Таблица 1.7 – Отклонение напряжения у удаленных потребителей
Номер ТП | 15 | 419 | 422 | 426 | 16 |
Потеря напряжения, % | 14,55 | 19,83 | 15,57 | 5,61 | 12,38 |
Определим ориентировочные потери электроэнергии по методу , использующий число часов наибольших потерь мощности [6]:
кВт·ч, (1.15)где
– суммарные потери активной мощности, кВт; – время максимальных потерь, ч.Время максимальных потерь определяем по графику из [6] при
и числе часов использования максимума ч, тогда ч. Следовательно: кВт·ч/год.В соответствии с [11] для сельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены следующие пределы отклонения напряжения от номинального значения:
– на зажимах приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик – от -5% до +5%;
– на зажимах приемников электроэнергии остальных потребителей – от -7,% до +7,5%.
В нашем случае для большинства электроприемников потери напряжения превышают допустимые нормы. Учитывая все вышеупомянутое и то, что нагрузка имеет тенденцию роста, а также не выполняются нормы надежности для потребителей I и II, в данном дипломном проекте предлагается реконструкция сети электроснабжения поселка городского типа Наумовка. Одним из оптимальных вариантов по уменьшению потерь мощности и снижению отклонения напряжения является сооружение ТП глубокого ввода на питающем напряжении 35 кВ и последующей реконструкции распределительной сети 10 кВ, питающей село Наумовка.
2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ
2.1 Выбор места расположения ПС
Расположение ПС выбирается в соответствии с [12] вблизи центра нагрузок, координаты которого х и у определяются согласно выражениям:
, (2.1) , (2.2)где
– расчетная мощность; и – координаты отдельных крупных сельскохозяйственных потребителей; – число потребителей.Расчетное место расположения проектируемой ПС изображено крестикомна рисунке 1.1. Полученный центр нагрузок попадает на топографический центр села, где расположено много разнородных потребителей. В данном месте не эстетично и экономически не выгодно строить новую подстанцию. Следовательно, предлагается реконструировать имеющийся РП, который находится на незначительном удалении от центра.
2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов
В соответствии с [13] в проектируемом районе к потребителям I категории относятся молочно-товарная ферма, птицефабрика, свинотоварная ферма. Также есть потребители II категории: школа, детский сад, клуб.
На ПС 35/10кВт, питающих потребителей I категории, два трансформатора должны бить установлены в случае если суммарная расчетная нагрузка потребителей I категории, расположенных на расстоянии менее 10 км от рассматриваемой подстанции, равна или больше 1100 кВА и уменьшить эту нагрузку за счет присоединения некоторых потребителей I категории к соседним подстанциям невозможно [9].
В нашем случае общая нагрузка потребителей I категории
1705,98 кВА > 1100 кВА.
Запитать часть потребителей от соседних подстанций невозможно. Следовательно, на нашей подстанции необходимо ставить два трансформатора.
Так как мы установили два трансформатора, то нашу ПС запитуем с двух сторон [9]. С одной стороны от ПС Корюковка, с другой от ПС Софиевка.
Выбор мощности трансформаторов осуществляется по суммарной расчетной нагрузке по условиям нормального и послеаварийного режимов.
Для нормального режима должно соблюдаться соотношение [14]:
, (2.3)где
– номинальная мощность трансформатора, кВА; – расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции, кВА.В соответствии с [14] допускается послеаварийная перегрузка 40%. Поэтому для послеаварийного режима должно выполнятся условие:
, (2.4)где
– коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.Полученное расчетное значение
округляется до ближайшего большего, стандартного значения шкалы мощностей трансформаторов.Активную и реактивную нагрузку на шинах РП 10кВ получим, просуммировав найденные выше нагрузки. Получаем следующие значения:
кВт; кВАр.Полная мощность на РП в нормальном режиме определяется по формуле:
, (2.5)Тогда:
кВ.Мощность на РП с учетом потерь в линиях и с учетом динамики роста нагрузки:
, (2.6)где
– коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузки, равный 1,3; – коэффициент, учитывающий потери в линиях.Получаем:
кВА.Следовательно, мощность одного трансформатора равняет:
Выбираем два трансформатора мощностью по 4000кВА.
Проверяем трансформаторы в условиях послеаварийного режима по формуле (2.4):
5600 кВА < 6854,368 кВА.
Условие (2.4) не выполняется.
Однако, учитывая тот факт, что от проектируемой подстанции питается значительная часть потребителей ІІІ-й категории по надежности, то при повреждении одного из трансформаторов неответственные потребители могут быть отключены в максимум нагрузки. Поэтому окончательно выбираем трансформатор мощностью 4000 кВА.
Определим величину нагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки:
, (2.7)где
– коэффициент загрузки.Получаем:
Выбираем два трансформатора марки ТМ-4000/35. Он имеет следующие параметры: Рхх=5,3кВт, Ркз=33,5кВт, uк=7,5%, Іхх=0,9%.
2.3 Обеспечения норм надежности потребителей
На рассматриваемой ПС установлены два силовых трансформатора и она обеспечивается двусторонним питанием.
В этом случае эквивалентная продолжительность отключений за год как питающей линии 35кВ, так и районной подстанции, принимается равной нулю, т.е. Тп=0, Тп/пс=0 [9].
Поэтому вся нормируемая эквивалентная продолжительность отключения на шинах 10кВ потребительской подстанции может быть отнесена к распределительной линии:
ч/год, (2.8)где
– удельная продолжительность отключений распределительной линии10кВ, час/год∙км, принимаем
; – суммарная длина распределительной линии 10кВ, включая ответвления,км.
Откуда предельная длина участка распределительной линии, который нет необходимости ни секционировать, ни резервировать, чтобы обеспечить норму надежности, равна:
км. (2.9)На практике возможно два варианта:
– длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) меньше
км. В этом случае норма надежности выполняется без каких-либо дополнительных мероприятий по повышению надежности у потребителя;– длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) больше
км. В этом случае норма надежности не выполняется и необходимо применять дополнительных мероприятий по повышению надежности у потребителя, такие как секционирование и резервирование.