Файл: Справочник для курсовой.doc

Расчетные нагрузки на участках:

Р_1-4 = 17,2 кВт; Р_1-9 = 1,4 кВт; Р_1-10 = 7,5 кВт.

Суммарная нагрузка Р_9-10 по надбавкам (табл. 5):

Р_9-10 = 7,5 + 0,84 = 8,34 кВт.

Нагрузка от ТП-2 по коэффициентам одновременности (табл. 5) составит

Р_0–1 = (17,2 + 8,34)0,85 = 21,71 кВт.

Значение коэффициента мощности на участке 0–1 как для производственной нагрузки, согласно [1], принимается равным cos = 0,75.

По методу экономических интервалов (разд. 4.7.2, табл. 17) на головном участке ВЛ-2 (0–1) для четвертого района по гололеду выбирается сечение четырех проводов марки А25: S_экв = 28,95  0,7 = 20,77 кВА. Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всем протяжении выполняются четырехпроводными сечением не менее 50 мм² с поэтапным увеличением до 95 мм² (с 2000 г.). По табл. 22 для провода марки А95 удельные сопротивления r₀ = 0,33 мОм/м; х₀ = 0,303 мОм/м, тогда U_ВЛ0-1 = 1,7 В, или в процентах – 0,447 %. Аналогично находятся потери напряжения на других участках ВЛ-2. Результаты расчетов для данной линии приведены в табл. 63.

Таблица 63

Электрический расчет вл-2 сети 0,38 кВ

Третья линия (ВЛ-3) осуществляет питание зданий общественно-культурного назначения (школа, клуб) и жилых домов. Схема электроснабжения данных потребителей от шин 0,4 кВ ТП-2 имеет вид, представленный на рис. 12. Следует отметить, что при составлении схемы произведено объединение нескольких квартир в один узел (узлы 4 и 6). Определение суммарной нагрузки осуществляется с помощью коэффициентов одновременности (табл. 4): в 4-м узле – 7 квартир, в 6-м – 5 квартир. При объединении концевым узлом должна оставаться одна квартира. Длина участков линий приблизительно определяется средней точкой объединяемых квартир.

Расчетные нагрузки на участках:

Р_6-7 = 1,5 кВт;

Р_У3-6 = n_квK_о  1,5 = 6  0,51  1,5 = 4,59 кВт;

Р_У3-4 = 8  0,47  1,5 = 5,64 кВт;

Р_3-У3 = n_квK_о  1,5 = 14  0,41  1,5 = 8,61 кВт;

Р_У1-3 = 16  0,392  1,5 = 9,41 кВт;

Р_1-2 = 7,5 кВт;

Р_У1-1 = n_квK_о 7,5 = 2  0,73  7,5 = 10,95 кВт;

Р_У2-11 = 17,1 кВт; Р_У2-12 = 9,98 кВт.

Нагрузка участка У1 – У2 находится по коэффициенту одновременности (K_о = 0,85):

Р_У1-У2 = 0,85(17,1 + 9,98) = 23,02 кВт.

Нагрузка от ТП-2 по ВЛ-2 Р_0-У1 определяется по надбавкам мощности (табл. 5):

Р₁₊₃ = 10,95 + (9,41) =10,95 + 5,64 = 16,59 кВт;

Р_1+3+У2 = 23,02 + (16,59) = 23,02 + +10,08 = 33,1 кВт.

Значение коэффициента мощности на участке 0 – У1 принято примерно равное наибольшему по мощности участку (У1 – У2), т. е. cos = 0,95.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-3 (ТП-2 – У1):

S_экв = 34,84  0,7 = 24,39 кВА,

поэтому сечение четырех проводов получается более 25 мм². Выбираем на всех участках ВЛ-3 провода марки А95 в четырехжильном исполнении (на жилые дома иногда можно использовать и двухжильное исполнение – фаза-ноль). Результаты расчетов ВЛ-3 приведены в табл. 64.

Таблица 64

Электрический расчет ВЛ-3 сети 0,38 кВ

В этом разделе курсового проекта (курсовой работы) аналогичным образом нужно привести расчеты для ТП-3. В пояснительной записке должны быть приведены схемы линий электропередачи, подобные рис. 11 и 12 и таблицы, подобные табл. 63 и 64.

После определения нагрузки головных участков КЛ-1, ВЛ-2 и ВЛ-3 для ТП-2 уточняется мощность трансформаторов, при этом следует не забывать о мощности освещения улиц (Р_ул = 1,2 кВт). Суммарная нагрузка составляет:

Р_р.ТП-2 = 124,8 + [(33,1 + (21,71)] = 124,8 + (46,5) + 1,2 = 157,4 кВт;

Q_р.ТП-2 = 36,4 +[19,15 + (10,88)] = 52,6 кВАр; S_р.ТП-2 = 166,0 кВА.

В предварительных расчетах S_р.ТП-2 было равно 168,14 кВА, поэтому мощность трансформаторов ТП-2 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-2 два трансформатора мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10. Для более точной проверки системы электроснабжения по качеству электроэнергии необходимо произвести уточненные расчеты для определения потерь напряжения на трансформаторах ТП-1 и ТП-2. Сопротивления трансформаторов (15) и (16):

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

Потери напряжения в трансформаторах:

В;

В.

В процентах потери соответственно составят 2,02 и 1,89 %.

По результатам расчетов проверки линий на допустимые потери напряжения составляется итоговая табл. 65.

Таблица 65

Расчетные данные для ВЛ 10 кВ и ВЛ (КЛ) 0,38 кВ

* U_ВЛтабл, U_ВЛрасч – соответственно значения табл. 60 и расчетные значения потерь напряжения на рассматриваемых участках линии.

Анализ результатов, представленных в табл. 65, показывает, что реальные потери напряжения в сети 10 кВ в 4 раза меньше принятых в табл. 60. Разница составляет 3,0 %. Объясняется это тем, что для электроснабжения ТП-1 и ТП-2 по условию надежности (по варианту табл. П1.11 нет резервирования по сетям 10 и 0,38 кВ) приняты двухцепные линии электропередачи.

Для потребителей ТП-2 после получения уточненных данных по потере напряжения имеем:

а) для наиболее удаленного потребителя (жилой дом) в режиме максимальных нагрузок:

V_потр = V_ГПП + V_пост – U_Т – (U_ВН + U_НН) = 5 + 2,5 – 1,89 – (1,0 + 1,243) = 3,37 %;

– в режиме минимальных нагрузок:

V_потр = 0 + 2,5 – 1,89/4 – (1,0 + 1,243)/4 = 1,47 %;

б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок V_потр = 3,81 % и в режиме минимальных нагрузок V_потр = 1,578 %.

Все это позволяет скорректировать принятые при составлении табл. 60 постоянные надбавки на трансформаторах ТП-2 с 2,5 % на 0 %. В этом случае значительно улучшаются показатели качества электроснабжения потребителей, присоединенных к данной трансформаторной подстанции.

Аналогично для потребителей ТП-1 имеем:

а) для наиболее удаленного потребителя в режиме максимальных нагрузок:

V_потр = 5 + 0 – 2,02 – (0,52 + 4,2) = –1,74 %;

– в режиме минимальных нагрузок:

V_потр = 0 + 0 – 2,02/4 – (0,52 + 4,2)/4 = –1,685 %;

б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:

V_потр = 5 + 0 – 2,02 – (0,52 + 0) = 2,46 %,

– в режиме минимальных нагрузок:

V_потр = –0,635 %.

Для ТП-1 постоянные надбавки на трансформаторах необходимо оставить на том же уровне, что и в табл. 60, т. е. 0 %.