Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей (стр. 3 из 18)
| Уч-ток | Рmax кВт | Рmin кВт | ΔРmin кВт | Р расч. кВт | cosφ | S расч кВА | Прим. |
| 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 0-8 8-9 9-10 7-10 10-ст. | 615,02 615,02 716,02 967,02 1090,02 1341,02 1592,02 86,63 686,32 753,32 2057,02 3150,02 | - 129,6 316,8 159,78 310,42 323,84 584,32 - 86,63 677,28 1278,32 688,16 | - 98 251 123 251 251 465 - 67,0 525 1093 570 | 615,02 716,02 967,02 1090,02 1341,02 1592,02 2057,02 86,63 753,32 1278,32 3150,02 3720,02 | 0,92 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0.83 0,83 0,83 | 668,5 778,5 1165,08 1313,28 1615,69 1918,1 2478,34 104,37 907,6 1540,14 3795,2 4481,95 | быт. быт. смеш. --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""-- |
Рис. 1. Схема для расчета нагрузок Ф-304.
Рис. 5. Схема для расчета нагрузок Ф-305.
Рис. 6. Схема для расчета нагрузок Ф-306
Таблица 6. - Нагрузки на Ф-306.
| Уч-ток | Рmax кВт | Рmin .кВт | ΔРmin кВт | Р расч. кВт | cosφ | S расч. кВА | Прим. |
| 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-cт. | 242,88 242,88 332,88 430,88 482,88 557,38 616,88 722,88 877,88 983,88 1122,88 1296,88 1329,38 | - 120,6 131,47 68,04 101,25 75,9 135 202,4 137,6 182,6 189 86,63 70,84 | - 90 98 52,0 74,5 59,5 106 155 106 139 147 59,5 52,0 | 242,88 332,88 430,88 482,88 557,38 616,88 722,88 877,88 983,88 1122,88 1269,88 1329,38 1381,38 | 0,92 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 | 264 401,06 519,13 581,78 671,54 743,23 870,94 1057,69 1185,4 1352,87 1529,97 1601,66 1664,31 | быт. смеш. ---""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— --""— |
2. Электротехническая часть
2.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Выбор установленной мощности двутрансформаторной подстанции проводится из условий их работы в нормальных условиях по экономическим интервалам нагрузки, выходящих из условий: Sэк.min≤Sp/n≤Sэк.max, где
Sэк.min и Sэк. max – соответственно минимальная и максимальная граница экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности. [2]
Sр – расчетная нагрузка подстанции (кВА)
n – число проектируемых трансформаторов.
Sр=9324,6 кВА (по данным расчетов нагрузок в таб. 3,4,5)
Число проектируемых трансформаторов n=2
Sэк min≤4662,3≤Sэк max
Выбираем трансформаторы мощностью на основании основного графика нагрузок подстанций 110/10 кВ (граф. 2.6; таб. 3.5) [2]
4021≤4662,3≤7520 (т.е. тр-р 6300 кВА) тр-р 10000 кВА 7521≤ ≤12180
Выбранная мощность проверяется из условий их работы в нормальном режиме эксплуатации. В таком режиме работы подстанции наименьшая мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
, где Кс – коэффициент допустимой систематичной нагрузки трансформатора в зависимости от вида нагрузки, номинальной мощности трансформатора, для приведенных в таблице 63 [3] среднесуточных температур.Среднесуточная температура воздуха tn определяется для района установки тр-ра по данным метеоцентра.
Если среднесуточная температура отличается от табличной то Кс необходимо пересчитать по формуле:
Кс=Кст – ά(tn-tпт),
где, ά – расчетный температурный градиент, 10с равен 0,83 10-2
Кст – табличная величина коэффициента допустимой системной нагрузки, соответствующей среднесуточной температуре расчетного района
Кс =1,25 – 1,18 10-2(29,8-20)=1,13
Проверим выбранный трансформатор при условии работы одного трансформатора с длительной систематической нагрузкой в летнее время.
9324,6/10000=0,93, что меньше 1,13 т.е. выбранный трансформатор удовлетворяет заданному условию.
К установке принимаем трансформатор ТДН – 10000/110 – ДУ1 115±9х1,78%/11кВ Uкз = 10,5%
2.2 Электрический расчет сетей
Проверка выбранного сечения проводов выполняется по Sэкв. на каждом отдельном участке начиная от питающего центра. Sэкв. определяется по формуле:
Sэкв.=Smax Кд,
где Кд – коэф. динамики роста нагрузок ,(принимается Кд=0,7)
Smax – расчетная максимальная нагрузка на участке кВА.
Проверка выбранного сечения проводов осуществляется по потере напряжения на каждом участке. По методике изложенной в [2], считается, что минимум приведенных затрат на сооруженной менее 10 кВ и падение напряжения в конце линии не должен превышать ΔU10≈8%.
Проверка на потерю напряжения на і участке линии выполняется по формуле:
ΔUi=βiSэкві li,
где βі – удельная потеря напряжения для данного материала и сечения проводов % (кВА км)
Sэкв і - эквивалентная мощность на і-м участке кВА.
li – длина і-го участка.
Результаты расчета сводятся в таблицу. Расчет ведется по вечернему максимуму.
Таблица 7. - Проверка сечения проводов лин. Ф-306.
| Уч-ток | S p кВА | Sэкв. КВА | l, км. | F осн., мм2 | β 10-2% | Потери на участ. | Потери на 1 уч. от РТП. |
| 12-ст. 11-12 10-11 9-10 8-9 7-8 6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1 | 1664,31 1601,66 1529,97 1352,87 1185,4 1057,69 870,94 743,23 671,51 581,78 519,13 401,06 264,0 | 1165,01 1121,16 1070,98 947,0 829,78 740,38 609,66 520,26 470,06 407,25 363,39 280,74 184,8 | 0,64 0,74 1,45 1,49 1,67 0,86 1,34 0,77 2,23 0,16 0,18 1,26 0,4 | АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-70 АС-50 АС-50 АС-50 АС-50 | 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,074 0,074 0,074 0,074 | 0,45 0,5 0,93 0,85 0,83 0,38 0,49 0,24 0,63 0,05 0,07 0,26 0,055 | 0,45 0,95 1,88 2,73 3,56 3,94 4,43 4,67 5,3 5,35 5,43 5,69 5,75 |
Таблица 8. - Ф-305.