Электроснабжение населённого пункта

 

 

Таблица№7–Сводная таблица расчета  сетей 0,38кВ

Элементы сети	Мощность											Ток, А.			Коэф-т. Мощности
	Актив.,кВт		Реак.,кВАр			Полная,кВА
	Рд	Рв		Qд	Qв		Sд	Sв		Iд			Iв		cosφ	cosφ
Л1	40	0		35	0		53.2	0		80.8			0		0.753	0
Л2	66.5	66.5		57.7	57.7		88	88		133.8			133.8		0755	0.755
Л3 0-1	33	20.9		20.2	8.5		38.7	22.5		58.8			34.2		0.853	0.926
Л3 1-2	10.2	3.4		6.8	0		12.3	3.4		18.6			5.2		0.832	1.000
ТП-1	114.2	87.3		93.1	62.8		147.3	107.5		223.9			163.3		0.775	0.812
ТП-8	183.3	154.2		161.6	94.2		244.3		180.7		371.2			274.5	0.750	0.853
После компенсации реактивеой мощности
ТП-1	114.2	87.3		18.1	22.8		115.6	90.2		175.7			137		0.988	0.968
ТП-8	183.3	154.2		36.6	44.2		189.6	160.4		284			243.7		0.981	0.961

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Компенсация реактивной мощности

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется  компенсация реактивной мощности .

В проекте необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП1 и ТП8 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП. Порядок расчета следующий.

По  естественному коэффициенту мощности (табл. 7) определяется,

где и когда необходима компенсация.

Определяется  величина реактивной мощности Qк, которую

необходимо  компенсировать до соs φ= 0,95.

 

                                                  Qк = Qест –0,33р                   

где :

      Qест –естественная (до компенсации)реактивная мощность:

 

Qк д = 162 – 0,33 * 183 = 101.1 квар

Qк в = 94 – 0,33 * 154 = 43.3 квар

 

Выбирается  мощность конденсаторных батарей Qбк, при этом перекомпенсация не рекомендуется :

 

                                                  Qк≤Qбк≤ Qест 

                   

Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ квар следущие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 10, 125, 150, и т.д.

  Есть БК номинальная мощность  которых, отличается от перечисленных;

Рекомендуется устанавливать БК, если QБк ≥25 квар [3].

Батарею конденсаторов лучше выбирать одной  и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбирают две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой  - только одна.

Определяется  нескомпенсированная реактивная мощность:

 

                                                             Q=Qест-Qбк

 

                                       Для ТП-8

 

Qд=Qест.д-Qбк=162-125=37кВАр                  

Qв=Qест.в-Qбк=94-50=44

 

Рассчитывается  полная нагрузка трансформаторных с  учетом компенсаций:

 

                                        

Для ТП-8

        кВА;                кВА.

 

Коэффициенты  мощности после компенсации определяются по

выражениям ,для ТП-8

   

                  cosφ_д=Рд/Sд=183/187=0.981 ; cosφв=Рв/Sв=154/160=0.961 .

       

Данные по компенсаций реактивной мощности сводятся в табл. 8.

Расчетные величины ТП 1 и ТП 2 показаны в табл. 7. выбор БК можно быстро производить по номограммам [3].

 

          Таблица№8–  Сводные данные по компенсаций реактивной мощности

№ ТП	Расчетная мощность
	Естественная		Для компесации		БК		Расчетная
	Qд	Qв	Qд	Qв	Qбк.д	Qбк.в	Qд	Qв
1	93	63	55	34	75	40	18	23
8	162	94	101	43	75+50	50	37	44

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Выбор потребительских  трансформаторов

 

Номинальная мощность трансформаторов 10 / 0,4 кВ выбирается по

 экономическим интервалам нагрузок , в зависимости от шифра

нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных  уровней надежности электроснабжения  сельскохозяйственных потребителей.

 Выбор установленной мощности  трансформаторов одно и двух  трансформаторных подстанций производится  по условиям их работы, в нормальном  режиме исходя из условия :

 

             Sэк min≤Sр /n ≤ Sэк max      

 где: 

          Sр –  расчетная нагрузка подстанции, кВа; 

          n –  количество трансформаторов проектируемой  подстанции определяется в      соответствии [5].

          Sэк min, Sэк max – соответственно, минимальная  и максимальная границы     экономического интервала нагрузки трансформатора  принятой номинальной    мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки  потребителей .

Принятые по  номинальные мощности трансформаторов  проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме – по допустимым аварийным перегрузкам.Для нормальногорежима эксплуатации подстанции номинальные мощноти трансформаторовпроверяются по условию:

 

                                                Sр / (n *Sном) ≤Кс

          

где:

        Кс –коэфициент допустимой систематической  нагрузки трансформатора для  значений среднесуточных температур  расчетного сезона Vвт.

        

        Если значения среднесуточной  температуры воздуха расчетного сезона отличен от Vвт , то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитывается по формуле:

 

                                       Кс=Кст-а(Vв – Vвт)

где:

             а - расчетный температурный градиент, 1/с;

             Кст - табличное значение коэффициента  допустимой систематической нагрузки, соответсвующее среднесуточной  температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре  зимнего сезона меньше –15 ºС  Кст определяется для Vв=-15 ºС.

   При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме режиме части нагрузки подстанции , выбор установленной мощности трансформаторов двухтрасформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму из условия отклонения одного из трасформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:

                                                       Sр/Sном≤Кав

где:

      Кав-коэффициент допустимой аварийной  перегрузки трансформатороа, определяется  по аналогии с Кс

Пример  выбора двухтрансорматорной подстанции(ТП-8)

 

                            Sэк.min. ≤ Sрасч./n ≤ Sэк.max.=86≤187/2 ≤125

 

Предварительно  выбираем трансформатор мощностью 63 кВА

    

                                      Sрасч/n*Sном ≤Кс=187/2*63=1.48

Отношение ≤1,59

    При отключении одного  трансформатора 

 

                    Sр/Sном=Кав ≤187/63=2.97

 

Отношение >1.73, поэтому принимаем  трансформатор 160 кВА.

 

  Остальные расчеты проводим  аналогично, данные расчетов сводим  в Таблицу№9

 

                            Таблица№9– Данные полученные путем расчетов

№ ТП	Sрасч КВА.	Тип	Sном. КВА.	Uвн. кВ	Uнн КВ.	ΔРх, кВт	ΔРк, кВт	Uк, %	ПБВ, %	ΔWτ,
1	115.6	ТМ	100	10	0,4	0.365	1.970	4,5	+-2*2.5	6884
2	142.2	ТМ	100	10	0,4	0.365	1.970	4,5	+-2*2.5	8775
3	176.8	ТМ	160	10	0,4	0.565	2.650	4,5	+-2*2.5	9480
4	83.2	ТМ	63	10	0,4	0.265	1.280	4,5	+-2*2.5	5448
5	172.6	ТМ	160	10	0,4	0.565	2.650	4,5	+-2*2.5	9265
6	101	ТМ	100	10	0,4	0.365	1.970	4,5	+-2*2.5	6008
7	166.1	ТМ	160	10	0,4	0.565	2.650	4,5	+-2*2.5	8950
8	186.9	ТМ	2*160	10	0,4	0.565	2.650	4,5	+-2*2.5	10168

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Электрический расчет  воздушной линии напряжением  10кВ

 

   Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременнсти [1], согласно таблици 5.2.

   Определяются расчетные  мощности и токи участка . При  отличии нагрузок ТП

более чем в 4 раза их суммирование производится по табл.5.3.(как активных , так и реактивных).

Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [б] с учетом надежности [5]. По F расч принимается ближайшее стандартное.

В целях удобства монтажа в линии  обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимыесечения  сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм –35 мм², 15 – 20 мм – 50 мм²и более 20 – 70 мм² Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10кВ должно быть не менее 70мм² [5].

    По экономическим интервалам нагрузок провода выбирается по табл. 5.4.

   Для выбранных проводов  выписываются сопротивления  1км: активное Г0 и индуктивное Х0; для определения Х0 необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10кВ чаще всего принимают Дср = 1500 мм).

    Расчитываются потери  напряжения на участках в процентах:

    Подсчитываются потери  напряжения от шин 10кВ ГППдо  конца расчетного участка путем  суммирования потерь напряжения  тех участков, по которым протекает  мощность рассматриваемого участка.

Определяются потери электрической  энергии на участках

Данные по расчету ВЛ 10 кв сводятся в таблицу 5.1

 

 

                                             Таблица№10- Расчет воздушной линии  10 кВ 

Участ.	Длин км.	∑Рд кВт	∑Рв кВт	∑Qд кВАр	∑Qв кВАр	N	К0	Рд кВт	Рв кВт	Qд кВАр	Qв кВАр	Sд кВА	Sв кВА
0-1	5	763	701	416	280	8	0,77	587	540	321	216	669	581
1-2	0.6	649	614	398	257	7	0,78	506	479	311	201	594	519
2-3	0.6	190	225	138	89	2	0,90	171	203	124	80	211	218
3-4	0.2	140	85	108	64	1	1,00	140	85	108	64	177	106
2-5	0.5	459	389	260	168	5	0,80	367	311	208	134	422	339
5-6	0.6	0	70	0	45	1	1,00	0	70	0	45	0	83
5-7	1.0	459	319	260	123	4	0,82	378	263	215	102	435	282
7-8	5.2	146	135	92	25	1	1,00	146	135	92	25	173	137
7-9	0.6	313	184	168	98	3	0,85	266	156	143	83	302	177
9-10	0.8	137	50	94	42	1	1,00	137	50	94	42	166	65
9-11	2.0	92	77	18	22	1	1,00	92	77	18	22	93	80