3. Компенсация реактивной мощности
При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности /2/.
Необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП5 и ТП1 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП.
По естественному коэффициенту мощности (таблица 3 определяют, где и когда необходима компенсация.
Для ТП-1 согласно данным таблицы:
Рд= 35,8 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,67;
Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosjв = 1;
Для ТП-2:
Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosjд = 0,79;
Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosjв = 0,81;
Для ТП-3:
Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,83;
Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosjв = 0,85;
Для ТП-4:
Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosjв = 0,99;
Для ТП-5:
Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosjд = 0,75;
Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosjв = 0,8;
Для ТП-6:
Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosjд = 0,83;
Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosjв = 0,99;
Определяем реактивную мощность Qк, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95
Qк = Qест - 0,33 P (3.1)
где Qест — естественная (до компенсации) реактивная мощность.
Для ТП-2 согласно данным таблицы 3:
Qкд= 84 - 0,33·110 = 47,7 кВАр;
Qкв= 40 - 0,33·55 = 21,85 кВАр.
Для других ТП расчет производиться аналогично.
Выбираем мощность конденсаторных батарей Qбк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:
Qк< Qбк <Qест . (3.2)
Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д.
Например, для ТП-2:
QбкД = 75 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр;
Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.
Например, для ТП-5: QбкД = 50 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр,
причем в дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи QбкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум нагрузки включается только одна батарея QбкВ = 30 кВАр.
Для других ТП мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и выбора представлены в таблице 4.
Определяют некомпенсированную реактивную мощность
Q= Qест - Qбк (3.3)
Qд = Qест д - Qбк = 84 – 75 = 9 кВАр;
Qв = Qест в - Qбк = 40 – 30 = 10 кВАр.
Для других ТП некомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 4.
Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций с учетом компенсации
S=. (3.4)
Для ТП-1: Sд = кВА;
Sв = кВА.
Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации рассчитывается аналогично.
Определяем коэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11).
Для ТП-1: соsjд = ;
cosjв =.
Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в таблицу 4.
Сводные данные после компенсации, занесены в таблицу 3.
Таблица 4 Сводные данные по компенсации реактивной мощности
ТП
Расчетная мощность, квар
естественная
для компенсации
БК
расчетная
Qест д
Qест в
Qк д
Qк в
Qбк д
Qбк в
Qд
Qв
ТП-1
40
-
28.2
30
10
ТП-2
84
47,7
21,9
75
9
ТП-3
51
20,2
23,9
50
1
ТП-4
ТП-5
52,5
32
32,6
17,7
2,5
2
ТП-6
44
22,2
4
4 Выбор потребительских трансформаторов
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
37,2
ТМ
63
0,4
0,265
1,28
4,5
±2 × 2,5
2767,2
110,4
160
0,565
2,65
6715,7
3
82
100
0,365
1,97
4919,4
130,4
7413,7
5
60,3
3845,8
6
140,7
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
Коммунально-бытовая
производственная
смешанная
Время,ч
Tmax
t
0...10
900
300
1100
400
1200
500
1500
1700
600
20...50
1600
2000
1000
2200
50...100
2500
1300
2800
100...250
2350
2700
1400
3200
250...300
2600
3400
2100
300…400
1450
2900
1530
3450
2120
400…600
2950
3500
2150
600...1000
3000
1630
3600
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
3,2
Pmax, кВт
207,2
171,4
61,4
348,8
209,8
149,6
Qmax, квар
24
14
39,5
17,5
15
Smax, кВА
208,6
171,97
61,6
351,03
210,5
150,4
Imax, А
13
21
Марка провода
АС35
АС25
DUуч.max, %
0,81
0,5
0,08
0,62
0,39
DUГПП уч.max, %
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
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
А16
А25
А35
А50
А70
АС11
АС12
I доп, А
105
135
170
215
265
320
375
80
130
210
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.
Страницы: 1, 2, 3
