151892 (Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта), страница 2

.

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

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

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; Cosд = 0,67;

Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosв = 1;

Для ТП-2:

Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosд = 0,79;

Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosв = 0,81;

Для ТП-3:

Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosд = 0,83;

Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosв = 0,85;

Для ТП-4:

Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosв = 0,99;

Для ТП-5:

Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosд = 0,75;

Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosв = 0,8;

Для ТП-6:

Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosд = 0,83;

Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosв = 0,99;

Определяем реактивную мощность Q_к, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95

Q_к = Q_ест - 0,33 P (3.1)

где Qест — естественная (до компенсации) реактивная мощность.

Для ТП-2 согласно данным таблицы 3:

Q_кд= 84 - 0,33·110 = 47,7 кВАр;

Q_кв= 40 - 0,33·55 = 21,85 кВАр.

Для других ТП расчет производиться аналогично.

Выбираем мощность конденсаторных батарей Q_бк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:

Q_к< Q_бк ест . (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:

Q_бкД = 75 кВАр;

Q_бкВ = 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: Q_бкД = 50 кВАр;

Q_бкВ = 30 кВАр,

причем в дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи Q_бкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум нагрузки включается только одна батарея Q_бкВ = 30 кВАр.

Для других ТП мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и выбора представлены в таблице 4.

Определяют некомпенсированную реактивную мощность

Q= Q_ест - Q_бк (3.3)

Для ТП-2:

Q_д = Q_{ест д} - Q_бк = 84 – 75 = 9 кВАр;

Q_в = Q_{ест в} - Q_бк = 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: S_д = кВА;

S_в = 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: соs_д = ;

cos_в = .

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

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

Потери энергии в трансформаторах определяют по формуле

(4.1)

где Р_х и Р_к — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;

— время максимальных потерь, определяют по зависимости =f (T_max), где время использования максимальной мощности T_max выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6

Таблица 6 Зависимость Т_max и от расчетной нагрузки

Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей 6 для производственного характера нагрузки для Р_расч= 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:

S_1-2 = S₀^/_-1 – S₁ = 207,2 + j24 – (35,8 + j10) = 171,4+ j14 кВА;

S_2-3 = S_1-2 – S₂ = 171,4 + j14 – (110 + j9) = 61,4 + j5 кВа;

S_8-6 = S₀^//_-8 – S₈ = 348,8 + j 39,5 – (139 + j22) = 209,8 + j17,5 кВа;

S_6-3 = S_8-6 – 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:

1. – точка потокораздела; - направление потока мощности.

Таблица 7 Электрический расчет ВЛ 10 кВ

По экономическим интервалам нагрузок выбираем провода (таблица 9).

Таблица 9 Экономические интервалы нагрузок

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

Для провода АС 35 I_доп=170 А - условие выполняется.

Для провода АС 25 I_доп=130 А - условие выполняется.

Для провода АС 50 I_доп=210А – условие выполняется.

Для выбранных проводов выписываем сопротивления 1 км: активное r_o и индуктивное х_о. Для определения х_о принимаем среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ принимаем Д_сp 1500 мм). Данные по проводам сводят в таблицу 11.

Таблица 11 Данные по проводам

Рассчитываем потери напряжения на участках в процентах по формуле:

, (5.4)

Например, для участка 1-2: