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):

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:

Страницы: 1, 2, 3