Результаты расчета с указанием потребителей приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1-Нагрузки на вводе потребителей ТП 2719

Расчет нагрузок для остальных ТП10/0.4 кВ производится аналогично и приведен в приведен в таблицах 2.2-2.16.

Таблица 2.2-Нагрузки на вводе потребителей ТП2520

Таблица 2.3-Нагрузки на вводе потребителей ТП2570

Таблица 2.4-Нагрузки на вводе потребителей ТП2854

Таблица 2.5-Нагрузки на вводе потребителей ТП219

Таблица 2.6-Нагрузки на вводе потребителей ТП210

Таблица 2.7-Нагрузки на вводе потребителей ТП2519

Таблица 2.8-Нагрузки на вводе потребителей ТП211

Таблица 2.9-Нагрузки на вводе потребителей ТП209

Таблица 2.10-Нагрузки на вводе потребителей ТП2603

Таблица 2.11-Нагрузки на вводе потребителей ТП2765

Таблица 2.12-Нагрузки на вводе потребителей ТП2764

Таблица 2.13-Нагрузки на вводе потребителей ТП2637

Таблица 2.14-Нагрузки на вводе потребителей ТП2638

Таблица 2.15-Нагрузки на вводе потребителей ТП494

Таблица 2.16-Нагрузки на вводе потребителей ТП496

2.2 Проверка существующей ТП на систематические нагрузки

В таблице 2.17 приведем расчетную мощность на шинах ТП, номинальную мощность существующих ТП и коэффициент систематической нагрузки, который сравнивается с допустимой.

Таблица 2.17

Для нормальной работы ТП необходимо выполнение условия

К_с < К_{с доп}.

Из анализа таблицы 2.17 мы можем определить ТП, реконструкция которых необходима. Сведем эти данные в таблицу 2.18

Таблица 2.18-Трансформаторные подстанции подлежащие реконструкции

2.3 Выводы и обоснование темы проекта

Данные из таблицы 2.18 показывают, что требуется заменить 8 трансформаторов.

Замена существующих ТП требует дополнительных затрат. С другой стороны, ожидаемая нагрузка не позволяет использования существующих ТП, де К_с<К_с.доп.

Для снижения расчетной нагрузки можно рассмотреть мероприятия по снижению реактивной составляющей. В качестве этого мероприятия следует рассмотреть компенсацию реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности позволяет снизить полную расчетную нагрузку на шинах ТП, потери напряжения и энергии на ТП, а также повысить cos ц. Предлагаемые мероприятия, как правило, требуют меньше затрат, чем замена самих трансформаторов. Поэтому в дипломном проекте рассматриваем вариант компенсации реактивной мощности с последующей проверкой ТП.

3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВЫ РОСТА НАГРУЗОК

Ожидаемая нагрузка с учетом перспективы развития определяется по выражению:

Р_р=Р_р.сущК_р (3.1)

где К_р- коэффициент роста нагрузок.

Коэффициент роста нагрузок принимается из РУМ [8].

Согласно [8] К_р для существующих ТП принят в зависимости от вида нагрузки и расчетного года.

Для расчетного года ближайшей перспективы равной 5 лет для производственных и смешанных потребителей К_р=1.3.

Тогда для ТП №2719

Рд=618•1.3=803 кВт (3.1)

Рв=510•1.3=663 кВт

Существующие нагрузки на шинах рассмотренных ТП и результаты расчета с учетом перспективы роста нагрузок приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1-Расчет нагрузок с учетом перспективы роста

4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности [3].

По естественному коэффициенту мощности [1] определяется, где и когда необходима компенсация.

Определяется величина реактивной мощности Q_к , которую необходимо компенсировать до cos=0,95 по выражению [3].

Q_к= Q_ест - 0,33Р , (4.1.)

где Q_ест - естественная (до компенсации) реактивная мощность. Для ТП 2719,

Q_{к д}=512 - 0,33 803=247 квар;

Q_{к в}=610 - 0,33 663=391 квар.

Выбирается мощность конденсаторных батарей Q_Бк , при этом перекомпенсация не рекомендуется:

Q_к ?Q_Бк ?Q_ест . (4.2.)

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_Бк ?25 квар [3].

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.

Для ТП 2719 можно выбрать Q_Бк=500 квар.

Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:

Q=Q_ест - Q_Бк (4.3.)

Для ТП2719

Q_д= Q_ест - Q_Бк=512-500=12 квар;

Q_в= Q_{ест в} - Q_Бк=610-500=110 квар.

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации:

S= Р² + Q² (4.4.)

Для ТП 2719

S_д= 803²+12²=803 кВА; S_в= 663²+110²=672 кВА

Коэффициенты мощности после компенсации определяются по выражениям :

Для ТП 2719

cos_д=803/803=1; cos_в=663/672==0,987 .

Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 4.1.

Таблица 4.1-Сводные данные по компенсации реактивной мощности

5. ПРОВЕРКА И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА 10/0,4 кВ

Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок [4], в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей [5].

Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [4]:

(5.1.)

где S_р - расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n - количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [5];

S_{эк min} , S_{эк max} - соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей [4].

Принятые по [4] 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 [4]:

 (5.2.)

где к_с - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона х_вт .

Если значения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от х_вт [4], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитываются по формуле:

к_с= к_ст - ?( х_в - х_вт), (5.3.)

где ? - расчетный температурный градиент, 1/⁰С;

к_ст - табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15⁰С к_ст определяется для х_в=-15⁰С.

Данные по выбору трансформаторных подстанций сведем в таблицу 5.1.

Рекомендуемые конденсаторные позволяют снизить расчетную нагрузку на шинах ТП. В результате проведенных мероприятий удалось снизить потребную мощность ТП.

После компенсации реактивной мощности требуется замена всего шести трансформаторов вместо восьми. При этом мощность заменяемых трансформаторов на ступень меньше, чем до компенсации.

Таблица 5.1-Технические данные трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ-10 кВ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Для существующих ВЛ 10 кВ производится проверка сечения проводов по нагреву, потере напряжения при ожидаемом росте нагрузок. Производится расчет ожидаемой потери электроэнергии. Рекомендуется следующий порядок расчета.

Записываются в таблицу 6.1 номера и длины участков линии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1] и определяется расчетная нагрузка на участках ВЛ 10 кВ. По расчетной мощности определяются токи на участках сети 10 кВ.

Таблица 6.1-Электрический расчет ВЛ 10 кВ

Проверка существующей сети

Проверка по нагреву осуществляется по условию

I_доп > _Iраб (6.1)

Потери напряжения на участках сети определяются :

(6.2)

где r₀ и х₀-удельные активное и реактивное сопротивление провода, ом/км;

Р и Q - активная и реактивная мощности на участке линии 10 кВ.

l-длина участка, км.

Потери напряжения на участках сети определяем как потери напряжения от начала линии до конца рассматриваемого участка.

Потери электрической энергии на участке

(6.3)

Результаты расчета сведены в таблицу 6.2.

Сравнительный анализ данных показывает, что существующие сечения проводов проходят по нагреву, максимальные потери напряжения от ГПП до конца участка 20-21 составляют 16,17%.

Согласно норм технологического проектирования в сетях 10 кВ допускается потери напряжения до 10%. Поэтому необходимо выбирать сечение проводов, обеспечивающее нормативные показатели.

Существующие сечения проводов допускают потери электрической энергии 233789кВт^.ч.

Таблица 6.2-Проверка существующих сетей 10 кВ с учетом перспективы роста нагрузок

Выбор сечения проводов ВЛ 10 кВ

Сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки с учетом надежности [5]. По F_расч принимается ближайшее стандартное сечение провода.

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-35мм², 15-20 мм-50 мм² и более 20-70 мм². Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм² [5].

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву [2].

I_доп ?I_{р max} (6.4)

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное г0 и индуктивное х0; для определения х0 необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Дср?1500 мм). Данные по проводам сводятся в табл. 6.3.

Таблица 6.3-Выбор сечения проводов, потерь напряжения и энергии в ВЛ10 кВ с учетом роста нагрузок

По выбранному сечению провода рассчитываются потери напряжения на участках от ГПП до конца расчетного участка, потери электроэнергии на участке и всего по линии 10 кВ.

Потери напряжения на участке 0-1:

Потери электроэнергии на участке 0-1:

кВт.ч/год.

Результаты для остальных участков приведены в таблице 6.3.

Проведенные расчеты ВЛ 10 кВ требуют реконструкции линии. При этом необходимо заменить сечение проводов практически на всех участках сети. Данная реконструкция позволяет обеспечить надежность сети по механической прочности, по нагреву. При этом максимальные потери напряжения составляют 7,86%, что меньше допустимых 10%. Также ожидается снижение потери электрической энергии до 89344 квт.ч, что составляет 38% от существующих.

7. РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв

Рисунок 1.2 РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв

Таблица 7.1 - Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП 2854

7.1 Определение допустимой потери напряжения

Для оценки качества напряжения у потребителей составляется таблица отклонений напряжения (табл. 7.1). Таблица составляется для ближайшей и удаленной трансформаторных подстанций. Удаленной считается ТП, 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:

n n

?U_t%=???U_i + ???U_i , (7.1.1)

^{i=1 i=1}

где ???U_i - сумма надбавок от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака, %;

_n

???U_i - сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой

ⁱ⁼¹

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, %:

(7.1.2)

где Р и Q - активная и реактивная мощности, протекающие через трансформатор (дневные и вечерние), полная мощность которых наибольшая;

Uт ном - номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);

Rт и хт - активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

(7.1.3)

(7.1.4)

где Sт ном - номинальная мощность трансформатора, ВА;

Uр % - составляющая потери напряжения в реактивных сопротивления, определяемая через Uк по выражению:

(7.1.5)

Регулируемая надбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения ?U²⁵_{ш 0,4} 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.

После выбора регулируемой надбавки можно определить допустимые потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ (по абсолютной величине), которая определяется как разница между отклонением напряжения на шинах 0,4 кВ в 100 %-ном режиме и допустимым отклонением напряжения у потребителя:

?U^?доп=?U¹⁰⁰ш 0,4 - ?U¹⁰⁰доп (7.1.6)

Эта потеря распределяется на две части. Одна часть ?U^?? =2,0% оставляется, согласно ПУЭ [7], на линию внутри помещений, другая -- на наружную линию (в примере ?Uдоп=5,96%), по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1. при этом для каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:

?Uфакт ??Uдоп (7.1.7)

Величина ?Uдоп влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше? ?Uдоп, тем меньше сечение провода.

Рекомендуется устанавливать ?U_доп > 6 %. При невыполнении этого условия предлагаются следующие технические мероприятия:

уменьшить ?U^?? до 1...0.6 %, если линии внутри помещении небольшой длины (например, к линии подключены жилые дома);

увеличить сечение проводов на некоторых участках ВЛ 10 кВ.

установить продольно-емкостную компенсацию реактивного сопротивления;

предусмотреть замену на ГПП трансформатора с ПБВ на трансформатор с РПН и с помощью последнего создать на шинах 110 (35) кВ режим встречного регулирования напряжения.

В практике принятие технических мероприятий обычно рассматривается в указанной последовательности, окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения вариантов.

Для ближайшего ТП предлагается установить регулируемую надбавку -2,5%, а для удаленной ТП надбавку 0%. Для остальных ТП регулируемые надбавки выбираются в пределах 0 или -2.5%.

При заполнении таблицы 7.1 используем следующие данные:

Отклонение напряжения на шинах ГПП- из исходных данных;

Потери в линии 10 кВ - из таблицы 5.1;

Потери в трансформаторах 10/0,4 кВ - по формулам (7.1.2)…(7.1.5).

Потери напряжения в ТП 2854:

(7.1.5)

Ом (7.1.3)

Ом (7.1.4)

(7.1.2)

Таблица 7.1-Таблица отклонения напряжения

7.2 Конструктивное выполнение линий 0,38 и ТП 10/0,4кВ

Концевые опоры устанавливаются в начале ВЛ и вблизи всех потребительских ТП. Угловые опоры устанавливаются в точках поворота и подсоединения ВЛ. Выбираем угловые опоры анкерного типа..

Промежуточные опоры устанавливаем на прямых участках трассы. Крепление проводов к штыревым изоляторами при помощи проволочной вязки. Количество опор выбираем в зависимости от длины линии и пролета.

Данные выбираем по приложению 5, [2].

Для провода А 95длина пролета - 60 м;

Длина линии - 200 м;

Для провода АС 25 длина пролета - 95 м;

Длина линии - 300 м;

Для провода АС 25;

Длина линии - 60 м;

Линия 0.38 кВ (ТП-2854)

Концевые опоры - тип КАа 4 шт.

Угловые опоры - тип ААа - 1 шт.

Промежуточные опоры - тип ППа - 2

Длина полета Lпр - 35 м.

Количество промежуточных опор:

Линия Л1: N = L_л1/L_пр=20/35 =1 шт.

Линия Л2: N = L_л2/L_пр=30/35 = 1 шт.

Линия Л3: N = L_л3/L_пр= 60/35 =2 шт.

Всего промежуточных опор 15 шт.

Изоляторы фарфоровые типа ТФ - 20 (по 5 штук на опору)

Для крепления изоляторов используем крюки.

Выбираем трансформаторную подстанцию для ТП 2854

Тип КТП - 160 10/0.4 - У1

Основные технические характеристики:

U_{ном. вн}= 10 Кв

I_ном = 7,5

I_{ном Л1} = 231 А

I_{ном Л2} = 37 А

I_{ном Л3} = 95 А

Схема предусматривает линию централизованного уличного освещения.

Вводы ВН и НН - воздушные. Габаритные размеры КТП не более 1300Ч1300Ч2740 мм. Масса КТП не более 1500 кг.

7.3 Электрический расчет линий напряжением 0,38 кВ

Выбор проводов производим по допустимой потере напряжения, пользуясь при этом данными таблиц 7.1.

Задаемся реактивным сопротивлением 1 км провода в линиях 0,38 кВ x₀=0,4 Ом/км.

Определяется составляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях (в процентах):

(7.3.1)

где Q --реактивная мощность, кВАр дневная или вечерняя, которой соответствует большая полная мощность.

Определяется допустимая составляющая потери напряжения в активных сопротивлениях (в процентах):

(7.3.2)

Расчетное сечение проводов:

(7.3.3)

где г=32м/ОмЧмм² -- удельная проводимость алюминия; Р, Вт, берется того же максимума, что и Q; U_ном=380 В; L в м.

Выбирается стандартное сечение провода:

(7.3.4)

Проверяем выбранный провод по нагреву:

(7.3.5)

I_р.max находим по формуле:

(7.3.6)

Рассчитывается фактическая потеря напряжения, которая сравнивается с допустимой:

(7.3.7)

(7.3.8)

(7.3.9)

Расчет Л1:

в формуле (7.3.1)

в формуле (7.3.2)

в формуле (7.3.3)

Принимаем F_ст=25 мм², провод АС 25

в формуле (7.3.4)

 А А в формуле (7.3.6)

в формуле (7.3.5)

По нагреву провод не проходит принимаем F=95 мм², провод А 95

А

в формуле (7.3.7)

в формуле (7.3.8)

в формуле (7.3.9)

Расчет Л2:

Принимаем F_ст=25 мм², провод АС 25

А А

Расчет Л3:

Принимаем F_ст=25 мм², провод АС 25

А А

Данные расчета заносим в таблицу 7.2

Таблица 7.2 - Сводные данные расчета линий 0,38 кВ

7.4 Проверка сетей на успешный запуск крупных асинхронных электродвигателей

При запуске крупных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (ЭД) , потери напряжения в сетями увеличиваются вследствие протекания пусковых токов , так как его электромагнитный момент пропорционален квадрату напряжения.

Допустимое снижение напряжения на запускаемом ЭД из условия успешного запуска определяется:

(7.4.1)

где: М_трог - момент трогания рабочей машины, приведенный к валу ЭД;

М_изб=0,2…0,3ЧМ_ном.- избыточный момент, необходимый для ускорения системы “электродвигатель - рабочая машина”;

М_ном и М_пуск - номинальный и пусковой момент ЭД.

Если все моменты разделить на М_ном т.е. выразить в относительных единицах, то выражение примет вид:

(7.4.2)

Успешный запуск ЭД возможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска не превышает (по абсолютной величине) допустимого:

(7.4.3)

Фактическое отклонение напряжения определяется по формуле:

(7.4.4)

где: дU_{ш 0,4} - фактическое отклонение напряжения на ЭД перед пуском на шинах 0,4 кВ (меньше из отклонений 100 или 25 % режимов), подставляется со знаком “+”, если напряжение ниже номинального и “-“- если напряжение выше номинального.

ДU_пуск -потеря напряжения в трансформаторе от пускового тока, определяется по упрощенной формуле:

(7.4.5)

где: Z_Т -полное сопротивление трансформатора;

(7.4.6)

Здесь U_т.ном - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;

Полное сопротивление линии Л1 определяется:

(7.4.7)

Сопротивление электродвигателя в пусковом режиме находится по формуле:

(7.4.8)

где: U_ном и I_эд.ном - номинальные напряжения и ток электродвигателя;

к_i-кратность пускового тока.

Если расчетом устанавливается, что двигатель может не запуститься, то необходимо провести более точные расчеты (не по упрощенным формулам ), считая отклонение напряжения на шинах 10кВ ТП 2854 не меняющимся при пуске ЭД. Если и при этом условие не будет выполнено, то завышается сечение проводов в линии и делается корректировка.

Потребитель - кормоприготовительное с дробилкой кдм-2.

Таблица 7.1 - Сводная таблица по расчету сети 0,38 кВ на успешный запуск крупного АД

Допустимое снижение напряжения на запускаемом электродвигателе:

Сопротивление электродвигателя:

Ом

Сопротивление трансформатора:

Ом

Полное сопротивление линии Л1:

Ом

Потеря напряжения в линии и трансформаторе от пускового тока:

Фактическое отклонение напряжения при 100 % нагрузке:

Успешный запуск ЭД возможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска не превышает (по абсолютной величине) допустимого:

Условие выполняется, двигатель запустится.

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Токи короткого замыкания (КЗ) необходимы для проверки выбранного электрооборудования, расчета и проверки действия релейной защиты.

8.1 Исходная схема для расчета токов КЗ

Расчет токов КЗ начинается с выбора расчетной схемы (рис. 8.1), на которой указываются марки проводов и их сечение, длины участков линий электропередачи, силовые трансформаторы и их мощность, мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ питающей подстанции.

На расчетную схему наносятся точки КЗ:

На сборных шинах 10 кВ головной понизительной подстанции (ГПП); на шинах 10 кВ расчетных потребительских подстанций; в конце линии 10 кВ.