Sд=; Sв=;
Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);
cos= Рд\ Sд ; cos= Рв\ Sв ;
Sд===25 кВА;
Sв===38 кВА;
Iд= Sд/(·Uном)= 25/(·0,38)=39 А;
Iв= Sв/(·Uном)= 38/(·0,38)=59 А;
cos= Рд/ Sд =24/25=0,96;
cos= Рв/ Sв =37/38=0,97.
аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.
Результаты расчетов сведем в таблицу №3
Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ таблица №3
Элементы сети
Мощность
Ток, А
Коэф. мощности
Активная, кВт
Реактивная, кВар
Полная, кВА
Рд
Рв
Од
Qв
Sд
Sв
Iд
Iв
cos
Л1
24
37
7
10
25
38
39
59
0,96
0,97
Л2
23
8
11
60
0,95
Л3
18
29
6
19
30
46
Л4
26
36
9
28
43
57
0,93
ТП-1
100
146
104
150
161
232
ТП-2
71
32
53
89
41
138
63
0,80
0,78
Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.
Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.
Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ
Таблица №4
№ ТП
Sрасч., кВА
Тип
Sт.ном., кВА
Uвн.ном., кВ
Uнн.ном., кВ
ΔРхх, кВт
ΔРк.з., кВт
Uк.з., %
1
ТМФ
160
0,4
0,57
2,65
4,5
2
ТМ
0,37
2,27
Σ
260
Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.
Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.
Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:
Рд= Ко Σ Рдi ; Рв= Ко Σ Рвi ; Qд= Ко ΣQдi ; Qв= Ко ΣQвi;
Sд=; Sв=; Iд= Sд/(·Uном); Iв= Sв/(·Uном);
учтя, что Uном=10 кВ.
Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:
Fрасч.= Iр.max / jэк ; Iдоп ≥ Iр.
Участок линии 10 кВ № 0-1
Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:
Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,
однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.
Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:
Iдоп=135 А ≥ Iр=7,2 А — выполняется.
Участок линии 10 кВ № 1-2
Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:
Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.
Iдоп=135 А ≥ Iр=6,9 А — выполняется.
Участок линии 10 кВ № 1-3
Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.
Iдоп=135 А ≥ Iр=3,9 А — выполняется.
Расчет основные технические характеристики проводов
Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.
Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:
хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·μ
Dср=1500 мм — среднее геометрическое расстояние между проводами;
d=6,9 мм — диаметр провода;
μ≈1 — относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ≈1)
Поэтому
хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.
Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.
Таблица №5
Провод
Dср, мм
ro, Ом/км
хо, Ом/км
Iр.max, А
Iдоп, А
АС25
1500
1,146
0,40
24,1
135
Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.
Участок линии 10 кВ № 0-1:
ΔUд=== 5,7%;
ΔUв=== 5,7%.
Участок линии 10 кВ № 1-2:
ΔUд=== 0,02%;
ΔUв=== 0,03%.
Участок линии 10 кВ № 1-3:
ΔUд=== 0,05%;
ΔUв=== 0,02%.
ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.
ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.
ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.
Потери электрической энергии по всей линии:
ΔWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.
Годовое потребление электроэнергии:
Wгод=Ррасч·Тmax=151*(1000+1000)/2=105700 кВт·ч/год.
Потери по всей линии от годового потребления электроэнергии в процентах составят:
ΔWл %= ΔWл/ Wгод·100=744/105700=0,7%.
Суммарные потребительские потери во всех ТП 10:
ΔWт=2067 кВт·ч/год.
Потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:
ΔWт %= ΔWт/ Wгод·100=2067/105700·100=1,87%
Результаты расчетов сведем в таблицу №6.
Электрический расчет ВЛ 10кВ
Таблица №6
Участок
Сумма мощностей ТП заучастком
Количество трансформаторов за участком, шт.
Ко
Расчетная мощность учаска
Рабочий ток, А
Марка и сечение провода
Потери напряжения ΔU, %
Потери энергии, ΔWл , кВт·ч
№
Длина, М
Активных, кВт
Реактивных, кВар
Днем
Ночью
Σ Рд
Σ Рв
ΣQд
ΣQв
На участке
От ГПП до конца участка
0-1
25000
171
178
83
62
0,85
145
151
9,3
9,2
5,7
47
1-2
155
0,02
5,72
0,03
5,73
1-3
450
5,1
2,4
0,05
5,75
635
В наружных линиях 0,38 кВ выбор провода будем производить по экономической плотности тока, с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:
Расчет ТП-1
Участок Л1:
Fрасч.=59/1,3=45,4 мм2.
Применим провод АС50.
Iдоп=210 А ≥ Iр=59 А — выполняется.
Участок 1-2:
Fрасч.=27,4/1,3=21,1 мм2.
Применим провод АС25.
Iдоп=135 А ≥ Iр=27,4 А — выполняется.
Участок 3-4:
Fрасч.=32,8/1,3=24,2 мм2.
Участок 5-6:
Участок Л2:
Fрасч.=60/1,3=46,2 мм2.
Iдоп=210 А ≥ Iр=60 А — выполняется.
Fрасч.=32,4/1,3=24,9 мм2.
Iдоп=135 А ≥ Iр=32,4 А — выполняется.
Страницы: 1, 2, 3
