Быстрый поиск

Курсовая работа: Електропостачання сільського виробництва

, (7)

де Pi – розрахункове навантаження (денне або вечірнє) i-го споживача, кВт;

cos ji – коефіцієнт потужності i-го споживача.

Значення повних потужностей на ділянках лінії визначаємо із виразів:

; . (8)

4 ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТА КІЛЬКОСТІ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ

4.1 Визначення розрахункової потужност силових трансформаторів

Визначення розрахункової потужності силових трансформаторів одно, або двотрансформаторних підстанцій виконується методом надбавок шляхом підсумовування розрахункових активних потужностей на головних ділянках ліній 0,38 кВ, що відходять від підстанції (окремо денних та вечірніх). Потужність зовнішнього освітлення своїм повним розміром додається до сумарного вечірнього максимуму.

(9)

(10)

де РРД лін. Б , РРВ лін. Б – більше з розрахункових, відповідно денних та вечірніх, навантажень ліній, що відходять від підстанції, кВт;

, – сума надбавок від менших розрахункових, відповідно денних та вечірніх, навантажень ліній, кВт.

кВт

Повна розрахункова потужність трансформатора (денна або вечірня) визначається через відповідний коефіцієнт потужності за формулою (8).

За розрахункову приймається більша з двох (денна або вечірня) потужність трансформатора.

4.2 Вибір кількості та потужності силових трансформаторів

Вибір встановленої потужності трансформаторів одно та двотрансформаторних підстанцій виконуєтмо із умови їхньої роботи в нормальному режимі за економічними нтервалами навантажень

(11)

де SPпід. – розрахункове навантаження підстанції, кВА;

n – кількість трансформаторів, шт.;

– мінімальна максимальна межа економічного інтервалу навантаження трансформатора прийнято номінальної потужності (Додаток Е), кВА.

Приймаю SН тр = 100 кВА

Прийнят номінальні потужності трансформаторів перевіряю із умови їх роботи у нормальному режимі експлуатації за допустимими систематичними навантаженнями. Для забезпечення нормального режиму експлуатації підстанції вибрані номінальн потужності трансформаторів перевіряю за співвідношенням:

, (12)

де SР, SН – відповідно, розрахункова і номінальна потужність трансформатора, кВА;

n – кількість трансформаторів, шт.;

kс – коефіцієнт допустимого систематичного перевантаження трансформатора.

, (13)

де kcm – табличне значення коефіцієнта допустимого систематичного навантаження, яке відповідає табличній середньодобовій температурі (Додаток Е);

a – розрахунковий температурний градіент (Додаток Е), 1/0С;

tn – середньодобова температура повітря (із завдання), 0С;

tnm – середньодобова таблична температура повітря (Додаток Е), 0С.

5 РОЗРАХУНОК НАВАНТАЖЕНЬ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ 10 кВ

Розрахунков навантаження на ділянках ліній 10 кВ визначаються шляхом підсумовування навантажень (денних і вечірніх окремо) на вводах до споживчих ТП з урахуванням коефіцієнта одночасності:

, , (14)

де kо – коефіцієнт одночасності [1 с.42; 5 с.145; 9 с. 120];

РД i і РВ i – навантаження денного і вечірнього максимумів i- підстанції, кВт.

Результати розрахунку заношу в таблицю 3

Ділянка 7-9:

кВт кВА

Аналогічним шляхом розраховую й інші ділянки

Таблиця 3 – Розрахунок навантажень ПЛ–10 кВ

Ділянка	åРДi, кВт	åРВi, кВт	KO	РРДi, кВт	РРВi, кВт	cos jД	cos jВ	SРДі., кВА	SРВі, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
5-ТП-12	150	200	0,9	135	180	0,8	0,83	187,5	216,8
5-ТП-11	220	290	-	198	261	-	-	247,5	314,4
4-ТП-9	290	110	-	261	99	-	-	326,2	119,2
3-ТП-8	80	100	-	72	90	-	-	90	108,4
2ТП-4	300	170	-	270	153	-	-	337,5	181,3
1-ТП-3	119,6	146,6	-	1076	131,9	-	-	134,5	158,9

6 ВИЗНАЧЕННЯ ДОПУСТИМОЇ ВТРАТИ НАПРУГИ

Допустима втрата напруги в лініях 0,38 і 10 кВ визначається за відхиленням напруги у споживачів, яка повинна бути в межах ± 5 % від номінальної.

Загальна допустима втрата напруги під час 100 % навантаження дорівнює:

, (15)

де відхилення напруги біля джерела живлення при 100 % навантаженні (для системи 35/10/0,4 кВ – на шинах 10 кВ підстанції 35/10 кВ), %;

– допустиме відхилення напруги у споживача при 100 % навантаженні, %;

– сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %;

– сумарн втрати напруги в лініях та в трансформаторах при 100% навантаженні, %.

Одержану загальну допустиму втрату напруги необхідно розділити приблизно порівну між лініями мережі 10 і 0,38 кВ.

Відхилення напруги у найближчого до джерела живлення споживача при 25% навантаженн віддаленої ТП перевіряємо за виразом:

, (16)

де відхилення напруги біля джерела живлення при 25 % навантаженні, %;

– сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %;

– сумарн втрати напруги в лініях та в трансформаторах при 25% навантаженні, %.

Умова виконується

Для розрахунку допустимої втрати напруги складається таблиця відхилень напруги (Таблиця 4).

Рисунок 5 – Розрахункова схема мережі.

Таблиця 4 – Відхилення та втрати напруги на елементах системи

Елемент установки	Відхилення напруги, %
	Найбільш віддалена ТП (ВТП)		Проектована ТП (ПТП)
	100%	25%	100%	25%
Відхилення напруги на шинах 10 кВ	+3	-2,5	+3	-3
Лінія 10 кВ	-6,5	-1,5	-1	-0,25
Трансформатор 10/0,4 кВ
– постійна надбавка	+5	+5	+5	+5
– перемінна надбавка	+2,5	+2,5	0	0
– втрати	-4	-1	-4	-1
Лінія 0,38 кВ	-6	0	-6,5	0
Відхилення напруги у споживача	-5	2,8<+5	-5	-4,5<+5

Відхилення напруги в режимі мінімальних навантажень :

7 ВИБІР ПЕРЕРІЗІВ ПРОВОДІВ

Вибір перерізів проводів в мережах 0,38 к і 10 кВ проводиться за найменшими приведеними річними затратами з наступною їх перевіркою на допустиму втрату напруги.

Розрахунок ведеться для домінуючого (вечірнього або денного) максимуму навантаження на головних ділянках ліній.

Проводи вибирають за еквівалентною потужністю:

(17)

де kд – коефіцієнт динаміки зростання навантаження, для ліній що будуються
kд = 0,7 [1 с. 41; 9 с. 120];

SР – розрахункове навантаження ділянки лінії, кВА.

Втрата напруги на розрахункових ділянках ліній визначається за формулою:

(18)

де – питома втрата напруги (Додаток М) [ 9 с. 111], %/кВА× км;

довжина ділянки лінії, км.

Результати розрахунків зводимо у таблицю 5, для ПЛ–10 кВ та ПЛ– 0,38 кВ.

Таблиця 5 – Вибір проводів ПЛ–10 кВ (0,38 кВ)

Ділянка	SР, кВА	kд	SЕКВ. , кВА	Lділ., км	Fосн., мм2	Втрати напруги, %
Ділянка	SР, кВА	kд	SЕКВ. , кВА	Lділ., км	Fосн., мм2	DUпит, %/кВА ×км	на ділянці	від РТП (або ТП)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
5-ТП-12	168,7	0,7	118	2	АС70	0,0006	0,225	4,53
5-ТП-11	247,5		173	1	АС70	0,0006	0,24	4,13
4-ТП-9	326,2		228,3	2	АС70	0,0006	0,74	4,07
3-ТП-8	90		63	1	АС70	0,0006	0,18	3,33
2ТП-4	337,5		236,2	2	АС70	0,0006	0,27	2,87
1-ТП-3	134,5		94,1	0,5	АС70	0,0006	0,35	2,63

1	3	2	4	5	6	7	8	9
	00,7
5-4		13,3	9,87	0,08	А25	1,38	0,1	0,55
4-3		20	10,64	0,08	А25	1,31	0,1	0,45
3-2		32,8	13,65	0,04	А25	0,88	0,03	0,35
2-1		34,5	15,33	0,12	А25	0,88	0,1	0,32
1-0		35,8	15,54	0,035	А25	0,9	0,03	0,22

6-5		2,5	1,54	0,035	А25	1,32	0,28	0,45
5-4		5,08	2,7	0,035	А25	1,19	0,036	0,173
4-3		7,11	5,5	0,035	А25	0,48	0,014	0,137
3-2		9	7,6	0,03	А25	0,48	0,014	0,123
2-1		10,9	9,4	0,03	А25	1,15	0,04	0,109
1-0		12,7	10	0,03	А25	0,47	0,049	0,069

7-6		2,5	1,95	0,04	А25	1,32	0,06	0,78
6-5		5,08	4,32	0,035	А25	1,32	0,04	0,6
5-4		7,11	1,25	0,03	А25	1,32	0,05	0,32
4-3		49,8	40,53	0,035	А50	0,47	0,042	0,133
3-2		51,3	47,89	0,035	А50	0,48	0,04	0,12
2-1		55,03	51,95	0,06	А50	0,48	0,035	0,05
1-0		58	55,5	0,125	А50	0,47	0,03	0,03

13-12		4,4	3,7	0,04	А25	1,22	0,17	0,655
12-11		6,2	4,86	0,082	А25	1,32	0,122	0,638
11-10		8,2	6,8	0,08	А25	0,48	0,085	0,616
10-9		10,2	8,55	0,075	А25	0,48	0,0841	0,61
9-8		12,3	10,50	0,075	А25	1,15	0,082	0,6
8-7		14,1	66,6	0,055	А25	0,38	0,06	0,56
7-6		16	80,8	0,075	А25	0,38	0,03	0,48
6-5		19,7	17,5	0,035	А25	0,9	0,032	0,29
5-4		10,9	8,12	0,03	А25	0,9	0,108	0,56
4-3		16,48	10,64	0,08	А25	0,9	0,08	0,35
3-2		18,6	10	0,035	А25	0,9	0,041	0,12
2-1		20,8	19,3	0,03	А50	0,9	0,013	0,10
1-0		23,1	20,2	0,035	А50	0,49	0,078	0,091
0-14		34	28	0,007	А50	0,49	0,03	0,03