Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0,38кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора результаты сводим в таблицу 3.1.

 

Табл. 3.3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных

надбавок трансформатора.

№ п/п	Элементы схемы	Нагрузка
		100%	25%
1	Шины питающей подстанции	+5,0	+5
2	ВЛ – 35кВ	–7,5	–1,875
3	Трансформатор 35/0,38 кВ: надбавка потери напряжения	+7,5 –8,0	+7,5 –1,0
4	Линия 0,38 кВ	-6	0
5	Потребитель	+9,5	+9,625

DU%100 = 5,0 + 7,5 – 8,0 – (–5,0) = 9,5%;

DU%25 = 5,0 – 1,875 + 7,5 – 1,0 = 9,625%.

 

4. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

 

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

Fэк = Ip/jэк,

где Iр – расчётный ток участка сети, А; jэк – экономическая плотность тока, А/мм2.

Продолжительность использования максимума нагрузки Тм приводится в табл.10 П.1[1].

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

где Sp – полная расчетная мощность, кВА; Uном – номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в табл. 4.1.

 

Табл. 4.1. Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети	Sр, кВА	Рр, кВт	Iр, А	Тм, час	jэк, А/мм2	Fэк, мм2	Марка провода
РТП-ТП4	528,114	416,362	66	3950	1,1	60	AC-70
ТП4-ТП2	532,56	456,7	65	3950	1,1	60	AC-70
ТП2-ТП3	534,7	463,12	65	3950	1,1	60	AC-70
ТП3-ТП1	541,12	448,6	64	3950	1,1	60	AC-70
ТП4-ТП5	518,3	452,2	67	3950	1,1	60	AC-70
ТП5-ТП6	523,76	485,4	67	3950	1,1	60	AC-70
РТП-ТП7	82,4	78,2	4,2	3950	1,1	4	AC-16

 

 

5. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

 

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле

где Р – активная мощность участка, кВт; Q – реактивная мощность участка, квар; r0 – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]); х0 – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]); L – длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле

Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 5.1

 

Табл. 5.1. Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участок сети	Марка провода	Р, кВт	r0, Ом/км	Q, квар	х0, Ом/км	L, км	DU, В	DU,%
РТП-ТП4	AC-70	528,114	0,49	325,6	0,15	5,385	87	2,5
ТП4-ТП2	AC-70	532,56	0,49	356,7	0,15	2	89	2,5
ТП2-ТП3	AC-70	534,7	0,49	372,67	0,15	1,802	89	2,5
ТП3-ТП1	AC-70	541,12	0,49	317,67	0,15	5,099	90	2,5
ТП4-ТП5	AC-70	518,3	0,49	319,4	0,15	0,5	85	2,5
ТП5-ТП6	AC-70	523,76	0,49	345,2	0,15	2	87	2,5
РТП-ТП7	AC-16	82,4	1,8	69,4	0,45	1	51	1,4

 

 

Рис. 5.1. Диаграмма отклонения напряжения

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

,

где Smax – расчётная мощность, кВА; Sтр – мощность трансформатора, кВА; Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %; Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

Активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

Ua = (ΔPк.з./Sтр)100%,

где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

cosφ = Pp/Sp,

где Рр –расчётная активная мощность, кВт; Sр – расчетная полная мощность, кВА.

Uа = 0,09 %,

Up = 6,499 %,

cosφ = 0,994,

sinj = 0,104,

ΔU = (503,881/400) × (0,089 + 0,682) = 0,972 %.

 

6. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

 

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле

ΔP = 3I2·r0L·10–3,

где I – расчётный ток участка, А; r0 – удельное активное сопротивление участка, Ом/км; L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

ΔW = ΔPτ,

где τ – время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

τ = (0,124 + Тм/1000)2 · 8760,

где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в табл. 6.1

Табл. 6.1. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети	I, А	ro, Ом/км	L, км	DР, кВт	Тм, час	t, час	DW, кВт·ч
РТП-ТП4	66	0,49	5,385	19	3950	2359	44821
ТП4-ТП2	65	0,49	2	19	3950	2359	44821
ТП2-ТП3	65	0,49	1,802	19	3950	2359	44821
ТП3-ТП1	64	0,49	5,099	19	3950	2359	44821
ТП4-ТП5	67	0,49	0,5	19	3950	2359	44821
ТП5-ТП6	67	0,49	2	19	3950	2359	44821
РТП-ТП7	4,2	1,8	1	0,29	3950	2359	68411
Итого:							336926

 

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле

,

∆P% = 0,866 %,

∆W% = 0,479 %.

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

ΔРтр = ΔРх.х. + β2·ΔРк.з.,

где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); DРк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]); b – коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

ΔWтр = ΔРх.х.· 8760 + β2·ΔРк.з.τ,

∆Pтр = 1,35 + 1,586 × 5,5 = 10,077 кВт,

∆Wтр = 1,35 × 8760 + 1,586 × 5,5 × 1885,992 = 13720,72 кВт×ч.

 

7. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

 

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

где – надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %; – потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %; – потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %; Vк – конструктивная надбавка трансформатора, %.

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле

Vрег = 5 – 1 + 0,081 + 0,243 – 5 = –0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %, ∆Uдоп = 9 – 0,326 – 0,972 + 5 – 5 –(–5) + (0) = 12,701 %, что составляет 48,26 В.

Рис. 7.1. Расчетные схемы сети 0,38кВ

 

 

8. Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

 

Когда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме.

Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с.

При пуске электродвигателей допускаются значительно большие понижения напряжения, чем при нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель мог нормально развернуться.

Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3

 

Паспортные данные электродвигателя

Рном=7,5 кВт  cosjном=0,88 КПД=0,875

lmax=2,799  lmin=1,8  lпуск=2

lкр=2  Rк.п=0,076  Хк.п=0,149

Sк=17  кI=7,5  lтр=1,199

Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле

dUдоп.д.= – (1 – 0,851) × 100 = –14,853 %

Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам

rл = r0 · L,

хл = х0 · L,

rл = 0,411 × 0,275 = 0,113 Ом,

xл = 0,299 × 0,275 = 0,082 Ом.

Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле

δUд.пус.ф. = – δUд.д.пуск – δUтр.пуск – δUл0,38пуск,

где δUд.д.пуск – отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %; DUтр.пуск – потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %; ΔUЛ.0,38 пуск – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %.

Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле

Мощность двигателя при пуске определяется по формуле

где кI – кратность пускового тока.

Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле

tgφпуск = Xк.п./Rк.п..

Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется

.

Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие

δUдоп.д > δUд.пуск.фак..

Пусковой коэффициент реактивной мощности равен

tgφпуск = 1,948 → cosφпуск = 0,456.

Мощность асинхронного двигателя при пуске равна

Pд.пуск= (25,688×0,724)/0,77=24,186 кВт.

Потери напряжения в трансформаторе при пуске асинхронного электродвигателя равны

∆Uл 0,38пуск = (24,186×12,751)/400=0,771 %.

Потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске двигателя равны