Реферат: Электроснабжение рассредоточенных потребителей ххх района
--PAGE_BREAK-- (1),<img width=«95» height=«52» src=«ref-1_825566108-421.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026"> (2),
где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;
хi уi – координаты i-ro потребителя.
Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 2
Таблица 2
Координаты потребителей низковольтной сети
Код потребителя
Координата Х
Координата Y
ТП №1
П №1 (604)
24
368
П №2 (617)
50
368
П №3 (338)
77
368
П №4 (540)
154
377
П №5 (561)
189
377
П №6 (508)
225
377
П №7 (360)
259
376
П №8 (314)
316
350
П №9 (352)
357
268
П №10 (188)
285
296
П №11 (177)
225
296
П №12 (328)
166
295
П №13 (383)
36
294
П №14 (509)
96
294
П №15 (517)
97
208
П №16 (615)
447
367
П №17 (536)
430
206
П №18 (517)
359
105
П №19 (502)
327
105
П №20 (526)
294
105
П №21 (553)
262
105
П №22 (371)
230
105
П №23 (541)
197
105
П №24 (545)
166
105
ТП №2 (ст. малая Донская)
П №1 (152)
64
174
П №2 (613)
94
257
П №3 (547)
214
256
П №4 (547)
314
257
П №5 (618)
419
211
П №6 (1)
421
303
П №7 (20)
351
173
П №8 (110)
113
173
П №9 (552)
113
105
П №10 (22)
113
76
П №11 (544)
372
124
П №12 (520)
402
123
П №13 (561)
434
124
П №14 (21)
351
105
П №15 (169)
352
77
ТП №3 (ст. Донская)
П №1 (20)
262
416
П №2 (4)
159
411
П №3 (1)
201
304
П №4 (347)
124
202
П №5 (21)
52
311
П №6 (2)
314
217
П №7 (1)
365
216
П №8 (377)
130
77
П №9 (201)
467
230
Центы электрических нагрузок низковольтных сетей представленны в следующей таблице 3 для каждой ТП
Таблица 3
Центры электрических нагрузок
№ ТП (наименование)
ЦЭН
Координата Х
ЦЭН
Координата Y
ТП №1
213,024
240,052
ТП №2 (ст. малая Донская)
308,748
174,319
ТП №3 (ст. Донская)
209,288
308,446
ТП1
<img width=«584» height=«584» src=«ref-1_825566529-92670.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">
ТП2
<img width=«584» height=«584» src=«ref-1_825659199-72177.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">
ТП3
<img width=«599» height=«599» src=«ref-1_825731376-25465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">
Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ
Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам
<img width=«144» height=«26» src=«ref-1_825756841-265.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> (3)
<img width=«147» height=«26» src=«ref-1_825757106-288.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> (4)
где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;
ΔPi, ΔQi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.
Результаты приведены в табл.4.
Таблица 4
Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ
Участок сети
Рд, кВт
Qд, квар
Sд, кВА
Рв, кВт
Qв, квар
Sв, кВА
ТП №1
617 — 604
0,9
0,4
0,984
2,5
0,9
2,657
383 — 617
2,7
1,5
3,088
6,5
2,92
7,125
540 — 338
12
10
15,62
12
10
15,62
561 — 540
27,3
16
31,643
18
12,4
21,857
561 — 508
5
5
8
8
177 — 561
35,1
19
39,912
27,6
15,4
31,605
383 — 509
8
8
15
15
517 — 383
12,2
4,9
13,147
20,7
5,8
21,497
ТП — 517
37,9
12
39,754
33,2
9,6
34,56
314 — 360
30
25
39,051
3
3
314 — 615
1,7
1,07
2,008
4
2,05
4,494
177 — 328
25
23
33,97
1
1
188 — 177
89,2
71,2
114,131
68,3
54,8
87,566
188 — 314
34,2
27,7
44,01
6,6
2,05
6,911
ТП — 188
131
104,6
167,636
72,5
56,3
91,792
541 — 545
50
20
53,851
20
10
22,36
371 — 541
72,8
29,2
78,437
29,2
13
31,963
553 — 371
78,8
33,4
85,586
32,2
15,4
35,693
ТП — 553
81,2
33,4
87,8
34,6
15,4
37,872
502 — 517
30
9
31,32
20
6
20,88
526 — 502
36,7
9
37,787
22,4
6
23,189
ТП — 526
40,3
10,8
41,722
33,6
13,6
36,248
ТП — 536
4
4
4
4
ТП — 352
3
2
3,605
1
1
ТП №2 (ст. малая Донская)
618 — 1
75
65
99,247
45
40
60,207
520 — 561
8
5
9,433
8
5
9,433
544 — 520
39,8
28
48,662
19,8
5
20,421
21 — 169
80
80
80
80
544 — 21
145
80
165,604
114
40
120,813
20 — 544
188,1
105
215,421
132,4
44,8
139,774
20 — 547
70
35
78,262
45
20
49,244
20 — 618
76,8
65,9
101,198
48,6
41,5
63,907
ТП — 20
334,2
207,8
393,535
218,6
101
240,804
552 — 22
35
30
46,097
25
20
32,015
110 — 552
38,6
30
48,887
28,6
20
34,899
110 — 152
10
5
11,18
10
4
10,77
110 — 613
1,3
0,92
1,592
3
1,75
3,473
ТП — 110
77,7
55,6
95,543
71,2
49,1
86,488
ТП — 547
70
35
78,262
45
20
49,244
ТП №3 (ст. Донская)
347 — 377
45
40
60,207
20
16
25,612
1 — 4
240
210
318,904
120
105
159,452
ТП — 20
65
55
85,146
35
25
43,011
347 — 21
90
80
120,415
50
40
64,031
1 — 347
128,2
82,5
152,451
63,1
49,8
80,384
ТП — 1
384,2
312,3
495,117
194
165,5
255,002
1 — 201
20
10
22,36
10
4
10,77
2 — 1
87,5
71
112,682
51
42,4
66,323
ТП — 2
182
154,4
238,669
99,7
88,8
133,512
Суммирование нагрузок ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в табл.5
Таблица 5
Расчёт нагрузок на ТП
Номер ТП
Рд, кВт
Qд, квар
Sд, кВА
Рв, кВт
Qв, квар
Sв, кВА
ТП №1
849
463,17
967,123
495,9
251,62
556,084
ТП №2 (ст. малая Донская)
1249,5
748,22
1456,393
894,2
412,15
984,612
ТП №3 (ст. Донская)
1241,9
1015,2
1604,04
642,8
536,5
837,271
Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения
Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ.
Таблица 6
Координаты потребителей низковольтной сети
ТП
Координата Х
Координата Y
ТП №1
3,5
3,2
ТП №2 (ст. малая Донская)
7,9
4,1
ТП №3 (ст. Донская)
8
6,1
Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:
Х=6,882 км
Y=4,679 км
Схема ВВ сети
<img width=«627» height=«627» src=«ref-1_825757394-30014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032"> продолжение
--PAGE_BREAK--
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
<img width=«99» height=«107» src=«ref-1_825787408-480.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033"> (5,6)
где ко – коэффициент одновремённости (ко=0,7);
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_825787888-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам
<img width=«141» height=«59» src=«ref-1_825787961-482.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">, (7)
<img width=«147» height=«59» src=«ref-1_825788443-507.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">, (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
Номер
участка
Рд,
кВт
Qд,
квар
Sд,
кВА
Рв,
кВт
Qв,
квар
Sв,
кВА
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
<img width=«221» height=«36» src=«ref-1_825788950-449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037"> (9)
где Lэк – эквивалентная длина линии, км;
Р1 – расчётная мощность на головном участке (участках), кВт.
Эквивалентная длина участка определяется по формуле
<img width=«137» height=«53» src=«ref-1_825789399-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038"> (10)
где Li – длина i-го участка линии, км;
Рi – мощность i-го участка линии, кВт.
Эквивалентная длина составит
<img width=«52» height=«34» src=«ref-1_825789765-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">3,097 км.
<img width=«59» height=«31» src=«ref-1_825789988-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">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
<img width=«91» height=«28» src=«ref-1_825790244-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041"> (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,
<img width=«103» height=«25» src=«ref-1_825790495-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042"> (12)
Где Sэн – нижний экономический интервал;
Sэв – верхний экономический интервал.
Технические данные выбранного трансформатора заносятся в табл. 8
Таблица 8 Технические данные трансформатора
№ ТП
Тип
Номинальная мощность,
кВА
Сочетание напряжений, кВ
Потери, кВт
Напряжение к.з. %
Ток х.х., %
В.Н.
Н.Н.
х.х
к.з.
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
ТП №3 (ст. Донская)
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.
<img width=«96» height=«85» src=«ref-1_825790718-565.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043"> (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
<img width=«96» height=«85» src=«ref-1_825790718-565.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">
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
<img width=«75» height=«49» src=«ref-1_825791848-238.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045"> , (14)
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
<img width=«117» height=«51» src=«ref-1_825792086-325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">, (15)
где Sp – полная расчетная мощность, кВА;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 10.
Таблица 10
Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения
Участок сети
Sр,кВА
Рр,кВт
Iр,А
Тм,час
jэк.,А/мм2
Fэк,мм2
Марка провода
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
<img width=«153» height=«45» src=«ref-1_825792411-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047"> (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
<img width=«127» height=«45» src=«ref-1_825792788-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048"> (17)
Расчёт ведётся для всех участков и сводятся в табл. 11.
Таблица11
Потери напряжения в сети высокого напряжения
Участоксети
Марка
провода
Р,кВт
rо,Ом/км
Q,квар
хо,Ом/км
L,км
DU,В
DU,%
РТП — ТП №3 (ст. Донская)
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
продолжение
--PAGE_BREAK--
Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле
<img width=«305» height=«55» src=«ref-1_825793130-1171.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">, (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
<img width=«129» height=«49» src=«ref-1_825794301-358.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">, (19)
где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.
реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле
<img width=«167» height=«37» src=«ref-1_825794659-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">, (20)
где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.
Коэффициент мощности определяется по формуле
<img width=«79» height=«53» src=«ref-1_825795063-255.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">, (21)
где Рр –расчётная активная мощность, кВт;
Sр – расчетная полная мощность, кВА.
Трансформаторная подстанция
Расчетные значения
ТП №1
<img width=«46» height=«31» src=«ref-1_825795318-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">0,012 %,
<img width=«49» height=«35» src=«ref-1_825795547-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">6,499 %,
<img width=«66» height=«23» src=«ref-1_825795798-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">0,877,
sin(j)=0,48
<img width=«68» height=«31» src=«ref-1_825796136-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">2,402 %
ТП №2 (ст. малая Донская)
<img width=«46» height=«31» src=«ref-1_825795318-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">0,012 %,
<img width=«49» height=«35» src=«ref-1_825795547-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">6,499 %,
<img width=«66» height=«23» src=«ref-1_825795798-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">0,857,
sin(j)=0,515
<img width=«68» height=«31» src=«ref-1_825796136-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">3,88 %
ТП №3 (ст. Донская)
<img width=«46» height=«31» src=«ref-1_825795318-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">0,012 %,
<img width=«49» height=«35» src=«ref-1_825795547-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">6,499 %,
<img width=«66» height=«23» src=«ref-1_825795798-338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">0,774,
sin(j)=0,633
<img width=«68» height=«31» src=«ref-1_825796136-318.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">3,499 %
Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе
Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.
Потери мощности в линии определяются по формуле
<img width=«148» height=«31» src=«ref-1_825798726-283.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065"> (22)
где I – расчётный ток участка, А;
rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;
L – длина участка, км.
Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле
<img width=«84» height=«19» src=«ref-1_825799009-179.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066"> (23)
где t— время потерь, час.
Время потерь определяется по формуле
<img width=«185» height=«52» src=«ref-1_825799188-504.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067"> (24)
где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [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.]), час.
Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12
Таблица 12
Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения
Участоксети
I,А
ro,Ом/км
L,км
DР,кВт
Тм,час
t,
час
DW,
кВт·ч
РТП — ТП №3 (ст. Донская)
26,459
1,14
3,298
6,926
3400
1885,992
13062,38
РТП — ТП №1
15,953
1,8
2,469
1,885
3400
1885,992
3555,094
РТП — ТП №2 (ст. малая Донская)
24,024
1,14
3,324
5,755
3400
1885,992
10853,883
Итого:
9,091
14,565
27471,356
Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяетсяпо формуле
<img width=«154» height=«51» src=«ref-1_825799692-548.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">, (25)
<img width=«204» height=«51» src=«ref-1_825800240-641.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">, (26)
<img width=«57» height=«28» src=«ref-1_825800881-292.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">0,436 %,
<img width=«57» height=«25» src=«ref-1_825801173-293.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">0,241 %.
Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.
Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле
<img width=«185» height=«33» src=«ref-1_825801466-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072"> (27)
где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 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.]);
DРк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 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.]);
b— коэффициент загрузки трансформатора.
Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле
<img width=«247» height=«33» src=«ref-1_825801832-462.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">, (28)
Трансформаторная подстанция
Расчетные значения
ТП №1
<img width=«64» height=«33» src=«ref-1_825802294-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">12,955 кВт,
<img width=«73» height=«35» src=«ref-1_825802590-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> 36934,947 кВт×ч.
ТП №2 (ст. малая Донская)
<img width=«64» height=«33» src=«ref-1_825802294-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">24,307 кВт,
<img width=«73» height=«35» src=«ref-1_825802590-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> 36946,299 кВт×ч.
ТП №3 (ст. Донская)
<img width=«64» height=«33» src=«ref-1_825802294-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">22,422 кВт,
<img width=«73» height=«35» src=«ref-1_825802590-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079"> 54462,414 кВт×ч.
Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ
Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.
В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.
В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора
<img width=«271» height=«33» src=«ref-1_825804247-557.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> (29)
где <img width=«41» height=«31» src=«ref-1_825804804-162.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> — надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;
<img width=«57» height=«33» src=«ref-1_825804966-202.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082"> — потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;
<img width=«48» height=«33» src=«ref-1_825805168-182.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083"> — потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;
<img width=«20» height=«24» src=«ref-1_825805350-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084"> — конструктивная надбавка трансформатора, %.
Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле
<img width=«371» height=«33» src=«ref-1_825805453-821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">, (30)
Трансформаторная подстанция
Расчетные значения
ТП №1
<img width=«64» height=«39» src=«ref-1_825806274-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">2,688 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,
<img width=«72» height=«32» src=«ref-1_825806548-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">7,696 %, что составляет 28,88 В.
ТП №2 (ст. малая Донская)
<img width=«64» height=«39» src=«ref-1_825806274-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">3,08925 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,
<img width=«72» height=«32» src=«ref-1_825806548-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">4,74 %, что составляет 17,86 В.
ТП №3 (ст. Донская)
<img width=«64» height=«39» src=«ref-1_825806274-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">3,00075 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,
<img width=«72» height=«32» src=«ref-1_825806548-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">5,501 %, что составляет 20,9 В.
Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ
Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.
Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле
<img width=«161» height=«81» src=«ref-1_825808062-622.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">, (31)
где g— удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2);
DUдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;
Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт;
Li – длина i-го участка сети, м;
Uном – номинальное напряжение сети, В.
Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
<img width=«177» height=«27» src=«ref-1_825808684-335.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">,
где DUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.
реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
<img width=«167» height=«59» src=«ref-1_825809019-554.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">,
где Qi – реактивная мощность i-го участка сети, квар;
Li – длина i-го участка сети, км;
хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:
<img width=«250» height=«76» src=«ref-1_825809573-1069.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095"> (32)
Для повышения пропускной способности и уменьшения сечения проводов у потребителей, имеющих большую реактивную мощность (25 и более квар) устанавливается поперечная емкостная компенсация.
Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле
<img width=«128» height=«25» src=«ref-1_825810642-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">,
где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.
Таблица 13 Компенсация реактивной мощности сети 0,38 кВ
Участок сети
Рд, кВт
Qд, квар до компенсации
Qд, квар после компенсации
Sд, кВА
Рв, кВт
Qв, квар до компенсации
Qв, квар после компенсации
Sв, кВА
Компенсатор
тип/мощность
ТП №1
617 — 604
0,9
0,4
0,4
0,984
2,5
0,9
0,9
2,657
-
383 — 617
2,7
1,5
1,5
3,088
6,5
2,92
2,92
7,125
-
540 — 338
12
10
10
15,62
12
10
10
15,62
-
561 — 540
27,3
16
16
31,643
18
12,4
12,4
21,857
-
561 — 508
5
5
8
8
-
177 — 561
35,1
19
19
39,912
27,6
15,4
15,4
31,605
-
383 — 509
8
8
15
15
-
517 — 383
12,2
4,9
4,9
13,147
20,7
5,8
5,8
21,497
-
ТП — 517
37,9
12
12
39,754
33,2
9,6
9,6
34,56
-
314 — 360
30
25
25
39,051
3
3
-
314 — 615
1,7
1,07
1,07
2,008
4
2,05
2,05
4,494
-
177 — 328
25
23
23
33,97
1
1
-
188 — 177
89,2
71,2
21,2
91,684
68,3
54,8
4,8
68,468
ККУ-0,4-50У3/50
188 — 314
34,2
27,7
27,7
44,01
6,6
2,05
2,05
6,911
-
ТП — 188
131
104,6
54,6
141,923
72,5
56,3
6,3
72,773
-
541 — 545
50
20
20
53,851
20
10
10
22,36
-
371 — 541
72,8
29,2
29,2
78,437
29,2
13
13
31,963
-
553 — 371
78,8
33,4
33,4
85,586
32,2
15,4
15,4
35,693
-
ТП — 553
81,2
33,4
33,4
87,8
34,6
15,4
15,4
37,872
-
502 — 517
30
9
9
31,32
20
6
6
20,88
-
526 — 502
36,7
9
9
37,787
22,4
6
6
23,189
-
ТП — 526
40,3
10,8
10,8
41,722
33,6
13,6
13,6
36,248
-
ТП — 536
4
4
4
4
-
ТП — 352
3
2
2
3,605
1
1
-
ТП №2 (ст. малая Донская)
618 — 1
75
65
40
85
45
40
15
47,434
УКН-0,4-25/25
520 — 561
8
5
5
9,433
8
5
5
9,433
-
544 — 520
39,8
28
28
48,662
19,8
5
5
20,421
-
21 — 169
80
80
80
80
-
544 — 21
145
80
55
155,08
114
40
15
114,982
УКН-0,4-25/25
20 — 544
188,1
105
80
204,405
132,4
44,8
19,8
133,872
-
20 — 547
70
35
35
78,262
45
20
20
49,244
-
20 — 618
76,8
65,9
40,9
87,011
48,6
41,5
16,5
51,324
-
ТП — 20
334,2
207,8
117,5
354,253
218,6
101
10,5
218,852
ККУ-0,4-50У3/50
552 — 22
35
30
30
46,097
25
20
20
32,015
-
110 — 552
38,6
30
30
48,887
28,6
20
20
34,899
-
110 — 152
10
5
5
11,18
10
4
4
10,77
-
110 — 613
1,3
0,92
0,92
1,592
3
1,75
1,75
3,473
-
ТП — 110
77,7
55,6
30,6
83,508
71,2
49,1
24,1
75,168
УКН-0,4-25/25
ТП — 547
70
35
35
78,262
45
20
20
49,244
-
ТП №3 (ст. Донская)
347 — 377
45
40
40
60,207
20
16
16
25,612
-
1 — 4
240
210
110
264,007
120
105
5
120,104
УКМ58-0,4-100-33 1/3 У3/100
ТП — 20
65
55
35
73,824
35
25
5
35,355
ККУ-0,4-20У3/20
347 — 21
90
80
55
105,475
50
40
15
52,201
УКН-0,4-25/25
1 — 347
128,2
82,5
57,5
140,504
63,1
49,8
24,8
67,798
-
ТП — 1
384,2
312,3
169,1
419,767
194
165,5
22,2
195,266
УКН-0,4-25/25
1 — 201
20
10
10
22,36
10
4
4
10,77
-
2 — 1
87,5
71
46
98,854
51
42,4
17,4
53,886
УКН-0,4-25/25
ТП — 2
182
154,4
79,4
198,565
99,7
88,8
13,8
100,65
ККУ-0,4-50У3/50
Таблица 14
Определение расчетных сечений и типа проводов
Участок сети
Расчетное сечение провода, мм
Марка провода
Фактическая потеря напряжения, В
ТП №1
617 — 604
0,065
AC-16
0,119
383 — 617
0,573
AC-16
1,052
540 — 338
2,671
AC-16
5,018
561 — 540
2,728
AC-16
4,968
561 — 508
0,506
AC-16
0,852
177 — 561
9,165
AC-16
16,066
383 — 509
1,349
AC-16
2,273
517 — 383
3,668
AC-16
6,501
ТП — 517
22,45
AC-25
24,289
314 — 360
5,518
AC-16
10,139
314 — 615
0,633
AC-16
1,175
177 — 328
4,306
AC-16
8,059
188 — 177
15,585
AC-16
26,355
188 — 314
6,28
AC-16
11,448
ТП — 188
45,07
AC-50
25,051
541 — 545
4,432
AC-16
7,831
371 — 541
6,936
AC-16
12,14
553 — 371
7,301
AC-16
12,788
ТП — 553
23,238
AC-25
25,166
502 — 517
2,72
AC-16
4,774
526 — 502
3,433
AC-16
5,971
ТП — 526
10,199
AC-16
17,489
ТП — 536
1,541
AC-16
2,596
ТП — 352
0,834
AC-16
1,554
ТП №2 (ст. малая Донская)
618 — 1
37,571
AC-50
13,367
520 — 561
1,177
AC-16
1,339
544 — 520
5,662
AC-16
6,322
21 — 169
10,233
AC-16
10,616
544 — 21
20,121
AC-25
13,548
20 — 544
56,308
AC-70
14,238
20 — 547
34,142
AC-35
16,569
20 — 618
31,747
AC-35
15,582
ТП — 20
446,853
AC-500
15,451
552 — 22
4,817
AC-16
5,494
110 — 552
13,16
AC-16
14,043
110 — 152
2,261
AC-16
2,514
110 — 613
0,512
AC-16
0,592
ТП — 110
52,8
AC-70
13,449
ТП — 547
24,322
AC-25
16,193
ТП №3 (ст. Донская)
347 — 377
27,319
AC-35
16,252
1 — 4
207,725
AC-240
18,694
ТП — 20
24,594
AC-25
18,997
347 — 21
63,477
AC-70
18,419
1 — 347
89,215
AC-95
19,081
ТП — 1
185,01
AC-240
17,506
1 — 201
8,428
AC-16
10,566
2 — 1
19,266
AC-25
15,242
ТП — 2
141,497
AC-150
19,307
Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 15
Таблица 15
Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ
Участок
сети
S,
кВА
Р,
кВт
I,А
ro,
Ом/км
L,м
DР,
кВт
Тм,
час
t,час
DW,
кВтч
ТП №1
617 — 604
0,984
0,9
1,495
1,8
26
1300
565,1
383 — 617
3,088
2,7
4,691
1,8
75,312
0,008
1300
565,1
4,5
540 — 338
15,62
12
23,732
1,8
77,524
0,235
1700
757,1
177,9
561 — 540
31,643
27,3
48,076
1,8
35
0,436
2200
1036,6
451,9
561 — 508
5
5
7,596
1,8
36
0,011
1300
565,1
6,2
177 — 561
39,912
35,1
60,64
1,8
88,639
1,76
2200
1036,6
1824,4
383 — 509
8
8
12,154
1,8
60
0,047
1300
565,1
26,5
517 — 383
13,147
12,2
19,974
1,8
105,437
0,227
1700
757,1
171,8
ТП — 517
39,754
37,9
60,399
1,14
197,194
2,46
2200
1036,6
2550
314 — 360
39,051
30
59,331
1,8
62,649
1,19
2200
1036,6
1233,5
314 — 615
2,008
1,7
3,05
1,8
132,098
0,006
1300
565,1
3,3
177 — 328
33,97
25
51,612
1,8
59,008
0,848
2200
1036,6
879
188 — 177
91,684
89,2
139,299
1,8
60
6,286
2800
1429,7
8987
188 — 314
44,01
34,2
66,866
1,8
62,265
1,503
2200
1036,6
1558
ТП — 188
141,923
131
215,629
0,576
103,657
8,328
3200
1726,9
14381,6
541 — 545
53,851
50
81,818
1,8
31
1,12
2200
1036,6
1160,9
371 — 541
78,437
72,8
119,172
1,8
33
2,53
2800
1429,7
3617,1
553 — 371
85,586
78,8
130,034
1,8
32
2,921
2800
1429,7
4176,1
ТП — 553
87,8
81,2
133,398
1,14
93,219
5,673
2800
1429,7
8110,6
502 — 517
31,32
30
47,585
1,8
32
0,391
2200
1036,6
405,3
526 — 502
37,787
36,7
57,411
1,8
33
0,587
2200
1036,6
608,4
ТП — 526
41,722
40,3
63,39
1,8
87,7
1,902
2200
1036,6
1971,6
ТП — 536
4
4
6,077
1,8
137,046
0,027
1300
565,1
15,2
ТП — 352
3,605
3
5,477
1,8
98,436
0,015
1300
565,1
8,4
Итого
1758,184
38,511
52329,2
ТП №2 (ст. малая Донская)
618 — 1
85
75
129,144
0,576
92,021
2,652
2800
1429,7
3791,5
520 — 561
9,433
8
14,331
1,8
32,015
0,035
1300
565,1
19,7
544 — 520
48,662
39,8
73,934
1,8
30,016
0,886
2200
1036,6
918,4
21 — 169
80
80
121,547
1,8
28,017
2,235
2800
1429,7
3195,3
544 — 21
155,08
145
235,619
1,14
28,319
5,376
3200
1726,9
9283,8
20 — 544
204,405
188,1
310,561
0,412
53,31
6,355
3200
1726,9
10974,4
20 — 547
78,262
70
118,906
0,83
91,787
3,231
2800
1429,7
4619,3
20 — 618
87,011
76,8
132,199
0,83
77,897
3,389
2800
1429,7
4845,2
ТП — 20
354,253
334,2
538,231
0,045
116,758
4,566
3400
1885,9
8611
552 — 22
46,097
35
70,037
1,8
29
0,768
2200
1036,6
796,1
110 — 552
48,887
38,6
74,276
1,8
68
2,025
2200
1036,6
2099,1
110 — 152
11,18
10
16,986
1,8
49,01
0,076
1300
565,1
42,9
110 — 613
1,592
1,3
2,418
1,8
86,122
0,002
1300
565,1
1,1
ТП — 110
83,508
77,7
126,877
0,412
124,071
2,468
2800
1429,7
3528,4
ТП — 547
78,262
70
118,906
1,14
68,147
3,295
2800
1429,7
4710,8
Итого
974,49
37,359
57437
ТП №3 (ст. Донская)
347 — 377
60,207
45
91,475
0,83
125,143
2,607
2200
1036,6
2702,4
1 — 4
264,007
240
401,117
0,12
114,947
6,657
3200
1726,9
11495,9
ТП — 20
73,824
65
112,163
1,14
85,331
3,671
2800
1429,7
5248,4
347 — 21
105,475
90
160,252
0,412
130,633
4,146
2800
1429,7
5927,5
1 — 347
140,504
128,2
213,473
0,308
127,8
5,381
3200
1726,9
9292,4
ТП — 1
419,767
384,2
637,769
0,12
68,7
10,059
3400
1885,9
18970,2
1 — 201
22,36
20
33,972
1,8
102,956
0,641
1700
757,1
485,3
2 — 1
98,854
87,5
150,193
1,14
51,009
3,935
2800
1429,7
5625,8
ТП — 2
198,565
182
301,688
0,194
124,087
6,573
3200
1726,9
11350,9
Итого
930,606
43,67
71098,8
Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий
Проектируемые объекты находятся в III климатическом районе по ветровым нагрузкам и в III климатическом районе по гололёду.
Для воздушной линии электропередач напряжением 35, 10, 6 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры максимальный габаритный пролёт которых для данного климатического района составляет 125 м.
Участок РТП — ТП №3 (ст. Донская): Длина участка – 2,469 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 — промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 20. Пролёт между опорами составляет 123 м.
Участок РТП — ТП №1: Длина участка – 3,324 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 — промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 27. Пролёт между опорами составляет 123 м.
Участок РТП — ТП №2 (ст. малая Донская): Длина участка – 3,298 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 – анкерная опора УБ35-1в и №2 – 21 — промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 27. Пролёт между опорами составляет 122 м.
Для воздушной линии электропередач напряжением 0,38 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры, максимальный пролёт которых для данного климатического района и провода марки АС составляет 35 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 — 604, длина линии – 26 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 26 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 383 — 617, длина линии – 75,312 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 540 — 338, длина линии – 77,524 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 561 — 540, длина линии – 35 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 17 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 561 — 508, длина линии – 36 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 18 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 177 — 561, длина линии – 88,639 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 383 — 509, длина линии – 60 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 517 — 383, длина линии – 105,437 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 26 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 517, длина линии – 197,194 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 6. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 314 — 360, длина линии – 62,649 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 314 — 615, длина линии – 132,098 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 33 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 177 — 328, длина линии – 59,008 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 188 — 177, длина линии – 60 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 188 — 314, длина линии – 62,265 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 188, длина линии – 103,657 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 541 — 545, длина линии – 31 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 371 — 541, длина линии – 33 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 33 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 553 — 371, длина линии – 32 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 553, длина линии – 93,219 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 502 — 517, длина линии – 32 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 526 — 502, длина линии – 33 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 33 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 526, длина линии – 87,7 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 536, длина линии – 137,046 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 352, длина линии – 98,436 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 618 — 1, длина линии – 92,021 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 520 — 561, длина линии – 32,015 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 544 — 520, длина линии – 30,016 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 21 — 169, длина линии – 28,017 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 544 — 21, длина линии – 28,319 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 — 544, длина линии – 53,31 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 26 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 — 547, длина линии – 91,787 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 20 — 618, длина линии – 77,897 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 20, длина линии – 116,758 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 552 — 22, длина линии – 29 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 — 552, длина линии – 68 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 — 152, длина линии – 49,01 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 24 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети 110 — 613, длина линии – 86,122 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 110, длина линии – 124,071 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2 (ст. малая Донская). Участок сети ТП- 547, длина линии – 68,147 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 347 — 377, длина линии – 125,143 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 — 4, длина линии – 114,947 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 20, длина линии – 85,331 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 347 — 21, длина линии – 130,633 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 — 347, длина линии – 127,8 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 1, длина линии – 68,7 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 1 — 201, длина линии – 102,956 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети 2 — 1, длина линии – 51,009 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 25 м.
Трансформаторная подстанция ТП №3 (ст. Донская). Участок сети ТП- 2, длина линии – 124,087 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 – концевая опора К1-4 и №2 – 9 — промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Расчёт токов короткого замыкания
По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений.
Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.
Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены в папке и соответственно называются «Схема короткого замыкания и схемы замещения».
Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети
Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения удаленных ТП.
Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн.=1,05Uном
Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле
<img width=«105» height=«49» src=«ref-1_825810901-424.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097"> продолжение
--PAGE_BREAK--, (33)
где Z – полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.
<img width=«233» height=«35» src=«ref-1_825811325-688.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">, (34)
где rл – активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;
хл – реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;
хсист – реактивное сопротивление системы, Ом.
<img width=«119» height=«59» src=«ref-1_825812013-451.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099">, (35)
Sк – мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.
Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле
<img width=«124» height=«49» src=«ref-1_825812464-483.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">. (36)
Ударный ток определяется по формуле
<img width=«151» height=«32» src=«ref-1_825812947-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">, (37)
где куд – ударный коэффициент, который определяется по формуле
<img width=«13» height=«25» src=«ref-1_825813394-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102"><img width=«117» height=«64» src=«ref-1_825813467-369.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">, (38)
где Та – постоянная времени затухания определяется по формуле
<img width=«97» height=«51» src=«ref-1_825813836-465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104"> (39)
Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 16
Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ
Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП и в конце каждой отходящей линии.
За основное напряжение принимается напряжение, равное Uосн=1,05Uном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле
<img width=«251» height=«43» src=«ref-1_825814301-790.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">, (40)
где хтр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом;
rтр – активное сопротивление трансформатора, Ом.
Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле
<img width=«197» height=«59» src=«ref-1_825815091-849.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">, (41)
где Uк.р.% – реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; Sном. – мощность трансформатора 35/0,4 кВА.
Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле
<img width=«192» height=«56» src=«ref-1_825815940-838.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">, (42)
где Uк.а.% – активная составляющая тока короткого замыкания, %;
Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле
<img width=«169» height=«77» src=«ref-1_825816778-779.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108"> (43)
где zтр /3 – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[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.]);
zп – полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом.
<img width=«240» height=«39» src=«ref-1_825817557-740.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109"> (44)
где rФ – активное сопротивление фазного провода, Ом;
rN – активное сопротивление нулевого провода, Ом;
xФ – реактивное сопротивление фазного провода, Ом;
xN – реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;
Составим расчетные схемы замещения КЗ.
Схема ВВ сети
<img width=«308» height=«415» src=«ref-1_825818297-15479.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">
ТП1
<img width=«674» height=«846» src=«ref-1_825833776-96899.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">
ТП2
<img width=«576» height=«670» src=«ref-1_825930675-60463.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">
ТП3
<img width=«482» height=«353» src=«ref-1_825991138-34902.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">
Таблица 16
Результаты расчётов токов короткого замыкания высоковольтной сети
Таблица 17
Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций
Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий
Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом, выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис.
<img width=«630» height=«203» src=«ref-1_826026040-2162.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114"> продолжение
--PAGE_BREAK--
Рис. Однолинейная упрощённая схема КРУН.
Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные. Место установки – РТП.
Таблица 18
Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока
Исходные данные места установки
Параметры
выключателя
Параметры
разъединителя
Параметры
Трансформатора
тока
Тип ВП-35
Тип РНД(З)-35/1000
Тип ТПОЛ-35
Uном = 35 кВ
35 кВ
35 кВ
35 кВ
Iном =66,436 А
0,4 кА
1000 А
400 А
<img width=«44» height=«29» src=«ref-1_826028202-161.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115"> 3,153 кА
5 кА
-
-
<img width=«60» height=«36» src=«ref-1_826028363-253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116"> 8,919 кА
16 кА
64 кА
100 кА
<img width=«63» height=«29» src=«ref-1_826028616-211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">
6,3 кА
25 кА
1,6 кА
продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по производству
Реферат по производству
Установка для статической балансировки роторов методом прямого измерения статического момента
2 Сентября 2013
Реферат по производству
Оценка риска для сегмента трубопроводов
2 Сентября 2013
Реферат по производству
Защита нефтепромысловых трубопроводов от коррозии
2 Сентября 2013
Реферат по производству
Кристаллизация сталей и твердофазные превращения в сталях Выделение аустенита феррита цементита
2 Сентября 2013