Электрический расчет воздушной линии

Страницы работы

Содержание работы

Практическая работа 1

Электрический расчет воздушной линии.

1. Рассчитать экономическое сечение qе проводов воздушной трехфазной линии с одной нагрузкой на ее конце. Для всех вариантов линия должна быть выполнена из голых проводов.

2. Подобрать действительное (стандартное) сечение проводов линии qн и проверить его по условиям нагрева.

3. Для линии выбранного сечения подсчитать:

a) потерю линейного напряжения ∆Uл (кВ);

b) относительную потерю напряжения, т. е. отношение потери напряжения к номинальному напряжению в линии

4. Проверить выбранное сечение по допустимой потере напряжения.

Р=6000 кВт cosφ=0,92 UН=35 кВ

l =25 км τ =2800 ч/год Стале-алюминиевый

1. Определяем рабочие токи в линии:

А

2. По справочнику определяем экономическую плотность тока jЭК по заданному числу часов использования максимальной нагрузки:

3. Рассчитываем экономическое сечение проводов воздушной трехфазной линии:

мм 2

4. По расчетному экономическому сечению выбираем стандартное по условию:

5. Для выбранного сечения выписываем активное и реактивное сопротивление по справочнику:

6. Определяем расчетные потери в линии:

кВ

7. Определяем допустимую потерю напряжения:

кВ

8. Проверяем выбранное сечение по условию:

— неверно

9. Выбираем большее сечение:

10. Для выбранного сечения выписываем активное и реактивное сопротивление по справочнику:

11. Определяем расчетные потери в линии:

кВ

12. Проверяем выбранное сечение по условию:

Вывод: Мы выбрали для воздушной трехфазной линии провод марки АС – 150, проверили его по допустимой потере напряжения в линии и выяснили, что выбранный нами провод удовлетворяет этому условию.

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1].

Определяются расчетные мощности и токи участка по выражениям (2.21). (2.26). При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится по таблице 5.3 [2](как активных, так и реактивных).

Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [7] с учетом надежности [6]. По F принимается ближайшее стандартное. 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-35мм, 15-20 мм-50 мм и более 20-70 мм. Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм [6]. По экономическим интервалам нагрузок провода выбираются по таблице 5.4 [2].

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:

I≥ I, (5.1)

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное r и индуктивное х; для определения х необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Д=1500 мм).

Читайте также:  Почему сильно шумит смеситель

Рассчитываются потери напряжения на участках в процентах:

DU% =;(5.2)

DU% = ; (5.3)

где и Q — мощности, протекающие по участку, Вт и вар;

— длина участка, м;

— номинальное напряжения сети, В;

и — сопротивление провода, Ом/км;

Подсчитываются потери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощность рассматриваемого участка.

Определяются потери электрической энергии на участках

DW= DР· 8760 + DР·· t (5.4)

Данные по расчету ВЛ 10 кВ приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Электрический расчет ВЛ 10 кВ

6. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ У ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Для оценки качества напряжения у потребителей составляется таблица отклонений напряжения (таблица 6.1), из которой определяется допустимая потеря напряжения U в линиях 0,38 кВ. Таблица составляется для ближайшей расчетной и удаленной трансформаторных подстанций, в проекте ТП 1 является ближайшей и расчетной. Удаленной считается ТП 8, 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:

δU% = + , (6.1)

где — сумма надбавок от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака, %;

— сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой 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, %:

ΔU% =, (6.2)

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

U— номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);

R и Х — активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

R= ; (6.3 )

Х= ; (6.4)

где S — номинальная мощность трансформатора, ВА;

U — составляющая потери напряжения в реактивных сопротивления, определяемая через U по выражению:

U=; (6.5)

Регулируемая надбавка ПБВ трансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения δU 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.

Допустимая потеря напряжения во всей линии 0,38 кВ (по абсолютной величине) определяется как разница между отклонением напряжения на шинах 0,4 кВ в 100 %-ном режиме и допустимым отклонением напряжения у потребителя:

ΔU= δU — δU (6.6)

Эта потеря распределяется на две части. Одна часть ΔU»=2,0% оставляется, согласно ПУЭ [8], на линию внутри помещений, другая — на наружную линию, по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1, при этом для каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:

ΔU ΔU (6.7)

Величина ΔU влияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше ΔU, тем меньше сечение провода. Рекомендуется устанавливать ΔU> 6 %. При невыполнении этого условия предлагаются следующие технические мероприятия:

Читайте также:  Цвета сочетаемые с ментоловым

— уменьшить ΔU» 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.

При заполнении таблицы 6.1 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 — рассчитываются по формуле (6.2) — (6.5).

Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии (табл. 5.1). Рекомендуется следующий порядок расчета.

5.1. Записываются в табл. 5.1 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], согласно табл. 5.2.

Определяются расчетные мощности и токи участка по выражениям (2.16). (2.19). При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится по табл. 5.3 (как активных, так и реактивных).

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 – 35 мм 2 , 15-20 мм – 50 мм 2 и более 20 – 70 мм 2 . Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм 2 [5].

Электрический расчет ВЛ 10 кВ

Участок Сумма мощности ТП за участком Кол-во тр-ров за участком, шт. Ко Расчетная мощность участка Рабочий ток, А Марка и сечение провода Потери напряжения Потери энергии ΔW, кВ·ч
Длина, км Активная кВт Реактивная кВАр Активная, кВт Реактивная кВАр Полная кВА Iд Iв днём вечером
ΣРдi Σ Рвi Σ Qдi Σ Qвi Рд Рв Qд Qв Sд Sв На участке От ГПП до конца участка На участке От ГПП до конца участка
0-1 0,77 АС70 1,1 1,1 0,81 0,81
1-2 0,6 0,78 АС70 0,14 1,24 0,11 0,2
2-3 0,6 0,9 АС35 0,08 1,32 0,06 0,98
3-4 0,1 АС35 0,01 1,33 0,01 0,99
2-5 0,6 0,8 АС35 0,18 1,42 0,14 1,06
5-6 ;6 АС35 0,02 1,44 0,02 1,08
5-7 0,83 АС35 0,87 2,29 0,64 1,7
7-8 0,3 АС35 0,04 2,33 0,03 1,73
7-9 0,6 0,85 АС35 0,11 2,4 0,08 1,78
9-10 2,3 24 . АС35 0,21 2,61 0,16 1,94
9-11 3,1 АС35 0,24 2,64 0,17 1,95
Итого:
Читайте также:  Конек вальмовой крыши фото

Экономические интервалы нагрузок провода выбираются по табл.5,4.

Коэффициенты одновременности для расчета электрических нагрузок в распредсетях 6. 35 кВ

Количество ТП, шт. и более
Ко 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65

Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [6] с учетом надежности [5]. По Fpaсч принимается ближайшее стандартное

Добавки при суммировании нагрузок в сетях 6. 35 кВ

Р ΔР Р ΔР Р ΔР Р ΔР Р ΔР
0,6 17,2 36,5 !40
2,5 18,8 40,2
3,7 20,4
6,3 23,6
7,7 24,4 55,8
25,2 59,5
9,7 26,8 63,2
10,4 28,4
11,6 70,8
31,6 74,5
14,5 32,4
15,8 33,2
16,5 34,8

Интервалы экономических нагрузок (токовых) для проводов ВЛ – 10 кВ.

Iраб.max, А 0 — 12 12 — 22 22 — 31 31 — 47 47 — 70 > 70
Провод АС — 25 АС — 35 АС — 50 А — 70 А — 95 А – 120

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву [2] (табл. 5.5).

Допустимый ток провода по нагреву

Провод А35 А50 А70 А95 А120 АС35 АС50 АС70
I доп

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное г и индуктивное х; для определения х необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Дcp≈1500 мм). Данные по проводам сводятся в табл. 5.6.

Провод Дср, мм r Ом /км xо, Ом/км I р max, А I доп,, А^
АС 35 0,85 0,38
АС 70 0,42 0,4

Рассчитываются потери напряжения на участках в процентах:

(5.2)

(5.3)

где P и Q – мощности, протекающие по участку, Вт и ВАр;

l – длина участка, км;

Uном – номинальное напряжение сети, В;

r и x – погонное сопротивление 1 км провода, Ом/км.

Подсчитываются потери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощность рассматриваемого участка.

Определяются потери электрической энергии на участках.

где τ – выбирается из таблицы 4.2 .

Размерность величин: Ip.max в А; r в Ом/км; l в км; τ в ч.

Подсчитываются потери энергии по всей линии. Эти потери необходимо оценить в процентах от годового потребления электроэнергии населенным пунктом (в примере Wгод = 498·3500=1743000 кВт·ч.

(5.5)

(5.6)

где Ррасч – расчетная мощность ВЛ 10 кВ (в примере Ррасч = 498 кВт). Здесь же необходимо оценить потери электроэнергии в потребительских трансформаторах:

где ΔWT – суммарные потери электроэнергии во всех ТП (табл. 4.1). В примере ΔWT %=2%.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

Adblock detector