Тогда полная мощность Sв=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Рв=S·cosφ=3,4·0.9=3,06 кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами);

Qв= S- Рв=3,4-3,06=0,34 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №2

Определение нагрузок ТП-2                                                                  Таблица №2

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

Sд=;                Sв=;

Iд= Sд/(·Uном);           Iв= Sв/(·Uном);

cos= Рд\ Sд ;              cos= Рв\ Sв ;

Линия Л1

Sд===25 кВА;

Sв===38 кВА;

Iд= Sд/(·Uном)= 25/(·0,38)=39 А;

Iв= Sв/(·Uном)= 38/(·0,38)=59 А;

cos= Рд/ Sд =24/25=0,96;

cos= Рв/ Sв =37/38=0,97.

аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.

Результаты расчетов сведем в таблицу №3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ                              таблица №3

Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ     

Таблица №4

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности Ко=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Рд= Ко Σ Рдi ;                 Рв= Ко Σ Рвi ;        Qд= Ко ΣQдi ;        Qв= Ко ΣQвi;

Sд=;       Sв=;       Iд= Sд/(·Uном);  Iв= Sв/(·Uном);

учтя, что Uном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока jэк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

Fрасч.= Iр.max / jэк ;   Iдоп ≥ Iр.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2 [5]. Тогда:

Fрасч.=9,3/1,3=7,2 мм2,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=7,2 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-2

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=9/1,3=6,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=6,9 А — выполняется.

Участок линии 10 кВ № 1-3

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки Tmax=1000 ч, экономическая плотность тока составляет jэк=1,3 А/мм2. Тогда:

Fрасч.=5,1/1,3=3,9 мм2, однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

Iдоп=135 А ≥ Iр=3,9 А — выполняется.

Расчет основные технические характеристики проводов

Из справочных данных находим активное сопротивление 1 км провода АС25: ro=1,146 Ом/км.

Рассчитаем реактивное индуктивное сопротивление 1 км провода:

хо=0,145·lg(2·Dср/d) + 0,0157·μ

Dср=1500 мм — среднее геометрическое расстояние между проводами;

d=6,9 мм — диаметр провода;

μ≈1 — относительная магнитная проницаемость материла провода (для цветных металлов ≈1)

Поэтому

хо=0,145·lg(2·1500/6,9) + 0,0157·1=0,40 Ом/км.

Основные технические характеристики сталеалюминевых проводов сведем в таблицу №5.

Таблица №5

Расчет потерь напряжения на участках

Рассчитаем потери напряжения на участках в процентах.

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔUд=== 5,7%;

ΔUв=== 5,7%.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔUд=== 0,02%;

ΔUв=== 0,03%.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔUд=== 0,05%;

ΔUв=== 0,02%.

Потери электрической энергии на участках

Участок линии 10 кВ № 0-1:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·9,32·1.146·4·(1580+1500)/2·10-3=47 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-2:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·92·1.146·0,15·1500·10-3=62 кВт·ч/год.

Участок линии 10 кВ № 1-3:

ΔW=3··rо·L· τ·10-3=3·5,12·1.146·0,45·1580·10-3=635 кВт·ч/год.

Потери электрической энергии по всей линии:

ΔWл=47+62+635=744 кВт·ч/год.

Страницы: 1, 2, 3