Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

Cоставим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину.

Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.

Рис. 1. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП1

Рис.2. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП2

ТП-1

Участок 9-10

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 8-9

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 7-8.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 2-7.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 2-1.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок ТП-2.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

кВ·А.

Участок 5-6

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 4-5.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для: дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

кВ·А.

Участок 3-4.

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок ТП-3

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

кВ·А.

Участок 15-16

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

,

• вечернего максимума

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 14-15

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 13-14

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 12-13

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок 11-12

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Участок ТП-11

Активная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВт,

• вечернего максимума

 кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

• дневного максимума

• вечернего максимума

.

Полная нагрузка для:

• дневного максимума

 кВ·А,

• вечернего максимума

 кВ·А.

Аналогичным образом рассчитываем оставшийся участки для ТП-2, полученные результаты занесем в таблицу 3.1

Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП1

Номер участка	Расчётная мощность Рр.д., кВт	Расчётная мощность Рр.в., кВт	Коэффициент мощности cosφд	Коэффициент мощности cosφв	Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А	Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А	К-o одновременн	Надбавка ∆Pд кВт	Надбавка ∆Pв кВт	Наружное освещение кВТ
9-10	2,1	6,9	0,9	0,93	2,333333	7,419355	-	-	-	0,4
8-9	2,9475	9,75	0,9	0,93	3,275	10,48387	0.75	-	-	0,3
7-8	5,8	12,15	0,957575	0,950364	6,056969	12,78458	-	1.8	2.4	0,3
2-7	6,9	15,8	0,943766	0,943557	7,311136	16,74514	-	1.1	3.65	0,4
2-1	2,27	6,1	0,9	0,93	2,522222	6,55914	-	-	-	0,4
ТП-2	8,2	19,4	0,932932	0,939781	8,789496	20,64311	-	1.3	3.6	0,43
5-6	3	3	0,83	0,83	3,614458	3,614458	-	-	-	0,43
4-5	3,95	7,18	0,854348	0,8942	4,62341	8,029519	-	0.95	1.8	0,5
3-4	5,2	11,28	0,870194	0,911744	5,975679	12,37189	-	1.25	4.1	0,5
ТП-3	6,15	14,38	0,877207	0,91764	7,010886	15,67064	-	0.95	3.1	0,3
15-16	1,83	6,1	0,9	0,93	2,033333	6,55914	-	-	-	0,4
14-15	2,9475	9,75	0,9	0,93	3,275	10,48387	0.75	-	-	0,5
13-14	3,583125	11,8875	0,9	0,93	3,98125	12,78226	0.75	-	-	0,3
12-13	7,15	14,8875	0,830095	0,885588	8,613468	16,81086	-	2.15	3	0,2
11-12	10,15	23,3875	0,842402	0,878034	12,04888	26,63622	-	3	8.5	0,2
ТП-11	11,1	26,5375	0,850245	0,887752	13,05506	29,89291	-	0.95	3.15	0,4

Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП2

Номер участка	Расчётная мощность Рр.д., кВт	Расчётная мощность Рр.в., кВт	Коэффициент мощности cosφд	Коэффициент мощности cosφв	Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А	Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А	К-т одновременн	Надбавка ∆Pд кВт	Надбавка ∆Pв кВт	Наружное освещение кВТ
18-19	1,6	5,38	0,9	0,93	1,777778	5,784946	-	-	-	0,5
17-18	2,775	9,21	0,9	0,93	3,083333	9,903226	0.75	-	-	0,5
ТП-17	3,78375	12,585	0,9	0,93	4,204167	13,53226	0.75	-	-	0,4
23-24	1,83	6,1	0,9	0,93	2,033333	6,55914	-	-	-	0,3
22-23	3,075	10,2525	0,9	0,93	3,416667	11,02419	0.75	-	-	0,41
21-22	5,8	12,6525	0,956537	0,918774	6,063539	13,77107	-	1.8	2.4	0,53
20-21	6,75	15,8025	0,944313	0,922123	7,148055	17,13708	-	0.95	3.15	0,2
ТП-20	6,75	15,8025	0,944313	0,922123	7,148055	17,13708	-	-	-	0,72
29-30	2,1	6,9	0,9	0,93	2,333333	7,419355	-	-	-	0,41
28-29	2,9475	9,75	0,9	0,93	3,275	10,48387	0.75	-	-	0,37
27-28	11,8	10,35	0,807318	0,936512	14,6163	11,05165	-	1.8	0.6	0,2
26-27	22,3	15,15	0,820013	0,96419	27,19469	15,71266	-	7.3	4.8	0,4
25-26	23,55	19,25	0,826897	0,953491	28,47996	20,18896	-	1.25	4.1	0,5
ТП-25	25,95	21,65	0,822992	0,942568	31,53129	22,96916	-	2.4	2.4	0,4
										5.84

Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).

ТП1:

 кВт,

 кВт.

ТП2:

 кВт,

 кВт.

Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:

 кВт,

 кВт

Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле:

Для ТП1:

.

Для ТП2:

Определим полные расчётные мощности ТП по формуле:

Для ТП1:

 кВ·А.

Для ТП2:

 кВ·А.

По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными:

Номинальная мощность S_ТР, кВ·А ………………………………… 63

Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Y_н-0

Потери холостого хода ∆Р_ХХ, Вт ………………………………….. 240

Потери короткого замыкания ∆Р_КЗ, Вт ………………………….. 1280

Напряжение короткого замыкания U_КЗ, % от U_Н …………………. 4,5

Находим экономические нагрузки на участках по формуле:

,

где S_УЧ – полная мощность участка, кВ·А;

К_Д = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).

Произведём расчёт для ТП1:

Дневной максимум: Вечерний максимум:

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5.

По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм² для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.

Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.

Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 кВ (внешние сети) 6%).

,

где S_УЧ – полная мощность участка, кВ·А;

ℓ_УЧ – длина участка, км;

U_Н – номинальное линейное напряжение, кВ;

r₀ – удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 ⁰С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1);

х₀ – индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм;

Для линии 1:

Для дневного максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Для вечернего максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле:

,

где U_Н – номинальное линейное напряжение, В.

Для линии 1:

Для дневного максимума:

Для вечернего максимума:

Проводим аналогичный расчёт для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведёт к изменению r₀ и х₀, а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 кВ (в крайних случаях) составляет 70 мм², т.е. провод А70.

Таблица №2.5. Результат расчёта ВЛ 0,38 кВ

Номер участка	Экономическая нагрузка Sэ.д., кВА	Экономическая нагрузка Sэ.в., кВА	Марка и сечение проводов	Сопротивление проводов		∆Uд, В	∆Uв, В	∆Uд, %	∆Uв, %
				Актив-ное rо, Ом/км	Реактив-ное хо, Ом/км
ТП1
9-10	1,6333	5,1948	4А25+А25	1.14	0.319	0,54	1,65	0,136	0,43
8-9	2,2925	7,34	4А25+А25	1.14	0.319	0,48	1,55	0,127	0,41
7-8	4,2478	8,9496	4А25+А25	1.14	0.319	0,98	2,07	0,258	0,54
2-7	5,1175	11,726	4А25+А25	1.14	0.319	1,55	3,54	0,407	0,93
2-1	1,7656	4,5918	4А25+А25	1.14	0.319	0,62	1,63	0,163	0,42
ТП-2	6,1527	14,458	4А25+А25	1.14	0.319	1,64	3,85	0,430	1,01
5-6	2,5302	2,5302	4А25+А25	1.14	0.319	0,64	0,64	0,169	0,16
4-5	3,2367	5,6204	4А25+А25	1.14	0.319	1,11	1,96	0,292	0,51
3-4	4,1825	8,6603	4А25+А25	1.14	0.319	1,52	3,20	0,399	0,84
ТП-3	4,907	10,965	4А25+А25	1.14	0.319	1,11	2,52	0,291	0,66
15-16	1,4233	4,5918	4А25+А25	1.14	0.319	0,45	0,97	0,118	0,25
14-15	2,2925	7,338	4А25+А25	1.14	0.319	0,80	2,46	0,211	0,64
13-14	2,7865	8,9471	4А25+А25	1.14	0.319	0,59	1,90	0,154	0,50
12-13	6,0228	11,776	4А25+А25	1.14	0.319	0,92	1,84	0,241	0,48
11-12	8,4317	18,646	4А25+А25	1.14	0.319	1,44	3,23	0,378	0,85
ТП-11	9,1343	20,924	4А25+А25	1.14	0.319	2,50	5,83	0,658	1,53
ТП2
18-19	1,2444	4,0495	4А25+А25	1.14	0.319	0,45	1,50	0,120	0,39
17-18	2,1583	6,9323	4А25+А25	1.14	0.319	0,79	2,57	0,209	0,67
ТП-17	2,9429	9,4726	4А25+А25	1.14	0.319	0,82	2,68	0,217	0,70
23-24	1,4233	4,5914	4А25+А25	1.14	0.319	0,36	1,17	0,095	0,31
22-23	2,3917	7,7169	4А25+А25	1.14	0.319	0,58	1,91	0,154	0,50
21-22	4,2445	9,6397	4А25+А25	1.14	0.319	1,13	2,55	0,298	0,67
20-21	5,0036	11,996	4А25+А25	1.14	0.319	0,71	1,69	0,187	0,44
ТП-20	5,0036	11,996	4А25+А25	1.14	0.319	0,71	1,69	0,187	0,44
29-30	1,6333	5,1935	4А25+А25	1.14	0.319	0,30	0,96	0,080	0,25
28-29	2,2925	7,3387	4А25+А25	1.14	0.319	0,42	1,36	0,112	0,36
27-28	10,231	7,7362	4А25+А25	1.14	0.319	1,04	0,82	0,276	0,21
26-27	19,036	10,998	4А25+А25	1.14	0.319	4,17	2,48	1,097	0,65
25-26	19,936	14,132	4А25+А25	1.14	0.319	5,66	4,13	1,492	1,08
ТП-25	22,071	16,078	4А25+А25	1.14	0.319	5,12	3,85	1,349	1,01

Проведём проверку на соответствие потери напряжения в линиях.

ТП1

Линия ТП1-2:

• дневной максимум:

∆U_Д% =0.136+0.127+0.258+0.407+0.163+0.43=1.5% < 6%;

• вечерний максимум:

∆U_В% =0.43+0.41+0.54+0.93+0.42+1.01=3.74% < 3.5%.

Линия ТП1-3:

• дневной максимум:

∆U_Д% =0.169+0.292+0.399+0.291=1.15% < 6%;

• вечерний максимум:

∆U_В% =0.16+0.51+0.84+0.66=2.17% < 6%.

Линия ТП1-11:

• дневной максимум:

∆U_Д% =0.118+0.211+0.154+0.241+0.378+0.658=1.76% < 6%;

• вечерний максимум:

∆U_В% =0.25+0.64+0.5+0.48+0.85+1.53=4.25% < 6%.

Остальные потери рассчитываем по аналогии и сводим в таблицу № 3.2

Таблица № 3.2 потери напряжения в линии.

Участки ТП	∆UД%	∆UВ%
ТП1
ТП-2	1.5	3.74
ТП-3	1.15	2.17
ТП-11	1.76	4.25
ТП2
ТП-17	0.55	1.78
ТП-20	0.92	2.38
ТП-25	1.35	1.01

Потери в конце линий не превышает допустимых значений, о чём свидетельствует вышеприведенная проверка.

4. Электрический расчет сети 10кВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок.

Рис. 3. Расчётная схема линии 10 кВ 4.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно – дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

Pр = Pнаиб. + SDР, (4.1)

где Рр – расчетное значение максимальной мощность, кВт;

Рнаиб. – наибольшее значение мощности, кВт;

SDР – сумма надбавок (таблица 3.10 [3]), кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети определяем максимальные нагрузки. Расчеты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Расчет максимальных нагрузок сети 10кВ.

Участок сети	Расчет максимальной нагрузки
7-8	Р7-8д = Р8д =70 кВт, Р7-8в = Р8в =100 кВт
7-9	Р7-9д = Р 9д =160 кВт, Р7-9в = Р 9в =200 кВт,
6-7	Р6-7д = Р7-9д + DР7-8Д +DР7Д =160+52+115=327 кВт, Р6-7в= Р 7в + DР7-8в +DР7-9в =250+74.5+155=479.5 кВт,
6-10	Р6-10д = Р 10д =200 кВт, Р6-10в = Р10в =75кВт,
1-6	Р1-6д = Р 6-7д + DР6-10д +DР6д =327+155+15.1=497.1 кВт, Р1-6в = Р6-7в+DР6-10в +DР6в =479.5+56+74.5=610 кВт
3-5	Р3-5д = Р5д =51.85 кВт, Р3-5в = Р5в =86.19 кВт
3-4	Р3-4д = Р4д = 120 кВт, Р3-4в = Р4в = 150 кВт
2-3	Р2-3д = Р3-4д +DР3-5д +DР3д =120+37+36.5=193.5 кВт, Р2-3в = Р3-4в +DР3-5в +DР3в =150+65+67=282 кВт
1-2	Р1-2д = Р2-3д +DР 2д =193.5+115=308.5 кВт, Р1-2в = Р 2-3в +DР2в =282+59.5=341.5 кВт,
ИП-1	РИП-1д =Р1-6д + DР1-2д +DР1д =497.1+243+32.4 =772.5 кВт, РИП-1в = Р1-6в + DР1-2в +DР1в =610+267+63=940 кВт

4.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

(4.2)

где Pi – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;

Таблица 4.2 Значения cosj для всех участков линии.

Номер НП	Рд/Рв	cosjд	cosjв
1	0.53	0.88	0.93
2	1,88	0.73	0.73
3	0.56	0.88	0.93
4	0.8	0.83	0.91
5	0.6	0.81	0.84
6	2.3	0.73	0.73
7	0.6	0.88	0.93
8	0.7	0.83	0.91
9	0.8	0.83	0.91
10	2.67	0.73	0.73

Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности:

Участок сети 7-8:

Участок сети 7-9

Участок сети 6-7

Участок сети 6-10

Участок сети 1-6

Участок сети 3-5

Участок сети 3-4

Участок сети 2-3

Участок сети 1-2

Участок сети ИП-1

4.3 Определение полных мощностей на участках сети.

Определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

 (4.3)

где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

4.4 Определение эквивалентной мощности

Определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле

Получаем:

Участок сети 7-8

Участок сети 7-9

Участок сети 6-7

Участок сети 6-10

Участок сети 1-6

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей.

Участок сети	Pд,	Pв,	сosд	сosв	Sд,	Sв,	Sэд,	Sэв,
	кВт	кВт			КВА	КВА	КВА	КВА
7-8	70	100	0,83	0,91	84,33735	109,8901	59,03614	76,92308
7-9	160	200	0,83	0,91	192,7711	219,7802	134,9398	153,8462
6-7	327	479,5	0,849737	0,919091	384,825	521,7112	269,3775	365,1978
6-10	200	75	0,73	0,73	273,9726	102,7397	191,7808	71,91781
1-6	497,1	610	0,801189	0,868532	620,4529	702,3346	434,317	491,6342
3-5	51,85	86,19	0,81	0,84	64,01235	102,6071	44,80864	71,825
3-4	120	150	0,83	0,91	144,5783	164,8352	101,2048	115,3846
2-3	193,5	282	0,836595	0,897022	231,2948	314,3736	161,9064	220,0615
1-2	308,5	341,5	0,790047	0,860111	390,4832	397,0418	273,3383	277,9292
ИП-1	772,5	940	0,801317	0,870798	964,0376	1079,469	674,8263	755,6286

4.5 Определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений.

Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Район по гололеду – I.

Подбираем:

Участок 8-7:

Интервал экономических нагрузок до 400кВА. Выбираем провод

АС-25 (по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ–АС-35).

Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 4.4.

4.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

(4.5)

 (4.6)

где Sуч – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

r₀ х₀ – активное и инлуктивное сопротивление проводов:

для провода АС-35: r₀=0.973 a x₀=0.352, для провода АС-50: r₀=0.592 a x₀=0.341; для провода АС-70: r₀=0.42 a x₀=0.327

Участок 7-8

Участок 7-9

Участок 6-7

Участок 6-10

Участок 1-6

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.5.

Таблица 4.4 Результаты расчетов линии 10кВ (по большей нагрузке).

Участок	Мощность			Длина участка, км	Марка	Потери напряжения на участках,%
	Актив-ная, кВт	Полная, кВА	Эквива-лентная, кВА		провода
7-8	100	84,34	76,92	3,3	АС-35	0,308
7-9	200	192,77	153,85	1,7	АС-50	0,256
6-7	479,5	384,83	365,20	3	АС-70	1,322
6-10	75	273,97	71,92	3,3	АС-35	0,273
1-6	610	620,45	491,63	2,3	АС-50	0,851
3-5	86,19	64,01	71,83	2,4	АС-35	0,207
3-4	150	144,58	115,38	3,2	АС-50	0,359
2-3	282	231,29	220,06	4	АС-70	0,656
1-2	341,5	390,48	277,93	4,4	АС-70	0,922
ИП-1	940	964,04	755,63	4,6	АС-70	2,614

Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ИП, будет определяется следующим образом:

Линия Л1:

DUИП-4=DUИП-1+DU_1-2+DU2-3+DU_3-4 =2,614+0,922+0,656+0,359=4.56%

Линия Л2:

DUИП-8=DUИП-1+DU_1-6+DU6-7 +DU _7-8 =2,614+0,851+1,322+0,308=5.1%

Линия Л3:

DUИП-10=DUИП-1+DU_1-6+DU6-10=2,614+0,851+0,273=3.74%

Если падение напряжения не будет входить в допустимые пределы, то увеличиваем сечение, начиная с первого участка, до тех пор, пока падение напряжения не будет удовлетворять норме(8.0% в данном случае)

Наибольшее значение падения напряжения DUнаиб. = DUИП-5 = 5.1%,

Проверяем условие DUдоп ≥ DUнаиб, DUдоп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп =8 %.

Так как условие 8 >5.1 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

5. Определение потерь электрической энергии 5.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

 (5.1)

где S₀-полная мощность на участке;

r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

 l – длина участка, км;

 t - время максимальных потерь, ч.

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ

Номер участка	Длина участка ℓуч, км		Расчётная мощность Рр., кВт		Коэффициент мощности cosφ		Максимальная полная мощность Sуч, кВА		Марка и сечение проводов		Активное сопротивление проводов ro, Ом/км			Время использования максимальной нагрузки Тmax, ч		Время потерь τ, ч		Потеря энергии на участке ∆Wв, кВт·ч
ТП1
9-10	0,072		6,9		0,93		7,419355		4А25+А25		1.14			900		400		28,16
8-9	0,048		9,75		0,93		10,48387		4А25+А25		1.14			900		400		37,49
7-8	0,052		12,15		0,950364		12,78458		4А25+А25		1.14			1200		450		80,52
2-7	0,068		15,8		0,943557		16,74514		4А25+А25		1.14			1200		450		180,64
2-1	0,08		6,1		0,93		6,55914		4А25+А25		1.14			900		400		24,45
ТП-2	0,06		19,4		0,939781		20,64311		4А25+А25		1.14			1200		450		242,23
5-6	0,06		3		0,83		3,614458		4А25+А25		1.14			900		400		5,57
4-5	0,08		7,18		0,8942		8,029519		4А25+А25		1.14			900		400		36,65
3-4	0,084		11,28		0,911744		12,37189		4А25+А25		1.14			1200		450		121,81
ТП-3	0,052		14,38		0,91764		15,67064		4А25+А25		1.14			1200		450		120,98
15-16	0,072		6,1		0,93		6,55914		4А25+А25		1.14			900		400		22,01
14-15	0,08		9,75		0,93		10,48387		4А25+А25		1.14			900		400		62,48
13-14	0,048		11,8875		0,93		12,78226		4А25+А25		1.14			1200		450		74,30
12-13	0,036		14,8875		0,885588		16,81086		4А25+А25		1.14			1700		750		136,54
11-12	0,04		23,3875		0,878034		26,63622		4А25+А25		1.14			2200		1000		492,91
ТП-11	0,064		26,5375		0,887752		29,89291		4А25+А25		1.14			2200		1000		993,29
ТП2
18-19		0,084		5,38		0,93		5,784946		4А25+А25		1.14	900		400		8,88
17-18		0,084		9,21		0,93		9,903226		4А25+А25		1.14	900		400		26,02
ТП-17		0,064		12,585		0,93		13,53226		4А25+А25		1.14	1200		450		41,64
23-24		0,058		6,1		0,93		6,55914		4А25+А25		1.14	900		400		7,88
22-23		0,056		10,2525		0,93		11,02419		4А25+А25		1.14	1200		450		24,18
21-22		0,06		12,6525		0,918774		13,77107		4А25+А25		1.14	1200		450		40,42
20-21		0,032		15,8025		0,922123		17,13708		4А25+А25		1.14	1200		450		33,39
ТП-20		0,092		15,8025		0,922123		17,13708		4А25+А25		1.14	1200		450		95,99
29-30		0,056		6,9		0,93		7,419355		4А25+А25		1.14	900		400		9,73
28-29		0,056		9,75		0,93		10,48387		4А25+А25		1.14	900		400		19,44
27-28		0,032		10,35		0,936512		11,05165		4А25+А25		1.14	1700		750		23,14
26-27		0,068		15,15		0,96419		15,71266		4А25+А25		1.14	1700		750		99,40
25-26		0,088		19,25		0,953491		20,18896		4А25+А25		1.14	1700		750		212,38
ТП-25		0,072		21,65		0,942568		22,96916		4А25+А25		1.14	2200		1000		299,89

5.2 Определение потерь электрической энергии в линии 10кВ

Расчет ведем так же как и для линии 0.38кВ.

Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 Потери электрической энергии в линии 10кВ.

Номер участка	Длина участка ℓуч, км	Расчётная мощность Рр. кВт	Коэффициент мощности cosφ	Максимальная полная мощность Sуч, кВА		Марка и сечение проводов	Активное сопротивление проводов ro, Ом/км		Время использования максимальной нагрузки Тmax, ч	Время потерь τ, ч	Потеря энергии на участке ∆Wв, кВт·ч
7-8	3,3	100	0,91	84,34		АС-35	0.773		2500	1500	462,0637604
7-9	1,7	200	0,91	192,77		АС-50	0.592		3200	1800	875,0247555
6-7	3	479,5	0,919091	384,83		АС-35	0.773		3400	2000	12623,82677
6-10	3,3	75	0,73	273,97		АС-35	0.592		2500	1500	309,316945
1-6	2,3	610	0,868532	620,45		АС-35	0.42		3400	2000	9530,052681
3-5	2,4	86,19	0,84	64,01		АС-35	0.773		2500	1500	292,9794666
3-4	3,2	150	0,91	144,58	АС-35		0.592	3200		1800	926,4967999
2-3	4	282	0,897022	231,29	АС-35		0.42	3400		2000	3320,712855
1-2	4,4	341,5	0,860111	390,48	АС-35		0.42	3400		2000	5826,454084
ИП-1	4,6	940	0,870798	964,04	АС-50		0.42	3400		2000	45025,41955

Определим потери электрической энергии до нашего расчетного пункта т.е.:

DW0-5= DWИП-1 + DW1-2 +DW2-3 +DW3-5 = 45025+5826+3320+292,97=54464 кВтч