курсовая. Н. В. Панченко 2021 г
 Скачать 0.57 Mb.
|
|
2. Определение мощности и выбор трансформаторов Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:  , (2.1)где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА; F – площадь населенного пункта, км2; U – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %; В – коэффициент, %/кВА*км2. Для ВЛ 0, 38 кВ принимается U = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА*км2.  В целях сокращения экономических затрат рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций, так как на плане местности однородные потребители размещены компактно выбираю две подстанции. Сгруппируем потребителей населенного пункта в две зоны. Выбираем трансформаторы с номинальной мощностью: 1 Производственная зона Sном= 100 кВА; 2 Зона Sном= 100 кВА;   Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей, с использованием формул:  (2.2)где n – число потребителей для каждой выбранной зоны; Si – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА. Производственные потребители:  4.8 14.39Зона 2:  28.76 9.7Расчет произведен в таблице Microsoft Office Excel 2007 3. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии. Результаты расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1. Таблица 3.1
Таблица 3.1.1
Таблица 3.1.2
∆Wmax= 131472,7 кВт*ч в год. С помощью коэффициента одновременности и добавок рассчитаем нагрузку на всех участках линии 10 кВ. Например мощность для общей дневной нагрузки на участках 1-3: Р2-5 =ko (Р5 + Р5-6) =0.9(180+300) = 432 кВт Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам:  (3.1)  , (3.2) «РО» – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos » и «tg » берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1.   В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:  , (3.3)где Uном=10 кВ – номинальное напряжение линии.  Сечение проводов в курсовом проекте рекомендуется определять по экономической плотности тока:  , (3.4) где jЭК=1,3 А/мм2 – экономическая плотность тока, выбранная по таблице 5.1 [1,2].  Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного и должно быть скорректировано по требованиям к механической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 35 мм2 для отпаек. Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.(приложение 1, 4, 14, 15 [1,2] ). Таблица 3.2
Выбранное сечение проводов удовлетворяет условию допустимого нагрева:  . Условие выполняется. На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения:  , (3.5) где  , Р и Q – длина участка и мощности, передаваемые по участку, берутся из таблицы 3.1, а r0 и x0 – из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ.  Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах:  (3.6)  а затем вписать в соответствующие столбцы (20 или 22) таблицы 3.1. Потери напряжения от шин 10 кВ до конца расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. Полученные результаты вписываются в столбцы 21 и 23 таблицы 3.1. В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле:  , (3.7) где - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [1]. =1900 ч  Потери энергии по всей линии подсчитываются суммированием потерь энергии на всех участках ВЛ 10 кВ. 4. Построение таблицы отклонений напряжения Таблица отклонений напряжения в курсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций. Таблица составляется для подстанций ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТПБ), удаленного (ТПУ) и расчетного (ТПР) населенных пунктов (таблица 4.1). Таблица 4.1
5. Электрический расчет воздушной линии напряжением 0, 38 кВ В учебных целях выбор сечений проводов в линиях W1, W2 и W3 производится различными методами. Выбранные провода проверяются на механическую прочность и по нагреву. К линии W1, W2 и W3 подключены производственные потребители электроэнергии. Расчет сечений проводов линии W1 методом экономических интервалов производится следующим образом: Определяется расчетная полная мощность на каждом участке линии: S0-1=P0-1/ cos0-1= 24/ 0, 74= 32, 4 (кВА) S1-2=P1-2/ cos1-2= 18/ 0, 77= 23, 4 (кВА) S2-3=P2-3/ cos3= 5/ 0, 85= 5, 88 (кВА) где Р0-1, Р1-2, P2-3 расчетная активная нагрузка на участках линии, которая для коммунально–бытовых потребителей определяется попарным суммированием нагрузки в конце участка и нагрузки предыдущего участка с помощью табличных добавок. P2-3= P3= 5 (кВт) Р1-2= Р2+ Рдоб 2-3 (при Р2Р2-3) Р1-2= 15+ 3= 18 (кВт) Р0-1= Р1-2+ Рдоб 1 (при Р1-2 Р1) Р0-1= 18+ 6= 24 (кВт) Значение коэффициента мощности нагрузки участка линии определяется как средневзвешенное. Cos1-2= (S2 cos2+ S2-3 cos3)/ (S2+ S2-3) = = (20* 0, 75+ 5, 88* 0, 85)/ (20+ 5, 88) = = (15+ 5)/ 25, 88= 0, 77 Cos0-1= (S1 cos1+ S1-2 cos2)/ (S1+ S1-2) = = (14, 3* 0, 7+ 23, 4* 0, 75)/ (14, 3+ 23, 4) = = (10+ 18)/ 37, 7= 0, 74 Рассчитывается эквивалентная нагрузка на каждом участке линии по формуле:  , (5.1)где Sр – расчетная мощность участка, кВА; kд – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок; в курсовом проекте рекомендуется принимать равным 0,7.    По таблице приложения 32 [2] предварительно определяют сечение проводов на каждом участке линии W1. При этом выбранные провода должны удовлетворять требованиям механической прочности, в соответствии с которыми алюминиевые провода должны иметь сечение не менее 50 мм2. Определяется потеря напряжения в линии W1 при выбранных сечениях проводов.      Если потеря напряжения в линии W1 не превышает допустимую потерю напряжения, определенную в п.4.10, то расчет на этом заканчивается. Выбранные провода должны удовлетворять условию нагрева:  , (5.2)где Iр макс – максимальный ток нагрузки для выбранного сечения, А; Iдоп – допустимый длительный ток для выбранного сечения, А; берется из таблицы приложения 4 [2].   Расчет проводов линии W2 по допустимой потере напряжения при постоянном сечении проводов в линии выполняется в следующей последовательности: Определяется расчетная активная нагрузка на участках линии W2. S0-4=P0-4/ cos0-4= 39, 7/ 0, 85= 46, 7 (кВА) S4-5=P4-5/ cos4-5= 30, 5/ 0, 82= 37, 2 (кВА) S5-6=P5-6/ cos5-6= 17, 4/ 0, 92= 18, 9 (кВА) S6-7=P6-7/ cos7= 4/ 0, 92= 4, 35 (кВА) P6-7= P7= 4 (кВт) Р5-6= Р6+ Рдоб 6-7 Р5-6= 15+ 2, 4= 17, 4 (кВт) Р4-5= Р5+ Рдоб 5-6 Р4-5= 20+ 10, 5= 30, 5 (кВт) Р0-4= Р4-5+ Рдоб 4 Р0-4= 30, 5+ 9, 2= 39, 7 (кВт) Cos5-6= (S6 cos2+ S6-7 cos7)/ (S6+ S6-7) = = (15+ 4)/ (16, 3 +4, 35)= 0, 92 Cos4-5= (S5 cos5+ S5-6 cos6)/ (S5+ S5-6) = = (20+ 17, 4)/ (26, 7+ 18, 9)= 0, 82 Cos0-4= (S4 cos4+ S4-5 cos5)/ (S4+ S4-5) = = (15+ 30, 5)/ (16, 3+37, 2)= 0, 85 Определяется расчетная индуктивная нагрузка на участках линии по формуле, аналогичной (3.1). Задаемся удельным индуктивным сопротивлением проводов линии Х0= 0, 4 Ом/км. Рассчитываем составляющую потери напряжения в реактивных сопротивлениях линии по формуле:  , (5.3) Зная допустимую потерю напряжения UДОП (п.4.10) находим составляющую потери напряжения в активных сопротивлениях линии:  . (5.4) % Определяем постоянное сечение проводов линии W2:  , (5.5)где = 32 м/Ом*мм2 – удельная проводимость алюминия.  Полученное по (5.5) расчетное значение сечения проводов округляем до стандартного. Выбранный провод проверяется по механической прочности и по нагреву. Fст = 50 мм2 (по условию механической прочности) Проверяем действительную потерю напряжения в линии W2 при выбранном стандартном сечении проводов.   Расчет проводов линии W3 на минимум проводникового материала проводится в следующей последовательности: Определяется расчетная полная мощность на каждом участке.  S0-8=P0-8/ cos8= 30/ 0, 7= 42, 9 (кВА) Для линия W3 определяем момент по формуле:  , (5.6) и сумму моментов:  (5.7)Распределяем допустимую потерю напряжения ΔUДОП (п.4.10) по участкам линии пропорционально моментам этих участков:  (5.8)     Таблица 5.1
6. Конструктивное выполнение линий напряжением 0,38 кВ, 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ Для линий 0,38 и 10 кВ выбираем: Опоры – железобетонные опоры 0.38 кВ и 10 кВ; Изоляторы – ШФ-10, НС-18. Линейную арматуру ТП1 и ТП2 однотрансформаторные комплектные трансформаторные подстанции со схемой соединения обмоток трансформаторов звезда- звезда с нулем КТП-10/0.38-160 и КТП-10/0.38-160. РУ 0,38 кВ – с автоматическими воздушными выключателями. Основные технические характеристики трансформатора ТМ-160: Номинальная мощность 160 кВА, ВН=10кВ, НН=0.4кВ, Группа соединения обмоток – 0, РххА=510 Вт, РххБ=565 Вт, Ркз=2650 Вт, Uк%=4.5, Iхх%=2.4, переключатель напряжений – ПБВ. 7. Расчет токов короткого замыкания | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
5