. 13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ. В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%. В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %; - потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %; - потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %; - конструктивная надбавка трансформатора, %. Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле , Vрег=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %, ∆Uдоп=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %, что составляет 48,26 В. 14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети. Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2); DUдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В; Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт; Li – длина i-го участка сети, м; Uном – номинальное напряжение сети, В. Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле , где DUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В. реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле , где Qi – реактивная мощность i-го участка сети, квар; Li – длина i-го участка сети, км; хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км; Uном – номинальное напряжение, кВ. Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки. Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле , где Рр – расчетная мощность кВт; – коэффициент реактивной мощности до компенсации; – оптимальный коэффициент реактивной мощности. Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле , где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации. Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113 ∆Up= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В, ∆Uд.а.=48,259-0,039=48,22 В, 106492/586361,599=0,181 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм2 марки AC-16. ∆Uф= ((3,6×1,8+2×0,299×25)/380+((1×1,8+0×0,299×16,492)/380)=0,543 В, ∆U%ф= (0,543/380)×100=0,143 %. Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155 ∆Up= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В, ∆Uд.а= 48,259-4,001=44,258 В, 10996925/538182,757=20,433 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм2 марки AC-25. ∆Uф=((27,399×1,139+12×0,299×182,2)/380+((25×1,139+12×0,299×240,185)/ /380)=36,992 В, ∆U%ф= (36,992/380)×100=9,734 %. Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545 ∆Up= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В, ∆Uд.а =48,259-9,945=38,314 В, 30338154/465904,953=65,116 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм2 марки AC-70. ∆Uф=((54,799×0,411+23,6×0,299×275,181)/380+((50×0,411+20×0,299×305,163)/ /380)=42,838 В, ∆U%ф= (42,838/380)×100=11,273 %. Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603 ∆Up= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В, ∆Uд.а =48,259-5,177=43,082 В, 15265120/523889,05=29,138 мм2. Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм2 марки AC-35. ∆Uд.а=((35,399×0,829+15,199×0,299×428,122)/380+((0,699×0,829+0,32×0,299×156,54)//380)=38,519 В, ∆U%ф= (38,519/380)×100=10,136 %. Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети Элемент сети Отклонение напряжения, % при 100% нагрузке при 25% нагрузке Шины 35 кВ 9 1 Линия 35 кВ -0,326 -0,081 Трансформатор 35/0,4 кВ: потери напряжения надбавка конструктивная надбавка регулируемая +5 0 -0,243 +2.5 0 Линия 0,38 кВ -10,136 - Допустимое отклонение напряжения -5 +5 Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 14.2 Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ Участок сети S, кВА Р, кВт I, А ro, Ом/км L, км DР, кВт Тм, час t, час DW, кВтч ТП-6 - 352 4,118 3,6 6,257 1,8 0,025 0,005 1300 565,16 2,987 352 - 113 1 1 1,519 1,8 0,016492 0 1300 565,16 0,116 ТП-6 - 512 29,912 27,399 45,448 1,139 0,1822 1,287 2200 1036,623 1334,258 512 - 155 27,73 25 42,133 1,139 0,240185 1,458 2200 1036,623 1511,669 ТП-6 - 142 59,665 54,799 90,655 0,411 0,275181 2,795 2800 1429,772 3996,611 142 - 545 53,851 50 81,821 0,411 0,305163 2,525 2200 1036,623 2617,626 ТП-6 - 542 38,525 35,399 58,534 0,829 0,428122 3,652 2200 1036,623 3786,325 542 - 603 0,769 0,699 1,169 0,829 0,15654 0 1300 565,16 0,301 Итого 1,628 11,724 13249,897 15. Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя Когда в сети работают короткозамкнутые
асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме. Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с. При пуске электродвигателей допускаются значительно большие понижения напряжения, чем при нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель мог нормально развернуться. Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3 Паспортные данные электродвигателя Рном=7,5 кВт cosjном=0,88 КПД=0,875 lmax=2,799 lmin=1,8 lпуск=2 lкр=2 Rк.п=0,076 Хк.п=0,149 Sк=17 кI=7,5 lтр=1,199 Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле , dUдоп.д.=-(1-0,851)×100=-14,853 % Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам , , rл=0,411×0,275=0,113 Ом, xл=0,299×0,275=0,082 Ом. Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле , где δUд.д.пуск - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %; DUтр.пуск - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %; ΔUЛ.0,38 пуск – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %. Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле . Мощность двигателя при пуске определяется по формуле , где КI – кратность пускового тока. Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле . Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется . Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие Пусковой коэффициент реактивной мощности равен Мощность асинхронного двигателя при пуске равна Pд.пуск= (25,688×0,724)/0,77=24,186 кВт. Потери напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны ∆Uл 0,38пуск= (24,186×12,751)/400=0,771 %. Потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны ∆Uл 0,38пуск= ((24186,873×(0,113+0,16))/(144400))×100%=4,592 % Отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска ∆Uл 0,38пуск=11,273 % Фактическое отклонение напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя при пуске составит δUд.пус.ф.=-16,637 %. Пуск двигателя состоится. 16. Расчёт токов короткого замыкания По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений. Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания. Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены на рисунке 16.1 и рисунке 16.2. Рисунок 16.1 - Расчётная схема для определения токов короткого замыкания. Рисунок 16.2 - Схема замещения для определения токов короткого замыкания. Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения наиболее удаленной ТП и на шинах высокого напряжения расчетной ТП-6. Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн.=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле , где Z – полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом. , где rл – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом; хл – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом; хсист – реактивное сопротивление системы, Ом. , Sк – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА. Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле . Ударный ток определяется по формуле , где куд –