Рефераты. Электроснабжение садоводства






МТП подключается к линии электропередач посредством разъеденителя, который устанавливается на ближайшей опоре.Для южной части садоводства выбираем трансформаторную подстанцию исходя из условия (6). Активная расчётная мощность ТП (для электроснабжения 106 жилых домов)определяется по формуле (7)


                                      Pтп.р = 42,65 + 3,453 = 46,103 кВт.


Полная расчётная мощность ТП определяется по формуле (8)


                                      Sтп.р = = 51,2 кВ×А


По условию (6) выбираем трансформаторную подстанцию.

В южной части садоводства устанавливается трансформатор следующей марки МТП 63/10/0,4



  

2.3.2 Выбор трансформаторной подстанции для второго 


     варианта



Для второго варианта по которому предусматривается электроснабжение садоводства от одной ТП. Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия (6).

Активная расчётная мощность ТП (для электроснабжения 212 жилых домов) определяется по формуле (7)


                                      Pтп.р = 80,18 + 9,857 = 90,037 кВт


Определяем полную расчётную мощность ТП по формуле (8)

                                      Sтп.р = = 100,04 кВ×А


Исходя из условия (6) выбираем трансформаторную подстанцию                        КТП – 90  160/10/0,4.

Комплектные трансформаторные подстанции(КТП) представляют собой однотрансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки служат для приёма электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 6 или 10 кВ, преобразования в электроэнергию 0,4 кВ и снабжения ею потребителей в районах с умеренным климатом              (от –40о С до 40о С).


 

     2.4 Выбор сечения проводов ВЛ 0,38 кВ


В соответствии с нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения провода и кабели линии электропередачи 0,38 кВ должны быть проверены:

-на допустимые отклонения напряжения у потребителей

-допустимые длительные токовые нагрузки в нормальном и пост аварийном режимах;

-обеспечение надёжности срабатывания защиты предохранителей или автоматических выключателей при однофазных и коротких междуфазных замыканиях. Минимальные допустимые сечения алюминиевых проводов на ВЛ 0,38 кВ по условиям механической прочности должны быть: в районах с нормативной толщиной стенки гололёда 5мм, 25мм2 .

Сечение проводов вдоль магистрали ВЛ должно быть постоянным. На ВЛ отходящих от  одной   трансформаторной   подстанции  10/0,4 кВ , следует предусматривать не более двух-трех сечений проводов.

При отсутствии исходных данных для расчета отклонения напряжения у электроприёмников, потери напряжения в элементах сети 0,38 кВ рекомендуется принимать в линиях, питающих преимущественно коммунально-бытовые потребители - 8 % от номинала.

Для головного участка каждой линии по каждому варианту определяется расчетная нагрузка (Ppi) в зависимости от числа снабжаемых через эту линию жилых домов (и соответствующего коэффициента одновременности), а так же от наличия нагрузки других потребителей.

Далее определяется максимальная величина тока в фазе в нормальном режиме

                  Iр.ф ,                                                 (9)

                           

По таблицам приведенным в «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ) производим предварительный выбор сечения неизолированного алюминиевого провода (по условию нагрева Iдл.доп ³ Iр.ф , где Iдл.доп - длительно допустимая токовая нагрузка на провод выбранного сечения).

Сечение нулевого провода рекомендовано применять равным сечению фазного. Уличное освещение должно включатся автоматически следовательно, вдоль каждой линии будем прокладывать еще один провод уличного освещения 25мм2.

Предварительно выбранное сечение следует проверить на допустимую потерю напряжения. Для проверки используем метод моментов нагрузки, по которому величина потерь напряжения может быть определена по следующей формуле

 

                                  ,                                                      (10)

        

где Ki - коэффициент удельных потерь напряжения, зависящий от типа исполнения линии марки и сечения провода на участке, коэффициента мощности нагрузки и количества проводов на ВЛ, %/кВт´км.

Момент нагрузки на участке ЛЭП определяется по формуле


                                        ,                                                            (11)


где li - длина рассматриваемого участка, км.

Участком целесообразно считать часть линии одного сечения с постоянной нагрузкой по длине (один или несколько пролетов без ответвлений).

Далее в таблице 4 приведен фрагмент таблицы из [   ] по определению величины Кi в четырех - проводных сетях 0,38 кВ при равенстве сечений нулевого и фазных проводов. Потеря напряжения в точке «К» определяется как алгебраическая сумма потерь напряжения на участках образующих цепь питания точки «К».

Величина расчетных потерь напряжения в конце каждой линии сравнивается с допустимой величиной. При необходимости следует переходить на большее сечение провода и повторить расчет.


Таблица 4 - Удельные потери напряжения для ВЛ 0,38 кВ


Марка 

Провода

         Cos


А-25


А-35


А-50


А-70


А-95


А-120

0,9

0,92

0,715

0,525

0,4

0,32

0,28

0,92

0,9

0,7

0,505

0,39

0,3

0,27

0,95

0,88

0,685

0,485

0,375

0,27

0,24



    2.4.1 Пример выбора сечения провода ВЛ 0,38 кВ


Приведем пример выбора сечения провода воздушной линии 0,38 кВ.

Произведем выбор сечения провода  линии 1 по первому варианту. Нагрузкой для этой линии являются 32 участка (уличное освещение запитывается отдельным проводом). Тогда расчетная нагрузка для этой линии определяется по формуле


                        ,                                               (12)


где n - количество домов, шт. и она равна;

Руд – удельная расчетная нагрузка жилых домов определяется по таблице 2.1.1 из [9] , кВт/квартиру.


                Ррл1 = 0,55 × 32 = 17,6 кВт


Расчетный ток в фазе определяется по формуле 9


                            =29,9А                             (13)


Для минимально допустимого по механической прочности провода         А-50 допустимый ток составляет 215 А.

Условие 226А > 29,9 А соблюдается, следовательно, по нагреву провод    А-50 подходит и может быть предварительно выбран для линии 1, для остальных линий сечение провода выбирается аналогично, результаты выбранного сечения провода приведены в таблицах 5 и 6.



    2.4.2 Пример определения потерь напряжения на одном


    участке


        Приведем пример определения потерь напряжения на одном участке. Для первого варианта.

Определим величину потерь напряжения для участка линии 2 от КТП 1 до опоры №28.Длина участка линии от КТП 1 до опоры 28 составляет 0,09км

Момент нагрузки определяется по формуле 11

                       

                         М КТП 1-28 = 13,65 × 0,09 = 1,22 кВт × км


Удельное значение падения напряжения () составляет 0,505 %/кВт × км.

Падение напряжения на участке линии определяется по формуле 12


                       0,505 × 1,22 = 0,62 %


Аналогично производятся расчеты всех линий по каждому варианту. Результаты расчётов по первому и второму вариантам сведены в таблицу 5 и в таблицу 6.

Таблица 5 - Потери напряжения в сетях 0.38 кВ по первому


варианту



Номер расчетн. Участка

Падение напряжения

 

 

 

 

 

Тип потр.

Расч.

Max

Ppi (кВт)

Расч. длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагрузк. Mi=Ppi · li (кВт · км)

Удельн.    Значен.

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ.  Пит.

, %

 

КТП 1      ЛИНИЯ 1

 

КТП 1-2

32 уч.

17,6

0,03


0,53

0,505

0,27

0,27

 

Продолжение таблицы 5


 

2-3

30

16,86

0,03


0,51

0,505

0,36

0,49

 

3-5

28

16,1

0,06


0,97

0,505

0,49

0,98

 

5-7

24

14,4

0,06


0,86

0,505

0,43

1,41

 

17-8

22

13,86

0,025


0,35

0,505

0,17

1,58

 

8-9

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,16

1,74

 

9-10

9

9,9

0,03


0,29

0,505

0,15

1,89

 

10-12

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,3

2,19

 

12-14

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

2,46

 

14-15

2

5,2

0,03

4А50+

0,16

0,505

0,08

2,54

 

8-18

12

10,8

0,09

А25

0,97

0,505

0,49

2,07

 

18-19

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,16

2,23

 

19-21

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,3

2,53

 

21-23

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

2,8

 

23-24

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,8

2,88

 

ЛИНИЯ 2

 

КТП 1-28

21

13,65

0,09


1,22

0,505

0,62

0,62

 

28-29

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,16

0,78

 

29-31

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,29

1,07

 

31-33

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

1,34

 

33-34

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,08

1,42

 

28-38

11

10,67

0,105


1,12

0,505

0,57

1,19

 

38-40

10

10,3

0,06


0,62

0505

0,31

1,5

 

40-42

8

9,84

0,06

4А50+

0,59

0,505

0,29

1,49

 

42-43

7

9,59

0,03

+А25

0,29

0,505

0,15

1,94

 

43-45

6

9

0,06


0,54

0,505

0,27

2,22

 

45-47

5

9,35

0,06


0,56

0,505

0,28

2,5

 

47-49

3

7,8

0,06


0,47

0,505

0,24

2,74

 

49-51

2

5,2

0,06


0,31

0,505

0,16

2,9

 

ЛИНИЯ 3

 

КТП 1-53

32

17,6

0,03


0,44

0,505

0,22

0,22

 

53-55

30

16,86

0,025


1,01

0,505

0,51

0,73

 

Продолжение таблицы 5


 

Падение напряжения

 

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

Ppi (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=Ppi · li (кВт · км)

Удельн значени

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ.  Пит.

, %

 

55-58

26

15,26

0,06


1,14

0,505

0,57

1,3

 

58-60

22

13,86

0,075


0,6

0,505

0,35

1,65

 

60-61

10

10,3

0,05


0,31

0,505

0,16

1,81

 

61-62

9

9,9

0,03


0,29

0,505

0,15

1,96

 

62-64

8

9,84

0,03

4А50+

0,59

0,505

0,3

2,26

 

64-66

4

8,92

0,06

+А25

0,54

0,505

0,27

2,53

 

66-67

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,08

2,61

 

60-70

12

10,8

0,09


0,97

0,505

0,49

2,14

 

70-71

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,15

2,29

 

71-73

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,3

2,59

 

73-75

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

2,86

 

75-76

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,8

2,94

 

ЛИНИЯ 4

 

КТП 1-79

20

13,4

0,09


1,21

0,505

0,61

0,61

 

79-80

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,16

0,77

 

80-82

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,3

1,07

 

82-84

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

1,34

 

84-85

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,08

1,42

 

79-88

10

10,3

0,09

4А50+

0,93

0,505

0,47

1,08

 

88-90

8

9,84

0,06

+А25

0,59

0,505

0,3

1,38

 

90-92

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

1,65

 

92-93

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,08

1,73

 

КТП 2           ЛИНИЯ 1

 

КТП 2-95

34

18,36

0,055


1,01

0,505

0,51

0,51

 

95-97

32

17,6

0,055


0,97

0,505

0,49

1

 

97-100

28

16,1

0,075


1,21

0,505

0,61

1,61

 

100-101

26

15,26

0,03


0,46

0,505

0,23

1,84

 

Продолжение таблицы 5



 

Падение напряжения

 

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

Ppi (кВт)

Расч. длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=Ppi · li (кВт · км)

Удельн. Значен,

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ.  Пит.

, %

 

101-102

24

14,4

0,025


0,36

0,505

0,18

2,02

 

102-103

12

10,8

0,03


0,32

0,505

0,16

2,18

 

103-104

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,15

2,33

 

104-106

8

9,84

0,06

4А50+

0,59

0,505

0,3

2,63

 

106-108

4

8,92

0,06

+А25

0,54

0,505

0,27

2,9

 

108-109

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,8

2,98

 

102-112

12

10,8

0,09

 

0,97

0,505

0,49

2,51

 

112-113

10

10,3

0,03

 

0,31

0,505

0,15

2,66

 

113-115

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,3

2,96

 

115-117

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,27

3,23

 

117-118

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,08

3,31

 

                                       КТП 2           ЛИНИЯ 2

 

 

 

 

 

 

 

КТП2-123

22

13,86

0,14

 

1,94

0,505

0,98

0,98

 

123-126

18

12,6

0,085

4А50+

1,07

0,505

0,54

1,52

 

126-128

16

11,7

0,03

+А25

0,35

0,505

0,18

1,7

 

128-132

12

10,8

0,105


1,13

0,505

0,57

2,27

 

128-132

12

10,8

0,105


1,13

0,505

0,57

2,27

 

132-133

10

10,3

0,03


0,31

0,505

0,015

2,42

 

133-135

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,27

2,69

 

135-137

4

8,92

0,06


0,54

0,505

0,3

2,99

 

137-138

2

5,2

0,03


0,16

0,505

0,08

3,07

 

КТП 2           ЛИНИЯ 3

 

КТП2-140

32

17,6

0,055


0,97

0,505

0,49

0,49

 

140-142

30

16,86

0,055


1,02

0,505

0,51

1

 

142-145

26

15,26

0,075


1,14

0,505

0,57

1,57

 

145-146

25

14,75

0,03


0,44

0,505

0,22

1,79

 

Продолжение таблицы 5



 

Падение напряжения

 

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

Ppi (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=Ppi · li (кВт · км)

Удельн. Значен.

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ.  Пит.

, %

 

146-147

24

14,4

0,025


0,36

0,505

0,18

1,97

 

147-148

12

10,8

0,025

4А50+

0,27

0,505

0,14

2,11

 

148-150

10

10,3

0,06

+А25

0,62

0,505

0,31

2,42

 

150-152

6

9

0,06


0,54

0,505

0,27

2,69

 

152-154

4

8,92

0,03


0,27

0,505

0,14

2,83

 

147-157

12

10,8

0,085


0,92

0,505

0,46

2,43

 

157-159

10

10,3

0,06


0,62

0,505

0,31

2,74

 

159-161

6

9

0,06


0,54

0,505

0,27

3,01

 

161-163

4

8,92

0,06


0,53

0,505

0,26

3,27

 

КТП 2           ЛИНИЯ 4





0,505

 

КТП2-166

19

12,92

0,09


1,16

0,505

0,58

0,58

 

166-167

8

9,84

0,03


0,29

0,505

0,15

0,73

 

167-169

6

9

0,06

4А50+

0,54

0,505

0,27

1

 

169-171

2

5,2

0,06

+А25

0,31

0,505

0,16

1,16

 

171-172

1

2,6

0,03


0,08

0,505

0,04

1,20

 

166-176

11

10,67

0,14


1,49

0,505

0,75

1,33

 

176-178

10

10,3

0,06


0,62

0,505

0,31

1,64

 

178-180

8

9,84

0,06


0,59

0,505

0,3

1,94

 

180-181

7

9,59

0,03


0,29

0,505

0,15

2,09

 

181-183

6

9

0,06


0,054

0,505

0,27

2,36

 

183-185

5

9,35

0,06


0,56

0,505

0,28

2,64

 

185-187

3

7,8

0,06


0,47

0,505

0,24

2,88

 

187-189

2

5,2

0,06


0,31

0,505

0,16

3,04

 

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6



2012 © Все права защищены
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.