 |
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 d U100 =5%; d U25 =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, %;
- 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.
Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ
Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.
Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле
где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2);
D Uдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;
Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт;
Li – длина i -го участка сети, м;
Uном – номинальное напряжение сети, В.
Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
|
|
|
,
где D Uр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.
реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле
,
где Qi – реактивная мощность i -го участка сети, квар;
Li – длина i -го участка сети, км;
хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Участки принимаются для последовательной цепи от источника до расчетной точки.
Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле
,
где Рр – расчетная мощность кВт;
– коэффициент реактивной мощности до компенсации;
– оптимальный коэффициент реактивной мощности.
Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле
,
где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.
Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113
∆Up= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В,
∆Uд.а.=48,259-0,039=48,22 В,
106492/586361,599=0,181 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм2 марки AC-16.
∆Uф= ((3,6×1,8+2×0,299×25)/380+((1×1,8+0×0,299×16,492)/380)=0,543 В,
∆U%ф= (0,543/380)×100=0,143 %.
Линия №2 ТП-6 - 512 + 512 - 155
∆Up= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В,
∆Uд.а= 48,259-4,001=44,258 В,
10996925/538182,757=20,433 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 25 мм2 марки AC-25.
∆Uф=((27,399×1,139+12×0,299×182,2)/380+((25×1,139+12×0,299×240,185)/ /380)=36,992 В,
∆U%ф= (36,992/380)×100=9,734 %.
Линия №3 ТП-6 - 142 + 142 - 545
∆Up= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В,
∆Uд.а =48,259-9,945=38,314 В,
30338154/465904,953=65,116 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 70 мм2 марки AC-70.
∆Uф=((54,799×0,411+23,6×0,299×275,181)/380+((50×0,411+20×0,299×305,163)/ /380)=42,838 В,
∆U%ф= (42,838/380)×100=11,273 %.
Линия №4 ТП-6 - 542 + 542 - 603
∆Up= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В,
∆Uд.а =48,259-5,177=43,082 В,
15265120/523889,05=29,138 мм2.
Принимается алюминиевый провод сечением 35 мм2 марки AC-35.
|
|
|
∆Uд.а=((35,399×0,829+15,199×0,299×428,122)/380+((0,699×0,829+0,32×0,299×156,54)//380)=38,519 В,
∆U%ф= (38,519/380)×100=10,136 %.
Таблица 14. - Потери напряжения на элементах сети
| Элемент сети | Отклонение напряжения, % | |
| при 100% нагрузке | при 25% нагрузке | |
| Шины 35 кВ | 9 | 1 |
| Линия 35 кВ | -0,326 | -0,081 |
| Трансформатор 35/0,4 кВ: потери напряжения надбавка конструктивная надбавка регулируемая | -0,972 +5 0 | -0,243 +2.5 0 |
| Линия 0,38 кВ | -10,136 | - |
| Допустимое отклонение напряжения | -5 | +5 |
Рисунок 14.1 - Диаграмма отклонения напряжения
Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 14.2
Таблица 14.2 - Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ
| Участок сети | S, кВА | Р, кВт | I, А | ro, Ом/км | L, км | DР, кВт | Тм, час | t, час | DW, кВтч |
| ТП-6 - 352 | 4,118 | 3,6 | 6,257 | 1,8 | 0,025 | 0,005 | 1300 | 565,16 | 2,987 |
| 352 - 113 | 1 | 1 | 1,519 | 1,8 | 0,016492 | 0 | 1300 | 565,16 | 0,116 |
| ТП-6 - 512 | 29,912 | 27,399 | 45,448 | 1,139 | 0,1822 | 1,287 | 2200 | 1036,623 | 1334,258 |
| 512 - 155 | 27,73 | 25 | 42,133 | 1,139 | 0,240185 | 1,458 | 2200 | 1036,623 | 1511,669 |
| ТП-6 - 142 | 59,665 | 54,799 | 90,655 | 0,411 | 0,275181 | 2,795 | 2800 | 1429,772 | 3996,611 |
| 142 - 545 | 53,851 | 50 | 81,821 | 0,411 | 0,305163 | 2,525 | 2200 | 1036,623 | 2617,626 |
| ТП-6 - 542 | 38,525 | 35,399 | 58,534 | 0,829 | 0,428122 | 3,652 | 2200 | 1036,623 | 3786,325 |
| 542 - 603 | 0,769 | 0,699 | 1,169 | 0,829 | 0,15654 | 0 | 1300 | 565,16 | 0,301 |
| Итого | 1,628 | 11,724 | 13249,897 |
|
|
|
