|
Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:
Х=6,882 км
Y=4,679 км
Определение нагрузок в сети высокого напряжения
Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам
(5,6)
где ко – коэффициент одновремённости (ко=0,7);
в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам
, (7)
, (8)
где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;
DРi; DQi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.
Результаты остальных расчётов показаны в табл. 7
Таблица 7
Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения
Qд,
Sд,
Qв,
Sв,
РТП - ТП №3 (ст. Донская)
1241,9
1015,2
1604,04
642,8
536,5
837,271
РТП - ТП №1
849
463,17
967,123
495,9
251,62
556,084
РТП - ТП №2 (ст. малая Донская)
1249,5
748,22
1456,393
894,2
412,15
984,612
Оптимальное напряжение высоковольтной сети определяется по формуле
(9)
где Lэк – эквивалентная длина линии, км;
Р1 – расчётная мощность на головном участке (участках), кВт.
Эквивалентная длина участка определяется по формуле
(10)
где Li – длина i-го участка линии, км;
Рi – мощность i-го участка линии, кВт.
Эквивалентная длина составит
3,097 км.
32,634 кВ.
Принимаем стандартное напряжение 35 кВ.
Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции
Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции.
Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле
(11)
где кр - коэффициент роста нагрузок.
Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,
(12)
Где Sэн – нижний экономический интервал;
Sэв – верхний экономический интервал.
Технические данные выбранного трансформатора заносятся в табл. 8
Таблица 8 Технические данные трансформатора
№ ТП
кВА
ТП №1
2 х ТМ-630
1260
35
0,4
4
15,2
6,5
2,2
ТП №2 (ст. малая Донская)
2 х ТМ-630
1260
35
0,4
4
15,2
6,5
2,2
3 х ТМ-630
1890
35
0,4
6
22,8
6,5
2,4
Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.].
Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок.
(13)
Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 1,5.
Таблица 9 Коэффициент системных перегрузок ТП
Трансформаторная подстанция
ТП №1
0,76
ТП №2 (ст. малая Донская)
1,15
ТП №3 (ст. Донская)
0,84
Выбор типа подстанции
Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы.
Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ.
Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения
Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока
где Iр – расчётный ток участка сети, А;
jэк – экономическая плотность тока, А/мм2
Продолжительность использования максимума нагрузки Тм.
Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле
, (15)
где Sp – полная расчетная мощность, кВА;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Таблица 10
Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения
Участок сети
РТП - ТП №3 (ст. Донская)
1604,04
1241,9
26,459
3400
1,1
24,053
AC-25
РТП - ТП №1
967,123
849
15,953
3400
1,1
14,502
AC-16
РТП - ТП №2 (ст. малая Донская)
1456,393
1249,5
24,024
3400
1,1
21,84
AC-25
Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе
Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле
(16)
где Р – активная мощность участка, кВт;
Q – реактивная мощность участка, квар;
rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);
хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);
L – длина участка, км.
Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле
(17)
Расчёт ведётся для всех участков и сводятся в табл. 11.
Таблица 11
Потери напряжения в сети высокого напряжения
провода
AC-25
1241,9
1,14
1015,2
0,45
3,298
176,452
0,504
РТП - ТП №1
AC-16
849
1,8
463,17
0,45
2,469
122,506
0,35
РТП - ТП №2 (ст. малая Донская)
AC-25
1249,5
1,14
748,22
0,45
3,324
167,256
0,477
Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле
, (18)
где Smax – расчётная мощность, кВА;
Sтр – мощность трансформатора, кВА;
Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;
Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.
активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле
, (19)
где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.
реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле
, (20)
где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.
Коэффициент мощности определяется по формуле
, (21)
где Рр –расчётная активная мощность, кВт;
Sр – расчетная полная мощность, кВА.
Трансформаторная подстанция
Расчетные значения
ТП №1
0,012 %,
6,499 %,
0,877,
sin(j)=0,48
2,402 %
ТП №2 (ст. малая Донская)
0,012 %,
6,499 %,
0,857,
sin(j)=0,515
3,88 %
ТП №3 (ст. Донская)
0,012 %,
6,499 %,
0,774,
sin(j)=0,633
3,499 %
Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.