Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта (стр. 3 из 5)
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
| № ТП | Sрасч, кВа | Тип | Sт ном, кВа | Uвн ном, кВ | Uнн ном , кВ | DРхх, кВт | DРк, кВт | Uк% | ПБВ % | DW, кВт/ ч год |
| 1 | 37,2 | ТМ | 63 | 10 | 0,4 | 0,265 | 1,28 | 4,5 | ±2 × 2,5 | 2767,2 |
| 2 | 110,4 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2 × 2,5 | 6715,7 |
| 3 | 82 | ТМ | 100 | 10 | 0,4 | 0,365 | 1,97 | 4,5 | ±2 × 2,5 | 4919,4 |
| 4 | 130,4 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2 × 2,5 | 7413,7 |
| 5 | 60,3 | ТМ | 63 | 10 | 0,4 | 0,265 | 1,28 | 4,5 | ±2 × 2,5 | 3845,8 |
| 6 | 140,7 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2 × 2,5 | 7818,3 |
| Итого | 706 | 30480,1 |
Потери энергии в трансформаторах определяют по формуле
(4.1)где DРх и DРк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;
t — время максимальных потерь, определяют по зависимости t=f (Tmax), где время использования максимальной мощности Tmax выбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6
Таблица 6 Зависимость Тmax и t от расчетной нагрузки
| Ррасч, кВт | Характер нагрузки | |||||||||||
| Коммунально-бытовая | производственная | смешанная | ||||||||||
| Время,ч | ||||||||||||
| Tmax | t | Tmax | t | Tmax | t | |||||||
| 0...10 | 900 | 300 | 1100 | 400 | 1200 | 500 | ||||||
| 1200 | 500 | 1500 | 500 | 1700 | 600 | |||||||
| 20...50 | 1600 | 600 | 2000 | 1000 | 2200 | 1100 | ||||||
| 50...100 | 2000 | 1000 | 2500 | 1300 | 2800 | 1500 | ||||||
| 100...250 | 2350 | 1200 | 2700 | 1400 | 3200 | 2000 | ||||||
| 250...300 | 2600 | 1400 | 2800 | 1500 | 3400 | 2100 | ||||||
| 300…400 | 2700 | 1450 | 2900 | 1530 | 3450 | 2120 | ||||||
| 400…600 | 2800 | 1500 | 2950 | 1600 | 3500 | 2150 | ||||||
| 600...1000 | 2900 | 1600 | 3000 | 1630 | 3600 | 2200 | ||||||
Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей 6 для производственного характера нагрузки для Ррасч= 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:
S1-2 = S0/-1 – S1 = 207,2 + j24 – (35,8 + j10) = 171,4+ j14 кВА;
S2-3 = S1-2 – S2 = 171,4 + j14 – (110 + j9) = 61,4 + j5 кВа;
S8-6 = S0//-8 – S8 = 348,8 + j 39,5 – (139 + j22) = 209,8 + j17,5 кВа;
S6-3 = S8-6 – 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:
2 – точка потокораздела; ® - направление потока мощности.
Таблица 7 Электрический расчет ВЛ 10 кВ
| Параметры | 0’ - 1 | 1 - 2 | 2 - 3 | 0’’ - 8 | 8 - 6 | 6 – 3 |
| L, км | 3,3 | 3,7 | 1,7 | 1,2 | 2,5 | 3,2 |
| Pmax, кВт | 207,2 | 171,4 | 61,4 | 348,8 | 209,8 | 149,6 |
| Qmax, квар | 24 | 14 | 5 | 39,5 | 17,5 | 15 |
| Smax, кВА | 208,6 | 171,97 | 61,6 | 351,03 | 210,5 | 150,4 |
| Imax, А | 13 | 10 | 4 | 21 | 13 | 9 |
| Марка провода | АС35 | АС25 | АС25 | АС35 | АС35 | АС25 |
| DUуч.max, % | 0,81 | 0,5 | 0,08 | 0,5 | 0,62 | 0,39 |
| DUГПП уч.max, % | 0,81 | 1,31 | 1,39 | 1,89 | 2,51 | 2,9 |
| DWL, кВТч/год | 2684,63 | 1201,2 | 81,9 | 2783,7 | 2033,6 | 841,5 |
По экономическим интервалам нагрузок выбираем провода (таблица 9).
Таблица 9 Экономические интервалы нагрузок
| I р max, А | 0…12 | 12…22 | 22…31 | 31…47 | 47…70 | 70 |
| Провод | АС25 | АС35 | АС50 | АС70 | А95 | А120 |
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
| Провод | А16 | А25 | А35 | А50 | А70 | А95 | А120 | АС11 | АС12 | АС25 | АС25 | АС50 | АС70 |
| I доп, А | 105 | 135 | 170 | 215 | 265 | 320 | 375 | 80 | 105 | 130 | 130 | 210 | 265 |
Для провода АС 35 Iдоп=170 А - условие выполняется.
Для провода АС 25 Iдоп=130 А - условие выполняется.
Для провода АС 50 Iдоп=210А – условие выполняется.
Для выбранных проводов выписываем сопротивления 1 км: активное ro и индуктивное хо. Для определения хо принимаем среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ принимаем Дсp » 1500 мм). Данные по проводам сводят в таблицу 11.
Таблица 11 Данные по проводам
| Провод | Д ср, мм | Ro Ом/км | Хо, Ом/мм | I max, А | I доп, А |
| АС 25 | 1500 | 1,146 | 0,391 | 8,1 | 130 |
| АС 35 | 1500 | 0,773 | 0,402 | 17 | 170 |
Рассчитываем потери напряжения на участках в процентах по формуле:
, (5.4)Например, для участка 1-2:
Для других участков потери напряжения на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.
Определяем потери электрической энергии на участках
, (5.5)где t определяют по таблице 6.
Например, для участка 1-2:
кВтч/год;Для других участков потери электрической энергии на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.
6. Оценка качества напряжения у потребителей
Для оценки качества напряжения у потребителей составляем таблицу отклонений напряжения (таблица 12), из которой определяем допустимую потерю напряжения DUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблицу составляем для ближайшей, расчетной и удаленной трансформаторных подстанций.
ТП6 является ближайшей, ТП5 расчетной, а ТП4 удаленной подстанцией.
Таблица 12 Оценка качества напряжения у потребителей
| Элемент электро - передачи | Величи-на, % | Ближайшая ТП 10 / 0,4 | Удаленная ТП 10 / 0,4 | Расчетная ТП 10 / 0,4 | |||
| Нагрузка, % | |||||||
| 100 | 25 | 100 | 25 | 100 | 25 | ||
| Шины 10 кВ ГПП | V | +5 | +1 | +5 | +1 | +5 | +1 |
| Линия 10 кВ | DU | -1,89 | -0,47 | -1,39 | -0,35 | -2,51 | -0,63 |
| Трансформатор 10 / 0,4: | |||||||
| потери напряжения | DU | -2,01 | -0,5 | -1,83 | -0,46 | -2,1 | -0,53 |
| надбавка конструктив-ная | V | +5 | +5 | +5 | +5 | +5 | +5 |
| Надбавка регулируемая | V | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Шины 0,4 кВ (£+7,5 %) | V | 6,1 | 9,03 | 6,78 | 9,19 | 5,39 | 8,84 |
| Линия 0,38 кВ: | DU | -11,1 | - | -11,78 | - | -10,39 | - |
| Наружная часть | DUдоп | 8,6 | - | 4,28 | - | 7,89 | - |
| Внутренняя часть | DU | -2,5 | - | -2,5 | - | -2,5 | - |
| Удаленной потребитель | Vдоп | -5 | +5 | -5 | +5 | -5 | +5 |
Из таблицы 12 выясняем, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.