Содержание

Введение

1. Исходные данные 3

2. Расчет электрических нагрузок 5

3. Компенсация реактивной мощности 9

4. Выбор потребительских трансформаторов 12

5. Электрический расчет ВЛ с 2-х сторонним питанием напряжением 10кВ 15 6. Электрический расчет ВЛ напряжением 10кВ 19

7. Оценка качества напряжения у потребителей 25

8. Расчет токов короткого замыкания на ВЛ 10кВ 30 9. Выбор оборудования на ТП 36

10. Конструктивное выполнение линии 10кВ и ТП 10/0,4 38 11. Выбор оборудования на отходящих ячейках ГПП-110/10кВ 39

12. Выбор МТЗ и ТО для ВЛ 10кВ 42

13. Согласование защит 48

14. Расчет защитного заземления 53

15. Технико-экономические показатели проекта 55

16. Литература 58

Введение

От электрических сетей в сельских районах обычно питается большое разнообразных потребителей электрической энергии, под которыми понимают приамник или группу приемников электрической энергии, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории. Приемником электрической энергии (электроприемником), в свою очередь, называют аппарат, агрегат или механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в энергию другого вида.

В сельских районах находятся следующие потребители электрической энергии:

− жилые дома, фермерские хозяйства

− предприятия и учреждения, обслуживающие население

− производственные потребители хозяйств

− предприятия агропромышленного комплекса

− прочие потребители, в числе которых могут быть промышленные предприятия

Для проектирования электрических линий, подстанций и станций необходимо знать нагрузки отдельных электроприемников и их групп.

Электрическая нагрузка в сельском хозяйстве, как и в других отраслях народного хозяйства − величина непрерывно изменяющаяся: одни потребители включаются, другие отключаются. Мощность, потребляемая включенными электроприемниками, например электродвигателями, также уменьшается или увеличивается с изменением загрузки приводимых в действие рабочих машин. Кроме того, с течением времени общая электрическая нагрузка непрерывно увеличивается, так как растет степень электрификации сельскохозяйственного производства и быта сельского населения.

Эти изменения, как правило, носят случайный характер, однако они подчиняются вероятностным законам, которые могут быть установлены с той большей точностью, чем больше опытных данных было использовано при их определении.

Таким образом, обстоятельное изучение электрических нагрузок в сельском хозяйстве − сложная самостоятельная задача. В данном курсе эту задачу рассматривают частично и сводят в первую очередь к определению расчетных нагрузок, то есть наибольших значений полной мощности на вводе к потребителю или в электрической сети за промежуток времени 0,5 ч в конце расчетного периода.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Схема сети напряжением 10кВ питание рассматриваемого населенного пункта приведена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 Исходная схема электропередачи

Сборные шины 10 кВ ИП1:

δU¹⁰⁰,% = +9

δU²⁵ ,% =+3

S_к⁽³⁾ = 110МВА

Длина участков 10 кВ, км.:

L0-1=4 км

L1-2=L2-4=L7-10=0,8км

L2-3=L3-4=0,5км

L4-5=0,5км

L4-6=0,5км

L4-7=2 км

L7-10=0,8 км

L10-11=0,8км

L8-9=0,8 км

L7-8=0,8 км

Таблица 1.1 - Показатели мощности

Мощность активная дневная Рд , кВт		Мощность реактивная дневная Qд, кВАр		Мощность активная вечерняя Рв , кВт		Мощность реактивная вечерняя Qв, кВАр
ТП1	21	ТП1	45	ТП1	40	ТП1	25
ТП2	80	ТП2	88	ТП2	100	ТП2	76
ТП3	165	ТП3	49	ТП3	64	ТП3	42
ТП4	?	ТП4	?	ТП4	?	ТП4	?
ТП5	78	ТП5	67	ТП5	138	ТП5	28
ТП6	131	ТП6	46	ТП6	66	ТП6	40
ТП7	139	ТП7	24	ТП7	141	ТП7	35
ТП8	67	ТП8	4	ТП8	55	ТП8	95

Таблица 1.2 - Показатели электроснабжения для потребителей ТП6

№ потребителя	Наименование объекта	Количество потребителей	Расход электро энергии, кВт∙ч		Продолжитель- ность смены,ч		Коэффициент Использования	Эфф. Число электроприемников	Коэффициент мощности
		Шт	Wсм.д	Wсм.в	tсм.д	tсм.в	Кисп	Пэф	сosφд	сosφв
20	Производство молока на 1200 коров	1	2640	2640	12		0,5	20	0,75	0,85
51	Котельная с 4 котлами «универсал-6» для отопления и горячего водоснабжения	1	336	336			0,6	18	0,8	0,8

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Расчет нагрузок ТП 4

Определение нагрузок ТП 4 производим по методу упорядоченных диаграмм [2].Сущность его заключается в следующем: определяется средняя активная мощность (Рсм) группы электроприемников за смену.

Пример расчета для 1-го потребителя:

(2.1)

Wсм.д−расход электроэнергии за смену , кВт

tсм−продолжительность смены

так как = и =, то

кВт

Номинальная мощность электроприемников,

(2.2)

кВт

( 0,75) = 0,882

( 0,85) = 0,62

(2.3)

кВАр

кВАр

Максимальная или расчетная мощности электроприемников, кВт

(2.4)

кВт

(2.5)

кВАр

кВАр

Полная расчетная мощность

(2.6)

кВА

кВА

Расчеты для второго потребителя проводим аналогично.

(2.1)

Wсм.д−расход электроэнергии за смену ,кВт

tсм−продолжительность смены

так как = и =, то

кВт

Номинальная мощность электроприемников

(2.2)

кВт

( 0,8) = 0,75

(2.3)

кВАр

кВАр

Максимальная или расчетная мощности электроприемников

(2.4)

кВт

(2.5)

кВАр

кВАр

Полная расчетная мощность

(2.6)

кВА

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Результаты расчетов определения нагрузок ТП 4

Наименование объекта	Рсм, кВт	Рном, кВт	Qном, кВАр	Км	Рmax	Qmax	Smax
Производство молока 1200 коров	220 220	440 440	388 273	1,2	264 264	232,8 163,8	352 311
Птицеферма 40 тыс. кур-несушек	28 28	56 56	42 42	1,16	65 65	29 29	71 71
Нагрузка ТП4					312 312	252,8 183,8	405 364

(2.7)

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

3 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности.

В проекте необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП4 и установить их на шинах этих ТП. Порядок расчета следующий. По естественному коэффициенту мощности (табл. 2,3) определяется, где и когда необходима компенсация. Определяется величина реактивной мощности Q_к, которую необходимо компенсировать до соsφ= 0,95.

(3.1)

где Q_ест –естественная (до компенсации) реактивная мощность:

Выбирается мощность конденсаторных батарей Q_бк, при этом переком-пенсация не рекомендуется:

(3.2)

Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,4 кВ квар следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 10, 125, 150, и т.д.

Есть БК номинальная мощность которых, отличается от перечисленных;

Рекомендуется устанавливать БК, если Q_бк ≥25 кВАр [3].

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:

(3.3)

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций без учета компенсаций:

(3.4)

Коэффициенты мощности до компенсации определяются по выражениям (2.11) и (2.12).

Для ТП4:

кВАр

кВАр

Для ТП4 можно установить 3 батареи конденсаторов мощностью 100 кВАр каждая. При этом днем работают 2 батареи общей мощностью 100 кВАр, а вечером 1 батареи 100 кВАр.

Определяем нескомпенсированную реактивную мощность:

кВАр

кВАр

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсаций:

(3.4)

Для ТП 4:

кВА

кВА

Коэффициенты мощности после компенсации определяются по выражениям (2.19) и (2.20).

Результаты расчета нагрузок для ТП 4 сводятся в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Сводная таблица расчета

Элементы сети	Мощность										Ток, А.			Коэф-т. Мощности
	Актив., кВт		Реак., кВАр				Полная, кВА
	Рд	Рв	Qд		Qв		Sд		Sв		Iд	Iв		сosφд			сosφв
ТП-4	312	312	252,8		183,8		405		364		-	-		0,77			0,86
После компенсации реактивной мощности
ТП-4	312	312		252,8		183,8		316,4	323	-			-		0,986	0,97

Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 3.2.

Расчетные величины ТП 4 показаны в табл. 2.2, выбор БК можно быстро производить по номограммам [3].

Таблица 3.2 - Сводные данные по компенсации реактивной мощности

№ТП	Расчетная мощность
	Естественная		Для компенсации		БК		Расчетная
	Qест.д	Qест.в	Qк.д	Qк.в	Qбк.д	Qбк.в	Qд	Qв
ТП 4	252,8	183,8	150	81	2х100	1x100	52,8	83,8

4 ВЫБОР ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок, в зависимости от шифра нагрузки, полной расчетной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия:

(4.1)

S_р – расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n – количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [5].

S_{эк min}, S_{эк max} – соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей.

Принятые по 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:

(4.2)

где: к_с – коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15 Сº Kопределяется 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 отклонения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:

(4.4)

где: к_ав -коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется по аналогии с к_с

Пример выбора двухтрансформаторной подстанции ТП 4 по (4.1)

S≤ ≤ S= 126 ≤ ≤ 160

Предварительно выбираем трансформатор мощностью 100 кВА

Кс=1,59

Кав=1,73

≤K= = 1,58 <1,59

При отключении одного трансформатора:

< К= =3,16>1,73

Условие не выполняется, выбираем трансформатор большей мощностью 250 кВА.

≤K= = 0,63 ≤1,59

< К= =1,19 ≤ 1,73

Условие выполняется

Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу № 4.1

Потери энергии в трансформаторах:

(4.6)

где ΔР_х, ΔР_к — потери мощнотси холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;

τ —время максимальных потерь, определяется по табл. 4.2 [13].

Для ТП 4:

кВт×ч/год

Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 4.1

Таблица 4.1 - Потребительские трансформаторы

5 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ С 2-Х СТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ с 2-х сторонним питанием производится с целью выбора марки и сечения проводов, места установки разъединителя и определения потерь напряжения и энергии (табл. 5.1). Рекомендуется следующий порядок расчета.

Составляется расчетная схема. Подсчитываются суммы полных, активных, реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. Определяем точку токораздела.

Р

исунок 5.1 - Расчетная схема линии с 2-х сторонним питанием

11

Полная мощность потребительских ТП на участке 0-1 от ИП1

(5.1)

Si − полная мощность потребительских ТП в точке К

lк-в − длинна участка от точки i

lав − длинна участка (магистрали ВЛ 10кВ) 0-12

Активная мощность потребительских ТП на участке 0-1 от ИП1

(5.2)

PA − активная мощность потребительских ТП в точке i

Реактивная активная мощность потребительских ТП на участке 0-1 от ИП1

(5.3)

Qi − реактивная мощность потребительских ТП в точке i

Полная мощность потребительских ТП на участках от ИП1

кВА (5.4)

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

Так как на участке 7-4 полная мощность имеет отрицательное значение (S₇-₄Д=-468,6 кВА), то это говорит о том, что точка 4 является точкой токораздела.

Потери от источника А:

_{Потери от источника В:}

_{Так как потери со стороны А больше, чем потери со стороны В, то точка 9 будет питаться от источника В.}

Определяем точку потокораспределния по вечерним нагрузкам:

Рисунок 5.2 – Расчетная схема линии с двухсторонним питанием

кВА

кВА

Проверка:

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

Так как на участке 7-4 полная мощность имеет отрицательное значение (S₇-₄Д=-372,3кВА), то это говорит о том, что точка 4 является точкой потокораздела.

Потери от источника А:

_{Потери от источника В:}

_{Так как потери со стороны А больше, чем потери со стороны В, то точка 9 будет питаться от источника}

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10кВ

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.

Определяются расчетные мощности и токи участка по выражению:

(6.1)

При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится с учетом добавок нагрузок в сетях 6-35кВ.

Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки с учетом надежности. По Fпринимается ближайшее стандартное. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм,а на ответвлениях-35.мм

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:

I ≥ I, (6.2)

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:

U% =; (6.3)

U% = ; (6.4)

где иQ - 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

(6.5)

кВт×ч

Определяются потери электрической энергии во всей линии:

% (6.6)

(6.7)

% (6.8)

кВт×ч

Данные по расчету ВЛ 10 кВ приведены в таблице 6.1 и 6.2

Таблица 6.1 – Электрический расчет ВЛ 10 кВ в послеаварийном режиме.

Участок			Сумма мощности ТП за участком								количество трансформаторов	Ко	Расчтеная мощность участка
			активная, кВт			реактивная, кВАр							активная, кВт			реактивная, кВАр		полная кВА
№	Длина,км		Рд		Рв	Qд				Qв			Рд	Рв		Qд	Qв	Sд	Sв
0-1	4		993		916	575,8				524,8	8	0,77	765	705		443	404	884	813
1-2	0,8		972		876	530,8				499,8	7	0,78	758	683		414	390	864	787
2-3	0,5		80		100	88				76	1	1	80	100		88	79	119	127
2-4	0,8		892		776	442,8				423,8	6	0,8	714	621		354	339	797	708
4-6	0,5		312		312	252,8				183,8	1	1	312	312		252,8	184	402	362
4-5	0,5		165		64	49				42	1	1	165	64		49	42	172	77
4-7	2		417		400	141				198	4	0,83	346	332		117	164	365	370
7-8	0,8		209		204	113				68	2	0,9	188	184		102	61	214	194
8-9	0,8		131		66	46				40	1	1	131	66		46	40	139	77
7-10	0,8		206		196	28				130	2	0,9	185	176		25	117	187	211
10-11	0,8		67		55	4				95	1	1	67	55		4	95	67	110
11-12	4		993		916	575,8				524,8	8	0,77	765	705		443	404	884	813
10-11	0,8		926		861	571,8				429,8	7	0,78	722	672	446		335	849	751
7-10	0,8		787		720	547,8				394,8	6	0,8	630	576		438	316	767	657
7-8	0,8		209		204	113				68	2	0,9	188	184		102	61	214	194
8-9	0,8		131		66	46				40	1	1	131	66		46	40	139	77
4-7	2		578		516	388,8				326,8	4	0,83	480	428		323	271	579	507
4-6	0,5		312		312	252,8				183,8	1	1	312	312		252,8	184	402	362
4-5	0,5		165		64	49				42	1	1	165	64		49	42	172	77
2-4	0,8		101		140	133				101	2	0,9	91	126		120	91	151	155
3-2	0,5		80		100		88	76			1	1	80	100	88		76	119	127
2-1	0,8		21		40		45	25			1	1	21	40	45		25	50	47

Продолжение таблицы 6.1

Участок	Рабочий ток, А		марка и сечение провода	Потери напряжения ΔU, %				потери энергии ΔW, кВт*ч
	Iд	Iв		Днем		вечером
				на участке	от ТП до конца	на участке	от ТП до конца
0-1	51	47	АС95	1,6	1,6	1,46	1,46	21560
1-2	50	45	АС95	0,3	1,9	0,28	1,74	4145
2-3	7	7	АС35	0,077	1,977	0,06	1,8	96
2-4	46	41	АС70	0,34	2,24	0,3	2	4692
4-6	23	21	АС50	0,14	2,38	0,13	2,13	996
4-5	10	4	АС35	0,08	2,32	0,03	2,03	262
4-7	21	21	АС70	0,38	2,62	0,4	2,4	2356
7-8	12	11	АС35	0,16	2,78	0,15	2,55	603
8-9	8	4	АС35	0,1	2,88	0,05	2,6	268
7-10	11	12	АС70	0,07	2,69	0,09	2,5	290
10-11	4	6	АС70	0,02	2,7	0,04	2,54	54,4
11-12	51	47	АС95	1,59	1,59	1,46	1,46	21560
10-11	49	43	АС95	0,31	1,9	0,26	1,72	3981
7-10	44	38	АС70	0,34	2,24	0,29	2	4293
7-8	12	11	АС35	0,163	2,4	0,15	2,15	603
8-9	8	4	АС35	0,11	2,54	0,06	2,21	268
4-7	33	29	АС70	0,64	2,88	0,56	2,56	5900
4-6	23	21	АС50	0,14	3	0,12	2,68	996
4-5	10	4	АС35	0,08	2,97	0,036	2,6	262
2-4	9	9	АС70	0,07	2,96	0,07	2,63	163
3-2	7	7	АС35	0,052	3,1	0,059	2,69	96
2-1	3	3	АС70	0,02	2,98	0,021	2,65	10

Продолжение таблицы 6.1

Участок	W год	потери Wлинии	потери трансформатора
0-1	2754000	0,78	2,26
1-2	2729000	0,15	2,29
2-3	288000	0,03	22,3
2-4	2570000	0,18	2,43
4-6	1076000	0,093	5,8
4-5	528000	0,05	11,82
4-7	1194000	0,197	5,23
7-8	601600	0,04	19,27
8-9	419200	0,064	15
7-10	592000	0,05	10,5
10-11	266000	0,02	23,5
11-12	2754000	0,78	2,26
10-11	2599000	0,153	2,4
7-10	2268000	0,189	2,75
7-8	601600	0,1	10,4
8-9	419200	0,064	14,89
4-7	1680000	0,35	3,72
4-6	1076000	0,093	5,8
4-5	528000	0,05	11,82
2-4	403200	0,04	15,5
3-2	288000	0,03	22,3
2-1	100000	0,01	63

Таблица 6.2 – Электрический расчет ВЛ 10 кВ в нормальном режиме.

Участок		Сумма мощности ТП за участком				количество трансформаторов	Ко	Расчтеная мощность участка
		активная, кВт		реактивная, кВАр				активная, кВт		реактивная, кВАр		полная кВА
№	Длина,км	Рд	Рв	Qд	Qв			Рд	Рв	Qд	Qв	Sд	Sв
0-1	4	578	516	435	327	4	0,83	480	428	361	271	601	507
1-2	0,8	557	476	390	302	3	0,85	473	405	331	257	577	480
2-3	0,5	80	100	88	76	1	1	80	100	88	76	119	126
2-4	0,8	477	376	302	226	2	0,9	429	338	272	203	508	394
4-5	0,5	165	64	49	42	1	1	165	64	49	42	172	77
4-6	0,5	312	312	253	184	1	1	312	312	253	184	402	362
12-11	4	415	400	141	198	4	0,83	344	332	117	164	363	370
11-10	0,8	348	345	137	103	3	0,85	296	293	116	88	318	306
10-7	0,8	209	204	113	68	2	0,9	188	184	102	61	214	164
7-8	0,8	209	204	113	68	2	0,9	188	184	102	61	214	164
8-9	0,8	131	66	46	40	1	1	131	66	46	40	139	77

Продолжение таблицы 6.2

Участок	Рабочий ток, А		марка и сечение провода	Потери напряжения ΔU, %				потери энергии ΔW, кВт*ч
	Iд	Iв		Днем		вечером
				на участке	от ТП до конца	на участке	от ТП до конца
0-1	35	29	АС70	1,34	1,34	1,12	1,12	13270
1-2	33	28	АС70	0,26	1,6	0,21	1,33	2360
2-3	7	7	АС35	0,08	1,68	0,09	1,42	205
2-4	29	28	АС70	0,224	1,824	0,173	1,5	1823
4-5	10	4	АС35	0,082	1,9	0,04	1,54	262
4-6	23	21	АС50	0,14	1,95	0,13	1,63	188
12-11	21	18	АС70	0,75	0,75	0,8	0,8	4712
11-10	18	18	АС70	0,11	0,86	0,12	0,92	692
10-7	12	9	АС70	0,1	0,96	0,1	1,02	290
7-8	12	9	АС35	0,163	1,12	0,15	1,17	603
8-9	8	4	АС35	0,11	1,23	0,06	1,23	268

Продолжение таблицы 6.2

W год	потери Wлинии		потери трансформатора
1680000	0,8		3,7
1655000	0,1		3,8
320000	0,06		19,5
1502000	0,1		4,2
544500	0,05		11,5
1076000	0,017		5,8
2467000	0,9		2,5
2310000	0,17		2,7
1992000	0,16		3,13
6016000	0,1		10,4
419200	0,06	14,9

7 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Для оценки качества напряжения у потребителей линии с 2-х сторонним питанием составляются таблицы отклонений напряжения (табл.№ 6.1 и табл.№ 6.2) из которой определяется допустимая потеря напряжения dUдоп в линиях 0,38 кВ. Таблица составляется для ближайшей расчетной и удаленной трансформаторных подстанций для каждой линии от ИП1 и ИП2. Удаленной считается та подстанция, 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:

(6.1)

–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 ¼ части максимальных потерь.

В потребительских трансформаторах рассчитываются потери напряжения, %:

(6.2)

P и Q – активная и реактивная мощности, протекающие через трансформатор (дневные и вечерние), полная мощность которых наибольшая;

U_{т. ном} – номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);

R_т и Х_т – активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

(6.3)

(6.4)

S_т ном – номинальная мощность трансформатора, ВА

U_к % - составляющая напряжения короткого замыкания

Р_к – потери холостого хода, кВт

Регулируемая надбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения δU²⁵_ш0,4 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.

Допускаемая 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:

(6.5)

Эта потеря распределяется на две части. Одна часть ΔU″ =2,0 % оставляется, согласно ПУЭ [7], 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:

(6.6)

Величина ΔU_доп влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше ∆U_доп, тем меньше сечение провода.

Рекомендуется устанавливать ∆U_доп ≥ 6 %. При невыполнении этого условия предлагаются следующие технические мероприятия:

• Уменьшить ∆U″ до 1..0,6% , если линии внутри помещений небольшой длинны (например, линии подключены жилые дома);

• увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10кВ;

• установить продольно – емкостную компенсацию реактивного

сопротивления;

• предусмотреть замену на ГПП трансформатора 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 – по формулам (6.2)…(6.5).

БТП 1:

УТП4:

Таблица 7.1 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП1 в нормальном режиме.

Элемент сети		Условные обозначения	Ближайший ТП1		Удаленный ТП4
			Нагрузка, %
			100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП		δUШ10	+9	+3	+9	+3
Линия 10 кВ		ΔU10	-1,34	-0,335	-1,95	-0,49
Трансф ТМ 10/0,4	Постоян. надб.	δUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбавка	δUТ	-5	-5	-5	-5
	Потеря напряжения	ΔUт	-5,6	-1,4	-8,8	-2,2
Итого на шинах 0,4 кВ		δUШ0,4	+2,06	+1,265	-1,75	+0,31

Таблица 7.2 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП2 в нормальном режиме.

Элемент сети		Условные обозначения	Ближайший ТП8		Удаленный ТП6
			Нагрузка, %
			100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП		δUШ10	+9	+3	+9	+3
Линия 10 кВ		ΔU10	-0,8	-0,2	-1,23	-0,31
Трансф-р ТМ 10/0,4	Постоян. надбавка	δUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбака	δUТ	-7,5	-7,5	-7,5	-7,5
	Потеря напряжения	ΔUт	-2,5	-0,625	-4,8	-1,2
Итого на шинах 0,4 кВ		δUШ0,4	+3,2	-0,32	+0,47	-1,01

Таблица 7.3 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП1 в послеаварийном режиме.

Элемент сети		Условные обозначения	Ближайший ТП1		Удаленный ТП6
			Нагрузка, %
			100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП		δUШ10	+9	+3	+9	+3
Линия 10 кВ		ΔU10	-1,6	-0,4	-2,88	-0,7
Трансф-р ТМ 10/0,4	Постоян. надбавка	δUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбака	δUТ	-5	-5	-5	-5
	Потеря напряжения	ΔUт	-5,6	-1,4	-4,8	-1,2
Итого на шинах 0,4 кВ		δUШ0,4	+1,8	+1,2	+1,32	+1,1

Таблица 7.4 - Отклонения напряжения у потребителя при питании от ИП2 в послеаварийном режиме.

Элемент сети		Условные обозначения	Ближайший ТП8		Удаленный ТП1
			Нагрузка, %
			100	25	100	25
Шины 10 кВ ГПП		δUШ10	+9	+3	+9	+3
Линия 10 кВ		ΔU10	-1,59	-0,07	-2,98	-0,35
Трансф-р ТМ 10/0,4	Постоян. надбавка	δUТ	+5	+5	+5	+5
	Переем. надбака	δUТ	-7,5	-7,5	-7,5	-7,5
	Потеря напряжения	ΔUт	-2,5	-0,625	-5,6	-1,4
Итого на шинах 0,4 кВ		δUШ0,4	+4,71	+1,83	-2,08	-1,25