S ≤ ≤ S= 126 ≤ ≤ 160
Предварительно выбираем трансформатор мощностью 100 кВА
≤ K = = 1,46 ≤ 1,59
При отключении одного трансформатора
< К = =2,92
Отношение > 1,73 , поэтому принимаем трансформатор 250 Ква
Проверка:
≤ K== 0,58 ≤ 1,59
< К = =1,17 ≤ 1,73
Потери энергии в трансформаторах :
ΔW= ΔP · 8760 + ΔP · ()·τ , (4.5)
где ΔP и ΔP – потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;
τ – время максимальных потерь [2].
Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 4.1
Таблица 4.1 – Выбор потребительских трансформаторов
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ
Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1].
Определяются расчетные мощности и токи участка по выражениям (2.21)...(2.26). При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится по таблице 5.3 [2](как активных, так и реактивных).
Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [7] с учетом надежности [6]. По F принимается ближайшее стандартное. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимые сечения сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм-35мм, 15-20 мм-50 мм и более 20-70 мм. Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм [6]. По экономическим интервалам нагрузок провода выбираются по таблице 5.4 [2].
Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:
I ≥ I, (5.1)
Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное r и индуктивное х; для определения х необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Д=1500 мм).
Рассчитываются потери напряжения на участках в процентах:
DU% =; (5.2)
DU% = ; (5.3)
где и Q - мощности, протекающие по участку, Вт и вар;
- длина участка, м;
- номинальное напряжения сети, В;
и - сопротивление провода, Ом/км;
Подсчитываются потери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощность рассматриваемого участка.
Определяются потери электрической энергии на участках
DW= DР· 8760 + DР·· t (5.4)
Данные по расчету ВЛ 10 кВ приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Электрический расчет ВЛ 10 кВ
6. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Для оценки качества напряжения у потребителей составляется таблица отклонений напряжения (таблица 6.1), из которой определяется допустимая потеря напряжения U в линиях 0,38 кВ. Таблица составляется для ближайшей расчетной и удаленной трансформаторных подстанций, в проекте ТП 1 является ближайшей и расчетной. Удаленной считается ТП 8, потери напряжения до которой от ГПП имеют наибольшую величину. Из таблицы выясняется, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.
Отклонение напряжения в любой точке электропередачи:
δU% = + , (6.1)
где - сумма надбавок от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака, %;
- сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой точки, %.
В качестве минимальной нагрузки рассматривается режим 25 %-й нагрузки, при которой потери напряжения принимаются равными 1/4 части максимальных потерь. В потребительских трансформаторах рассчитываются потери напряжения, %:
ΔU% =, (6.2)
где Р и Q - активная и реактивная мощности, протекающие через трансформатор (дневные и вечерние), полная мощность которых наибольшая;
U- номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);
R и Х - активное и индуктивное сопротивления трансформатора.
R= ; (6.3 )
Х= ; (6.4)
где S - номинальная мощность трансформатора, ВА;
U - составляющая потери напряжения в реактивных сопротивления, определяемая через U по выражению:
U=; (6.5)
Регулируемая надбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения δU на шинах 0,4 кВ не выходило за допустимые пределы: +5 % - для потребителей I и II категорий надежности, и +7,5% для потребителей II и III категорий надежности.
Допустимая потеря напряжения во всей линии 0,38 кВ (по абсолютной величине) определяется как разница между отклонением напряжения на шинах 0,4 кВ в 100 %-ном режиме и допустимым отклонением напряжения у потребителя:
ΔU= δU - δU (6.6)
Эта потеря распределяется на две части. Одна часть ΔU''=2,0% оставляется, согласно ПУЭ [8], на линию внутри помещений, другая - на наружную линию, по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1, при этом для каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:
ΔU ΔU (6.7)
Величина ΔU влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше ΔU, тем меньше сечение провода. Рекомендуется устанавливать ΔU> 6 %. При невыполнении этого условия предлагаются следующие технические мероприятия:
- уменьшить ΔU'' до 1...0,6 %, если линии внутри помещении небольшой длины (например, к линии подключены жилые дома);
- увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10 кВ.
-установить продольно-емкостную компенсацию реактивного сопротивления;
- предусмотреть замену на ГПП трансформатора с ПБВ на трансформатор с РПН и с помощью последнего создать на шинах 110 (35) кВ режим встречного регулирования напряжения.
В практике принятие технических мероприятий обычно рассматривается в указанной последовательности, окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения вариантов.
При заполнении таблицы 6.1 используем следующие данные:
Отклонение напряжения на шинах ГПП - из исходных данных;
Потери в линии 10 кВ - из таблицы 5.1;
Потери в трансформаторах 10/0,4 кВ - рассчитываются по формуле (6.2) - (6.5).
6.1 Потери напряжения в ТП 1
U=== 4 %
R= = = 19,7 Ом
Х= = = 40 Ом
ΔU = = = 2,78
6.2 Потери напряжения в ТП 8
U== = 4,4 %
R= = = 4,24 Ом
Х= = = 17,48 Ом
ΔU= = = 1,46 %
6.3 Допустимые потери напряжения в линиях
ΔU'= δU - δU = 2 - (-5) = 7 %
ΔU= ΔU' – ΔU'' = -7 - (-2) = -5 %
ΔU'= δU – δU = 1,7- (-5)= 6,7 %
ΔU= ΔU' – ΔU'' = -6,7 - (-2) = - 4,7 %
Таблица 6.1 - Отклонения напряжения потребителя
7. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 кВ
К линии Л1 подключен потребитель, имеющий крупный асинхронный электродвигатель, при запуске которого протекают большие пусковые токи, вызывая значительные потери напряжения. Поэтому выбор проводов в линии Л1 производим по экономическим интервалам нагрузки, пользуясь при этом данными таблицы 2.1 и 7.1 [2].
Полная мощность потребителя составляет 39 кВА, в соответствии с таблицой интервалов экономических нагрузок выбираем провод А70. Выбранное сечение провода проверяем по допустимому нагреву ( таблица 5.5 [2] ):
I ≥ I,
265А ≥ 59А,
Провод по нагреву проходит.
Проверяем провод по допустимой потере напряжения :
ΔU= = =0,97
ΔU ≤ ΔU
0,97% ≤ 6,5 % - условие выполняется
Расчет линии Л2 производим по допустимой потере напряжения. Задаемся реактивным сопротивлением x = 0,4 Ом/км.
ΔU= = = 2,14 % (7.1)
где Q – наибольшая реактивная мощность, вар( дневная или вечерняя ).
ΔU=ΔU- ΔU= 5 – 2,14 = 2,86 % (7.2)
F= = =69 мм (7.3)
где = 32 м/Ом мм2 – удельная проводимость алюминия;
P – активная мощность из того же максимума, что и Q ,Вт ;
U = 380 В.
F ≥ F
70 ≥ 69 мм2 (7.4)
Выбор проводов в линии Л3 производим по допустимой потере напряжения
Определяется допустимая потеря напряжения на участке 0-1 в процентах:
ΔU===2,36% (7.5)
ΔU === 0,64%
ΔU= ΔU - ΔU = 2,36 – 0,64 = 1,72 %
F = = = 38,5 мм
F ≥ F
50 ≥ 38,5 мм
Определяется допустимая потеря напряжения на участке 1-2 в процентах:
ΔU=== 2,64 (7.6)
ΔU = = = 0,72 %
ΔU = ΔU - ΔUр = 2,64 – 0,72 = 1,92 %
F== = 38,3 мм
F ≥ F
50 ≥ 38,3 мм
Необходимо учесть также следующие условия :
ΔU = ΔU + ΔU = 2,36 + 2,64 = 5 % (7.7)
ΔU + ΔU ≤ ΔU (7.8)
1,32 + 1,47 = 2,79 % < 6,5 % - условие выполняется
Таблица 7.1 - Сводные данные расчета линий 0,38 кВ
Определяется фактическое отклонение напряжения у самого отдаленного потребителя для всех трех линий.
δU=δU–(ΔU-ΔU)=-5,0–(-5,0–(-2,82))=-2,8% (7.8)
Полученное значение записывается в таблицу 6.1.
8. ПРОВЕРКА СЕТИ НА УСПЕШНЫЙ ЗАПУСК КРУПНЫХ АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
При запуске крупных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (ЭД), потери напряжения в сети увеличиваются вследствие протекания пусковых токов, напряжение может снизиться настолько, что двигатель не запустится, так как его электромагнитный момент пропорционален квадрату напряжения. Допустимое снижение напряжения на запускаемом ЭД из условия успешного запуска определяется:
δU= (8.1)
где М - момент трогания рабочей машины, приведенный к валу ЭД (приложение 4);
M= 0,2...0,3 М - избыточный момент, необходимый для ускорения системы “электродвигатель - рабочая машина” М и М - номинальный и пусковой моменты ЭД. Если все моменты разделить на М, т.е. выразить в относительных единицах, то выражение (8.1) примет вид:
