Электроснабжение сельского населенного пункта

10. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

    ,

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

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

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

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

Страницы: 1, 2, 3, 4