Курсовий проєкт Венгер (1)

11

де SМ – максимальна потужність ділянки лінії (найбільше з розрахункових навантажень денного SД або вечірнього SВ максимумів), кВА; КД – коефіцієнт,

який враховує динаміку навантаження (для сільських мереж рекомендується КД

= 0,7).Розрахункове денне SД та вечірнє SВ навантаження знаходять, виходячи із загального денного РД та вечірнього РВ навантажень і коефіцієнта потужності. Розрахунки по вибору перерізів проводів починаємо з головної ділянки лінії і одержані дані заносимо у табл. 7.

Таблиц я 7

Розрахунки з вибору проводів лінії 10 кВ

12

Переріз проводів лінії 10 кВ, вибраних за допомогою економічних інтервалів потужностей, потрібно перевіряємо на допустиму втрату напруги.

При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не

повинна перевищувати допустиму, тобто:

ΣΔUі < ∆UДОП.

Фактична втрата напруги на і-й ділянці лінії (%):

U і = [(Рі ri /UН) + (Qi xi/UН)]/10·UН ,

де Рі, Qі – розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт,

квар; ri, xi – активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

ri = roi ·Li ; xi = xoi ·Li ,

де roi, xoi – питомі активний та реактивний опори проводу на ділянці лінії,

Ом/км; UН – номінальна напруга лінії, кВ; L i – довжина ділянки лінії, км.

Фактичну втрату напруги до будь-якого споживача визначаємо як суму втрат напруги на окремих, послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела живлення.

У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити за денним та вечірнім максимумом навантажень окремо.

Але в деяких випадках шляхом інженерного аналізу можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата.

Результати розрахунків фактичної втрати напруги записуємо у табл. 7.

Ділянка 6-7

= √273,912 − 2522 = 107 ВАР

= 0,6 0,2 = 0,12 Ом

= 0,4 0,2 = 0,08 Ом

Ділянка 2-6

= √495,652 − 4562 = 194,01 ВАР

= 0,6 0,2 = 0,12 Ом

13

= 0,4 0,2 = 0,8 Ом

Ділянка 4-5

= √3252 − 2602 = 195 ВАР

= 0,6 0,7 = 0,42 Ом

= 0,4 0,7 = 0,28 Ом

Ділянка 3-4

= √337,72 − 3042 = 147 ВАР

= 0,6 0,3 = 0,18 Ом

= 0,4 0,3 = 0,12 Ом

Ділянка 2-3

= √403,262 − 3712 = 158 ВАР

= 0,6 0,8 = 0,48 Ом

= 0,4 0,8 = 0,32 Ом

Ділянка 1-2

= √1150,62 − 9552 = 641 ВАР

= 0,6 0,7 = 0,42 Ом

= 0,4 0,7 = 0,28 Ом

Ділянка 0-1

= √1222,32 − 1014,52 = 681 ВАР

= 0,6 0,6 = 0,36 Ом

= 0,4 0,6 = 0,24 Ом

Втрати напруги на ділянках:

6−7 = (252 0,12 ÷ 10) + (107 0,08 ÷ 10) ÷ 100 = 0,36%2−6 = (456 0,12 ÷ 10) + (194,01 0,08 ÷ 10) ÷ 100 = 0,66%4−5 = (260 0,42 ÷ 10) + (195 0,28 ÷ 10) ÷ 100 = 0,15%3−4 = (304 0,18 ÷ 10) + (147 0,12 ÷ 10) ÷ 100 = 0,68%2−3 = (371 0,48 ÷ 10) + (158 0,32 ÷ 10) ÷ 100 = 0,22%

14

1−2 = (955 0,32 ÷ 10) + (641 0,28 ÷ 10) ÷ 100 = 0,44%0−1 = (1014,5 0,36 ÷ 10) + (681 0,24 ÷ 10) ÷ 100 = 0,48

Сумарна втрата напруги на вітках:

∑∆ 0−5 = 0,48 + 0,44 + 0,22 + 0,068 + 0,15 = 1,36% ∑∆ 0,7 = 0,48 + 0,44 + 0,066 + 0,036 = 1,62%%

Допустиму втрату напруги знаходять за допустимим відхиленням напруги

успоживача, виходячи із заданого відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП

урежимі максимальних та мінімальних навантажень.

Допустиме відхилення напруги у споживача в нормальному режимі роботи дорівнює 5%. Розрахунок допустимої втрати напруги у лініях 10 та 0,38 кВ і вибір регульованих надбавок трансформаторів споживчих підстанцій 10/0,4

кВ виконуємо у формі табл. 8.

При складанні таблиці розглядаються дві споживчі ТП – ближня та віддалена.

Ближня ТП – це ТП, приєднана в безпосередній близькості до шин 10 кВ РТП

15

(наприклад, трансформатор власних потреб на РТП) і втрата напруги в лінії 10

кВ до цієї ТП рівна нулю. Віддалена – це ТП, до якої втрата напруги в лінії 10

кВ найбільша. Розглядаються також два режими навантаження – максимальний

(100%) та мінімальний (25%).

На кожній споживчій ТП (ближній та віддаленій) розглядаємо два споживача електроенергії – ближній, підключений безпосередньо до шин 0,4 кВ ТП (без лінії 0,38 кВ, втрата напруги дорівнює нулю), і віддалений,

підключений через найдовшу лінію 0,38 кВ, де втрата напруги буде найбільша.

Якщо фактична втрата напруги в лініях 10 та 0,38 кВ для заданого населеного пункту перевищує допустиму, необхідно передбачити заходи з її зменшення. Це може бути збільшення перерізів проводів ліній 10 та 0,38 кВ,

зниження навантаження на лінії 0,38 кВ (збільшення кількості ліній).

16

3.4 Електричний розрахунок лінії 0,38 кВ

Також розраховуємо таким самим методом економічних інтервалів лінії 0,38 кВ, дані заносимо у таблицю 9.

Таблиця 9

Розрахунок навантажень лінії 0,38 кВ для ТП 1

17

Таблиця 10

Розрахунок навантажень лінії 0,38 кВ для ТП 2

Після розрахунку навантажень ліній 0,38 кВ, зробимо розрахунки з вибору проводів, результати заносимо у таблицю 11-12 для обох ТП.

18

Результати розрахунків втрати напруги записуємо у табл. 11 для ТП1.

Лінія 1

= √135,612 − 130,22 = 37,92 ВАР

= 0,58 0,239 = 0,14 Ом

= 0,4 0,239 = 0,09 Ом

Лінія 2

= √114,742 − 92,942 = 67,3 ВАР

= 0,58 0,118 = 0,07 Ом

= 0,4 0,118 = 0,0472 Ом

Лінія

= √114,42 − 94,912 = 63,9 ВАР

= 0,58 0,154 = 0,089 Ом

= 0,4 0,154 = 0,0616 Ом

Лінія

= √1092 − 100,262 = 42,8 ВАР

= 0,58 0,160 = 0,093 Ом

19

= 0,4 0,160 = 0,064 Ом

Результати розрахунків втрати напруги записуємо у табл. 11 для ТП1.

Лінія 1

= √892 − 81,92 = 34,9 ВАР

= 0,58 0,102 = 0,06 Ом

= 0,4 0,102 = 0,04 Ом

Лінія 2

= √82,62 − 57,82 = 59 ВАР

= 0,58 0,04 = 0,023 Ом

= 0,4 0,04 = 0,016 Ом

Лінія 3

= √1282 − 92,22 = 88,8 ВАР

= 0,58 0,147 = 0,085 Ом

= 0,4 0,147 = 0,058 Ом

Втрати напруги на ділянках для ТП 1:

1 = ((1302 0,14 ÷ 0,38) + (37,9 0,09 ÷ 0,38)) ÷ 3,8 = 0,14%2 = ((92,94 0,07 ÷ 0,38) + (67,03 0,0472 ÷ 0,38)) ÷ 10 · 0,38 = 0,06%3 = ((94,91 0,089 ÷ 0,38) + (63,9 0,0616 ÷ 0,38)) ÷ 10 · 0,38

= 0,08%4 = ((100,26 0,093 ÷ 0,38) + (42,8 0,064 ÷ 0,38)) ÷ 10 · 0,38 = 0,08%

Втрати напруги на ділянках для ТП 2:

1 = ((81,9 0,06 ÷ 0,38) + (34,9 0,04 ÷ 0,38)) ÷ 10 · 0,38 = 0,04%2 = (57,8 0,023 ÷ 0,38) + (59 0,016 ÷ 0,38) ÷ 10 · 0,38 = 0,014%3 = (92,2 0,085 ÷ 0,38) + (88,8 0,058 ÷ 0,38) ÷ 10 · 0,38 = 0,082%

20

4. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

Розрахунок струмів короткого замикання необхідний для перевірки вибраної апаратури на термічну і динамічну стійкість, чутливості релейного захисту і для узгодження характеристик релейного захисту лінії 10 кВ з характеристиками запобіжників ТП - 10/0,4 кВ.

1) Струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ РТП:

де SКЗ – потужність к. з., мВА; UБ – базисна напруга, кВ (UБ = 10,5 кВ).

Ударний струм:

іу КУ 2ІКЗ( 3 ) =1.5 ∙ √2 ∙ 1.37 = 2.9 кА.

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

І Д 1 2( КУ 1 )2 ІКЗ( 3 ) = √1 + 2(1.5 − 1)2 ∙ 1.37 = 1.53 кА,

де КУ – ударний коефіцієнт ( 1 < КУ < 2 ).

2)Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі(в точці 6

приєдання заданої ТП)

де ZКЗ – опір кола короткого замикання до розрахункової точки, Ом.

ZКЗ xC xЛ 2 rЛ2 =√(4.41 + 0.6)2 + 0.92 = 5.09 Ом.

Опір системи:

і 1

де r0i, x0i – питомі активний та індуктивний опори 1 км проводу лінії, Ом/км