Исследование ВЛ 0,38/0,22 кв при неравномерной нагрузке фаз
Исследование ВЛ 0,38/0,22 кв при неравномерной нагрузке фаз
ВВЕДЕНИЕ
электроснабжение нагрузка подстанция
Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения, - один из важных факторов технического прогресса.
На базе электрификации развивается промышленность, электроэнергия проникла в сельское хозяйство и транспорт. Весь опыт электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных в мощные энергетические системы. Развитие районных электростанций и объединение их в энергосистемы создают благоприятные условия дл электрификации всех отраслей.
Воздушными линиями электропередачи охвачены почти все сельские населенные пункты. Электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, появляется необходимость в расширении линий. Новое строительство все больше заменяется реконструкцией, при этом часть воздушных линий заменяется подземными кабелями.
Самый важный показатель системы электроснабжения – надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием животноводческих комплексов промышленного типа, птицефабрик, тепличных комбинатов и др., всякое отключение наносит огромный ущерб потребителю и энергетической системе. Поэтому необходимо применять эффективные и экономически целесообразные меры по обеспечению оптимальной надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Схема сети напряжением 10кВ питания рассматриваемого населенного пункта приведена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – Исходная схема электропередачи.
Отклонение на шинах ГПП:
В максимальном режиме δU = + 6 %
В минимальном режиме δU = + 5 %
Длины участков ВЛ 10 кВ:
L = L = L = L = 0,6 км
L= 3,0 км
L = 0,2 км
L = 3,5 км
L = 2,0 км
L = 1,2 км
L = 0,6 км
L= 2,6 км
Длины участков ВЛ 0,38 кВ:
Л1 = 0,07 км
Л2 = 0,15 км
Л3= 0,06 км
Л3= 0,2 км
Таблица 1.1- Нагрузка на вводах потребителей ТП1
2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1 Расчет нагрузок ТП 1
Для ТП 1 определяются нагрузки линий 0,38 кВ (Л1, Л2,Л3) и самой ТП, согласно [1] по данным таблицы 1.1. и 1.2. Нагрузка наружного освещения определяется типом светильника, шириной улиц, их покрытием и принимается 6 Вт на один погонный метр улицы. Освещение территорий хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Вт на помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора.
Для потребителей II и III категорий по надежности электрические нагрузки линий напряжением 0,38 кВ определяются исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и коэффициентов одновременности:
Р= к (2.1)
Р= к (2.2)
Q= к (2.3)
Q= к (2.4)
где Р, Р, Q, Q - расчетные дневная и вечерняя активные и реактивные нагрузки на участке линий;
Р, Р, Q, Q - нагрузки на вводе i-го потребителя;
к - коэффициент одновременности[2].
Если нагрузки однотипных потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза, применение коэффициента одновременности в этом случае не рекомендуется, и расчетные нагрузки участков линий определяются по выражениям:
Р= Р+ (2.5)
Р= Р + (2.6)
Q= Q + (2.7)
Q= Q + (2.8)
где Р - наибольшая дневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей;
- добавка к наибольшей нагрузке от активной нагрузки i-го потребителя, определяемая по таблице суммирования [2], промежуточные значения находятся интерполяцией.
Допускается использовать таблицу для определения реактивной мощности. Пример расчета электрических нагрузок линий 0,38 кВ и ТП 1 приведен для потребителей представленных в таблице 2.1. При этом использованы данные нагрузок на вводе потребителей.
Таблица 2.1 - Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП 1
2.2 Расчет электрической нагрузки ТП-8
Таблица 2.2 - Данные для определения нагрузок ТП-8
Определение нагрузок ТП-8 рассмотрим на примере расчета для 1-го потребителя.
Средняя активная мощность за смену:
Р= = = 105 кВт ; (2.9)
Р= = = 105 кВт ; (2.10)
Номинальная мощность электроприемников:
Р = = = 210 кВт ; (2.11)
Р = = = 210 кВт ; (2.12)
( 0,75) = 0,882
( 0,85) = 0,62
Q = Р· = 210 · 0,88 = 185 квар ; (2.13)
Q= Р· = 210 · 0,62 = 130 квар ; (2.14)
Максимальная или расчетная мощности электроприемников:
Р = К · Р = 1,4 · 105 = 147 кВт (2.15)
Р = К · Р = 1,4 · 105 = 147 кВт (2.16)
Q = Q · К · К = 185 · 0,5 · 1,4 = 130 кВАр (2.17)
Q = Q · К · К = 130 · 0,5 · 1,04 = 91 кВАр (2.18)
Полная расчетная мощность:
S = = = 196 ВА (2.19)
S = = = 173 ВА (2.20)
Расчеты для второго потребителя проводим аналогично.
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3
Таблица 2.3 - Определение нагрузок ТП-8
Для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций рассчитываются полные мощности, токи и коэффициенты мощности:
S=; (2.21)
S= ; (2.22)
I=; (2.23)
I= ; (2.24)
= ; (2.25)
= ; (2.26)
Результаты расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ для ТП 1 и ТП 8 сводятся в таблицу 2.4. Токи ТП 1 и ТП 8 не рассчитываются, так как расчетные мощности этих ТП будут определены только после компенсации реактивной мощности.
Таблица 2.4 - Cводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ
после компенсации реактивной мощности
3. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности [4]. Необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП1 и ТП 8 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП. По естественному коэффициенту мощности (таблица 2.4) определяется, где и когда необходима компенсация.
Определяется величина реактивной мощности Q, которую необходимо компенсировать до = 0,95 по выражению [4].
Q= Q - 0,33·Р, (3.1)
где Q - естественная (до компенсации) реактивная мощность.
Рассмотрим пример расчета для ТП 8 :
Q= 248 - 0,33 · 282 = 154,4 квар;
Q= 173 - 0,33 · 282 = 79,2 квар;
Выбирается мощность конденсаторных батарей Q, при этом
перекомпенсация не рекомендуется:
Q ≤ Q≤ Q (3.2)
Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, квар следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т.д. Есть БК номинальная мощность которых, отличается от перечисленных; рекомендуется устанавливать БК, если Q> 25 квар [4]. Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбирают две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой - только одна. Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:
Q = Q - Q (3.3)
Пример для ТП 8:
Q= Q- Q= 248 - 200 = 48 квар;
Q= Q - Q= 173- 100 = 72 квар;
Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации:
S =; (3.4)
Для ТП 8:
S== 286 кВА;
S== 292 кВА;
Коэффициенты мощности после компенсации определяются по выражениям (2.25) и (2.26).
Для ТП 8:
== 0,99; == 0,96;
Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 3.1.
Расчетные величины ТП 1 и ТП 8 показаны в таблице 2.4. Выбор БК можно быстро производить по номограммам [4].
Таблица 3.1 - Сводные данные по компенсации реактивной мощности
Таблица 3.2 - Сводные данные электрических нагрузок подстанции расчетного варианта
4. ВЫБОР ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок [5], в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для
обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей [6].
Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [5]:
S ≤ ≤ S (4.1)
где S - расчетная нагрузка подстанции, кВА;
n - количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [6];
S, S - соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей [5].
Принятые по [5] номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию [5]:
≤ K (4.2)
где К - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона .
Если значения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от [5], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитываются по формуле:
K= K - ( - ), (4.3)
где - расчетный температурный градиент, 1/ С;
K-табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15 Сº K определяется для = -15 Сº.
При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме части нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму из условия отключения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:
< К (4.4)
где К - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется по аналогии с К [5].
Пример выбора двухтрансформаторной подстанции (ТП 8):
