15224 (585594), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

при 25% нагрузке:

U²⁵=H²⁵+U²⁵, (75)

где H¹⁰⁰ иH²⁵ – сумма надбавок напряжения соответственно при 100% и 25% нагрузке, %;

U¹⁰⁰ и U²⁵ – сумма потерь напряжения соответственно при 100% и 25% нагрузке, %.

Произведём расчёт допустимых потерь напряжения у потребителя при известных данных: отклонение на шинах питающей подстанции – 0%, 0%, надбавка за счёт ответвлений трансформатора 10/0,4 кВ – +5%, +5%, соответственно при 100% и 25% нагрузки.

Рассчитаем отклонение напряжения при 100% нагрузки у потребителя: U¹⁰⁰=0+5+(-4)+5=+6%.

Разделим пополам потерю напряжения (+6%) для линий 10 кВ и 0,38 кВ. С учётом этого получаем: для линии 10 кВ – (-3%), и для линии 0,38 кВ – (-3%). Разделим потерю напряжения в линии 0,38 кВ на потерю во внешних сетях и внутренних сетях в соответствии с НПС-94 (2,5% – во внешние сети и 0,5% – во внутренние сети).

Произведём проверку:

U¹⁰⁰=0+(-3)+5+(-4)+(-2,5)+(-0,5)+5=0%.

Для линии 0,38 кВ при 25% нагрузки произведём проверочный расчёт:

U²⁵=0+(-0,75)+5+(-1)+0+0=+3,25%.

Следовательно, таблица отклонения напряжений составлено, верно, т. к. при 100% нагрузки, отклонение напряжения у потребителя не превышает –5%, а при 25% нагрузки не превышает +5%. Составим таблицу 2.10 отклонения напряжения при питании от шин 10 кВ.

Таблица 2.10. Расчёт допустимых потерь напряжения у потребителя

Элементы электрической сети	Отклонение напряжения, % при нагрузке
	100%	25%
Шины питающей подстанции	0	0
Потери в ВЛ 10 кВ	-3	-0,75
Потребительский трансформатор 10/0,4 кВ: – надбавка за счет ответвления – потери напряжения	+5 -4	+5 -1
Потери напряжения в сети 0,38 кВ: – во внешних сетях – во внутренних сетях	-2,5 -0,5	0 0
Отклонение напряжения у потребителя	-5	+3,25

2.9.2 Расчет электрических нагрузок объекта

Определим суммарную расчётную активную нагрузку всего объекта.

Делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчётную нагрузку каждой группы по формуле:

(76)

где к₀ – коэффициент одновременности;

Первая группа (потребители №1,2,3,4,5).

Расчётная нагрузка для дневного максимума по формуле:

кВт;

Расчётная нагрузка для вечернего максимума по формуле:

кВт;

Вторая группа (потребители №6).

кВт;

Мощность наружного освещения принимаем из расчёта 250 Вт

на здание и 3 Вт на метр длины периметра свинофермы.

Р_осв=250·6+(130+160)·2·3=3240 Вт=3.24 кВт

Суммируя расчётные нагрузки всех групп по таблице надбавок, получим расчётную нагрузку на шинах ТП с учётом наружного освещения:

кВт;

кВт;

Расчётная мощность трансформаторной подстанции, определяется по дневному максимуму, так как он больше вечернего.

Определяем полную мощность населённого пункта:

(77)

где: Р_нп. – активная мощность всего населённого пункта, кВт;

cosц – средневзвешенное значение коэффициента мощности.

Значения коэффициентов мощности для отдельных потребителей определяем по таблице 3,7 /16/. Определим средневзвешенное значение коэффициента мощности для дневного и вечернего максимума:

(78)

(79)

Тогда полная мощность населенного пункта:

кВА;

кВА;

2.9.3 Выбор числа и мощности трансформаторов и мест расположения ТП 10/ 0,4 кВ

Определим приближённое число трансформаторных подстанций для населённого пункта по формуле:

(80)

где: F_нп. – площадь населённого пункта по генплану, F_нп. = 0.208 км²;

ДU_вл – допустимые потери напряжения в сети 0,38 кВ, ДU_вл = -2.5

;

Принимаем одну трансформаторную подстанцию, на плане населенного пункта наметим трассы ВЛ 380/220 В.

Учитывая перегрузочную способность трансформатора, принимаем трансформатор мощностью 160 кВА и записываем его паспортные данные в таблицу 2.11.

Таблица 2.11. Параметры трансформатора

Номер трансформаторной подстанции

Тип трансформатора

Номинальная мощность, кВА

Сочетание напряжений, кВ

Схема и группа соединения обмоток

Потери, Вт

Uк.з, %

Iх.х, А

Сопротивление трансформатора, Ом

ВН

НН

х.х

к.з.

прямой последовательности

при однофазном к.з. zк(1)

А

Б

ТП1

ТМ

160

10

0,4

Y/Yн-0

510

565

2650

4,5

2,4

0,045

0,478

На плане населенного пункта нанесем оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.

Расположение объектов между собой с учетом реальных размеров показано на рисунке 2.5.

Определяем месторасположение трансформаторной подстанции.

(81)

(82)

где – сумма расчетных мощностей всех потребительских

подстанций в зоне электроснабжения ТП;

х_i – проекция S_i на ось x;

y_i – проекция S_i на ось y.

Компоновка оборудования подстанции должна обеспечивать простые и удобные подходы и выходы воздушных линий всех напряжений с минимальным числом пересечений и углов, удобные подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования и возможностью дальнейшего расширения подстанции.

Площадку для строительства ТП, в соответствии с нормами, выбираем на незаселённой местности, не затопляемой паводковыми водами, в центре электрических нагрузок или в близи от него, по возможности близко от автодороги. Площадка должна иметь по возможности инженерно-геологические условия, допускающие строительство без устройства дорогостоящих заземлений и фундаментов под оборудование.

Наносим координаты и получаем место расположения ТП изображенное на рисунке 2.4.

Произведем расчет мощностей по участкам линий электропередач, для последующего определения сечения и марки провода. Расчет производим методом экономических интервалов нагрузок (метод приведенных затрат), изложенных в пункте 3.

Составляем расчетную схему объекта с нанесением мощностей и длин участков.

Находим расчётные значения мощностей на участках линии:

Участок ТП-1:

кВт;

;

кВА;

Эквивалентная мощность на участке

S_эквТП-1 = S_ТП-1 · К_д, (83)

где К_д – коэффициент динамики роста нагрузок, 0.7 /16/.

кВА.

Рис. 2.5. Расчётная схема объекта

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололёда b=5 мм (второй район по гололёду), по значению S_экв. Находим число и марки проводов для участка линии ТП-1, принимаем к использованию провод

4хА-50+А-25

Результаты расчётов заносим в таблицу 2.6.

Фактические потери напряжения на участках определяем по формуле

∆U =S_мах•l_уч•ДU_уд •10^-3%; (84)

где: l_уч – длина участка, м;

ДU_уд – удельные потери напряжения, таб. 5,2;

Для участока ТП-1

Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 2.12.

Таблица 2.12. Результаты расчёта сети 0,38 кВ

№ расчётного участка	Полная нагрузка, кВА	Эквивалентная мощность, кВА	Длина участка, м	Марка и сечение провода	Потеря напряжения, %
	Sмах	Sэкв			∆U
Фидер 1
ТП – 1	113.3	79.3	30	4А-50+А-25	1.54
1 – 2	35.7	26.25	18	4А-50+А-25	0.29
Суммарная потеря напряжения в конце линии					1.83
Фидер 2
ТП – 3	42.8	29.9	20	4А-50+А-25	0.39
Суммарная потеря напряжения в конце линии					0.39
Фидер 3
ТП – 5	27.5	19.27	55	4А25+А25	1.18
5 – 6	2.5	1.75	35	4А25+А25	0.069
Суммарная потеря напряжения в конце линии					1.25
Фидер 4
ТП – 4	14	9,8	55	4А25+А25	0.6
Суммарная потеря напряжения в конце линии					0.6

Потери на участках линии не превышают допустимых значений:

∆U≤∆U_доп

где ∆U_доп – допустимые потери на линии, 2.5%;

Характеристики

Список файлов ВКР