Материал: m30570

Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются, исходя из условия:

,

где Кс – коэффициент систематической нагрузки трансформатора; определяется по таблице 6 приложения в зависимости от вида нагрузки подстанции и номинальной мощности трансформатора.

1. Так как (кВА)> (кВА), то выбираем из таблицы 6 трансформатор из интервала 126-160 (кВА) с номинальной мощностью 100 (кВА),

Так как <1,59, то расчет закончен.

2. Так как (кВА)< (кВА), то выбираем из таблицы 6 трансформатор из интервала 121-150 (кВА) с номинальной мощностью 100 (кВА),

Так как <1,68, то расчет закончен.

1.7 Расчет мощностей на участках вл – 10 кВ

Расчетная схема ВЛ-10 кВ, представлена на рисунке 1.2.

Номер ТП

Рис.1.2. Расчетная схема ВЛ – 10 кВ

Расчет мощностей на участках ВЛ – 10 кВ проводим вероятностно-статистическим методом аналогично расчетам ВЛ-0.38 кВ.

Расчет на участках 3-1 и 2-1 был произведен ранее. Рассчитаем мощности на участке 1-0.

Дневной максимум.

(кВт);

(кВАр);

(кВА).

Вечерний максимум.

(кВт);

(кВАр);

(кВА).

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.5

Таблица 1.5

Мощности на участках 10 кВ

2. Расчет электрических сетей

2.1 Расчет допустимых потерь напряжения

Допустимые отклонения напряжения у потребителей принимаем ∆U^100%= 5%. Отклонения напряжения в точке присоединения в соответствии с заданием ∆U_А^100%.

Принимаем постоянную надбавку трансформатора ∆Uт₌=+5 (100%;25%).

Принимаем переменную надбавку трансформатора ∆Uт_~=+2,5 (100%;25%).

Потери в трансформаторе ∆Uтр= при 100% нагрузке –4, при 25% - 1.

Тогда допустимая потеря напряжения в линиях 10 кВ и 0,38 кВ составит при 100%-ной нагрузке:

∆U^100%= ∆U_А^100%+∆Uт₌ + ∆Uт_~ + ∆Uтр^100% - ∆U₁₀ - ∆U_0,4 = -5.

∆U₁₀+∆U_0,4= ∆U_А^100%+ ∆Uт₌ + ∆Uт_~+∆Uтр^100%-∆U^100% = -1+5+2,5-4+5=7,5%

Полученную допустимую потерю напряжения в линиях 10 кВ и 0,38 кВ распределяем примерно поровну

∆U₁₀ ∆U_0,4.

∆U_{10 = 3 %.}

∆U_{0,4 = 4,5%.}

При 25%-ной нагрузке проводим проверку ∆U^25% <+5%.

∆U^25% =0+5+2,5-1- - =4,625%<5%.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Отклонение напряжения у потребителей

2.2 Выбор сечения проводов в линиях 0.38 кВ

Выбор сечения проводов в линиях 0.38 кВ по допустимой потере напряжения проводится в следующей последовательности .

1. Допустимая потеря напряжения в линиях 0.38 кВ из таблицы 2.1 – 6,5 %, т.е.

U=∆U_0,4U_{н .}

2. Сумма моментов реактивной мощности на магистральных участках линии (наибольшие мощности берем из таблицы 1.3 , а длины участков из расчетных схем (рис.1.1)):

.

3. Допустимая потеря реактивной составляющей напряжения:

U_р=(0,35 0.4) .

4. Допустимая потеря активной составляющей напряжения:

U_a= U- U_р, В.

5. Определяем моменты активной энергии участков и суммарный активный момент:

6. Распределяем активные потери напряжения по участкам пропорционально активным мощностям, начиная с головного участка, и определяем сечения проводов.

(В),

где .

Выбираем провод из табл. 4 приложения.

На остальных участках распределяем остаточную потерю напряжения:

Выбираем провод из табл. 4 приложения.

Рассчитаем потери напряжения:

где: r₀ – активное сопротивление линии, Ом/км;

x₀ – индуктивное сопротивление линии, Ом/км.

Значения r₀, x₀ берём из таблиц 4,5 приложения .

Расчетное сечение провода F, если F<35мм², то в соответствии с нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения НТПС – 88 для III района по гололёду (толщине стенки гололёда не менее 10 мм) выбираем сечение не менее 35 мм² провода марки А.

ТП-1.

Линия 1.

(кВАр·км);

(В);

(В);

(кВт·км);

(В);

(мм ).

То есть на участке 1-0 ТП-1 выбираем провод А-35, F=35 мм .

Линия 2.

(кВАр·км);

(В);

(В);

(кВт·км);

(В);

(мм ).

То есть на участке 2-0 ТП-1 выбираем провод А-35, F=35 мм .

ТП-2.

Линия 1.

(кВАр·км);

(В);

(В);

(кВт·км);

(В);

(мм ).

То есть на участке 1-0 ТП-2 выбираем провод А-35, F=35 мм .

Линия 2.

(кВАр·км);