Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП2
|
Номер участка |
Расчётная мощность Рр.д., кВт |
Расчётная мощность Рр.в., кВт |
Коэффициент мощности cosφд |
Коэффициент мощности cosφв |
Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А |
Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А |
К-т одновременн |
Надбавка ∆Pд кВт |
Надбавка ∆Pв кВт |
Наружное освещение кВТ |
|
18-19 |
1,6 |
5,38 |
0,9 |
0,93 |
1,777778 |
5,784946 |
- |
- |
- |
0,5 |
|
17-18 |
2,775 |
9,21 |
0,9 |
0,93 |
3,083333 |
9,903226 |
0.75 |
- |
- |
0,5 |
|
ТП-17 |
3,78375 |
12,585 |
0,9 |
0,93 |
4,204167 |
13,53226 |
0.75 |
- |
- |
0,4 |
|
23-24 |
1,83 |
6,1 |
0,9 |
0,93 |
2,033333 |
6,55914 |
- |
- |
- |
0,3 |
|
22-23 |
3,075 |
10,2525 |
0,9 |
0,93 |
3,416667 |
11,02419 |
0.75 |
- |
- |
0,41 |
|
21-22 |
5,8 |
12,6525 |
0,956537 |
0,918774 |
6,063539 |
13,77107 |
- |
1.8 |
2.4 |
0,53 |
|
20-21 |
6,75 |
15,8025 |
0,944313 |
0,922123 |
7,148055 |
17,13708 |
- |
0.95 |
3.15 |
0,2 |
|
ТП-20 |
6,75 |
15,8025 |
0,944313 |
0,922123 |
7,148055 |
17,13708 |
- |
- |
- |
0,72 |
|
29-30 |
2,1 |
6,9 |
0,9 |
0,93 |
2,333333 |
7,419355 |
- |
- |
- |
0,41 |
|
28-29 |
2,9475 |
9,75 |
0,9 |
0,93 |
3,275 |
10,48387 |
0.75 |
- |
- |
0,37 |
|
27-28 |
11,8 |
10,35 |
0,807318 |
0,936512 |
14,6163 |
11,05165 |
- |
1.8 |
0.6 |
0,2 |
|
26-27 |
22,3 |
15,15 |
0,820013 |
0,96419 |
27,19469 |
15,71266 |
- |
7.3 |
4.8 |
0,4 |
|
25-26 |
23,55 |
19,25 |
0,826897 |
0,953491 |
28,47996 |
20,18896 |
- |
1.25 |
4.1 |
0,5 |
|
ТП-25 |
25,95 |
21,65 |
0,822992 |
0,942568 |
31,53129 |
22,96916 |
- |
2.4 |
2.4 |
0,4 |
|
5.84 |
Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).
ТП1:
кВт,
кВт.
ТП2:
кВт,
кВт.
Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму.
Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:
кВт,
кВт
Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле:
Для ТП1:
.
Для ТП2:
Определим полные расчётные мощности ТП по формуле:
Для ТП1:
кВ·А.
Для ТП2:
кВ·А.
По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными:
Номинальная мощность SТР, кВ·А ………………………………… 63
Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Yн-0
Потери холостого хода ∆РХХ, Вт ………………………………….. 240
Потери короткого замыкания ∆РКЗ, Вт ………………………….. 1280
Напряжение короткого замыкания UКЗ, % от UН …………………. 4,5
Находим экономические нагрузки на участках по формуле:
,
где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;
КД = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).
Произведём расчёт для ТП1:
Дневной максимум: Вечерний максимум:
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А. кВ·А.
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А. кВ·А.
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
кВ·А; кВ·А;
Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5.
По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.
Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
