Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ




СОДЕРЖАНИЕ

 

1.Расчет электрических нагрузок населенного пункта ………….…...…….…3

2.Определение мощности и выбор трансформаторов ……….………….….....8

3.Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ ….…....…....9

4.Построение таблицы отклонений напряжения ………………..…….……..12

5.Электрический расчет воздушной линии напряжением 0,38 кВ .………...16

6.Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ,

10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ …………………………..……...…………..20

7.Расчет токов короткого замыкания …………………………………………21

8.Выбор оборудования подстанции ТП1 …………………….……………….25

9.Защита от токов короткого замыкания ………………….………………….26

10.Согласование защит.………………………………………………………...33

11.Технико-экономическая часть…………………………...…………………36

Список использованной литературы ……………….………...…….………..39


       

            Выбора варианта задания на курсовое проектирование:

 

Номеру зачетной книжки студента 13159 соответствует код 159.

По заданному коду 159 из табл. 1 определяется вариант задания – 613, которому соответствует схема №4 ВЛ 10 кВ с расчетным населенным пунктом №6 и схема №3 сети 0,38 кВ.

Первая цифра кода –5 определяет четвертое задание по масштабам для схем ВЛ 10 кВ и сети 0,38 кВ.

На схемах ВЛ 10 кВ (приложение Г) приняты следующие условные обозначения:

 - заданные отклонения напряжения на шинах 10 кВ районной подстанции 35/10 кВ в максимальном (100% нагрузка) и минимальном (25% нагрузка) режимах;

 - заданное значение мощности короткого замыкания на шинах 10 кВ РТП 35/10 кВ;

 


     5 - номер населенного пункта;

 

 - расчетная активная мощность дневного (100 кВт) и вечернего (160 кВт) максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; в скобках указана расчетная активная мощность производственных потребителей, соответственно, для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

 

 

 

1.Расчет электрических нагрузок

населенного пункта

 

                                                                                                               Таблица 1.1

п/п

Потребитель

Расчетная мощность

Координаты

РД, кВт РВ, кВт cosjД о.е. cosjВ о.е. SД, кВА SВ, кВА X, о.е. Y, о.е.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Плотницкая 10 1 0,75 0,78 10,001 1 452 -46
2 Склад концентрированных кормов с дробилкой: ДКУ-2                                                25 1 0,75 0,78 25,002 1 452 -71
3 Гараж с профилакторием:                            на 10 автомашин 20 10 0,75 0,78 20,001 10,001 438 0
4 Начальная школа: на 80 учащихся   7 2 0,92 0,96 7,001 2 297 -70
5 Спальный корпус школы-интерната:                                                                            на 80 мест 8 15 0,92 0,96 8,001 15,002 297 -125
6 Детские ясли-сад:                                       на 25 мест 4 3 0,92 0,96 4,001 3 297 -181
7 Административное здание:                        на 70 рабочих мест 35 15 0,92 0,96 35,004 15,002 0 -222
8 Магазин на 4 рабочих места:                                                         промтоварный 6 6 0,92 0,96 6,001 6,001 0 -95
9 Баня:                                       на 5 мест 3 3 0,92 0,96 3 3 0 -157
10 Жилой дом:                               одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 36 -157
11 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 36 -222
12 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 36 -285
13 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 231 -32
14 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 232 -70
15 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 232 -103
16 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 232 -135
17 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 232 -175
18 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 232 -214
19 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 232 -251
20 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 297 -14
21 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 312 -224
22 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 312 -251
23 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 372 -251
24 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 437 -136
25 Жилой дом:                                0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 437 -188
                   
26 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 437 -241
27 Жилой дом:                           одноквартирный 0,54 1,8 0,92 0,96 0,54 1,8 452 -94
28 Жилой дом:                             четырехквартирный 2,2 7,2 0,92 0,96 2,2 7,2 97 0
29 Жилой дом:                             четырехквартирный 2,2 7,2 0,92 0,96 2,2 7,2 164 0
30 Жилой дом:                             четырехквартирный 2,2 7,2 0,92 0,96 2,2 7,2 231 0
31 Жилой дом:                         восьмиквартирный   4,3   14,4 0,92 0,96   4,3   14,4 87 -45
32 Жилой дом:                                восьмиквартирный     4,3     14,4     0,92     0,96   4,3   14,4     154     -45
33 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем: на 200 коров 17   17 0,75 0,78 17,002 17,002 -164 115
34 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем:на 200 коров 17   17 0,75 0,78 17,002 17,002 -195 115
35 Кормоцех фермы КРС                           на 800-1000 голов   50   50 0,70 0,75 50,004 50,004 -247 115
36 Кормоцех фермы КРС                           на 800-1000 голов   50   50 0,70 0,75 50,004 50,004 -279 115    
37 Кормоцех фермы КРС                           на 800-1000 голов   50   50 0,70 0,75 50,004 50,004 -257 21
38 Овощекартофелехранилище: на 300-600 т                                            6   2 0,70 0,75 6,001 2,0002 -156 -80
39 Склад рассыпных и гранулированных кормов емкостью:           200 т                                                 20     1   0,70 0,75 20,002 1 -221 -18
40 Столярный цех 15 1 0,75   0,78 15,001 1 -244 -140

Таблица 1.1 заполняется следующим образом:

Во втором столбце указываются наименования всех потребителей (приложение Е) согласно их условным обозначениям на расчетной схеме сети 0,38 кВ (приложение Д).

В третий и четвертый столбцы таблицы записываются значения расчетной активной нагрузки дневного и вечернего максимумов потребителей из приложения Е.

В пятый и шестой столбцы таблицы вносятся значения коэффициентов мощности потребителей, которые можно брать из таблицы 3.7 [1,2].

Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки рассчитываются по формуле

                                                           

после чего вносятся в соответствующие столбцы (7 и 8) таблицы.

В девятый и десятый столбцы вносятся координаты центра нагрузки каждого из потребителей, взятые с плана населенного пункта. При этом за координаты центра нагрузки потребителя принимают координаты геометрического центра условного обозначения потребителя. В дальнейшем координаты центра нагрузки потребителя для упрощения называются просто координатами потребителя.

Суммарная расчетная мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется в следующей последовательности:

1.Для одинаковых потребителей (производственных или жилых домов), имеющих одну и ту же расчетную нагрузку, суммарная нагрузка дневного и вечернего максимумов определяется по формуле:

                                            ,                                              (1.2)

где Рn – расчетная нагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт;

Р – расчетная нагрузка одного потребителя, кВт;

ko – коэффициент одновременности, значение которого рекомендуется брать из таблицы Зона: Жилые одноквартирные дома

   

 

Жилые четырехквартирные дома:

   

Жилой восьмиквартирный дома:

      

Коровник привязного содержания с

механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем:

на 200 коров                                                                  

 

2.Расчетная мощность дневного максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:

                                                  

где РБ – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт;

m – число потребителей и групп одинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются;

Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – добавки, определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей, кВт; берутся из таблицы 3.6 [1,2].

(кВт).

3.Определяется нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории хозяйственных дворов:

                                      ,                                          

где РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт;

рудУО – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м; в курсовом проекте рекомендуется принять рудУО=6 Вт/м;

LУ – суммарная длина улиц населенного пункта, м; принимается в соответствии с масштабом по плану населенного пункта(1111м);

РНО хд – суммарная нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов, кВт; в курсовом проекте рекомендуется принимать из расчета: 250 Вт на одно помещение и 3 Вт на 1 метр длины периметра двора ,

4.Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:

                   ,                    

где РБ, Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – то же, что и для формулы , только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт;

РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт.

(кВт).

5.Расчетная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки производственных потребителей населенного пункта.

 кВт.

кВт.

 Вт.

 

     

6.Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта.

где  - расчетная нагрузка комунально - бытовых потребителей.

кВт.

кВт.

.

.

.

.

7.Расчетная полная мощность (Sр, кВА) дневного и вечернего максимума нагрузки всех потребителей населенного пункта.

 кВА.

 кВА.

 

2.Определение мощности и выбор

трансформаторов

 

Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:

                                     ,                                          (2.1)

где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА;

F – площадь населенного пункта, км2;

DU – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %;

В – коэффициент, %/кВА*км2.

Для ВЛ 0,38 кВ принимается DU = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА*км2.

Полученное значение «nтп» округляется в большую или меньшую сторону по конструктивным соображениям. С учетом заданий по масштабам для сети 0,38 кВ протяженность населенного пункта превышает 0,5 км, поэтому рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций.

Сгруппируем потребители населенного пункта в две зоны:

1. Производственная зона Sном=250 кВА.

2. Коммунально-бытовая зона Sном=100 кВА.

 

Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей (таблица 1.1), с использованием формул:

                                                            (2.2)

где n – число потребителей для каждой выбранной зоны;

Si – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА; берется из таблицы 1.1;

Xi, Yi – координаты «i»-того потребителя из таблицы 1.1.

Расположение ТП корректируется по месту на плане населенного пункта с учетом возможности подхода ВЛ 10 кВ и выхода ВЛ 0,38 кВ. Это место должно быть свободно от застроек.

После определения числа, мощности и места установки потребительских ТП их наносят на план населенного пункта. Каждой подстанции присваивают порядковый номер по месту расположения на плане слева направо.



Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ

 

Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии.

Расчет рекомендуется выполнять в следующей последовательности.

3.1.Составляется схема (конфигурация) ВЛ 10 кВ на плане местности. При этом населенные пункты на плане местности соединяют прямыми линиями, а один из них (находящийся в начале линии) соединяют прямой линией с шинами 10 кВ РТП 35/10 кВ.

3.2.На плане с учетом заданного масштаба определяются длины участков линии 10 кВ. Длина каждого участка ВЛ 10 кВ (в километрах) определяется с учетом заданного масштаба между центрами окружностей, обозначающих соединяемые населенные пункты, и указывается на плане местности.

3.3.Результаты дальнейших расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1.

 

                                                                                                             Таблица 3.1

Участок

ВЛ 10 кВ

Расчетная активная мощность

участка, кВт

РДПДО

РВПВО

Номер

Длина, км

Днем

Вечером

РДО РДП РВО РВП
1 2 3 4 5 6 7 8
0-4 0,5 1052,39 1057,04 519,42 542,651 0,99 0,91
2-4 5,7 1009,32 984,49 517,134 517,946 0,96 0,875
5-2 8,5 540 468 333 288 0,85 0,875
3-2 3,9 528,3 536,31 238,77 256,995 0,94 0,957
1-3 3,1 387 495,9 195,3 215,55 0,79 1,02
6-1 7,2 270 351 117 139,5 0,933 1,03

 

                                                                                   Продолжение таблицы 3.1

cosjД

cosjВ

tgjД

tgjВ

Расчетная мощность

Рабочий

ток,

А

Реактивная,

квар

Полная,

кВА

QД QВ SД SВ IД IВ
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
0,80 0,85 0,75 0,61 789,3 316,85 1315,5 611,08 75 35
0,82 0,87 0,69 0,56 696,4 289,6 1230,9 594,41 71 34
0,81 0,86 0,72 0,59 388,8 196,5 666,7 387,21 38,49 0,02
0,75 0,82 0,88 0,56 464,7 133,8 704,4 291,18 40 16
0,76 0,83 0,85 0,67 328,9 130,9 509,2 259,69 29 15
0,76 0,83 0,85 0,67 229,5 78,39 355,3 140,96 20 8

 

                                                                                         Окончание таблицы 3.1

Марка и

сечение

провода

Потери напряжения, %

Потери

энергии,

кВт.ч

Днем

Вечером

На участке От шин 10 кВ до конца участка На участке От шин 10 кВ до конца участка
19 20 21 22 23 24
АС70 0,38 0,38 0,17 0,17 6733,125
АС70 3,97 4,35 1,88 2,05 68788
АС70 3,22 7,57 1,84 3,89 30864
АС70 1,57 9,14 0,59 4,48 14938,6
40АС70 0,9 10,04 0,41 4,89 6241,4
АС70 1,464 11,504 1,35 6,24 6894,7

 

Таблица 3.1 заполняется в следующей последовательности:

В столбце 1 проставляются условные номера участков ВЛ 10 кВ, начиная с конечных и заканчивая головными участками. Каждый участок линии обозначается двумя цифрами по номерам населенных пунктов, которые он соединяет. Шинам 10 кВ РТП 35/10 кВ присваивается номер 0. Например, участок линии 2-5 находится между населенными пунктами 2 и 5.

В столбце 2 указывается длина (в км) каждого участка ВЛ 10 кВ, определенная по п.3.2.

В столбцах 3, 4, 5 и 6 таблицы 3.1 проставляются расчетные активные нагрузки (дневного и вечернего максимума) всех потребителей (РДО, РВО) и производственных потребителей (РДП, РВП), которые на каждом из участков ВЛ 10 кВ определяются попарным суммированием с помощью коэффициента одновременности или табличных добавок. Коэффициент одновременности при сложении: двух нагрузок kо=0,9; трех нагрузок kо=0,85.

     

На расчетной схеме точки 0, 1…6 обозначают шины 10 кВ и населенные пункты 1…6, а Р1…Р6 – расчетные нагрузки (РДО, РВО, РДП, РВП) указанных населенных пунктов. Расчет начинаем с конечных пунктов 5 и 6: нагрузка на участках 1-6 и 2-5 равна нагрузке населенных пунктов 6 и 5. На участках 3-2 и 5-2 нагрузка определится сложением пар нагрузок: Р2, Р3-1 и Р2, Р5-2. Если слагаемые нагрузки отличаются по значению менее чем в четыре раза, то они складываются с помощью коэффициента одновременности по формуле, аналогичной (1.2). Например:

Р6-1= kо61)=0,9(Р61)=0,9(100+200)=270.

Если слагаемые нагрузки отличаются по значению более чем в четыре раза, то они складываются с помощью добавок по формуле, аналогичной (1.3). Например, если Р2>4Р2-6, то Р3-22доб 2-6.

Нагрузка на участке 2-4 определится сложением трех нагрузок: Р4, Р3-2 и Р5-2 по тем же правилам, а нагрузка на головном участке 0-1 – сложением нагрузок Р4 и Р2-4. Указанную процедуру сложения необходимо выполнить для нагрузок РДО, РДП, РВО и РВП по всем участкам ВЛ 10 кВ.

          Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам:

                                                                                                       

                                                       ,                                                   

после чего вписываются в соответствующие столбцы таблицы 3.1. В формулах (3.1) и (3.2) «РО» – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos j» и «tg j» берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1.

В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:

                                                     ,                                               

где Uном=10 кВ – номинальное напряжение линии.

В столбец 19 таблицы 3.1 записывается выбранная марка и сечение проводов на каждом участке ВЛ 10 кВ. Сечение проводов в курсовом проекте рекомендуется определять по экономической плотности тока:

                                                         ,                                                   

где jЭК=1,3 А/мм2 – экономическая плотность тока, выбранная по таблице 5.1 [1,2]. Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного и должно быть скорректировано по требованиям к механической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 35 мм2 для отпаек. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируется не более трех различных сечений проводов.

Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.

 

                                                                                                             Таблица 3.2

Провод Dср, мм r0, Ом/км х0, Ом/км Iраб макс, А Iдоп, А
1 2 3 4 5 6
АС70/11 2000 0,420 0,392 75 265
АС70/11 2000 0,420 0,392 71 265
АС70/11 2000 0,420 0,392 38 265
АС70/11 2000 0,420 0,392 40 265
АС70/11 2000 0,420 0,392 29 265
АС70/11 2000 0,420 0,392 20 265

 

Значения «r0» для выбранных марок проводов рекомендуется принимать по приложению 1 [1,2], а «х0» – по приложению 14, 15 [1,2] с учетом среднего геометрического расстояния между проводами, которое для ВЛ 10 кВ можно принять Dср=1500 - 2000 мм. В столбце 5 указывается максимальный рабочий ток на участках линии, где принята указанная марка провода. В столбце 6 – допустимый длительный ток для выбранного провода, значение которого рекомендуется брать по приложению 4 [1,2]. Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева:

.

На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения:

                                       .                                

где , Р и Q – длина участка и мощности, передаваемые по участку, берутся из таблицы 3.1, а r0 и x0 – из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ. Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах:

                                                                         

а затем вписать в соответствующие столбцы (20 или 22) таблицы 3.1.

Потери напряжения от шин 10 кВ до конца расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. Полученные результаты вписываются в столбцы 21 и 23 таблицы 3.1.

В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле:

, кВт*ч                                   

где t - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [1] или 14.3 [2].

Потери энергии по всей линии подсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках ВЛ 10 кВ.

 

                       4.Построение таблицы отклонений напряжения

 

Таблица отклонений напряжения в курсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций.

Таблица составляется для подстанций ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТПБ), удаленного (ТПУ) и расчетного (ТПР) населенных пунктов (таблица 4.1).

При заполнении таблицы необходимо помнить, что:

1)отклонения напряжения на шинах 10 кВ, шинах 0,4 кВ и на зажимах удаленного потребителя могут иметь знак плюс, минус или быть равны нулю;

2)ближайший потребитель считается подключенным к шинам 0,4 кВ;

3)надбавка трансформатора может принимать пять фиксированных значений: +10; +7,5; +5; +2,5; 0%;

4)потеря напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ, а также в трансформаторе записывается в таблицу со знаком минус;

5)в режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети уменьшается в четыре раза;

6)за допустимую потерю напряжения в линии 0,38 кВ принимается наружная составляющая потери напряжения: DUДОП ВЛ0,38=DU¢ВЛ0,38;

7)внутреннюю составляющую потери напряжения (DU¢¢ВЛ0,38) в линии 0,38 кВ для курсового проекта рекомендуется принимать равной 2%;

8)потеря напряжения в трансформаторах потребительских подстанций при 100% нагрузке составляет 4-5%. В курсовом проекте рекомендуется принимать ΔUТ=4% для режима максимальных нагрузок (100%).

 

                                                                                                                  Таблица 4.1

Элемент сети

Обозначение потери и

отклонения напряжения,

%

ТПБ

ТПР

ТПУ

Нагрузка, %

100

25

100 25 100 25

Шины 10 кВ

δUШ10 +6

+2

+5 -1 +6 +2

ВЛ 10 кВ

DUВЛ10 -0,7

-0,17

-6 -1,5 -3,8 -0,95

Тр-р

10/0,38 кВ

Потери DUТ -4

-1

-4 -1 -4 -1
Надбавка δUТ +2,5

+2,5

+7,5 +7,5 -7,5 +7,5

Шины 0,4 кВ

δUШ0,4 +2,8

0,33

+1,5 +4 -4,7 +4,5

 

ВЛ 0,38 кВ

Всего DUВЛ0,38 +7,8

-1,95

-6,5 -1,6 -9,7 -2,43
Наружная DU¢ВЛ0,38 +5,8

-1,45

-4,5 -1,1 -7,7 -1,93
Внутренняя DU¢¢ВЛ0,38 +2

-0,5

-2 -0,5 -2 -0,5

Удаленный потребитель

δUУД.П +5

-1,62

-5 +2,4 -5 +2,1

ГОСТ 13109-97

δUном 5

5

5 5 5 5
                   

 

Рассмотрим порядок составления таблицы отклонений напряжения для подстанции расчетного населенного пункта при следующих исходных данных:  (значение потери напряжения в линии 10 кВ определено по результатам электрического расчета).

4.1. Вписываем исходные данные в таблицу (выделено полужирным шрифтом).

4.2. Потери напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке принимаем равными 4% и вносим это значение в таблицу.

4.3. Потери напряжения в линии 10 кВ и в трансформаторе при 25% нагрузке уменьшаем в четыре раза в сравнении с потерями при 100% нагрузке и вносим в таблицу.

4.4. В режиме максимальных нагрузок (100%) потеря напряжения в элементах сети наибольшая, поэтому на зажимах удаленного потребителя напряжение будет минимальным. Принимаем для удаленного потребителя допустимое по ГОСТ отклонение напряжения, равное «–5%», и вносим его в соответствующую строку таблицы. При этом в линии 0,38 кВ будем иметь максимально возможную потерю напряжения.

4.5. В режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети наименьшая, поэтому на зажимах ближайшего потребителя, подключенного к шинам 0,4 кВ, напряжение будет максимальным. При отклонении напряжения у ближайшего потребителя, равном допустимому по ГОСТ «+5%», будет обеспечена максимально возможная потеря напряжения в линии 0,38 кВ.

4.6. Величина отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ определяется как алгебраическая сумма значений величин всех вышерасположенных строк таблицы. Выбираем надбавку напряжения трансформатора таким образом, чтобы отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ в режиме максимальных (100%) и минимальных (25%) нагрузок было как можно ближе к «+5%», но не превышало этой величины. Для исходных данных такой оптимальной надбавкой трансформатора будет «+7,5%». Эту надбавку вносим в соответствующую строку таблицы для нагрузки 100% и 25%.

4.7. Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при максимальной нагрузке (100%) связана с отклонениями напряжения в начале линии (на шинах 0,4 кВ) и в конце линии (у удаленного потребителя) следующим соотношением:

                                   ,                               (4.1)

поэтому:                             DUВЛ0,38=(+1,5)-(-5)=6,5%.

Полученное значение потери напряжения в линии 0,38 кВ при 100% нагрузке вносим в таблицу.

4.8.В режиме минимальной нагрузки (25%) потерю напряжения в линии уменьшаем в четыре раза и вносим в соответствующую строку таблицы.

4.9.Соотношение (4.1) справедливо и для 25% нагрузки, откуда определяем отклонение напряжения у удаленного потребителя в режиме минимальных нагрузок:

δUУД.П=+4-1,6=+2,4%.

Это значение вносим в соответствующую строку таблицы.

4.10.Распределим полученное значение потери напряжения в линии 0,38 кВ на наружную и внутреннюю составляющие.

Принимаем DU¢¢ВЛ0,38=2% при 100% нагрузке, тогда при 25% нагрузке потеря напряжения будет в четыре раза меньше, т.е. равна 0,5%.

Искомая допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ при максимальной нагрузке будет равна наружной составляющей потери напряжения:

DUДОП ВЛ0,38=DU¢ВЛ0,38=6,5-2=4,5%.

При минимальной нагрузке полученное значение потери напряжения следует уменьшить в четыре раза.

 










Последнее изменение этой страницы: 2018-04-12; просмотров: 659.

stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда...